Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

Схема установки для бурения скважины

Породоразрушающий инструмент для сплошного бурения скважины

Элементы бурильной колонны

Конструкция скважины

Структурная карта месторождения

Профили месторождения

Система разработки залежи

Схема оборудования фонтанной залежи

Схема оборудования газлифтной скважины

Схема установки скважинного штангового насоса

Скважинные штанговые насосы, их элементы

Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб и насосных штанг

Схема установки погружного электроцентробежного насоса

Схема установки электродиафрагменного насоса

Схема процесса солянокислотной обработки ПЗП

Схема процесса гидравлического разрыва пласта

Схема установки для подземного ремонта скважины

Инструмент и механизмы для спускоподъемных операций при подземном ремонте

Инструмент для ловильных работ при капитальном ремонте скважин

Схема оборудования нагнетательной скважины

Схема сбора и транспорта скважинной продукции

Основные сведения об автоматическом контроле технологических параметров добычи нефти и газа

Технические средства для измерения давления, температуры, расхода уровня нефти.

Приборы для исследования нефтяных скважин

Станции и блоки управления электродвигателями нефтяных скважин

Нефтегазосепараторы

Структура нефтегазодобывающей организации

Обеспечение требований охраны труда в организации при обслуживании эксплуатационных скважин

Список использованной литературы



Введение

Я проходил практику в отделе капитального строительства Ижевского Нефтяного Научного Центра ОАО «Удмуртнефть» с девятого по двадцать второе июля 2012 года. Во время практики преимущественно занимался систематизацией проектной, рабочей и отчетной документации.

За время практики изучил структуру предприятия и координацию отделов, освоил основные принципы документооборота, составления отчетности и договоров. Ознакомился со строительством объектов на нефтяных и газовых месторождениях; изучил немало чертежей, где обнаружил некоторые отличия от тех, которые мы изучали в течение двух семестров. Также интересно было обнаружить среди документов данные по физическим свойствам нефти (пластовой и разгазированной), газа и пластовых вод Карсовайского месторождения, чертежи по системам обогрева труб и запорной арматуры.

Практика произвела на меня хорошее впечатление. В коллектив влился довольно быстро, привыкнуть к рабочему графику также не представляло особой сложности. Работа по началу казалась сложной, но за первые два-три дня освоился и далее не испытывал каких-либо трудностей. Коллектив был отзывчивый и помогал, если возникали какие-либо вопросы.

В целом, я считаю, что практика оказала на меня благотворное влияние, значительно расширила мой кругозор, позволила, хоть и ненадолго, окунуться в мир нефтяной промышленности, вдохновила на то, чтобы серьезно учиться и в итоге стать нефтяником-профессионалом, востребованным на рынке труда.



Схема установки для бурения скважины

Буровая установка (Рис. 1) - это комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважины. В общем случае в состав буровой установки входят:

· буровая вышка;

· оборудование для механизации спускоподъемных операций;

· наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении;

· силовой привод;

· циркуляционная система бурового раствора;

· привышечные сооружения.

Буровая вышка - это сооружение над скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, бурильных и обсадных труб, размещения бурильных свечей после подъема их из скважины и защиты буровой бригады от ветра и атмосферных осадков. Различают вышки башенные, представляющие собой правильную усеченную четырехгранную пирамиду, и мачтовые (одноопорные и наиболее распространенные двухопорные, или А-образные).

Оборудование для механизации спускоподъемных операций включает талевую систему и лебедку.

Талевая система состоит из неподвижного кронблока, установленного в верхней части буровой вышки, талевого блока, соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки, а другой закреплен неподвижно, и бурового крюка. Талевая система является полиспастом (системой блоков), который в буровой установке предназначен, в основном, для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.

На крюке подвешивается бурильный инструмент: при бурении - с помощью вертлюга, а при спускоподъемных операциях - с помощью штропов и элеватора.

Буровая лебедка предназначена для следующих операций:

· спуска и подъема бурильных и обсадных труб;

· удержания на весу бурильного инструмента;

· подтаскивания различных грузов;

· подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок и т.п.

Буровая установка комплектуется буровой лебедкой соответствующей грузоподъемности.

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию замковых соединений бурильной колонны внедрены автоматические буровые ключи АКБ-ЗМ и подвесные ключи ПБК-1, пневматический клиновой захват ПКР-560 для механизированного захвата и освобождения бурильных труб.

Наземное оборудование, непосредственно используемое при бурении, включает вертлюг, буровые насосы, напорный рукав и ротор.

бурильный колонна залежь насос



1 - долото; 2 - обсадная колонна; 3 - направление; 4 - буровая лебедка; 5 - привод; 6 - вертлюг; 7 - система оснастки; 8 - талевый блок; 9 - крюк; 10 - шланг высокого давления; 11 - ведущая труба (квадрат); 12 - буровая вышка; 13 - ротор; 14 - желоба; 15 - нагнетательный трубопровод; 16 - буровой насос; 17 - двигатель бурового насоса; 18 - емкость для бурового раствора; 19 - переводник; 20 - бурильные трубы; 21 - затрубное пространство; 22 - забойный двигатель.

Рис. 1. Установка для бурения скважины

Вертлюг - это механизм, соединяющий не вращающиеся талевую систему и буровой крюк с вращающимися бурильными трубами, а также обеспечивающий ввод в них промывочной жидкости под давлением. Корпус вертлюга подвешивается на буровом крюке с помощью штропа. В центре корпуса проходит напорная труба, переходящая в ствол, соединенный с бурильными трубами. Именно к напорной трубе присоединяется напорный рукав для подачи промывочной жидкости в скважину. Напорная труба и ствол жестко не связаны, а последний установлен в корпусе на подшипниках, чем обеспечивается неподвижное положение штропа, корпуса и напорной трубы при вращении бурильных труб вместе со стволом. Для герметизации зазоров между неподвижной и подвижной частями вертлюга служат сальники.

Буровые насосы служат для нагнетания бурового раствора в скважину. При глубоком бурении их роль, как правило, выполняют поршневые двухцилиндровые насосы двойного действия. Напорный рукав (буровой шланг) предназначен для подачи промывочной жидкости под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.

Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем.

Силовой привод обеспечивает функционирование всей буровой установки - он снабжает энергией лебедку, буровые насосы и ротор.

Привод буровой установки может быть дизельным, электрическим, дизель-электрическим и дизель-гидравлическим. Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных электроэнергией необходимой мощности. Электрический привод от электродвигателей переменного и постоянного тока отличается простотой в монтаже и эксплуатации, высокой надежностью и экономичностью, но применим только в электрифицированных районах. Дизель-электрический привод из дизеля, который вращает генератор, питающий, в свою очередь, электродвигатель. Дизель-гидравлический состоит из двигателя внутреннего сгорания и турбопередачи. Последние два типа привода автономны, но в отличие от дизельного не содержат громоздких коробок перемены передач и сложных соединительных частей, имеют удобное управление, позволяют плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.

Суммарная мощность силового привода буровых установок составляет от 1000 до 4500 кВт. В процессе бурения она распределяется на привод буровых установок насосов и ротора. При проведении спускоподъемных операций основная энергия потребляется лебедкой, а остальная часть - компрессорами, вырабатывающими сжатый воздух, используемый в качестве источника энергии для автоматического бурового ключа, подвесного бурового ключа, пневматического клинового захвата и др.

Циркуляционная система буровой установки служит для сбора и очистки отработанного бурового раствора, приготовления новых его порций и закачки очищенного раствора в скважину. Она включает систему отвода использованного раствора от устья скважины, механические средства отделения частичек породы (вибросито, гидроциклоны), емкости для химической обработки, накопления и отстоя очищенного раствора, шламовый насос, блок приготовления свежего раствора и буровые насосы для закачки бурового раствора по нагнетательному трубопроводу 10 в скважину.

К привышечным сооружениям относят:

· помещение для размещения двигателей и передаточных механизмов лебедки;

· насосное помещение для размещения буровых насосов и их двигателей;

· приемные мостки, предназначенные для транспортировки бурового технологического оборудования, инструмента, материалов и запасных частей;

· запасные резервуары для хранения бурового раствора;

· трансформаторная площадка для установки трансформатора;

· площадка для размещения механизмов по приготовлению бурового раствора и хранения сухих материалов для него;

· стеллажи для размещения труб.

Породоразрушающий инструмент для сплошного бурения скважины

Современные долота для сплошного бурения различаются по воздействию на забой и по своему конструктивному исполнению.

Лопастные долота в качестве рабочего элемента имеют лопасти, которые изготавливают либо с корпусом, либо приваривают к корпусу. Производят двухлопастные (диаметрами от 76,0 до 165,1 мм), трехлопастные (от 120,6 до 469,9 мм) и многолопастные долота. Лопастные долота относятся к инструменту режущего или режуще-скалывающего действия. Они предназначены для бурения в породах мягких и отчасти средней твердости. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента - скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной колонны направляется к забою скважины со скоростью не менее 80 м/с.

Шарошечные долота - это долота режуще-истирающего действия с алмазными или твердосплавными породоразрушающими насадки. Чаще всего применяются трехшарошечные долота, хотя выпускаются долота и с одной, двумя, четырьмя и даже шестью шарошками. При вращении долота шарошки, перекатываясь по забою, совершают сложное вращательное движение со скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и скалывают ее. Шарошечные долота успешно применяются при вращательном бурении пород самых разнообразных физико-механических свойств. Изготавливают их из высококачественных сталей с последующей химико-термической обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей, а сами зубцы изготавливаются из твердого сплава.

Алмазное долото - разновидность породоразрушающего инструмента, у которого в качестве породоразрушающих элементов используются алмазные зерна. Они состоят из стального корпуса и алмазонесущей головки, выполненной из порошкообразной твердосплавной шихты. Центральная часть долота представляет собой вогнутую поверхность в форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона - шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую. Алмазные долота бывают спиральные, радиальные и ступенчатые. В спиральных долотах рабочая часть имеет спирали, оснащенные искусственными алмазами, и промывочные отверстия. Используются они в турбинном бурении для разрушения малоабразивных и среднеабразивных горных пород. У радиальных алмазных долот рабочая поверхность состоит из радиальных выступов в форме сектора, оснащенных алмазами, а между ними - промывочные отверстия. Эти долота применяются при роторном и турбинном бурении для разрушения твердых пород и малоабразивных пород средней твердости. Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую поверхность в виде ступенчатой формы и применяются при роторном и турбинном способах бурения при разбуривании малоабразивных мягких и средней твердости горных пород. Алмазные долота имеют повышенную прочность по сравнению с другими видами долот, что значительно сокращает время на спускоподъемные операции.

Твердосплавные долота отличаются от алмазных тем, что вместо алмазов они армированы сверхтвердыми сплавами.



Элементы бурильной колонны

Бурильной колонной называется непрерывная многозвенная система инструментов и оборудования, расположенная ниже вертлюга (ведущая труба, бурильные трубы с замками, забойный двигатель и долото, а также вспомогательные элементы).

Ведущая труба предназначена для передачи вращательного момента от ротора к бурильной колонне в случае роторного бурения и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору в случае бурения с забойным двигателем. Эта труба, как правило, имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие в роторе. Одним концом ведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим - к обычной бурильной трубе круглого сечения.

Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и т.п. При глубоком бурении используют стальные и легкосплавные бурильные трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 89, 102, 114, 127 и 140 мм; толщиной стенок труб от 7 до 11 мм и длиной 6, 8 и 11,5 м. Также для создания нагрузки на долото и повышения устойчивости нижней части бурильной колонны используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ).

Бурильные замки предназначены для соединения труб. Замок состоит из замкового ниппеля с наружной конусной резьбой и замковой муфты с внутренней конусной резьбой.

В качестве забойных двигателей при бурении используют турбобур, электробур и винтовой двигатель, устанавливаемые непосредственно над долотом.

Турбобур - это многоступенчатая турбина, количество ступеней в которой составляет до 350. Хоть и каждая ступень создает относительно небольшой момент, суммарная их мощность позволяет бурить даже самые твердые породы. При бурении турбобуром промывочная жидкость, двигающаяся с поверхности земли по бурильной колонне, выполняет сразу несколько функций: она является рабочей жидкостью, приводящей вал турбобура в движение, она охлаждает долото и она же выносит с забоя породу.

При бурении с помощью электробура питание электродвигателя осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных труб. В этом случае вместе с долотом вращается лишь вал электродвигателя, а его корпус и бурильная колонна остаются неподвижными.

Основными элементами винтового двигателя являются статор и ротор. Статор, внутренняя поверхность которого имеет вид многозаходной винтовой поверхности, изготовлен нанесением специальной резины на внутреннюю поверхность стального корпуса; ротор же изготавливают из стали в виде многозаходного винта, количество винтовых линий которого на одну меньше, чем у статора. Ротор расположен в статоре с эксцентриситетом. Благодаря этому, а также вследствие разницы чисел заходов в винтовых линиях статора и ротора их контактирующие поверхности образуют ряд замкнутых полостей - шлюзов - между камерами высокого давления у верхнего конца ротора и пониженного давления у нижнего. Шлюзы перекрывают свободный ток жидкости через двигатель, а самое главное - именно в них давление жидкости создает вращающий момент, передаваемый долоту.

К вспомогательным элементам бурильной колонны относят переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы, основными функциями которых являются соединение элементов бурильной колонны и предохранение их от износа и деформаций.

Конструкция скважины

Под конструкцией скважины подразумевается схема ее обустройства: диаметры по интервалам глубины бурения, диаметры и длина колонн обсадных труб, глубина их спуска, места цементирования. Конструкции нефтяных и газовых скважин в принципе одинаковы. Скважина представляет собой вертикальный или наклонных цилиндрический суживающийся книзу ступенчатый канал, причем диаметр ступеней с глубиной уменьшается. Верхняя часть скважины называется устьем, а дно - забоем. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - расстояние от устья до забоя по проекции оси на вертикаль. Для вертикальной скважины эти понятия идентичны. Обсадные трубы необходимы для закрепления залегающих в верхней части разреза неустойчивых, водоносных и выветренных горных пород, перекрытия зон разрушенных, раздробленных, неустойчивых и водоносных пород и других интервалов, закрепления карстовых пустот, перекрытия подземных горных выработок и толщи вод (при морском бурении).

По глубине (длине) скважина распределяется на участи со специфическими названиями в зависимости от используемых на этом интервале типов 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;

4. эксплуатационная колонна - для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность.

Конструкция скважины влияет на все виды работ, составляющие процесс бурения, и определяет их стоимость и качественное выполнение геологического задания.

Конструкция скважины

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

Рис. 2

Структурная карта месторождения

Подавляющее большинство залежей нефти и газа приурочено к тектоническим структурам - различного типа складкам, поднятиям, куполам и др. Поэтому форма тектонической структуры во многом определяет форму залежи, а значит, для добычи нефти и газа немаловажно знать и уметь документировать эти структуры.

Структурная карта - графическое изображение в горизонталях (подобно топографической карте) поверхности кровли или подошвы условно выбранного пласта или горизонта, а также поверхности интрузивных тел. Для ее построения залежь рассекают множеством горизонтальных плоскостей и определяют контуры линий пересечения этих плоскостей с кровлей или подошвой продуктивного пласта. Сечение между изогипсами выбирают в зависимости от угла падения пластов, высоты структуры, количества и качества исходной информации. По характеру расположения изогипс можно судить о крутизне залегания пласта: чем они ближе друг к другу, тем положение пласта круче.

Наличие структурных карт, наряду с геологическими разрезами, дает более наглядное представление о строении недр, позволяет более обоснованно и успешно осуществлять бурение скважин, оптимизировать проектные решения по разработке месторождений.

Однако следует помнить, что структурные карты имеют определенную долю условности, обусловленную как расположением скважин по площади картируемой поверхности, зачастую несовпадающим с местами перегиба пласта или изменения угла его наклона, так и погрешностями данных косвенных исследований, например, сейсмических. Поэтому перед геологами всегда стояла и стоит задача в нахождении новых методов построения более точных структурных карт.

Профили месторождения

Геологический профиль месторождения представляет собой сечение его вертикальной плоскостью. Профиль составляют по разрезам скважин; он оказывает промысловику большую помощь, давая наглядное представление о строении месторождения. При сложном строении месторождения построение профиля, помимо указанного, облегчает проектирование разведочных скважин, оказывает значительную помощь при построении структурной карты, показывает изменчивость фации в различных направлениях и положение залежи нефти и газа, а также характер контакта их друг с другом и водой. Поэтому усвоение методики построения геологического профиля по скважинам является важной задачей. В зависимости от поставленных задач выбирают то или иное направление профиля.

Поперечный профиль (вкрест простирания пород) проектируют для изучения какого-либо нарушения, строят профиль вкрест его.

Продольный профиль (по простиранию) строят также для изучения тектоники месторождения; по существу это вытекает из сопоставления ряда поперечных профилей.

Профили других направлений, диагональные и др. составляют для изучения, например, нарушений и фациальной изменчивости пород в указанных выше направлениях

Геологический профиль по скважинам строят, как правило, в масштабе структурной карты, по которой его составляют. Если масштабы карты мелкие, а в профилях необходимо показать различные детали, то профиль выполняется в более крупном масштабе.

По возможности горизонтальный и вертикальный масштабы нужно брать одинаковыми во избежание искажения углов падения пород. Разные масштабы применяют в тех случаях, когда расстояния между скважинами весьма большие, а для боле детального изучения разреза по вертикали необходимо принять более крупный масштаб.

Профиль вычерчивают в определенной последовательности в отношении сторонам света, располагая слева направо: юг-север, юго-запад - северо-восток, запад-восток, северо-запад - юго-восток.

Составляют профиль в следующем порядке:

1. Проводят линию уровня моря и вычерчивают вертикальный масштаб в абсолютных отметках.

2. На уровне (линии) моря точками показывают положение скважин в профиле согласно выбранному масштабу.

3. Через указанные точки проводят вертикальные линии стволов скважин и в масштабе показывают альтитуды скважин; соединение отметок альтитуд даёт рельеф поверхности в направлении составляемого профиля.

4. Проводят вторую линию параллельную стволу скважины, вычерчивают колонку разреза скважины, пользуясь условными знаками.

5. Проводят корреляцию разрезов скважин и окончательно вычерчивают геологический профиль.

Система разработки залежи

Под выбором системы разработки залежи понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах.

Число скважин должно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.

Размещаются скважины на площади залежи равномерно и неравномерно. При этом равномерности и неравномерности различают двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования. Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и размеров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д.

Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т.д. Применяют «сгущающиеся» и «ползущие» схемы разбуривания скважин. В первом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, на всей площади залежи, а затем «сгущают» ее, т.е. бурят новые скважины между уже существующими. Во втором - первоначально бурятся все проектные скважины, но на отдельных участках залежи. И лишь впоследствии добуриваются скважины на других участках. «Сгущающуюся» схему применяют при разбуривании и разработке крупных месторождений со сложным геологическим строением продуктивных пластов, а «ползущую» - на месторождениях со сложным рельефом местности.

Способ эксплуатации скважин выбирается в зависимости от того, что добывается (газ или нефть), величины пластового давления, глубины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пластовой жидкости и ряда других факторов.

Установление технологических режимов эксплуатации добывающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конденсата). Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура газо- или нефтеносности, обводненности скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, способа эксплуатации скважин и др.).

Рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах должны содержать сведения о способах поддержания пластового давления (заводнением или закачкой газа в пласт) и об объемах закачки рабочих агентов.

Выбранная система разработки должна обеспечивать наибольшие коэффициенты нефте-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окружающей среды при минимальных приведенных затратах (рациональная система разработки).

Схема оборудования фонтанной залежи

Под фонтанной залежью подразумевают такую залежь, в которой для добычи нефти и газа из пласта используется энергия этого же пласта. Основное условие добычи нефти в подобных скважинах: давление в пласте должно быть больше суммы гидростатического давления жидкостной смеси на забое скважины, противодавления на устье скважины, создаваемое для предотвращения выброса нефти и дополнительного сопротивления, возникающего в результате трения нефти о стенки обсадных труб, при ее фильтрации на забое и т.д.

Фонтанные скважины имеют наземное и подземное оборудование. К наземному оборудованию относятся колонная головка, фонтанная арматура, в т.ч. штуцеры, клапаны, задвижки, а также манифольды (выкидные линии) - всё оборудование, работающее на поверхности.

Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Также назначение некоторых элементов фонтанной арматуры: тройник трубной головки - для подвески первого ряда труб и сообщения с ним; центральная задвижка - для закрытия скважины, буферная задвижка - для спуска глубинных приборов в скважину; буферный патрубок - для помещения приборов перед спуском в скважину и уменьшения колебаний давления в арматуре (там скапливается газ); штуцер - для регулирования дебита скважины; вспомогательный манифольд - линия, соединяющая затрубное пространство или насосно-компрессорные трубы и служит для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях.

Манифольд, или выкидная линия, - система труб и отводов с задвижками или кранами, служащая для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ).

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы (НКТ), или подъемник, якорь, пакер, клапаны, муфты - все устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны.

Колонна насосно-компрессорных труб в фонтанной скважине обеспечивает предохранение обсадных труб от эрозии, вынос твердых частиц (и жидкости - при добыче газа) с забоя, возможность использования затрубного пространства для целей эксплуатации (введение ингибиторов коррозии, ПАВ, глушение скважин и т.д.).

Пакер - устройство, предназначенное для разобщения отдельных участков скважины в целях защиты обсадной колонны от контакта с агрессивными жидкостями и газами, например, призабойной зоны от остальной части во время проведения кислотной обработки; для осуществления направленного воздействия на отдельные пропластки или пласты и их разработки.

Якорь предназначен обеспечить дополнительную силу для надежного удержания пакера в заданном интервале. Удерживающими элементами в якоре являются плашки, срабатывающие от давления, создаваемого в НКТ и передаваемого через канал под поршень.

Схема оборудования газлифтной скважины

Газлифтом называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб. При закачке газа в воздушную трубу нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу, куда затем проникает закачиваемый газ. При смешивании его с нефтью плотность последней значительно уменьшается; чем больше вводить газа в подъемные трубы, тем меньше становится плотность жидкости в скважине и тем на большую высоту она поднимается.

Оборудование газлифтной скважины также можно разделить на подземное и наземное. Главные элементы подземного оборудования: воздушная и подъемная трубы. В отличие от вышеописанной классической схемы газлифта подъемную трубу в настоящее время оборудуют специальными пусковыми (газлифтными) клапанами, размещаемыми на ее внутренней стороне в расчетных точках. Благодаря этому при закачке газа в межтрубное пространство газлифт начинает работать, как только нефть будет оттеснена ниже уровня установки первого пускового клапана. После опускания уровня нефти в межтрубье ниже отметки второго пускового клапана газ начинает проникать в подъемную трубу и через него. Процесс последовательного срабатывания пусковых клапанов будет продолжаться до тех пор, пока весь столб жидкости в подъемной трубе не будет газирован.

Наземное оборудование представлено устьевой арматурой, обеспечивающей герметизацию устья скважин, подвеску подъемных НКТ, ввод рабочего агента в межтрубное пространство и направление газожидкостной смеси из скважины в выкидную линию. На Рис. 3 показана схема арматуры для однорядного подъемника.

На колонную головку 1 устанавливается крестовина 2, на которой через планшайбу 4 подвешиваются НКТ 3. При кольцевой системе рабочий агент из газораспределительной будки по выкидной линии 6 поступает в кольцевое пространство, при этом задвижки 5 и 9 открыты, а задвижки 7, 8 и 14 закрыты. Газожидкостная смесь поднимается по НКТ и через задвижку 9 и выкидную линию 10 направляется к групповым газосепараторным установкам. При эксплуатации скважины по центральной системе задвижки 7 и 8 открыты, а задвижки 5 и 9 закрыты. На крестовик 13 устанавливается буферная заглушка 11 с манометром 12. Когда необходимо проводить исследования и для этого спускать соответствующие приборы, тогда вместо буферной заглушки 11 устанавливается лубрикатор с роликом. Герметизация фланцевых соединений достигается за счет установки стальных овальных колец в овальные канавки фланцев и стягивания болтами.

1 - колонная головка; 2 - крестовина; 3 - НКТ; 4 - планшайба; 5 - задвижка; 6 - выкидная линия; 7 - задвижка; 8 - задвижка; 9 - задвижка; 10 - выкидная линия; 11 - буферная заглушка; 12 - манометр; 13 - крестовик; 14 - задвижка.

Рис. 3. Схема упрощенной арматуры для газлифтной эксплуатации скважин

Схема установки скважинного штангового насоса

Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения. Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками глубинный насосов (УШГН).

УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом - станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса.

Подземное оборудование составляют насосно-компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями.

К наземному оборудованию относится привод (станок-качалка), устьевая арматура, рабочий манифольд.

Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий манифольд (процесс нагнетания). При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается, нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость, находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

1 - всасывающий клапан; 2 - нагнетательный клапан; 3 - штанга; 4 - тройник; 5 - устьевой сальник; 6 - балансир станка-качалки; 7 - кривошипно-шатунный механизм; 8 - электродвигатель; 9 - головка балансира; 10 - насосные трубы.

Рис. 4. Схема установки скважинного штангового насоса



Скважинные штанговые насосы, их элементы

Скважинные штанговые насосы разделяются на невставные, или трубные (типа НН) и вставные (типа НВ). В первом случае сложнее вести их монтаж в НКТ, т.к. основные узлы такого насоса спускаются и поднимаются раздельно, но, благодаря большему диаметру цилиндра насоса подача больше. С другой стороны, для смены вставного насоса поднимают на поверхность только штанги, что значительно ускоряет замену насоса. Но если в добываемой нефти имеются парафин и смолы, то вставные насосы практически не используются.

Рассмотрим невставной насос на примере насоса НСН-1 (Рис. 5, а). Насос НСН-1 имеет три основных узла: первый - цилиндр, состоящий из собственно цилиндра 2, патрубка-удлинителя 4 и седла конуса 6; второй - плунжер, в состав которого входят сам плунжер 3 и шариковый нагнетательный клапан 1; третий - шариковый всасывающий клапан 5 с захватным штоком 7, головка которого находится в полости цилиндра. В скважину на НКТ спускается цилиндр насоса с седлом конуса 6. Затем в скважину на штангах спускают плунжер 3 со всасывающим клапаном 5, который висит на захватном штоке 7. Всасывающий клапан устанавливается в седло конуса, надавливая на него весом колонны штанг.

Рассмотрим вставной насос на примере насоса НСВ-1 (Рис. 5, б). Вставной насос состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. Цилиндр насоса 5 на нижнем конце имеет всасывающий клапан 8, закрепленный наглухо, а на верхнем конце - конус 3, который входит в замковую опору 4 и герметизирует НКТ 7. Плунжер 6 подвешивается к колонне штанг с помощью штока 1 так, чтобы при ходе вниз он не доходил до всасывающего клапана, а при ходе вверх не доходил до ниппеля 2. Ниппель устанавливается на верхнем конусе и служит для направления штока 1. С целью уменьшения объема вредного пространства нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Под замковой опорой 4, которая закреплена на нижнем конце подъемных НКТ 7, монтируется направляющая труба, которая обеспечивает правильную установку конуса.

Устройство скважинных штанговых насосов

а) б)

а) НСН-1: 1 - шариковый нагнетательный клапан; 2 - цилиндр; 3 - плунжер; 4 - патрубок-удлинитель; 5 - шариковый всасывающий клапан; 6 - седло конуса; 7 - захватный шток;

б) НСВ-1: 1 - шток; 2 - ниппель; 3 - конус; 4 - замковая опора цилиндра; 5 - цилиндр; 6 - плунжер; 7 - НКТ; 8 - всасывающий клапан.

Рис. 5. Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб и насосных штанг

Насосно-компрессорные трубы по ГОСТ 633-80 могут выпускаться четырех конструкций:

· трубы гладкие с треугольной резьбой и муфты к ним;

· трубы с высаженными наружу концами с треугольной резьбой и муфты к ним (тип В);

· трубы гладкие высокогерметичные с трапециидальной резьбой и муфты к ним (тип НКМ);

· трубы безмуфтовые высокогерметичные с высаженными наружу концами с трапециидальной резьбой (тип НКБ).

Резьбовые соединения НКТ обеспечивают:

· проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;

· достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб;

· требуемую износостойкость и ремонтопригодность.

Колонна труб, свинченная из гладких труб, имеет прочность, не одинаковую по всей длине. Прочность резьбового соединения меньше прочности тела трубы. Такие трубы называют неравнопрочными. Равнопрочные трубы (с высадкой и НКБ) имеют прочность, одинаковую по всей длине.

Насосная штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12, 16, 18, 22 и 25 мм с высаженными концами. На концах штанги имеется участок квадратного сечения для захвата под ключ при свинчивании-развинчивании, и выполнена резьба метрическая специальная, причем резьба накатывается. Штанги соединяются между собой муфтами. Для соединения штанг одинаковых размеров выпускают соединительные муфты, а штанг разных размеров - переводные муфты. Муфты каждого типа изготовляют в двух исполнениях: с лысками под ключ и без них.

Штанги поставляют с навинченными на один конец муфтами. Открытая резьба штанги и муфты защищается колпачками или пробками.

Схема установки погружного электроцентробежного насоса

Подземное оборудование установки погружного электроцентробежного насоса (Рис. 6) состоит из погружного электронасоса 4, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах 5, погружного элетродвигателя 1, специального круглого и плоского бронированного кабеля 6, питающего электродвигатель электроэнергией, протектора 2 и фильтра-сетки 3. В собранном виде электродвигатель располагается внизу, над ним - гидрозащита (протектор), над протектором - насос. Т.к. электродвигатель расположен под насосом, насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого (межтрубного) пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильт-сетку 3. Электрический ток для питания погружного электродвигателя подводится к нему по специальному бронированному трехжильному круглому кабелю. В целях уменьшения диаметра погружного агрегата на участке несколько выше насоса и до подключения к электродвигателю применяется плоский кабель. Оба вида кабелей крепятся к НКТ, насосу и протектору металлическими поясами.

Наземное оборудование состоит из устьевой арматуры 7, ролика 8, барабана со стойками для кабеля 11, автоматической станции управления 10 и автотрансформатора 9. С помощью автоматической станции управления вручную или автоматически включают или отключают погружной насосный агрегат и контролируют его работу. Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле 6, подводящем ток к погружному электродвигателю 1. Устьевая арматура 7 служит для направления продукции скважины в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в скважину кабеля и перепуска попутного нефтяного газа из затрубного пространства в выкидную линию при значительном увеличении его давления. Ролик предохраняет кабель от перегибов при спуско-подъемных операциях. Барабан служит для перевозки кабеля, а также для более легкого разматывания и сматывания его при спуске и подъеме насосной установки из скважины. Устьевое оборудование при эксплуатации скважин погружными электроцентробежными насосами состоит из тройника и задвижки, устанавливаемой на выкидной линии. НКТ подвешиваются на фланце обсадной колонны с помощью специальной планшайбы.

Схема установки погружного электроцентробежного насоса

1 - погружной электродвигатель; 2 - протектор; 3 - фильтр-сетка; 4 - погружной элетронасос; 5 - НКТ; 6 - специальный бронированный кабель; 7 - устьевая арматура; 8 - ролик; 9 - автотрансформатор; 10 - автоматическая станция управления; 11 - барабан со стойками для кабеля.

Рис. 6. Схема установки электродиафрагменного насоса

Подземное оборудование (Рис. 7). Погружной электродиафрагменный насос 1 опускают в скважину на НКТ с условным диаметром 42, 48 и 60 мм. Для увеличения рабочего объема кольцевой шламовой камеры у шламовых труб 3 и 4 первая труба над электронасосом должна иметь диаметр 60 мм. Между первой и второй трубами устанавливается сливной клапан 5. Кабельная линия 6, по которой подводится электроэнергия к насосу 1, по мере спуска крепится к трубам поясами 2, а на поверхности - соединяется с комплектным устройством 11 или разъединительной коробкой системы электрооборудования, обеспечивающей предупреждение попадания попутного нефтяного газа по кабелю в комплектное устройство.

Наземное оборудование состоит из устьевого оборудования 7, конструкция которого выбирается потребителем установки в зависимости от условий эксплуатации. Устьевое оборудование специальным отводом соединяется с наземным трубопроводом. Электроконтактный манометр 9 соединяется с трубкой 8 манометра с отводом, а сигнальным проводом 10 - с комплектным устройством 11. Для предупреждения обратного движения откачиваемой жидкости из наземного трубопровода в НКТ отвод должен быть снабжен обратным клапаном.

УЭДН относится к бесштанговым насосам. Отличительными конструктивными особенностями диафрагменного насоса являются изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды эластичной диафрагмой и работа этих органов в герметичной полости, заполненной жидкостью. В отличие от штанговых насосов, УЭДН позволяет добывать вязкую нефть при сильном искривлении ствола скважины и при наличии в откачиваемой жидкости твердых механических примесей, вызывающих резкое повышение износа плунжера насоса и насосных штанг.



1 - погружной электродиафрагменный насос; 2 - пояс; 3, 4 - шламовые трубы; 5 - сливной клапан; 6 - кабельная линия; 7 - устьевая арматура; 8 - трубка манометра; 9 - манометр; 10 - сигнальный привод; 11 - комплектное устройство.

Рис. 7. Схема установки электродиафрагменного насоса

Схема процесса солянокислотной обработки ПЗП

Перед началом проведения кислотной обработки в скважину спускают НКТ до забоя, промывают скважину, проводят опрессовку всей системы (от агрегата до забоя) водой или нефтью на полуторакратное давление от ожидаемого давления закачки раствора в пласт. На Рис. 8 показана схема обвязки устья и оборудования скважины для проведения кислотной обработки.

В схеме показан обратный клапан 10, предназначенный для предотвращения излива кислотного раствора из скважины при вынужденных остановках насосов, связанных с пропусками в системе, отказом насосных агрегатов и т.д.

После заполнения скважины водой или нефтью, промывки и опрессовки системы, при открытом межтрубном пространстве (задвижка 11) и устьевой задвижки 10 через устьевую арматуру 1 через НКТ начинают закачивать в скважину кислотный раствор насосными агрегатами 6 из емкости 8. Закачку раствора ведут до тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до забоя. После этого закрывают задвижку межтрубного пространства 11 и в скважину закачивают расчетное количество кислотного раствора с продавкой его в призабойную зону пласта 5. Затем насосные агрегаты 6 останавливают и насосным агрегатом 7 задавливают кислотный раствор из НКТ в пласт продавочной жидкостью (обычно той, которой промывали скважину) из емкости 9.

После завершения продавки заданного объема кислотного раствора в пласт демонтируют обвязку устья, отсоединяют агрегаты и оставляют скважину для реагирования кислотного раствора с породами пласта. Время реагирования кислотного раствора с породой зависит от концентрации раствора, температуры и давления в пласте, а также от состава пород (карбонатности, глинистости и т.д.). Скважину после кислотной обработки начинают осваивать через 10-12 часов, если пластовая температура не превышает 40 єС, а на скважинах высокотемпературных (100 єС и выше) - через 2-3 часа.



1 - устьевая арматура; 2 - манометр; 3 - НКТ; 4 - межтрубное пространство; 5 - призабойная зона пласта; 6, 7 - насосные агрегаты; 8 - емкость с кислотным раствором; 9 - емкость с продавочной жидкостью; 10 - устьевая задвижка; 11 - задвижка межтрубного пространства.

Рис. 8. Схема проведения солянокислотной обработки ПЗП

Схема процесса гидравлического разрыва пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) за счет образования трещин или расширения и углубления в нем естественных трещин. Для этого в ПЗП закачивается жидкость под высоким давлением, превышающим горное давление и прочностные свойства породы пласта. В образовавшиеся при этом трещины вместе с жидкостью закачивается отсортированный кварцевый песок, чтобы не сомкнулись трещины после снятия давления на пласт.

Гидроразрыв пласта производят в следующем порядке. В скважину спускаются НКТ, а выше кровли продуктивного пласта или пропластка, в котором планируется провести ГРП, устанавливают пакер и якорь. Скважину промывают водой с целью очистки забоя от глины и механических примесей. При необходимости иногда перед ГРП проводят соляно-кислотную обработку, дополнительную перфорацию и т.д. Затем в скважину по НКТ нагнетается жидкость разрыва в объемах, необходимых для создания на забое давления, необходимого для разрыва пласта. Пакер спускается для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления, создаваемого насосами во время ГРП. Он устанавливается над пластом или пропластком, где проводится ГРП и разобщает зону продуктивного пласта от вышележащей части скважины. При этом давление, создаваемое насосными агрегатами, действует только на пласт и на нижнюю часть пакера. Для предотвращения перемещения пакера применяют гидравлический якорь.

После установления разрыва пласта закачивают жидкость-песконоситель. Содержащийся в ней кварцевый песок с размером зерен 0,4-1,2 мм закрепляет образованные трещины. В раду случаев вместо песка используют стеклянные шарики, зерна агломерированного боксита, молотую скорлупу грецкого ореха и т.д. За счет трещин увеличивается площадь фильтрации, проницаемость пласта, его обхват и общее конечное нефтеизвлечение.



а) пласт перед воздействием; б) пласт после гидроразрыва;

1 - обсадная труба; 2 - ствол скважины; 3 - НКТ; 4 - трещины в породе, образовавщиеся в результате ГРП.

Рис. 9. Схема процесса ГРП

Схема установки для подземного ремонта скважины

На Рис. 10 показан агрегат грузоподъемностью 16 т в рабочем положении. Агрегат смонтирован на автомобиле высокой проходимости. Вышка - двухколонная, телескопическая, высота 16,5 м. Данный агрегат применяется при ремонте скважин глубиной до 1500 м. Для ремонта более глубоких скважин изготавливаются агрегаты большей грузоподъемности на гусеничных тракторах и автомобилях высокой мощности и проходимости (Рис. 11).



1 - оттяжки вышки; 2 - установочные оттяжки; 3 - винтовой домкрат; 4 - поворотный кран; 5 - талевый блок с крюком; 6 - коробка перемены передач; 7 - лебедка; 8 - пост управления подъемом вышки; 9 - гидравлический домкрат.

Рис. 10



1 - тракторный подъемник; 2 - канат; 3 - упор для трактора; 4 - мостки; 5 - оттяжной ролик; 6 - труба; 7 - элеватор; 8 - штропы; 9 - крюк; 10 - талевый блок; 11 - вышка; 12 - кронблок.

Рис. 11. Схема установки для подземного ремонта скважины.

Инструмент и механизмы для спускоподъемных операций при подземном ремонте

Трубные и штанговые элеваторы применяются для захвата трубы (штанги) под муфту и удержания колонны труб (штанг) при их спуске и подъеме. Диаметр отверстия в элеваторе соответствует наружному диаметру поднимаемых (спускаемых) труб (штанг).

Одна из стенок элеватора раскрывается для ввода в нее трубы (штанги). Когда труба будет заведена в элеватор, стенка при помощи специального рычага закрывается. При подъеме труба опирается заплечиками муфты на торцевую поверхность элеватора. На боковые проушины элеватора надеваются массивные стальные штропы, которые подвешиваются к подъемному крюку.

Цепной ключ применяют для свинчивания и развинчивания НКТ. Он состоит из рукоятки, двух челюстей и цепи с плоскими шарнирными звеньями. Челюсти своими зубьями захватывают трубы и служат опорой для рычага, которым является рукоятка.

Для свинчивания и развинчивания насосных штанг применяются штанговые ключи. Штанговый ключ состоит из рукоятки и рабочей части, имеющей зев под квадратную головку штанги.

С целью облегчения и ускорения трудоемких процессов при спускоподъемных операциях применяется АПР (автомат подземного ремонта). Он позволяет автоматически захватывать и удерживать колонну НКТ, свинчивать их, развинчивать и центрировать в скважине. Для свинчивания и развинчивания штанг используются штанговые ключи АШК (автоматический штанговый ключ) и МШК (механический штанговый ключ), принцип действия которых схожен с АПР.

а) элеватор; б) цепной ключ; в) штанговый ключ; г) АПР.

Рис. 12. Некоторые инструменты и механизмы для спускоподъемных операций

Инструмент для ловильных работ при капитальном ремонте скважин

Ловильные работы - работы по подъему оборвавшихся труб, упавшего инструмента, ЭЦН и т.д. Для их подъема используют овершоты, колокола, труболовки, метчики, крючки, удочки, ерши, штопоры и т.д.

При ловле НКТ за муфты или другого оборудования, имеющего выступы, используют овершоты.

Труболовки и штанголовки наружного захвата цанговые неосвобождающиеся обеспечивают захват и извлечение из скважин НКТ, скважинных насосов, забойных двигателей и насосных штанг при ликвидации аварий. Принцип работы заключается в следующем. При спуске в скважину ловильного инструмента направляющая вороная за счет скоса залавливает объект и направляет его внутрь труболовки (штанголовки), цанга ловимым объектом поднимается вверх до упора в переводник, разжимается и пропускает внутрь ловимый объект. При движении ловильной колонны вверх цанга вместе с ловимым объектом опускается на коническую поверхность корпуса и заклинивается, в результате чего осуществляется надежный захват ловимого объекта.

Труболовка внутреннего захвата со спиральной конусной поверхностью предназначена для извлечения аварийной колонны НКТ либо по частям путем развинчивания ее в резьбовых соединениях, либо целиком в пределах грузоподъемности.

...