Файл: Введение общие сведения о территории над горным отводом.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 30.11.2023

Просмотров: 121

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

cОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Общие сведения о территории над горным отводом

1.1 Географическое и административное положение участка недр

2.2. Особенности тектонического строения участка

2.4 Физико-химические свойства и состав пластовых флюидов

3.1 Существующие на месторождение способы эксплуатации скважин. Подземное и наземное оборудование и режимы работыНа Боголюбовском месторождение скважины эксплуатируются бесштанговыми электроцентробежными (ЭЦН) насосами.Установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955 г.УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ.Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (хомутами), подается на электродвигатель, с ротором которого связан вал центробежного электронасоса (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном — спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор и протектор.Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250—300 м, а иногда и до 600 м.Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25—1300 м3/сут и высотой подъема жидкости 500—2000 м. УЭЦН состоит из: компенсатора, двигателя, протектора, насоса, гидрозащита, сепаратор газов.3.2 Мероприятия по продлению межремонтного периода работы скважин, проводимые ООО «Недра-К»Тщательная работа по отбраковке НКТ позволило несколько снизить количество ремонтов положительным моментом для увеличения МРП - внедрение системы «насос». Программа позволяет полно оценить существующий режим работы подземного оборудования, выбрать оптимальный типоразмер глубинного оборудования с учетом создаваемой депрессии на пласт и обладает рядом преимуществ по сравнению с предыдущими программами.Важную роль в повышении МРП играет своевременная диагностика и внедрение программ по оптимизации параметров насосных установок.Методы увеличения МРП скважины при КРГ могут быть:1)улучшение производительной и технологической дисциплины, повышение квалификации ИГР (в первую очередь мастеров) и рабочих (бурильщиков, пом. буров).2)улучшение материально-технического обеспечения (НКТ, штанги, штоки, насосы, соляная кислота и т.д.).3) закупка гидравлических трубных ключей «Ойл Кантри» с регулируемым моментом свинчивания НКТ, что позволяет увеличить срок работы резьбовых соединений НКТ.4) обеспечение до и г ад КПРС лабильно-режущим инструментом согласно потребностям.5) проведение РИР с закачкой микроэмульсионных мицеллярных составов в добывающие скважины.К основным метода увеличения МРП относятся:-механические:1) Установка штанговращателей2) Спуск штанг со скребками3) Замена труб и штанг на новые4) Использование скребков и лебёдок для депарафинизации скважин.5) Эксплуатация НКТ, штанг согласно инструкции по эксплуатации данного оборудования Д-39)6) Использование фильтров новой конструкции (тонкая очистка).7) Спуск глубинно-насосного оборудования и режим работы скважин согласно расчёта технического отдела.-тепловые1) Тепловые обработки скважин горячими водными растворами обработанными ПАВ2) Обработка скважин горячей нефтью (АДП)3) Обработка скважин паром (ППУ).4) Установка глубинного электронагревателя типа «Raychem»-химические1) Установка глубинных дозаторов.2) Обработка скважин полимерными фракциями и нестабильнымбензином.3) Установка дозаторов хим. реагента на устье скважин.4. ОБОРУДОВАНИЕ ПРОМЫСЛА4.1 Оборудование групповых замерно-сепарационных установокАГЗУ предназначены для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3/сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3/м3. Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8 - 12, а иногда и более скважин. Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.Продукция скважин по сборным коллекторам, через обратные клапана и линии задвижек поступает в переключатель ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий через задвижку.В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке, поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3/м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки. При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде на нем установлен предохранительный клапан СППК.СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1



Отсепарированная в Е-2/1 эмульсия направляется в Е-2/4 (на .2 ступень сепарации), или минуя ее ступень предварительного сброса воды (РВС-12, отстойники Е-6/1,2).

Выделившийся газ направляется на факельную свечу. Уровень раздела фаз контролируется по прибору «Гамма-8».

Подогрев нефтяной эмульсии осуществляется на блоке путевых подогревателей ПП-1,6 №1,2. Топливом служит газ, выделившийся на 1 ступени сепарации. Тип горелок – инжекционный. Подогреватель нефти ПП-1,6 оснащен приборами контроля, управления и автоматического регулирования СА-ПНГ, М-2И.

Блок обезвоживания и обессоливания нефти

Нагретая в путевых подогревателях ПП-1,6 водонефтяная эмульсия, содержащая диэмульгатор, поступает в отстойник О-1, где происходит

разделение эмульсии на нефть и воду.

Для контроля за уровнем раздела фаз используется прибор «Элита» с выводом показаний в операторную. Выделившаяся вода дренируется на вход в РВС-1/1(12) (ступени предварительного сброса) или в емкость Е-7 ловушечного хозяйства. Обезвоженная нефть по трубопроводу ДУ-150 направляется на обессоливание в ДГ-2. В трубопровод ДУ-150 перед дегидратором подается пресная вода насосами НВ-1,2 для отмывки солей из нефти. Объем подаваемой воды контролируется счетчиком «ТОР1-50».

Для оптимального перемешивания пресной воды с нефтью, между отстойником обезвоживания и ДГ установлен смеситель, на котором создается перепад давления за счет регулировки задвижкой в ручном режиме. Обессоленная горячая нефть из ДГ-2 по трубопроводу ДУ-150 направляется в емкость сепарации горячей нефти Е-3. Выделившийся газ по трубопроводу ДУ-100 направляется на факел для сжигания, а охлажденная разгазированная товарная нефть по трубопроводу ДУ-200 поступает на узел управления задвижками У-1, где распределяется по товарным резервуарам (РВС-2/1,10) и емкостями (0-5,6)

Для контроля уровня нефти в емкости Е-3 смонтирован уровнемер «Гамма-8», с выводом показаний на операторную.

Блок управления задвижками у-1,2 с товарными резервуарами и емкостями

Подготовленная (товарная) нефть, отвечающая требованиям к качеству согласно карте технологического режима, через узел управления задвижками У-1, по трубопроводу ДУ-150 поступает в емкости О-5,6 или по трубопроводу ДУ-200 в резервуары РВС-1000 Р-2/1 (11), РВС-2000 Р-10.

Емкости О-5,6 с соответствующей обвязкой и свечей рассеивания газа используются как резервные емкости для хранения товарной нефти.

Откачка товарной нефти потребителю из резервуаров и емкостей О-5,6 производится по трубопроводу ДУ-200, насосами НН-3,4, через оперативный узел учета товарной нефти.


5. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ

5.1 Виды подземного ремонта

Цикл эксплуатации нефтяной скважины состоит из следуют и последовательно выполняемых процессов:

а) отбор пластовой жидкости, т. е. эксплуатация скважин;

б) поддерживание технологического режима эксплуатации скважин - подземный и капитальный ремонты, гидравлический разрыв, промывка, кислотная обработка призабойной зоны и т. д.

В процессе эксплуатации возникают различные нарушения нормальных условий работы наземного и подземного оборудования, которое, в зависимости от поломки, требует ремонта или замены. В связи с этим существует несколько видов ремонта оборудования:

- текущий;

- планово-предупредительный;

- восстановительный;

- капитальный.

Текущий ремонт скважины включает в себя замену подземного оборудования, очистку труб от смолопарафинистых веществ, солей, песка, а также ряд мероприятий, которые способствуют увеличению производительности скважин: соляно-кислотная обработка призабойной зоны скважины, глинокислотная обработка, закачка в пласт поверхностно-активных веществ (ПАВ), глубоко проникающий гидравлический разрыв пласта. Цель текущего ремонта - устранение неполадок, нарушающих режим работы скважины. Текущий ремонт подразделяется на планово-предупредительный и восстановительный.

Планово-предупредительный - это ремонт согласно календарному графику (месяц, квартал, год).

Восстановительный - это ремонт, вызванный непредвиденным нарушением технологического режима, включающий в себя полное прекращение извлечения нефтепродуктов из скважины.

Капитальный ремонт скважины - это комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и спуске пакера, клапанов-отсекателей, газлифтного оборудования. На многих месторождениях страны проводятся восстановительные работы на ранее бездействующих скважинах, ввод которых в эксплуатацию позволит добыть дополнительно сотни тонн нефти и газа.

5.2 Оборудование и инструменты применяемые при ремонте
Для проведения ремонта скважин применяется множество агрегатов и инструментов. Оборудование и инструменты применяемы при ремонте:


Для обслуживания скважин без стационарных вышек применяют подъемники, несущие вышку. Нашей промышленностью выпускаются следующие агрегаты:
Агрегат АзИНмаш-37А

Агрегат АзИНмаш-37А смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-255Б, предназначен для текущего ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин глубиной до 2900 м. Имеет следующие основные узлы: лебедку, вышку с талевой системой, переднюю и заднюю опоры вышки, кабину оператора, а также гидравлическую, пневматическую и электрическую системы управления агрегатом и другие вспомогательные узлы и механизмы.

Также применяются: Установка УПТ-32, АзИНмаш – 43А, Агрегат А-50М

Для ремонта также применяются инструменты и механизмы.
Талевая система

Мачты подъемных установок двухсекционные, телескопические с открытой передней гранью изготовлены из трубного проката. В рабочее положение сложенная мачта устанавливается гидравлическими домкратами, выдвижение верхней секции производится вспомогательной лебедкой агрегата через систему тросов. Мачта устанавливается с наклоном 4...6°.
Кронблоки

Кронблоки эксплуатационные являются неподвижной частью талевой системы.

Кронблоки КБН предназначены для работы в районах с умеренным климатом, типа КБ - в умеренном и холодном климате.

Последние изготавливаются двух видов:

- исполнение I - для передвижных подъемных установок и стационарных эксплуатационных мачт;

- исполнение II - с подкронблочной рамой для стационарных эксплуатационных вышек
Талевые блоки

Талевые блоки - подвижная часть талевой системы при спуско-подъемных операциях, предназначены для работы в районах с умеренным климатом (тип БТН) и с умеренным и холодным климатом.

Талевые блоки всех типоразмеров (конструктивно отличающиеся друг от друга только числом канатных шкивов) представляют собой канатные шкивы, насаженные на роликоподшипниках на ось, неподвижно установленную в двух щеках, закрепленных гайкой. Канатные шкивы на оси отделены друг от друга распорными кольцами.
Оснастка талевой системы

Оснастка талевой системы - это последовательность навивки каната на шкивы кронблока и талевого блока исключающая трение ветвей друг о друга. Оснастка определяется числом шкивов, находящихся в работе.

Если «мертвый» конец каната закрепляется на низ вышки, то поднимаемый груз распределяется на2г струн каната, если же «мертвый» конец закрепляется на подвижный блок, то груз распределяется на 2г + 1 струн, где 2 - число подвижных шкивов талевого блока.

Элеваторы

Элеватор - инструмент, которым осуществляется захват трубы или штанги при ее подъеме, спуске или удержании на весу. Элеватор подвешивается к крюку талевой системы при помощи серьги или штропов.

По конструкции элеваторы подразделяются на балочные и стержневые.

Ключи штанговые

Свинчивание и развинчивание насосных штанг и муфт при ремонте скважин осуществляют при помощи штанговых ключей, изготовляемых для проведения работ вручную и с автоматами.

Ключ КШ предназначен для ручной работы.

Трубные и штанговые механические
Ключи

В комплексе основных работ, связанных с подземным ремонтом скважин, наиболее тяжелые и трудоемкие - это операции по спуску и подъему насосно-компрессорных труб и штанг. Они в зависимости от характера ремонта и числа, находящихся в скважине труб и штанг, занимают от 50 до 80 % от общего баланса времени, затрачиваемого на ремонт скважины.


5.3 Технология проведения спуско-подъемных операций

Любой вид работ по текущему или капитальному ремонту скважин связан с необходимостью подъема и обратного спуск в них насосно-компрессорных труб, штанг и насосов. Этот вид работ называется спуско-подъемными операциями.

Подъем труб из скважины осуществляют после проведения подготовительных работ, которые включают следующие операции:

-глушение скважины для предупреждения возможного ее фонтанирования.

-подготовку рабочей площадки для проведения работ и расстановку спуско-подъемных инструментов.

-разборку фонтанной арматуры. Ее проводят, начиная с отсоединения боковых отводов, будучи убежденными, что арматура не находится под давлением, после чего разъединяют болтовые соединения между центральной задвижкой и промежуточной катушкой арматуры. В процессе разъединения фланцев арматура поддерживается на весу стропом, надетым на крюк полиспастной системы. Сняв болты, арматуру приподнимают, над устьем, отводят в сторону и укладывают на прискважинную площадку так, чтобы она не мешала дальнейшему проведению работ.

-разборку канатной подвески и устьевого сальникового оборудования при эксплуатации скважин ШСН. Проводя эти работы, головку балансира станка-качалки следует отвести в сторону, чтобы не мешать прохождению талевого блока и крюка.

Подъем труб

Оператор подает к устью скважины подвешенный на крюке элеватор, надевает его на трубу, удерживаемую спайдером автомата, и закрывает створку элеватора. Тракторист поднимает колонну до выхода на поверхность следующей муфты; при этом муфта приподнимается над опорной поверхностью клиньев спайдера на высоту, достаточную для подкладывания вилки. Оператор подкладывает вилку, после чего колонну труб опускают. Колонна удерживается в подвешенном состоянии клиновым захватом спайдера. Затем вытаскивают вилку, устанавливают стопорный и трубный ключи, после чего включают автомат на развинчивание трубы.

После полного развинчивания трубы и снятия ключей тракторист поднимает трубу. Оператор отводит нижний конец трубы в сторону и передает ее помощнику оператора, который укладывает ее на мостки. Тракторист опускает трубу. Оператор снимает с трубы элеватор и подает его опять к автомату, после чего операции повторяются.
Спуск труб.

При спуске труб, работая с автоматом, не пользуются подкладной вилкой, так как ее функции выполняет элеватор. Оператор и помощник оператора оттягивают элеватор, подвешенный на крюке, в сторону мостков и надевают его на трубу, захлопывают его створку на защелку и поворачивают элеватор створкой кверху. Тракторист поднимает трубу с мостков, а помощник оператора, поддерживая трубу рукой или железным крючком, передает ее оператору, который, приняв трубу, очищает резьбу щеткой и направляет конец трубы в муфту опущенной в скважину трубы. Помощник оператора устанавливает стопорный ключ на муфте трубы, зажатой клиновым захватом спайдера. Оператор надевает на трубу трубный ключ и включает автомат на свинчивание. После свинчивания на один момент автомат включается на обратный ход для освобождения зажатых ключей.

Выключают автомат и снимают трубные ключи. Тракторист поднимает колонну труб для расклинивания ее от клинового захвата, затем спускают трубы в скважину плавно уменьшая скорость спуска к моменту посадки элеватора на опорную поверхность клинового захвата. Оператор открывает элеватор, снимает его с трубы. Далее операции повторяются.

Спуско-подъемные операции насосных штанг могут производиться при ручном и механизированном свинчивании и развинчивании, выполняемом автоматами АШК.

При выполнении спуско-подъемных операций с трубами и штангами оператор и помощник оператора должны следить за состоянием поднимаемых труб и штанг. При обнаружении на трубах и штангах вмятин, трещин, каверн, порчи резьбы такие трубы и штанги должны выбраковываться и заменяться новыми. Не допускается спуск в скважину штанг, имеющих погнутость или сильно стертые муфты.

Смотрите также файлы