Отчет по практике: Геологическое исследование Знаменского месторождения

В основном в нашем НГДУ используются насосы типоразмеров по дебиту: 50; 80; 125; 160; но также встречаются и очень часто: 250; 400. Очень мало малодебитных: 30. Напоры используемых насосов лежат в пределах от 1000 до 1700м.

Используются двигатели ПЭД с потребляемой мощностью: 32, 45, 63, 90 кВт; кабеля, сечения: 16 и 10 мм; насосные трубы диаметром: 2”, 2,5”. Средняя глубина подвески насосов - 1420 м.

В НГДУ «Аксаковнефть» используются ЭЦН следующих заводов изготовителей:

ОАО «Алнас» - г. Альметьевск;

ОАО «Борец» - г. Москва;

ОАО «Леназ» - г. Лебединск;

ОАО «Ливгидромаш» - г. Ливин.

Также «Алнас» выпускает и электродвигатели и протекторы.

Установки погружных центробежных электронасосов предназначены для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости со следующей характеристикой: максимальная плотность водонефтяной смеси, кг/м³ - 1400; Температура откачиваемой жидкости (не более), ºС - 90; Максимальная объемная доля свободного газа на входе в насос, % - 25; Максимальная концентрация сероводорода (не более), г/л - 0,01; максимальное содержание воды (не более), % - 99; водородный показатель рН пластовой воды - 6,0-8,5; Максимальная концентрация твердых частиц. г/л - 0,1. При содержании в добываемой жидкости мех. примесей более 0,1-0,5 г/л следует использовать УЭЦНИ (ЭЦН повышенной изностойкости), при содержании сероводорода в количестве 0,01-1,25 г/л - УЭЦНК (ЭЦН коррозионно-стойкого исполнения).

УЭЦН состоит из погружного электроцентробежного насоса, погружного электродвигателя и кабельной линии, спускаемых в скважину на колонне НКТ и герметизируемых с помощью устьевого оборудования и наземного электрооборудования (трансформатора и станции управления).

Насосы типа ЭЦН секционные (до четырех секций). Соединение секций фланцевое, валы секций соединены шлицевыми муфтами. Каждая секция состоит из металлического корпуса длиной до 5500 мм, в котором помещен пакет ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов). Рабочие колеса монтируются на валу насоса на продольно шпонке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены с помощью ниппеля-корпуса подшипника, установленного в верхней части секции.

Число ступеней насоса и секций определяют с учетом требуемого напора, развиваемого насосом. Для серийно выпускаемых насосов оно изменяется в пределах 134-413. Погружной электродвигатель - трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым ротором вертикального исполнения типа ПЭД обеспечивает привод насоса ЭЦН.

Для герметичности и охлаждения электродвигатель заполняют маловязким маслом типа МА-ПЭД8. Электродвигатели типа ПЭД (П ДС - секционные) выпускаются с наружными диаметрами корпусов 103, 117, 113, 130 и 138 мм. Они состоят из статора, в котором размещен сердечник, ротора, головки, в которой размещен упорный подшипник, и основания.

Сердечник статора - набор магнитных и немагнитных пакетов. Ротор - набор магнитных сердечников, чередующихся с подшипниками скольжения.

На верхнем конце вала ротора предусмотрена приводная шлицевая муфта, а для принудительной циркуляции масла внутри электродвигателя установлена циркуляционная трубка.

Для предотвращения попадания в полость электродвигателя скважинной среды предназначена гидрозащита, которая состоит из двухкамерного протектора, монтируемого между насосом и электродвигателем и компенсатора, подсоединяемого к нижней части электродвигателя.

Компенсатор предусмотрен для уравновешивания естественных утечек рабочей жидкости и выравнивания давления в полости электродвигателя до давления скважинной среды.

Обе камеры протектора, заполненные рабочей жидкостью (маслом типа МА-ПЭД8), разделены упругим элементом - резиновой диафрагмой и торцовыми уплотнителями.

Испольется два типа гидрозащиты: Г51 и Г62. Техническая характеристика гидрозащиты типа Г51:

Рабочий объем масла: в компенсаторе - 4,5 дм³, в протекторе - 2,8 дм³; Габариты: компенсатора - d=103 мм, длина=1007мм; протектора - d=92мм, длина- 1374мм.

Масса компенсатора - 21 кг. Масса протектора - 40 кг.

Исследование скважин

Геофизические методы исследования скважин.

ГИС применяют для решения геологических и технических задач. К геологическим задачам, в первую очередь, относятся литологическое расчленение разрезов, их корреляцию, выявление полезных ископаемых и определение параметров, необходимых для подсчета запасов. К техническим задачам относят изучение инженерно-геологических и гидрогеологических особенностей разрезов, изучение технического состояния скважин, контроль разработки месторождений нефти и газа.

Основные методы ГИС, это: электрические, электромагнитные, ядерно-физические, акустические. Существуют также термические, магнитные, гравиметрические, механические и геохимические методы.Гидродинамические методы исследования скважин.

Основными гидродинамическими методами исследований скважин являются:

метод установившихся отборов;

метод карт изобар;

метод восстановления давления;

метод гидропрослушивания.

Все эти методы используются, в той или иной степени, в нашем НГДУ.

1.   Метод установившихся отборов (метод пробных откачек) является на практике самым распространенным. Он применяется при исследовании всех действующих нагнетательных и добывающих скважин. Сущность метода сводится к установлению путем промысловых измерений зависимости между дебитом скважин и величиной ее забойного давления при установившихся режимах эксплуатации. Этот метод позволяет определить коэффициент продуктивности и гидропроводности скважины.

2.      Метод карт изобар используется для исследования пласта в целом. Этот метод предусматривает измерение пластового давления во всех скважинах изучаемого участка пласта с последующем воспроизведением на базе этих данных общей карты распределения давления в пласте путем построения карты изобар. Метод позволяет узнать и оценить параметры пласта, определить скорость движения жидкости в различных участках пласта.

.        Метод восстановления давления основан на изучении процессов изменения забойного давления и дебита скважины во времени при переходе от одного установившегося режима ее эксплуатации к другому. Простейшим и наиболее часто применяемым вариантом этого метода является непрерывная регистрация забойного давления скважины после прекращения ее эксплуатации.

.        Метод гидропрослушивания по существу близок к методу восстановления давления. Отличие заключается в том, что при изменении режима эксплуатации скважин, изменение давления регистрируется на забое другой скважины.

В НГДУ «Аксаковнефть» очень часто на скважинах производится замер статического и динамического уровня. Эту работу проводит оператор по исследованию скважин. При этом используется следующее оборудование: либо глубинный пъезограф с лебедкой, либо эхолот (используется наиболее часто).

Пъезограф - глубинный прибор предназначенный для определения небольших приращений уровня относительно какого-либо начального положения.

Для измерения положения уровня жидкости в глубинных скважинах применяются эхолоты, действие которых основано на определении времени прохождения упругой звуковой волны от устья до поверхности.

Эхолот ЭС-50 предназначен для измерения статического и динамического уровня в скважине. Принцип действия эхолота заключается в следующем. Во время прохождения звуковой волны через нагретую вольфрамовую нить, по которой протекает постоянный ток (0,2-0,3А), ее температура изменяется. Изменение силы тока регистрируется с помощью электроизмерительного прибора на диаграммной ленте, перемещающейся с постоянной скоростью. Эта диаграмма называется эхограммой зная скорость движения диаграммной ленты, по расстоянию между пиками определяют время прохождения волны от устья до репера и уровня жидкости.

Эхолот ЭС-50 применяется в скважинах с различными диаметрами насосных и обсадных труб при глубинах уровня до устья, не превышающих 1200м.

Подземный ремонт скважин

Основные задачи ПРС.

Работа добывающих и нагнетательных скважин может быть нарушена по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита.

Подземный текущий ремонт скважин представляет собой комплекс мероприятий по поддержанию подземного эксплуатационного оборудования в работоспособном состоянии, обеспечивающим выполнение плана по добыче нефти. Как правило, текущий подземный ремонт проводят в порядке планово-предупредительных ремонтов (ППР) или восстановительных ремонтов с целью устранения возможных нарушений нормальной эксплуатации скважин или вследствие пропусков сроков ППР.

К текущему подземному ремонту относятся следующие работы:

) ППР;

) ревизия подземного оборудования;

) ликвидация неисправностей в подземной части оборудования;

) смена скважинного оборудования;

) смена способа эксплуатации;

) очистка НКТ от парафина и солей;

) изменение глубины подвески насосной установки;

) подъем скважинного оборудования перед сдачей скважины в консервацию;

) некоторые виды аварийных ремонтов, такие как заклинивание плунжера, обрыва или отворота штанг и тд. Перечисленные ремонты, а также и ряд других выполняются бригадами ПРС.Организация работ по ПРС в НГДУ «Аксаковнефть».

В НГДУ «Аксаковнефть» текущим ПРС занимается 11 бригад ПРС. В цехе ПРС также работает одна подготовительная бригада, трубная бригада, слесарная мастерская, мастерская по ремонту и ревизии ШСНУ.

Организация ПРС начинается с доведения до исполнителей годового объема ремонтов скважин (с помесячной разбивкой). На основании этого плана еженедельно составляется оперативный график движения бригад ПРС, который согласовывается и разрабатывается технологическими группами ЦДНГ и ЦПРС и утверждается главным инженером управления. Параллельно с этим названные службы согласовывают цели и объемы работ по каждой скважине. Далее геологическая и технологическая службы ЦДНГ составляют задания на подготовку и на подземный ремонт скважины и передают в ЦПРС, где после доработки они утверждаются заместителем начальника цеха и передаются мастеру ПРС.

После выполнения ремонта скважины мастер ПРС сдает заказчику скважину и прилегающую территорию. Мастер бригады по добыче нефти принимает скважину при условии режимной подачи жидкости насосом, герметичности устьевой арматуры, отсутствия загрязнения на наземном оборудовании и территории.

Сдача скважины оформляется в сведениях о приеме-сдаче скважины.Оборудование и материалы, применяемые для проведения текущего ремонта скважин.

В настоящее время для скважин имеются следующие подъемные агрегаты: А-50, А-50М5, Азинмаш-37А, А1-32, А2-32, А4-32, 4Т-32, УПТ1-50, СУПР-28, А5-40, СУРС-40. Они предназначены для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостики при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин. Наиболее широко применяемые из них Азинмаш-37А и УПТ-32.

Технические характеристики Аз-37А и УПТ-32

Схема расположения оборудования при подземном (текущем) ремонте скважины

- киповская будка; 2- инструментальные сани; 3- СУС; 4- емкость; 5- место для курения; 6- УНКРТ-2М; 7- передвижные мостики; 8- роза ветров.

Основное оборудование применяемое в бригадах ПРС: ключ механический КМУ-50, автомат АПР, механический штанговый ключ КШЭ, элеваторы типа ЭХЛ, ЭТА, ЭША, трубные ключи типа КТГУ, штанговые ключи типов КШ и КШК, крюки типов КШП и КН.

Основная масса подземных ремонтов связана с выходом из строя НКТ и штанг.

В ЦПРС НГДУ «Аксаковнефть» используются трубы следующих заводов-изготовителей: Азербайджанский, Руставский, Нижнеднепровский, Первоуральский, Новотрубный, диаметром 60, 73, 89 мм, типы НКТ - гладкие или с высаженными наружу концами, группы прочности Д, К, толщина стенок 5; 5,5; 6,5 мм соответственно, внутренний диаметр НКТ 50,3; 62; 76 мм.

Ключ КОТ создан на базе ключа КТНД. Изменены конфигурации рукоятки, челюсти и в место круглой плошки установлен сегментный сухарь. Используются следующие модификации: КОТ 48-89 и КОТ 89-132, где 48-89 и 89-132 условные диаметры захватываемых труб и муфт к ним (в мм). Габаритные размеры: КОТ 48-89 - 490×126×120 мм, масса - 6,1 кг;

КОТ 89-132 - 520×155×120 мм, масса - 7,2 кг.Анализ ремонтов по скважинам с ШСНУ.

За период 1997-1999г. По скважинам оборудованным ШСНУ наблюдался рост меж ремонтного периода (МРП).

Характеристика ПРС с 1997 по 2001г

Как видно из таблицы в 2001г. увеличилось количество ремонтов, т.е. уменьшился МРП. Это произошло по многим причинам. И не последней из них является качество используемого оборудования. Широко известный факт: ШСНУ российского исполнения уступают импортным в качестве и долголетии.