отчет по практике разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Отчет по практике по «Разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»
Автор работы: Пользователь скрыл имя, 07 Декабря 2011 в 12:16, отчет по практике
Описание
Поскольку к началу прохождения ознакомительной практики не предусматривается изучения специальных дисциплин, входящих в комплекс профессиональных знаний, то основные её задачи можно сформулировать следующим образом.
Ознакомление студентов с процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.
Ознакомление с основным оборудованием, применяемом при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности – нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.
Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.
Приобретение первого опыта работы общения в производственном коллективе.
Содержание
1. Введение
2. Технология бурения скважины
2.1. Породоразрушающий инструмент
2.2. Устройство буровой установки
3. Вскрытие и освоение нефтяного пласта
3.1.1. Пулевая перфорация
3.1.2. Торпедная перфорация
3.1.3. Кумулятивная перфорация
3.1.4. Гидропескоструйная перфорация
3.1.5. Сверлящая перфорация
3.2. Освоение нефтяных скважин
3.2.1. Замена в стволе скважины жидкости большой плотности жидкость меньшей плотности
3.2.2. Снижение давления на пласт компрессором
3.2.3. Свабирование
3.2.4. Имплозия
4. Подъем нефти на дневную поверхность
4.1. Фонтанный способ добычи нефти.
4.1.1. Баланс пластовой энергии
4.1.2. Осложнения при работе фонтанной скважины.
4.1.3. Оборудование фонтанной скважины.
4.1.4. Насосно-компрессорные трубы.
4.1.5. Пакеры, якоря
4.1.6. Фонтанная арматура
4.2. Добыча нефти установками штанговых насосов
4.2.1.Привод
4.2.2. Конструкция штангового насоса
4.2.3. Эксплуатация скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов (УШГН)
4.3.Добыча нефти бесштанговыми скважинными насосами
4.4. Установки электроцентробежных насосов
5. Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды
5.1.Теоретические основы поддержания пластового давления
5.2.Законтурное заводнение
5.3.Внутриконтурное заводнение
5.4.Характеристика закачиваемых в пласт вод
5.5.Технологическое схемы ППД
5.6.Наземные кустовые насосные станции
5.7. Подземные кустовые насосные станции
5.8. Очистка сточных вод
5.9. Конструкция нагнетательных скважин
5.10. Освоение нагнетательных скважин
5.11. Закачка газа в пласт
5.12.Закачка теплоносителей
5.13. Закачка горячей воды
5.14. Закачка пара
5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения
5.16. Закачка углекислоты
5.17. Оборудование для осуществления технологий
5.18.Применение мицеллярных растворов
5.19.Вытеснение нефти растворами полимеров
5.20. Применение углеводородных растворителей
5.21.Применение щелочного заводнения
5.22.Применение поверхностно-активных веществ
6. Ремонт нефтяных скважин.
6.1. Общие сведения о текущем ремонте скважины.
6.2.Технология капитального подземного ремонта скважин.
6.2.1 Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом.
6.2.2 Технология ремонта эксплуатационной колонны.
6.2.3. Технология изоляционных работ по устранению или ограничению водопритоков.
6.2.4. Изоляция притока подошвенной воды.
6.2.5. Ловильные работы в скважине.
6.2.6. Извлечение упавших труб.
6.2.7. Извлечение установки ЭЦН.
6.2.8. Испытание колонны на герметичность.
6.2.9. Зарезка второго ствола.
6.2.10. Ликвидация скважин.
6.3. Механизмы и оборудование для ремонтных работ.
6.3.1. Стационарные и передвижные грузоподъемные сооружения.
6.3.2. Ловильный инструмент.
7. Сбор и подготовка нефти.
7.1. Групповая замерная установка.
7.2. Установка комплексной подготовки нефти.
8. НГДУ «Чекмагушнефть»
9. Заключение
Работа состоит из 1 файл
отчет о практике нефти и газа.doc
Наибольшее применение получили фильтры, образованные в перекрывшей нефтяной пласт и зацементированной эксплуатационной колонне. Они упрощают технологию вскрытия, позволяют надежно изолировать отдельные пропластки и воздействовать на них, но эти фильтры имеют и ряд недостатков.
2.1. Породоразрушающий инструмент
От долота-зубила, которые применялись при ударном бурении, нефтяники ушли, хотя и эти долота, и метод ударного бурения продолжают применяться для вскрытия неглубоких, преимущественно водяных скважин. Правда, в новом, механизированном варианте.
Поскольку шарошечные, долота получили преимущественное применение, рассмотрим конструкцию шарошечного долота.
Оно состоит из корпуса, к которому привариваются три лапы, являющиеся опорными конструкциями для шарошек.
Последние по форме напоминают конические шестерни с несколькими рядами зубьев. Шарошки-шестерни укреплены на оси лапы и вращаются в роликовых и шариковых подшипниках. В корпусе выполнены отверстия для подачи промывочной жидкости.
При вращении долота шарошки перекрываются по породке, откалывая от нее кусочек за кусочком. Интенсивность разрушения будет зависеть от скорости вращения долота, от усилия, с которым долото будет давить на породу, и от скорости очистки от выбуренной породы.
2.2. Устройство буровой установки
Ранее мы отметили, что бурение скважины есть процесс разрушения породы в заданном пространственном интервале, имеющем целью образования в земной поверхности скважины.
Современную буровую установку составляет следующее оборудование.
Перемещение поршней обеспечивает механический узел, представляющий собой редуктор с кривошипно-шатунным механизмом. Последний преобразовывает вращательное движение в возвратно-поступательное движение поршней. Механический узел включает в себя шкив, кривошип (коленвал), шатун, крейцкопф. Крейцкопф обеспечивает передачу усилий от шатуна к штоку поршня строго по оси поршня.
Насос в целях безопасности, обязательно должен быть укомплектован ‘ предохранительным клапаном, который монтируется на нагнетательном трубопроводе и предотвращает создание в насосе и в трубопроводе давления выше критического.
Система очистки промывочной жидкости предназначена для очистки выходящей из скважины промывочной жидкости, несущей частицы выбуренной породы и других примесей и подготовки жидкости для повторного использования. Система укомплектовывается специальными ситами для очистки жидкости от выбуренной породы, дегазаторами для отделения газа, емкостью для сбора очищенной жидкости.
Механический ключ обеспечивает свинчивание и развинчивание труб, составляющих бурильную колонну.
3. Вскрытие и освоение нефтяного пласта
Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по следующим причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование;
— попадание промывочной жидкости (в большинстве случаев это глинистый раствор) в нефтяной пласт забивает его каналы, ухудшая приток нефти в скважину.
Предотвращение проникновения раствора в нефтяной пласт добиваются путем введения в раствор различных: компонентов, по свойствам близким к пластовой жидкости, например, эмульсий на нефтяной основе.
Поскольку после вскрытия нефтяного пласта бурением в скважину спускают обсадную колонну и цементируют ее, тем самым перекрывая и нефтяной пласт, возникает необходимость в повторном вскрытии пласта. Этого достигают посредством прострела колонны в интервале пласта специальными перфораторами, имеющими заряды на пороховой основе. Они спускаются в скважину на кабель-канате геофизической службой.
В настоящее время освоены и применяют несколько методов перфорации скважин.
3.1.1. Пулевая перфорация
Пули изготавливаются из легированной стали и для уменьшения трения при движении по каморе покрываются медью или свинцом. Применяют перфораторы типов ПБ-2, ПВН-90.
3.1.2. Торпедная перфорация
3.1.3. Кумулятивная перфорация
3.1.4. Гидропескоструйная перфорация
Разработанный во ВНИИ и освоенный серийно под шифром АП-6М, пескоструйный аппарат хорошо зарекомендовал себя: глубина получаемых им каналов грушевидной формы может достигать 1,5 м.
3.1.5. Сверлящая перфорация
Перфорация получила название «щадящей», так как исключает повреждение колонны и цементного кольца, которые неминуемы при взрывных методах. Сверлящая перфорация обладает высокой точностью образования фильтра в требуемом интервале.
3.2. Освоение нефтяных скважин
Освоением нефтяных скважин называется комплекс работ, проводимых после бурения, с целью вызова притока нефти из пласта в скважину.
Дело в том, что в процессе вскрытия, как говорилось ранее, возможно попадание в пласт бурового раствора, воды, что засоряет поры пласта, оттесняет от скважины нефть.
Поэтому не всегда возможен самопроизвольный приток нефти в скважину. В таких случаях прибегают к искусственному вызову притока, заключающемуся в проведении специальных работ.
3.2.1. Замена в стволе скважины жидкости большой плотности жидкость меньшей плотности
Такой метод широко применяется и основан на известном факте: столб жидкости, имеющей большую плотность, оказывает на пласт большее противодавление. Стремление снизить противодавление за счет вытеснения из ствола скважины, например, глинистого раствора плотностью Qг = 2000 кг/куб.м пресной водой плотностью Qb = 1000 кг/куб.м ведет к уменьшению противодавления на пласт вдвое.
Способ прост, экономичен и эффективен при слабой засоренности пласта.
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Отчет о практике специальности Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений
2. Технология бурения скважины
2.1. Породоразрушающий инструмент
2.2. Устройство буровой установки
3. Вскрытие и освоение нефтяного пласта
3.1.1. Пулевая перфорация
3.1.2. Торпедная перфорация
3.1.3. Кумулятивная перфорация
3.1.4. Гидропескоструйная перфорация
3.1.5. Сверлящая перфорация
3.2. Освоение нефтяных скважин
3.2.1. Замена в стволе скважины жидкости большой плотности
жидкость меньшей плотности
3.2.2. Снижение давления на пласт компрессором
4. Подъем нефти на дневную поверхность
4.1. Фонтанный способ добычи нефти.
4.1.1. Баланс пластовой энергии
4.1.2. Осложнения при работе фонтанной скважины.
4.1.3. Оборудование фонтанной скважины.
4.1.4. Насосно-компрессорные трубы.
4.1.6. Фонтанная арматура
4.2. Добыча нефти установками штанговых насосов
4.2.2. Конструкция штангового насоса
4.2.3. Эксплуатация скважин, оборудованных установками штанговых
глубинных насосов (УШГН)
4.3.Добыча нефти бесштанговыми скважинными насосами
4.4. Установки электроцентробежных насосов
5. Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды
5.1.Теоретические основы поддержания пластового давления
5.4.Характеристика закачиваемых в пласт вод
5.5.Технологическое схемы ППД
5.6.Наземные кустовые насосные станции
5.7. Подземные кустовые насосные станции
5.8. Очистка сточных вод
5.9. Конструкция нагнетательных скважин
5.10. Освоение нагнетательных скважин
5.11. Закачка газа в пласт
5.13. Закачка горячей воды
5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения
5.16. Закачка углекислоты
5.17. Оборудование для осуществления технологий
5.18.Применение мицеллярных растворов
5.19.Вытеснение нефти растворами полимеров
5.20. Применение углеводородных растворителей
5.21.Применение щелочного заводнения
5.22.Применение поверхностно-активных веществ
6. Ремонт нефтяных скважин.
6.1. Общие сведения о текущем ремонте скважины.
6.2.Технология капитального подземного ремонта скважин.
6.2.1 Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом.
6.2.2 Технология ремонта эксплуатационной колонны.
6.2.3. Технология изоляционных работ по устранению или ограничению водопритоков.
6.2.4. Изоляция притока подошвенной воды.
6.2.5. Ловильные работы в скважине.
6.2.6. Извлечение упавших труб.
6.2.7. Извлечение установки ЭЦН.
6.2.8. Испытание колонны на герметичность.
6.2.9. Зарезка второго ствола.
6.2.10. Ликвидация скважин.
6.3. Механизмы и оборудование для ремонтных работ.
6.3.1. Стационарные и передвижные грузоподъемные сооружения.
6.3.2. Ловильный инструмент.
7. Сбор и подготовка нефти.
7.1. Групповая замерная установка.
7.2. Установка комплексной подготовки нефти.
8. НГДУ «Чекмагушнефть»
После окончания первого курса студенты специальности 09.06.00 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» проходят ознакомительную практику на нефтегазодобывающих предприятиях. Ознакомительная практика является начальным этапом практического обучения студентов. Поскольку к началу прохождения ознакомительной практики не предусматривается изучения специальных дисциплин, входящих в комплекс профессиональных знаний, то основные её задачи можно сформулировать
1. Ознакомление студентов с процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.
2. Ознакомление с основным оборудованием, применяемом при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
3. Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.
4. Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему
усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.
5. Приобретение первого опыта работы общения в производственном коллективе.
Отчет по практике по «Разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»
Автор работы: Пользователь скрыл имя, 07 Декабря 2011 в 12:16, отчет по практике
Описание
Поскольку к началу прохождения ознакомительной практики не предусматривается изучения специальных дисциплин, входящих в комплекс профессиональных знаний, то основные её задачи можно сформулировать следующим образом.
Ознакомление студентов с процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.
Ознакомление с основным оборудованием, применяемом при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.
Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности – нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.
Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.
Приобретение первого опыта работы общения в производственном коллективе.
Содержание
1. Введение
2. Технология бурения скважины
2.1. Породоразрушающий инструмент
2.2. Устройство буровой установки
3. Вскрытие и освоение нефтяного пласта
3.1.1. Пулевая перфорация
3.1.2. Торпедная перфорация
3.1.3. Кумулятивная перфорация
3.1.4. Гидропескоструйная перфорация
3.1.5. Сверлящая перфорация
3.2. Освоение нефтяных скважин
3.2.1. Замена в стволе скважины жидкости большой плотности жидкость меньшей плотности
3.2.2. Снижение давления на пласт компрессором
3.2.3. Свабирование
3.2.4. Имплозия
4. Подъем нефти на дневную поверхность
4.1. Фонтанный способ добычи нефти.
4.1.1. Баланс пластовой энергии
4.1.2. Осложнения при работе фонтанной скважины.
4.1.3. Оборудование фонтанной скважины.
4.1.4. Насосно-компрессорные трубы.
4.1.5. Пакеры, якоря
4.1.6. Фонтанная арматура
4.2. Добыча нефти установками штанговых насосов
4.2.1.Привод
4.2.2. Конструкция штангового насоса
4.2.3. Эксплуатация скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов (УШГН)
4.3.Добыча нефти бесштанговыми скважинными насосами
4.4. Установки электроцентробежных насосов
5. Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды
5.1.Теоретические основы поддержания пластового давления
5.2.Законтурное заводнение
5.3.Внутриконтурное заводнение
5.4.Характеристика закачиваемых в пласт вод
5.5.Технологическое схемы ППД
5.6.Наземные кустовые насосные станции
5.7. Подземные кустовые насосные станции
5.8. Очистка сточных вод
5.9. Конструкция нагнетательных скважин
5.10. Освоение нагнетательных скважин
5.11. Закачка газа в пласт
5.12.Закачка теплоносителей
5.13. Закачка горячей воды
5.14. Закачка пара
5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения
5.16. Закачка углекислоты
5.17. Оборудование для осуществления технологий
5.18.Применение мицеллярных растворов
5.19.Вытеснение нефти растворами полимеров
5.20. Применение углеводородных растворителей
5.21.Применение щелочного заводнения
5.22.Применение поверхностно-активных веществ
6. Ремонт нефтяных скважин.
6.1. Общие сведения о текущем ремонте скважины.
6.2.Технология капитального подземного ремонта скважин.
6.2.1 Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом.
6.2.2 Технология ремонта эксплуатационной колонны.
6.2.3. Технология изоляционных работ по устранению или ограничению водопритоков.
6.2.4. Изоляция притока подошвенной воды.
6.2.5. Ловильные работы в скважине.
6.2.6. Извлечение упавших труб.
6.2.7. Извлечение установки ЭЦН.
6.2.8. Испытание колонны на герметичность.
6.2.9. Зарезка второго ствола.
6.2.10. Ликвидация скважин.
6.3. Механизмы и оборудование для ремонтных работ.
6.3.1. Стационарные и передвижные грузоподъемные сооружения.
6.3.2. Ловильный инструмент.
7. Сбор и подготовка нефти.
7.1. Групповая замерная установка.
7.2. Установка комплексной подготовки нефти.
8. НГДУ «Чекмагушнефть»
9. Заключение
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | отчет по практике |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 30.05.2013 |
| Размер файла | 2,1 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://allbest.ru/
Размещено на http://allbest.ru/
Министерство образования и науки РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН
АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
По учебной практике, проходившей в НГДУ “Лениногорскнефть”, учебный полигон, НГДУ «Елховнефть»
Место прохождения практики г. Альметьевск
Руководитель практики от кафедры РиЭНГМ
г. Альметьевск 2012
1. Критерии и принципы выделения эксплуатационных объектов
2. Системы разработки нефтяных месторождений
3. Размещение скважин по площади залежи
4. Геолого-физическая характеристика объектов
7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин
8. Исследование скважин
9. Методы увеличения производительности скважин
10. Текущий и капитальный ремонт скважин
11. Сбор и подготовка нефти, газа и воды
12. Промышленная безопасность на предприятиях нефтегазового комплекса
Сегодня в состав управления входят:
6 цехов по добыче нефти и газа;
2 цеха комплексной подготовки и перекачки нефти;
цех по приему и сдаче нефти;
цех поддержания пластового давления;
10 цехов вспомогательного производства;
Управление «Альметьевнефть» располагает спортивно-оздоровительным цехом, в его ведении находятся оздоровительный лагерь «Юность», база рыбака «Кама».
НГДУ «Альметьевнефть» разрабатывает центральную и северо-западную части Ромашкинского месторождения.
Организация производственных процессов в НГДУ «Альметьевнефть»:
ОППД» отдел поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта Главная задача-разработка и организация выполнения мероприятий, направленных на выполнение плана закачки технологической жидкости в пласт, повышение эффективности использования нагнетательного фонда скважин и другого оборудования системы ПДД контроль за своевременным выполнением мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов, контроль за выполнением природоохранных мер при эксплуатации объектов ППД.
ЦИТС обеспечение выполнения суточных и месячных планов добычи нефти и газа, организация и контроль выполнения суточных заданий, ежедневный анализ производственной ситуации, круглосуточная организация и контроль работ всех объектив, осуществление координации с вспомогательным производством.
ТОДНиРП- технологический отдел по добыче нефти и развитию производства, Главная задача: разработка перспективных, годовых, квартальных и месячных планов добычи нефти, ввода скважин в эксплуатацию, подземных и капитальных ремонтов скважин и скважин на механизированную добычу нефти.
ООСС- отдел организации строительства скважин осуществляет контроль над своевременным выполнением работ по строительству скважин при условии не превышения лимита затрат.
Отдел главного механика. Главной задачей является осуществление технического и методического руководства механоремонтной службы управления, обеспечения рациональной эксплуатации оборудования.
Отдел главного технолога. Главной задачей является организация выполнения планов по подготовке и перекачке нефти, выработке широкой фракции, мероприятий, направленных на улучшение качества и снижения потерь подготовленной нефти.
Геологический отдел. Главной задачей геологического отдела является детальное изучение нефтяных и газовых месторождений в период разбуривания их эксплуатационными и нагнетательными скважинами.
База отдыха «Юность». Главной задачей является обеспечение отдыха работников НГДУ и их семей.
Центральный склад. В задачи склада входит: прием, обработка, хранение и отпуск материальных ценностей и оборудования.
1. Критерии и принципы выделения эксплуатационных объектов
Высокая степень изученности позволяет максимально снизить риск ошибки при выборе эксплуатационных объектов, сформировав наиболее рациональную схему их выделения. В то же время очевидно, что высокая степень изученности характерна для разбуренных месторождений: здесь решения относительно выделения эксплуатационных объектов уже сформированы, и возможна лишь их корректировка. Таким образом, наиболее актуален вопрос выделения объектов эксплуатации именно на начальном этапе разработки. Как правило, объем исходной информации для проектирования на данной стадии весьма ограничен. В этой связи выбор оптимального количества объектов является задачей неоднозначной. По мере появления новой информации их число может как значительно возрасти, так и существенно уменьшиться. Подобные изменения могут существенным образом отразиться как на технологической, так и на экономической эффективности проекта.
В настоящее время в связи с улучшением технической оснащенности промыслов наблюдается тенденция учета большего числа параметров и критериев при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект. Основной критерий правильности выделения эксплуатационных объектов—рациональность показателей разработки.
Поэтому в последнее время делаются попытки при выделении эксплуатационных объектов учесть количественные критерии, связанные с геологическими особенностями строения различных горизонтов.
В качестве критерия выбора можно использовать погрешность предсказания функции.
Критерием для выбора расчетных режимов работы скважин являются минимальное забойное давление, необходимое для фонтанирования скважин; давление насыщения пластовой нефти газом; минимальное давление, необходимое для нормальной работы центробежного или плунжерного глубинного насоса; предельный максимально допустимый дебит скважины (или предельный удельный дебит с одного метра толщины пласта).
Не всегда все эти критерии могут быть приемлемыми.
Напротив, для пород очень слабых и неустойчивых могут оказаться излишними все предельные критерии по забойным давлениям, так как их нельзя достичь в результате ограничения дебита.
Однако это основное требование не может служить единственным критерием рациональности разработки.
Очевидно, существуют определенные соотношения между этими величинами, могущие служить критериями, определяющими условия целесообразности и экономической рентабельности бурения дополнительных скважин.
Методика расчетов должна быть достаточно точной, для чего следует принять некоторые критерии.
Таким критерием может служить, например, сравнение показателей, рассчитываемых по данной схеме и более точной (многомерной).
Объективным критерием адекватности модели служит критерий согласия.
Критерии эффективного применения методов
Критерии применимости методов включают в себя в определенной степени технико-экономические показатели применения метода на основании обобщения ранее полученного опыта применения метода в различных геолого-физических условиях.
Геолого-физические критерии применимости новых методов увеличения нефтеотдачи пластов определены на основании анализа многочисленных теоретических, лабораторных и промысловых исследований как отечественных, так и зарубежных авторов и приведены в табл.
Отбор месторождений осуществляется путем анализа их по критериям применимости каждого из методов.
На одном месторождении оказывается возможным рекомендовать два метода или более, а критерии применимости методов и дополнительные условия и ограничения не позволяют выбрать для месторождения один метод воздействия, делаются специальные технико-экономические оценки.
Обоснование метода увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении на основе критериев применимости методов.
Обозначив долю воды в общем объеме внедрившейся жидкости и удерживаемой породой при обратном ее перетоке через коэффициент е, получим главный критерий эффективности циклического воздействия.
Указанные данные определяют по результатам лабораторных исследований на физически подобных моделях пластов применительно к условиям конкретного объекта (с использованием реальных образцов породы, пластовой нефти и при соблюдении критериев подобия в процессе моделирования).
2. Системы разработки нефтяных месторождений
Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию. Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания обусловливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.
Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.
Система разработки месторождений должна отвечать требованиям максимального извлечения нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах.
Проектом разработки определяются число и система расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, уровень добычи нефти и газа, методы поддержания пластового давления и т. п.
Разработка отдельных залежей нефти или газа производится посредством системы эксплуатационных и нагнетательных скважин обеспечивающих добычу нефти или газа из пласта. Комплекс всех мероприятий, обеспечивающих разработку залежи, определяет систему разработки.
Основными элементами системы разработки залежей являются: способ воздействия на пласт, размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, темп и порядок разбуривания эксплуатационных и нагнетательных скважин.
Важнейшими элементами системы разработки являются методы воздействия на пласт, так как в зависимости от них будут решаться остальные вопросы разработки залежи.
Для повышения эффективности естественных режимов залежи и обеспечения наиболее рациональной разработки необходимо применять различные методы воздействия на пласт. Такими методами могут явиться различные виды заводнения, закачка газа в газовую шапку или в нефтяную часть пласта, солянокислотные обработки, гидроразрывы и ряд других мер, направленных на поддержание пластового давления и повышение продуктивности скважин.
В настоящее время без поддержания пластового давления разрабатываются либо залежи, имеющие активный естественный режим, способный обеспечить поддержание давления в процессе всего периода разработки и получение высокого конечного коэффициента нефтеотдачи, либо небольшие по запасам месторождения, где организация работ по поддержанию давления экономически нецелесообразна.
3. Размещение скважин по площади залежи
Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке (преимущественно рядами).
Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиугольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами. Схема расположения точек заложения скважин на перспективной или нефтегазоносной площади и последовательность их бурения, обеспечивающие достоверное и эффективное решение геологоразведочных задач в конкретных геологических условиях.
Основные системы размещения скважин:
Заложение каждой новой скважины в вершине треугольника, в двух других вершинах которого уже имеются пробуренные скважины.
Размещение скважин последовательными рядами вокруг скважины-открывательницы на одинаковых гипсометрических отметках базисного продуктивного горизонта.
Размещение скважин на разных гипсометрических отметках по профилю (линии), пересекающему структуру или площадь залежи в определенном направлении, с целью получения профильного геологического разреза.
На практике в определенных условиях применяют комбинированные системы размещения скважин, состоящие из различных сочетаний основных систем или их модификаций (например, зигзаг-профильная система).
Особенно часто сочетания систем размещения скважин используют при разведке месторождений, которые содержат залежи различного типа и размера и разведка которых ведется самостоятельными сетками скважин.
При современной методике поисково-разведочных работ системы размещения скважин выбирают также на основе решений, получаемых при анализе соответствующих математических моделей промышленных скоплений нефти и газа.
4. Геолого-физическая характеристика объектов
Размещено на http://allbest.ru/
Размещено на http://allbest.ru/
По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы(гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.
Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.
При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате (рис. 3). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6.
Размещено на http://allbest.ru/
Размещено на http://allbest.ru/
Рис. 3. Схема ударного бурения:
По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.
Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью. При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх.
По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается.
Рис. 2. Классификация способов бурения скважин на нефть и газ
Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.
В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.
Поддержание пластового давления способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных залежей. Его создают путём блокового, ступенчатого осевого, барьерного площадного, очагового или избрательного способов заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. Если нефтяная залежь имеет ярко выраженный свод, то в него для поддержания пластового давления нагнетают газ или воздух, вследствие чего создаётся напор искусственной газовой шапки. При расчёте процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин, суммарный объём закачки, приёмистость нагнетательных скважин, их число и давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.
7. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин
Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м, максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели (на нефтяном газе от скважины) мощностью до 100 кВт. Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую (канатную, цепную) подвеску и полированный шток. Применяются в основном механические редукторно-кривошипные, балансирные и безбалансирные, а также башенные и гидравлические станки-качалки. Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м (башенные до 12 м), максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрический, реже газовые двигатели мощностью до 100 кВт.
Продукция скважины (нефть, вода, рассол) подаётся на поверхность по насосно-компрессорным трубам, обсадной колонне либо по полым штангам. Производительность при постоянной откачке до 300 м 3 /сутки, при меньших дебитах применяется периодическая добыча нефти.
Рис. 5. Электроцентробежная насосная установка:
Направляющие аппараты стянуты в цилиндрическом корпусе насоса, а рабочие колёса зафиксированы шпонкой на валу, подвешенном на осевой опоре и вращающемся в концевых и промежуточных радиальных опорах. Детали отливаются из специального чугуна, бронзы, коррозионно- и абразивостойких сплавов и полимерных материалов. Для уменьшения попадания в насос свободного газа перед ним устанавливается гравитационный или центробежный газосепаратор.
Электродвигатель состоит из статора, содержащего цилиндрический корпус, с запрессованными пакетами электротехнической стали, в пазах которых размещена обмотка, и подвешенного на осевой опоре ротора с закреплёнными на валу стальными пакетами, где размещена короткозамкнутая обмотка типа «беличье колесо»; между пакетами расположены радиальные опоры.
Протектор содержит уплотнение вала систему компенсации температурного расширения масла, в некоторых случаях гидравлический затвор с жидкостью большей плотности, чем скважинная среда и нейтральной по отношению к ней и маслу электродвигателя.
Трехжильный бронированный плоский или круглый кабель большого сечения имеет герметичный ввод в электродвигатель и соединяет последний через трансформатор со станцией управления. Станция осуществляет управление, контроль и электрический защиту электроцентробежной насосной установки от короткого замыкания, перегрузки, срыва подачи напряжения, снижения сопротивления изоляции. Трансформатор преобразует напряжение сети в рабочее, имеет ступенчатую регулировку для подбора режима работы. Применяются также преобразователи частоты для бесступенчатой регулировки частоты вращения электроцентробежной насосной установки и датчики давления и температуры электродвигателя, передающие сигнал об отклонении этих параметров от безопасных значений по силовому кабелю или сигнальной жиле.
Электроцентробежная насосная установка для воды содержит заполненный водой электродвигатель и насос с 5-50 ступенями. Производительность его до 3000 м 3 /сутки, напор до 1500 м, мощность электродвигателя до 700 кВт, напряжение 3000 В, температура воды до 40°С.
8. Исследование скважин
При помощи дебитометрии в работающих нагнетательных и добывающих скважинах выделяют интервалы притока флюидов к забоям скважин, определяют дебиты отдельных пропластков, проницаемость, пьезопроводность, контролируют состояние обсадной колонны, затрубного пространства скважин и др. При глубинных исследованиях применяются манометры, термометры, расходомеры, шумомеры, комплексные глубинные приборы для измерения давления, температуры, дебита, водосодержания флюида. При гидродинамических глубинных исследованиях используется автоматическая промысловая электронная лаборатория.
9. Методы увеличения производительности скважин
Дебиты газовых скважин при одинаковых диаметрах, режимах эксплуатации пласта, величине пластового давления можно увеличить снижением фильтрационного сопротивления при движении газа в призабойной зоне пласта. Это возможно за счет образования каналов, каверн и трещин в ней, уменьшения содержания твердых частиц и жидкостей в поровых каналах.
Известны следующие методы воздействия на призабойную зону пласта.
1) Физико-химические: солянокислотная обработка(СКО); термокислотная обработка(ТКО); обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ); осушка призабойной зоны сухим обезвоженным газом;
3) Комбинированные: ГРП+СКО; ГПП+СКО.
Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин зависит от литологического и минералогического составов пород и цементирующего материала газоносных горных пород, давления и температуры газа и пород пласта, толщины продуктивного горизонта, неоднородности пласта вдоль разреза.
Солянокислотная и термокислотная обработка призабойных зон скважин дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с карбонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой кислотами (так называемой грязевой кислотой).
Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы.
В зависимости от пластовых условий на практике применяют 8—15%-ную соляную кислоту. Техническая соляная кислота поставляется заводами концентрированной, На промысле ее разбавляют водой до нужной концентрации.
Рис. 7. Схема проведения кислотной обработки.
Для снижения коррозии металлического оборудования в процессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами коррозии, в качестве которых применяют формалин (CH2O), уникол ПБ-5, И-1-А с уротропином, а также сульфонол, ДС-РАС, диссольван 4411, нейтрализованный черный контакт.
Кислота нагнетается в скважину в объеме от 0,5—0,7 до 3—4 м 3 на 1 м длины фильтра с помощью специальных агрегатов, например Азинмаш-30, смонтированных на автомашине КрАЗ-219, а также цементировочных агрегатов ЦА-300, ЦА-320М, 2АН-500. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6—8 ч. Результаты определяют по данным исследований скважин после обработки. Обработка считается успешной, если уменьшается коэффициент С, увеличивается дебит скважины при той же депрессии на пласт. Торпедирование, гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйную перфорацию и ядерные взрывы, обычно применяют в пластах, сложенных крепкими, плотными породами, имеющими небольшие проницаемость, пористость, но высокое пластовое давление.
Рис. 8. Схема проведения гидравлического разрыва пласта:
Давление гидравлического разрыва, ориентация и размеры образующихся при этом трещин зависят от горного давления, т. е. давления вышележащих горных пород, характера и параметров естественной трещиноватости газоносных пород, а также величины пластового давления. В процессе гидравлического разрыва пласта должны быть созданы такие условия, при которых в пласте возникают и закрепляются трещины. Скорости нагнетания жидкости разрыва должны быть такими, чтобы закачиваемый объем превышал приемистость пласта, подвергающегося гидравлическому разрыву. Необходимая скорость закачки зависит от вязкости жидкости разрыва и параметров призабойной зоны. Из этого следует, что в низкопроницаемых породах гидравлический разрыв может быть при сравнительно малых скоростях закачки с использованием жидкостей небольшой вязкости. В высокопроницаемых породах необходимо применять жидкости разрыва большой вязкости или существенно повышать скорости нагнетания.
нефтяной месторождение скважина производительность
10. Текущий и капитальный ремонт скважин
В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.
Все ремонтные работы в зависимости от их характера и сложности разделяют на текущий и капитальный ремонты скважин.
К текущему ремонту относятся следующие работы:
— ревизия подземного оборудования.
— ликвидация неисправностей в подземной части оборудования.
— смена скважинного насоса (ПЦЭН или ШСН).
— смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН или наоборот и пр.
— очистка НКТ от парафина или солей.
— замена обычных НКТ на трубы с покрытием (остеклованные трубы).
— изменение глубины подвески насосной установки.
— подъем скважинного оборудования перед сдачей скважины в консервацию.
— специальный подземный ремонт в связи с исследованиями продуктивного горизонта.
— некоторые виды аварийных ремонтов, такие как заклинивание плунжера, обрывы штанг, обрывы скребковой проволоки или электрокабеля.
Перечисленные ремонтные работы, а также и ряд других выполняются бригадами подземного ремонта скважин, организуемыми в нефтедобывающем предприятии. К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. К капитальному ремонту, в частности, относятся следующие работы:
— ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников.
— исправление нарушений в обсадных колоннах.
— изоляция пластовых вод.
— работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт.
— забуривание второго ствола.
— разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое.
— гидравлический разрыв пласта.
— солянокислотные обработки скважин.
-операции по ликвидации скважин.
При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.
Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.
11. Сбор и подготовка нефти, газа и воды
Подобные документы
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.
отчет по практике [4,5 M], добавлен 23.10.2011
Общие сведения о промысловом объекте. Географо-экономические условия и геологическое строение месторождения. Организация и производство буровых работ. Методы увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.
отчет по практике [1,0 M], добавлен 22.10.2012
Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ «Альметьевнефть». Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности.
отчет по практике [2,0 M], добавлен 20.03.2012
Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Методы вскрытия продуктивного пласта. Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. Сбор, подготовка и транспортировка скважинной продукции. Этапы подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 07.07.2015
Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи.
отчет по практике [1,6 M], добавлен 23.09.2014
Методы поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений. Этапы поисково-разведочных работ. Классификация залежей нефти и газа. Проблемы при поисках и разведке нефти и газа, бурение скважин. Обоснование заложения оконтуривающих разведочных скважин.
курсовая работа [53,5 K], добавлен 19.06.2011
Физические свойства и месторождения нефти и газа. Этапы и виды геологических работ. Бурение нефтяных и газовых скважин и их эксплуатация. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.
реферат [1,1 M], добавлен 14.07.2011