Автор работы: Пользователь скрыл имя, 04 Ноября 2014 в 22:38, отчет по практике
После окончания первого курса студенты специальности РЭНГМ 2-06 «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 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.
Введение
1Содержание первой учебной практики по бурению нефтяных и газовых скважин
1.1Подготовительные работы к строительству буровой
1.1.1Размещение и монтаж бурового и энергетического оборудования
1.2 Бурение и закачивание скважин
1.2.1Способы бурения
1.2.2Оптимизация режимов бурения
1.2.3Назначение, состав и свойства промывочных растворов, их роль в предупреждении осложнений
1.2.4Оборудование для промывки скважин
1.2.5Работы по креплению и цементированию скважин
1.2.6Оборудование для цементирования скважин
1.2.7Вскрытие пластов и испытания скважин
1.2.8Состав и квалификация буровой бригады
1.2.9Исходные данные для составления проекта на бурение скважин
2Содержание первой учебной практики по добыче нефти и газа
2.1.1Скважина, ее элементы
2.1.2Освоение скважины
2.1.3Порядок сдачи скважины в эксплуатацию
2.2.1 Способы добычи нефти и газа
2.2.2Характеристика устьевого и погруженного оборудования
2.2.3Подземный и капитальный ремонт скважин
2.3.1Гидродинамические методы исследования скважин, применяемые приборы, оборудования, аппаратура
2.4.1Методы воздействия на призабойную зону
2.4.2Применяемое оборудование
2.5.1Методы воздействия на пласт
2.5.2Поддержание пластового давления
2.5.3Методы повышения нефтеотдачи
2.6.1Сбор, учет, подготовка и хранение нефти и газа на промысле
2.6.2Магистральный транспорт нефти игаза
3Литература
Капитальный ремонт скважины заключается : в извлечении аварийного оборудования , в востановлении проходимость эксплуатационной колонны ,зачистки скважины от постороннего металла и грязи , работы по интенсификации , геофизические и эследовательские работы , ликвидация водопритока б установка изолируещих мостов , спуск и цементаж дополнительных колон б перфорационные и взрывные работы , переоборудование устья скважины , перевод скважины в другую категорию , контсервация и ликвидация скважин . При необходимости бурение вторых стволов и углубление забоя скважины .
2.3.1Гидродинамические методы исследования скважин, применяемые приборы, оборудования, аппаратура
Гидроденомические исследования поводятся на скважине силами ЛИОСа , путем планового замера статических и деномических уровней и избыточного давления по затрубному постранству эхолотом и манометром . При необходимости замер пластового давления в скважинах работающих фонтаном ,глубинным манометром типа МГИ или МИКОН . Первичное снятие гидроденамических характеристик при вводе в эксплуатацию , или при смене вида эксплуатации производится при помощи КИИ-95 и
его аналогов .
В ОАО “Тебукнефть” осуществляется : ЦНИПР силами
при помощи
2.4.2Применяемое оборудование
Применяемое оборудование кислотник Аз-30А, насосный агрегат 4АН-700 , цементировачный агрегат ЦА-320, передвижная парогинераторная установка ППУ-3М , агрегат депарофинизации подземного оборудование
2.5.1Методы воздействия на пласт
Солянокислотная обработка пласта – это увеличение проницаемости призабойной зоны , особенно в тех случаях , когда порода представлена карбонатными отложениями. Время нейтрализации кислоты в пределах концентраций 5-15%, время нейтрализации обычной соляной кислоты не более 30 мин . Перед обработкой тщательно промывают забой скважины от глинистого раствора водным раствором ПАВ.
Обработка пласта кислотными – аэрированнеми кислотами с добавками ПАВ . В пласт закачивают аэрированный или газированный кислотный раствор поверхностно-активного вещества . Наиболее благоприятными объектами для поведения соляно-кислотных обработок являются малодебетные скважины .
Глинокислотная обработка пласта . для обработки пластов-коллекторов , представленных терригенными песчано-алевритовыми отложениями, глинокислота активнодействует на карбонатные и глинистые минералы и отчасти на кварцевые зерна . Наряду с обработкой песчано-глинистых пластов солянофтористо-водородная кислота применяется для очистки забоя от остатков глинистого раствора и глины в процессе закачивания скважины.
Применение бифторида аммония для кислотной обработки пласта и для замены фтористоводородной кислоты . Бифторид аммония содержит в своем составе 34-35% HF , является солью плавиковой кислоты.
Капилярная пропитка продуктивного пласта водными растворами ПАВ , подкисленными соляной кислотой . Часто копиллярную пропитку пласта (КПП) используют для очистки призабойной зоны скважины от попавшего глинистого раствора и шлама . Сущность метода капиллярной пропитки пласта состоит в закачке под давлением в призабойную зону пласта водных растворов ПАВ с последующей выдержкой их в пласте до полного завершения процесса капиллярной пропитки в условиях статики .
Обработка призабойной зоны пласта методом виброударных колебаний . Воздействие вибрации и виброубарных колебаний на призабойную зону скважин – один из новых методов улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны . В основе вибрационного воздействия на призабойную зону пласта лежит создание на забое скважины с помощью вибратора волновых возмущений среды в виде частых гидравлических импульсов .
Воздействие на призабойную зону созданием многократных импульсов направленного перепада давления . Практически для этого способа воздействия на призабойную зону применяют одно- и многоцикловые испытатели пластов гидравлического типа – ИПГ., ИМП-2, МИК , МИГ .
Для повышения нефте- и газоотдачи плотных коллекторов можно применить разрыв пласта с помощью порохового генераторадавления ПГД-БК , АДС.
2.5.2Поддержание пластового давления
Наиболее благоприятный способ для поддержания пластового давления или восстановления ластового давления при помощи нагнетания в пласт газа или воздуха являются пласты с крутыми углами падения , имеющие хорошую проницаемость и однородность состава пород и насыщенные маловязкой нефтью .
Процесс поддержания пластового давления путем закачки в пласт с самого начала его разработки газа или воздуха требует строительства мощных компрессорных станций с компрессорами , рассчитанными на высокое давление , так как давление нагнетания должно быть на 10-20% выше пластового .
Для закачки газа или воздуха обычно используют скважины , расположенные в присводовой части залежи . В качестве рабочего агрегата лучше всего применять естественный нефтяной газ , но если промысел не располагает нужным количеством газа, то при отсутствии в пласте газовой шапки можно в сводовую часть залежи закачивать также и воздух . Нагнетания воздуха в газовую шапку нежелательно , так как это приводит к значительному ухудшению качества газа .
Контроль за проведением процесса закачки газа в пласт для поддержания пластового давления заключается в строгом учете количества закаченного газа , в наблюдении за изменениями пластового давления , в регулировании продвижения газонефтяного контакта .
2.5.3Методы повышения нефтеотдачи
Для повышения коэффициента
нефтиотдачи в подобных
На месторождениях разрабатываемых с применением того или иного вида заводнения , увеличить нефтеотдачу можно путем улучшения нефтевымывающих свойств нагнетаемой воды за счет добывания в нее моющих средств или же различных загустителей . В ряде случаев хороших результатов можно ожидать отзакачки в пласт горячей воды или пара .
ВТОРИЧНЫЙ МЕТОД ДОБЫЧИ НЕФТИ
В качестве вторичных мероприятий для извлечения остаточных запасов нефти из истощенной залежи применяют вытеснение этой нефти нагнетаемыми в залежь водой или газом . При этом нагнетание скважины располагаются в нефтяной зоне мужду эксплуатационными скважинами .
ЗАКАЧКА В ПЛАСТ ВОДЫ Б ОБРАБОТАННОЙ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ
Поверхностно-активные вещества (ПАВ ) применяются во многих отраслях промышленности как моющие и пенообразующие средство б снижаемое поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела фаз вследствие положительной адсорбции этих веществ на поверхности раздела . Концентрация ПАВ в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышают концентрацию его в объеме раствора . Благодаря этому процессами , происходящими в поверхностных слоях , можно управлять при ничтожно малых концентрациях ПАВ в растворе .
ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ОТОРОЧКОЙ ЗАГУЩЕННОЙ ВОДЫ
При практическом осуществлении процесса наиболее рационально закачивать в пласт оторочку загущенной воды и далее продвигать ее по пласту обычной водой . Опыты показывают , что это впереди загущенной воды образуется вал погребенной воды , затем вал нефти , вытесняемым вязким раствором . Первые порции загущенной воды смешиваются с погребенной , а в тыльной части оторочки загущенная вода смешивается с нагнетательной . При этом основными факторами , обслуживающими величину зоны смеси , являются соотношение вязкости жидкости , вытесняемой и нагнетаемой , и пройденное зоной расстояние .
ЗАКАЧКА В ПЛАСТ УГЛЕКИСЛОТЫ
Для увеличения нефтеотдачи углекислый газ в качестве вытесняющей нефть оторочки нагнетается в пласт в сжиженном виде и проталкивается далее карбонизированной водой Получен эффект также при вытеснение нефти непорредственно водными растворами углекислоты .
ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА РАСТВОРАМИ
Под смешиваемостью вытесняемой и вытесняющей фаз в нефтяном пласте понимается их полная растворимость , причем в любых соотношениях при данных температуре и давлении . Если две фазы растворяются одна в другой , но не в любых пропорциях, то, хотя они и обладают ограниченной смешиваемостью , их не считают смешивающимися . Некоторые углеводороды или их группы , ограниченно взаимно растворимые при одних температурах и давлениях , не могут смешиваться при других температурах и давлениях.
При вытеснении нефти применяют : сжиженный , обогащенный газ и газом высокого давления .
2.6.1Сбор, учет, подготовка и хранение нефти и газа на промысле
Сбор нефти на промысле идет по схеме:
Скважина ® нефтесточная линия ® ГЗУ ( грузовая замерная установка ) или АЗУ “Спутник” ( автоматическая замерная установка ) ® нефтепромысловый коллектор ® УПСН ( установка подготовки и сбора воды) ® ТХУ ( термохимическая установка подготовки нефти ) ® КПН ( комплексная подготовке нефти ) ® нефтевоз. Учет добываемой жидкости на АЗУ “Спутник” передается по телеметрии на ДИП ( диспечерский-информационный пункт ) промысл , обрабатывается и передается в ЦИЦ
Периодически 2 раза в неделю объездные собирают пробы добываемой жидкости и отправляют в лабораторию , на анализ ( содержания воды ) при необходимости делается полный (развернутый ) анализ жидкости .
Подготовка нефти начинается на УПСВ , где в жидкость добавляется деэмульгаторы
( типа СМПХ-4870 и РЕАПОН-ИФ ) которые разделяют нефть и воду (вода уходит в закачку скважины) , нефть поступает в ТХУ . Где окончательно обезвоживается и обессоливается .
После ТХУ нефть попадает в КПИ где окончательно доводится до торгового стандарта
( удаляются газ и газе конденсат ) .
Хранение нефти :
Резервуарный парк емкостей на УПСВ промысла , на случай аварий на промысловом коллекторе и нефтепроводе . Объемом 10000 м3 (2 * 5000) и парк емкостью с товарной нефтью на КПН объемом до 50000 м3 .
2.6.2Магистральный транспорт нефти игаза
Магистральный транспорт нефти и газа осуществляется на автомобиле бензовозе (с цестерной) или по трубопроводу с диаметром 500 мм при помощи и под контролем насосных станций (НПС) .