Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений - Геология, гидрология и геодезия отчет по практике

Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений - Геология, гидрология и геодезия отчет по практике




































Главная

Геология, гидрология и геодезия
Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.


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.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ
Студентки Маклаковой А.С. группы 18-13В
По учебно-ознакомительной практике, проходившей в НГДУ
«Альметьевнефть», учебный полигон ЦПК НГДУ «Елховнефть»
Начало практики 31.03.10. окончание практики 26.04.10.
1. Разработка нефтяных месторождений
1.1 Геология района и разработка месторождений
1.2 Организация производственных процессов в НГДУ
2. Техника и технология добычи нефти
2.2 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами
2.3 Эксплуатация скважин бесштанговыми глубинными насосами
2.4 Основные операции, выполняемые при исследовании скважин
2.5 Подземный и капитальный ремонт скважин
2.6 Методы воздействия на прискважинную часть пласта
3. Сбор и подготовка нефти на промысле
3.1 Сбор и подготовка добываемой продукции
3.2 Система ППД. Организация ППД на промысловых объектах
3.3 Ознакомление с работами по обслуживанию и ремонту трубопроводов
4. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и подземного оборудования
4.1 Безопасность труда и промышленная санитария
4.2 Охрана труда и окружающей среды на предприятии
Самое крупное в Татарстане - Ромашкинское месторождение в административном отношении занимает территорию Альметьевского, Бугульминского, Лениногорского и Сармановского районов Республики. Ромашкинское месторождение многопластовое. В отложениях девона и карбона выделено 22 нефтеносных горизонта, 18 из которыз представляют промышленный интерес. В них выявлено около 400 залежей нефти. Детально изучены регионально-нефтеносные горизонты: пашийско-кыновских, черепетско-кизеловских, бобриковских отложений. Слабо изученными остаются локально-нефтеносные горизонты (заволжские, алексинские, данково-лебедянские). Основные запасы нефти месторождения приурочены к терригенным отложениям девона и карбона. Ромашкинское месторождение приурочено к крупному тектоническому элементу территории - Южному куполу Татарского свода. Залежь нефти в пашийском горизонте приурочена к сводовой части этого поднятия. Режим залежей упруго-водонапорный. Во всем осадочном разрезе месторождения выделяется до 22 водоносных комплексов пород. Наиболее водообильными являются терригенные породы девона и карбона. Нефти девонских отложений относятся к типу легких, сернистых, парафинистых. Нефти всех отложений карбона близки по составу и и относятся к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых. Месторождение введено в разработку в 1952 году. К настоящему времени на месторождении выделено 10 эксплуатационных объектов.
Под разработкой нефтяной или газовой залежи понимается управление процессом движением жидкостей и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при помощи определенной схемы размещения расчетного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания режима работы скважин и регулирования баланса пластовой энергии.[2.24]
Совокупность указанных данных с учетом охраны недр и окружающей среды, определяет систему разработки залежи или месторождения.
Рациональная система разработки - это такая система, при которой месторождение
эксплуатируется минимальные числом скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи, высокую конечную нефтеотдачу, при возможно низкой себестоимости нефти.
Составной частью разработки месторождений является выделение объектов разработки.
Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, совокупность пластов, массив) содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин.
Объекты разработки разделяют как самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты предполагается разрабатывать скважинами, которыми эксплуатировали первоочередной объект до его истощения.
Системы разработки классифицируют по геометрии расположения скважин на площади и по методу воздействия на продуктивный пласт.
По геометрии расположения скважин выделяют системы с равномерной и н е равномерной расстановкой скважин.
Для систем с равномерной расстановкой характерно расположение скважин по правильным геометрическим сеткам: квадратной или треугольной. Обычно используется в залежах с неподвижным контуром нефтеносности.
Для систем с неравномерным расположением характерно расположение скважин рядами, параллельными перемещающимся контурам или рядам нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами в рядах и между рядами для каждой конкретной залежи определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении залежи, свойствах пластовых флюидов, режимах работы пласта.
По методу воздействия различают системы разработки без воздействия и с во з действием на пласт.
В системах без воздействия на пласт в процессе разработки залежи используют только естественную пластовую энергию.
Системы разработки оценивают по их характеристикам и показателям.
- фонд скважин -- общее число эксплуатационных (добывающих, нагнетательных скважин, предназначенных для разработки залежи).
Подразделяется на основной и резервный.
- удельный извлекаемый запас - отношение извлекаемых запасов нефти к общему числу скважин;
- плотность сетки скважин на площади принято выражать в гектарах, приходящихся на одну скважину.
- интенсивность системы заводнения - отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих.
- отношение числа резервных скважин к числу скважин основного фонда , расстояние между рядами скважин и между скважинами, расстояние от контура до добывающих скважин, и др.
Показатели разработки абсолютные характеризуют интенсивность и степень извлечения нефти, газа и воды во времени:
- добыча нефти - основной показатель - суммарный по всем добывающим скважинам объекта в единицу времени и среднесуточная добыча, приходящаяся на одну скважину.
- добыча жидкости - суммарная добыча нефти и воды в единицу времени,
- добыча газа -- отношение объема газа к количеству нефти, извлеченных из скважины в единицу времени,
- накопленная добыча - отражает количество нефти, добытое по объекту за весь прошедший период времени.
Регулирование процесса разработки заключается в обеспечении равномерного перемещения контуров водоносности. Неравномерность продвижения воды устраняют ограничением отбора жидкости из скважин обводняющихся с одновременным увеличением объема нагнетаемого агента в зонах, где продвижение контурных вод замедленное. Постоянно контролируется изменение пластового давления по площади. Давление замеряют в возможно большем числе скважин и строят через определенные промежутки времени карту изобар, по которым определяют падение пластовых давлений на отдельных участках.
1.2 Организация производственных процессов в НГДУ
нефть месторождение скважина добыча
Рис.1.2.1 Схема организации производственных процессов в НГДУ
Во главе НГДУ стоит начальник. Его непосредственные подчиненные - это главный геолог, главный инженер, главный технолог и заместитель по общим вопросам. В подчинении главного геолога имеются: отдел разработки (ОР), геологический отдел (ГО), группа моделирования (ГМ) и цех научных и производственных работ (ЦНИПР). Производственный отдел по добыче нефти (ПОДН), служба главного механика (СГМ), отдел охраны труда и пожарной безопасности (ООТиПБ), отдел текущего и капитального ремонта скважин (ОТиКРС), технологическая служба по работе внутрискважинного оборудования (ТСВО) и центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС) подчиняются главному инженеру. В ведении ЦИТС имеются: цех подземного ремонта скважин, цех добычи нефти и газа №1 (ЦДНГ-1), цех добычи нефти и газа №2 (ЦДНГ-2), цех поддержания пластового давления (ЦППД) и прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО). Главному технологу подчиняются: служба главного технолога (СГТ), цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН), газовая служба (ГЗ) и химико-аналитическая лаборатория (ХАЛ). Административно-хозяйственный отдел (АХО), служба обеспечения производства (СОП), транспортное производство (ТП), участок погрузочно-разгрузочных работ (УПРР) и ведомственная охрана (ВОХР) являются непосредственными подчиненными заместителя начальника НГДУ по общим вопросам.
Главный инженер руководит работой всех производственных цехов, лабораторий. Он возглавляет научно-исследовательскую работу на предприятии.
Функция технического отдела - обеспечение совершенствования техники и технологии производства. Основная задача этого отдела - разработка и внедрение прогрессивной технологии строительства скважин, разработка месторождений.
Отдел охраны труда контролирует соблюдение правил безопасности, охраны труда и промышленной санитарии.
Особые функции в управлении буровых и нефтегазодобывающих предприятий выполняет геологический отдел. Главная задача этого отдела - выбор и обоснование основных направлений поисково-разведочных работ, осуществление геологического контроля в процессе бурения и опробования скважин, выявление промышленных нефтегазоносных горизонтов, выбор рациональной системы разработки месторождений.
Главная задача производственного отдела - разработка и анализ выполнения оперативных планов - графиков, производственной программы организационно-технических мероприятий.
Планово-экономический отдел разрабатывает текущие и перспективные планы, организует внутризаводской хозрасчет.
Отдел организации труда и заработной платы проводит работу по планированию научной организации труда, затрат труда и заработной платы, организует социалистическое соревнование.
Для организации и управления работ по капитальному строительству на предприятиях имеются отдел капитального строительства и строительно-монтажные участки.
Бухгалтерия осуществляет учет денежных расходов предприятия основных и оборотных средств, заработной платы.
Отдел кадров подбирает и комплектует кадры, принимает и увольняет.
Административно-хозяйственный отдел - создание благоприятных условий для деятельности работников управления.
Объединение «Татнефть» -- одно из крупнейших нефтегазодобывающих объединений РФ. Объединение является сложным производственным комплексом, располагающим огромными производственными мощностями и высокоразвитой социальной инфраструктурой. Объединение своей деятельностью вызвало к жизни ряд современных городов и рабочих поселков. В состав объединения сегодня входят 14 нефтегазодобывающих управлений (НГДУ).
Организация производства и управления в нефтегазодобывающем производственном объединении во многом определяется специфическими особенностями отрасли и меняется в зависимости от масштабов и структуры производства.
Характерные особенности нефтедобывающей отрасли заключаются в следующем:
добыча нефти и газа связана с большим объемом специальных работ по поискам и разведке месторождений нефти и проектированию их разработки; бурению скважин, их освоению, обустройству месторождений; добыче, сбору, подготовке нефти и переработке газа, транспорту и хранению продукции.
Сооружения и оборудование нефтедобычи подвержены сильному влиянию окружающей среды, часто агрессивной, поэтому значительный и все возрастающий объем работ связан с производством ремонта подземного и наземного оборудования:
- объем и структура производства меняются по мере ввода новых мощностей и истощения запасов нефти в недрах;
- нефтепромысловые объекты (сооружаемые буровые, скважины, товарные парки, установки по подготовке нефти и др.) и производственные подразделения рассредоточены на большой территории, значительно удалены от баз вспомогательного производства и снабжения;
- подвижность границ объектов производства, обусловленной вводом в разработку новых месторождений, площадей, скважин;
- круглосуточное (в течение всего года) функционирование производства;
- значительное влияние природно-геологических и климатических условий на итоги деятельности производства.
2. Техника и технология добычи нефт и
Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется только за счет природной энергии называют фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит при пластовом давлении меньшем, чем гидростатическое давление столба жидкости в скважине, что обусловлено большим количеством растворенного в нефти газа.
При движении жидкости из зоны повышенного давления (пласт) в зону пониженного давления (скважина) из нее выделяется газ, который, расширяясь, помогает подъему жидкости. Во время подъема продукции скважины со снижением давления насыщения, в колонне подъемных труб выделяется растворенный в нефти газ и образуется газожидкостная смесь (ГЖС), плотность которой см меньше плотности жидкости ж ( см < ж ).
Условия фонтанирования в этом случае : Р пл > см g H.
Забойное давление : Р заб = см g H +Р тр +Р у .
Приток жидкости из пласта тем больше, чем меньше будет давление на забое - Р заб . В то же время пропускная способность подъемника будет тем выше, чем больше будет давление на забое. В процессе работы пласта и подъемника установится равновесие системы - «пласт-подъемник».
Рис. 2.1.1 Устройство скважины для фонтанной добычи.
По мере эксплуатации естественный приток нефти к скважине постепенно уменьшается. Это связано с уменьшением давления на забое. В связи с этим применяется механизированный способ эксплуатации. В частности компрессорный и бескомпрессорный газлифт. Подъем производится с помощью энергии вводимого в скважину сжатого газа или извлекается различными видами насосов. [3.31]
Рис. 2.1.2. Устройство скважины для газлифтной эксплуатации
2.2 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами
Длительная работа УШГН в скважине будет обеспечена грамотно подобранным режимом - системой следующих параметров: типоразмер насоса, глубина спуска, величина погружения под динамической уровень, длина хода и число ходов полированного штока, а также нагрузкой на колонну штанг. Проектирование оптимального режима производится по данным исследованиям, на основании которых рассчитывают добывные возможности скважины Qc. Им должны соответствовать возможности оборудования. Штанговая насосная установка состоит из наземного и подземного оборудования, установленного у устья скважины. [3.48]
К наземному оборудованию относятся станок-качалка с приводом и устьевое оборудование. К подземному оборудованию относят глубинный штанговый насос, колонну насосно-компрессорных труб и колонну насосных штанг.
Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, предназначенный для работы на больших глубинах. Насос в свою очередь состоит из двух основных узлов: цилиндра и плунжера. Привод насоса осуществляется с поверхности с помощью колонны насосных штанг.
Глубинные штанговые насосы по конструкции и способу установки делятся на две основные группы: трубные или не вставные и вставные.
Трубные насосы характерны тем, что основные узлы спускаются в скважину по отдельности. Цилиндр на колонне насосно-компрессорных труб, а плунжер на колонне насосных штанг. Подъем осуществляется в том же порядке.
Вставной насос, в отличие от трубного, спускают в скважину и поднимают из скважины уже в собранном виде с помощью насосных штанг. Насос закрепляется с помощью специального замкового соединения, установленного на колонне насосно-компрессорных труб. Для замены вставного насоса достаточно поднять колонну насосных штанг.
Используются балансирные и безбалансирные штанговые установки.
Схема и принцип работы штанговой насосной установки с трубным насосом и балансирным станком-качалкой:
Рис.2.2.1. Схема штанговой скважинно-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 (с противоположной стороны тормозной шкив); 24 - клиноременная передача; 25 - электродвигатель на поворотной салазке; 26 - ведущий шкив; 27 - рама; 28 - блок управления.
Применяются также безбалансирные станки-качалки в которых вместо балансира используют гибкое звено перекинутое через шкив на стойке и соединенное с сальниковым штоком, а также станки с цепным приводом и гидроприводом.
В состав насосной установки с цепным приводом входят: корпус преобразующего механизма 1, электродвигатель 2, редуктор 3, звездочки 4 и 5, цепь 6, каретка 7, уравновешивающий груз 8, тормоз 9, подвеска устьево штока 10, канат 11, клиноременная передача 12.
Привод устанавливается на основании 13, на нем же размещается станция управления. Передача крутящего момента от электродвигателя осуществляется ременной передачей с возможностью изменения частоты качаний путем замены шкивов. Корпус преобразующего механизма представляет собой сварную металлоконструкцию, в которой перемещается уравновешивающий груз, соединенный канатом через ролики с подвеской устьевого штока. В корпусе размещен редуцирующий преобразующий механизм.
Рис.2.2.2. Схема установки электропривода
1 - корпус; 2 - электродвигатель; 3 - редуктор; 4,5 - звездочки; 6 - цепь; 7 - каретка; 8 - уравновешивающий груз; 9 - тормоз; 10 - подвеска; 11 - канат; 12 - клиноременная передача; 13 - основание; 14 - станция управления.
Привод осуществляется следующим способом: движение от электродвигателя через ременную передачу, редуктор, ведущую звездочку, установленную на валу редуктора, передается на тяговую цепь. Тяговая цепь соединена посредством консольно прикрепленной к ней скалки с кареткой и уравновешивающим грузом. В тот момент, когда уравновешивающий груз находится в нижнем положении, а подвеска устьевого штока находится в верхнем положении, каретка находится в среднем положении. При вращении звездочек каретка перемещается вправо и одновременно вверх вместе с уравновешивающим грузом, а подвеска устьевого штока перемещается вниз. При достижении кареткой горизонтальной оси нижней звездочки движение каретки вправо прекращается и она движется только вверх. При достижении кареткой горизонтальной оси верхней звездочки каретка начинает перемещаться влево, продолжая при этом движение вверх. Это движение продолжается до тех пор, пока каретка не перейдет на противоположную сторону звездочки. При этом направление движения уравновешивающего груза и подвески устьевого штока меняется на противоположное. Тем самым обеспечивается возвратно-поступательное движение точки подвески штанг.
Мощность подключенного электродвигателя равна 3 и 5 кВт.
Преимущества над балансирным приводом
- постоянная скорость движения штанг на преобладающей части хода;
- редуктор с меньшим передаточным отношением;
- меньшая зависимость габаритов и массы привода от длины хода;
- обеспечение длины хода в широком диапазоне изменения скорости;
- снижение динамических и гидродинамических нагрузок;
- повышение коэффициента использования мощности.
2.3 Эксплуатация скважин бесштанговыми глубинными насос а ми
Главной отличительной особенностью бесштанговых скважинных насосов (БШГН), позволяющей выделить их в самостоятельную группу, является отсутствие механической связи между приводом и самим насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса.
Широкое распространение получили установки с погружными центробежными электронасосами, позволяющие при большей подаче развивать высокий напор достаточный для подъема нефти с больших глубин. Отличительная черта таких установок - перенос двигателя непосредственно к месту работы насоса и отсутствие штанг.
Оборудование для эксплуатации скважин с помощью УПЦН включает погружной электродвигатель 2, центробежный насос 5, станцию управления 11 с автотрансфор матором. К нижней части погружного электродвигателя присоединен компенсатор 1. Вал электродвигателя соединен шлицевыми муфтами через протектор 3 с валом насоса. Жидкость всасывается через боковой прием 4 и откачивается насосом по колонне насосно-компрессорных труб 6 на поверхность. Для питания двигателя электроэнергией предназначен бронированный трехжильный кабель 7, который крепится во время спуска насоса к трубам поясками 8. При подъеме насоса кабель наматывается на барабан 10. Устье герметизируется арматурой 9 фонтанного типа.
1 - автотрансформатор; 2 - станция управления; 3 - кабельный барабан; 4 - оборудование устья скважины; 5 - колонна НКТ; 6 - бронированный электрический кабель; 7 - зажимы для кабеля; 8 - погружной многоступенчатый центробежный насос; 9 - приемная сетка насоса; 10 - обратный клапан; 11 - сливной клапан; 12 - узел гидрозащиты (протектор); 13 - погружной электродвигатель; 14 - компенсатор.
По конструктивному исполнению УЭЦН подразделяются на три группы:
а) насосы исполнения 1 предназначены для эксплуатации нефтяных и обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,1 г/л;
б) насосы исполнения 2 (износостойкое исполнение) предназначены для эксплуатации сильно обводненных скважин с содержанием механических примесей до 0,5 г/л;
в) насосы исполнения 3 предназначены для откачки жидкости с водородным показателем pH=5-8,5 и содержанием до 1,25 г/л сероводорода.
По величине поперечного габарита УЭЦН подразделяются на группы:
а) группа 5 - насосы с наружным диаметром корпуса 92 мм;
б) группа 5А - насосы с диаметром корпуса 103 мм;
в) группы 6 и 6А - насосы с диаметром корпуса 114 мм.
Погружной центробежный электронасос - многоступенчатый, секционный. Каждая ступень состоит из направляющего аппарата и рабочего колеса, насаженного на общий вал. Рабочие колеса закреплены на валу общей шпонкой, а направляющие аппараты - в корпусе насоса, представляющем трубу от 92 до 114 мм. Число ступеней может достичь 400. Давление, развиваемое насосом, определяется числом ступеней и частотой вращения колес, диаметром насоса и другими факторами.[3.60]
Компенсатор - устройство для регулирования объема масла в погружном электродвигателе, которое расширяется вследствии нагрева двигателя во время его эксплуатации.
Станция управления обеспечивает контроль и регулирование работы установки, автоматическое включение, выключение ее в зависимости от давления в коллекторе.
Разработан безтрубный метод эксплуатации скважин, который предусматривает спуск агрегата в скважину на кабель-канате, что значительно упрощает и ускоряет спуско-подъемные операции.
Для разделения в скважине пространства нагнетания от полости всасывания насоса применяют специальные разделительные пакеры. Погружной агрегат применяют с верхним расположением электродвигателя. По этой схеме, спущенный в скважину насосный агрегат опирается на заранее установленный в эксплуатационной колоне - пакер, который отделяет фильтровую зону эксплуатационной колонны от ее верхней части. Насос отбирает жидкость из под пакера и нагнетает в эксплуатационную колонну. Для спуска агрегата в скважину применяют специальную лебедку, смонтированную на автомобиле. Такая схема позволяет применять максимальные диаметры двигателя и насоса, последовательно, повысить подачу и напор. Погружные центробежные насосы не рекомендуются в скважинах с большим содержанием песка, свободного газа, мало эффективны для извлечения нефти высокой вязкости.
К бесштанговым погружным насосам относятся также винтовые, гидропоршневые вибрационные, диафрагменные и струйные насосы. Особенно широко используются для добычи вязкой нефти винтовые насосы.
Схема установки винтового насоса в скважине ничем не отличается от центробежного, за исключением самого насоса.
Рабочей частью винтового насоса является однозаходный стальной винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля, внутренняя полость которой представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза большим шага винта.
Винтовой насос - насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения винта. При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.
Получили широкое распространение винтовые насосы с верхним электроприводом, расположенным у устья скважины. Вращательный момент винту передается посредством колонны штанг, оборудованной специальными центраторами и размещенной внутри колонны насосно-компрессорных труб.
На необорудованных скважинах извлекать жидкость возможно методом свабирования, аналогично технологиям вызова притока из пласта.
У диафрагменного насоса резиновая диафрагма разделяет откачиваемую жидкость от приводной части насоса.
К БШНГ следует отнести струйные насосы. Разработанные и испытываемые в настоящее время на промыслах союза. Они основаны на принципе подъема нефти за счет эжекционного эффекта, создаваемого потоком подаваемой в скважину жидкости.
Вибрационный насос предназначен для подъема жидкости из скважины под воздействием упругих деформаций жидкости и колонны труб, генерируемых вибратором.
2.4 Основные операции, выполняемые при исследовании скважин
Под основными операциями понимают комплекс работ, направленных на получение данных о параметрах и характеристике пласта и призабойной зоны с целью установления эффективной эксплуатации скважины. Дренирование пласта связано с созданием на него перепада давлений (депрессии), интенсификация которого может привести к осложнениям: обводнению, газообразованию, парафино- и солеобразованию, разрушению пласта.
Объем исследовательских работ диктуется задачей исследований. Для месторождения, вступающего в эксплуатацию, он может быть следующим: определение пластового давления, определение температуры пласта, определение характеристики добываемой продукции и отдельных ее компонентов, изучение геологической характеристики призабойной зоны, замер забойного давления и дебитов нефти, газа и воды при различных отборах, определение величины потенциального и оптимального отбора. Таким образом, в зависимости от назначения, исследования могут быть отнесены к одной из следующих групп.[3.86]
Первичные исследования - получение информации на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения для подсчёта запасов и составления проекта разработки.
Текущие исследования - получение данных в процессе разработки для установления режимов работы скважин, уточнения параметров пласта.
Специальные исследования - получение данных для решения специальных вопросов, например: определение дефекта в обсадной колонне, места нарушения изоляции цементного кольца и т.д.
Прямые исследования - непосредственные измерения различных параметров в скважинах приборами.
Косвенные исследования -- получение информации путём расчёта её по известным зависимостям - графикам, формулам и т.д.
Промыслово-геофизические исследования - получение данных с помощью геофизических приборов различного типа.
Гидродинамические методы - исследования, проводимые в скважинах на заданных режимах её работы и включают определения таких параметров: уровни, забойные и пластовые давления дебит, газовый фактор, обводнённость, приёмистость, профиль притока и т.д.
Перечень технологических операций перед исследованием скважин УШГН должен предусматривать:
1) установку эксцентричной планшайбы и скважинного отклонителя;
2) оснащение колонны труб муфтами с фасками с обеих сторон;
3) промывку скважины и очистку эксплуатационной колонны от отложений с последующим спуском шаблона;
4) использование проволоки диаметром 2,0-2,2 мм для подвески приборов;
5) перед спуском прибора снижение давления в затрубном пространстве до атмосферного;
6) спуск прибора через лубрикатор, если необходимо поддержание в затрубном пространстве давления выше атмосферного;
7) спуск приборов через направляющий ролик, устанавливаемый на планшайбу и центрируемый по отверстию;
8) перед спуском прибора произвести спуск шаблона, по длине и диаметру равного намечаемому к спуску прибору;
9) спуск и. подъем приборов производить со скоростью не более 30-40 м/мин, а в интервалах повышенной опасности лучше перейти на ручной спуск-подъем;
10) при возникающих задержках в процессе спуска рекомендуется в качестве первой меры увеличить массу груза до 8-12 кг;
11) при задержках, возникающих через каждые 200-300 м; следует спуск прибора прекратить, поднять его и переориентировать планшайбу;
12) возникающие «захлесты» из-за, неправильного расположения планшайбы могут быть устранены изменением расположения планшайбы и, следовательно, колонны труб. Если это не помогает, следует прибор поднять, используя крючки, или вызвать бригаду подземного ремонта.
При выборе направления спуска следует учесть азимут искривления скважины, используя инклинограмму. Метод просто осуществляется в вертикальной скважине, но требует определенного опыта в искривленных скважинах.
- поддерживает чистоту и порядок на территории закрепленных скважин;
- обеспечивает подготовку скважины к ремонту;
- контролирует проведение определенных операций, выполнение которых специфично для данной скважины;
-установку дополнительных устройств, исследовательских приборов и т. д.;
- контролирует запуск УЭЦН после ремонта и вывод скважины на режим: следит за подачей, затрубным и буферным давлениями, динамикой уровня жидкости;
- участвует в операциях на очистке скважины от парафина, солей, песка.
В процессе эксплуатации оператор определяет и записывает в журнал сведения о дебите жидкости, обводненности продукции, динамическом уровне, буферном, затрубном и линейном давлении в следующие сроки:
- через 1 сутки после вывода скважины на режиме;
- в течение первых 30 суток - еженедельно; после первых 30 суток - ежемесячно.
Отмечает содержание в добываемой жидкости механических примесей:
- через 2 суток после вывода на режиме;
2.5 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 устр
Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений отчет по практике. Геология, гидрология и геодезия.
Богатыри Сочинение 7 Класс
Что Означает Умение Трудиться Сочинение 9.3
Инструменты Управления Качеством Реферат
Реферат по теме Обзор периодических изданий, отображающих художественные конвенции досоветского времени
Курсовая работа: Методика ценообразования. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовые Готовые На Заказ
Контрольная Работа На Тему Планирование И Прогнозирование В Условиях Рынка
Дипломная Работа На Тему Проектирование Участка По Восстановлению Посадочных Отверстий Блок-Картеров
Доклад по теме Подводная лодка В. Бауэра
Курсовая Работа На Тему Исследование Воды
Реферат: Предмет і основні категорії педагогіки
Курсовая работа по теме Основы метода наименьших квадратов
Реферат: Развитие максимальной силы с помощью изометрических упражнений
Отчет Преддипломной Практики Банк
Реферат: Freedom 2
Сочинение Память Сильнее Времени 2 Класс
Реферат: Развитие и размещение нефтяной промышленности в Росии
Сущность И Явление Как Философские Категории Реферат
Дипломная работа по теме Комплексный экономический исследование хозяйственной деятельности
Контрольная Работа Для Детей 1 Класс
Основные положения Международного стандарта финансовой отчетности - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Анализ ремонтно-изоляционных работ в условиях УПНП и КРС - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа
Методика анализа "затраты – объем выпуска – прибыль" - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа


Report Page