Отчет по производственной практики в НГДУ «Чекмагушнефть»

Если в разрезе скважины не встречаются напорные минерализованные или сероводородные воды, допускается  извлечение технических колонн, при  этом в башмаке последней колонны  устанавливают цементный мост высотой  не менее 50 м.

Устье ликвидированной скважины оборудуют репером, представляющим собой сплюснутую сверху 73 мм трубу, на нижний конец которой насаживается деревянная пробка. Труба опускается в скважину на глубину не менее 2 м и заливается цементом. Над устьем устанавливают бетонную тумбу размером 1*1*1 м, из которой должен выходить репер  высотой не менее 0.5 м. При извлеченной колонне репер над шахтной тумбой не устанавливают.

6.3. Механизмы и оборудование  для ремонтных работ.

Для механизации подготовительных работ используют специальные агрегаты.

Агрегат для механизированной установки якорей для оттяжек  – АМЯ-6Т смонтирован на трелевочном  тракторе ТДТ-75. Агрегат состоит  из мачты, ротора, механизма вращения ротора, лебедки, трансмиссии, гидро- и  электросистемы.

Ротор служит для передачи крутящего момента якорю. Лебедка  предназначена для подъема и  удержания на мачте рабочей штанги. Перемещение ротора вверх-вниз, подъем мачты и стрелы обеспечивается гидравлическими  насосами. Диаметр заглубляемых якорей 350, 500 мм, при грузоподъемности мачты 60 кН и максимальном крутящем моменте  ротора 30 кН*м.

Передвижной агрегат ремонта  скважины (ПАРС) применяется для  выполнения земляных работ при подготовке скважины к ремонту: установка оттяжек, рытье траншей, укладка мостков, труб, штанг и т.д.

Выполнен на базе трактора и состоит из гидравлического  крана, бульдозерного отвала, механизма  для резки грунта, лебедки.

Стрела грузоподъемностью 5 кН и с вылетом 3,6 м смонтирована на бортовом фрикционе.

Механизм для резки  грунта готовит траншеи глубиной 1.5…1.7 м и шириной 
400 мм.

Агрегат для механизированной погрузки, транспортировки и разгрузки  штанг (АПШ) предназначен механизировать процесс перевозки штанг, сохранив при этом их качество.

Включает в себя тягач, гидравлический кран, полуприцеп. Кран установлен за кабиной, управление с  пульта (есть переносной пульт –  до 10 м). Штанги при погрузках пакетируются и поднимаются специальной траверсой. 
Грузоподъемность агрегата до 55 кН.

В настоящее время получило преимущественное развитие самоходных ремонтных агрегатов. Основными  узлами такого агрегата являются вышка, укрепленная оттяжками, талевый  кронблок, кронблок, лебедка, гидравлический домкрат для вышки, винтовой домкрат для снятия усилий с колес, кабина для управления лебедкой.

6.3.1. Стационарные и передвижные  грузоподъемные сооружения.

Стационарные вышки являются грузоподъемным сооружением скважины и предназначены для подъема  глубинного оборудования и устройств  из скважины. 
Подразделяются на стационарные и передвижные.

Вышки изготавливаются из сортового проката и труб. Наиболее часто применяют вышки высотой 24 и 22 м и грузоподъемностью 750 и 500 кН.

Вместо вышек могут  применяться стационарные или передвижные  мачты, грузоподъемностью 150, 250 кН.

Следует иметь ввиду, что  стационарные вышки используются лишь 2…3% времени в году. Поэтому в  последние годы для подземного ремонта  широко используют передвижные агрегаты, оснащенные своими вышками.

Вторым, не менее важным компонентом  в технологической цепочке оборудования для подземного ремонта, является лебедка, монтируемая на шасси трактора или  автомобиля отдельно или совместно  с грузоподъемным сооружением. Наиболее широкое распространение на промыслах  получили лебедки с приводом от двигателя  трактора или автомобиля и тяговым  усилием до 10 кН.

Для безвышечной эксплуатации скважин применяются самоходные агрегаты 
А-50у, «Бакинец-3М», «АзИНМАШ-43А», «АзИНМАШ-37А».

6.3.2. Ловильный инструмент.

Конструкции ловильного инструмента  весьма многообразны. Однако по принципу захвата их можно подразделить на три основные группы: a) Плашечные  ловильные инструменты, работающие на принципе заклинивания предмета снаружи  или изнутри ловителя; b) Нарезные ловильные инструменты, работающие на принципе нарезания резьбы на предмете с одновременным наворачиванием на него ловителя; c) Прочие типы.

Рассмотрим некоторые  конструкции ловильного инструмента.

Наружная труболовка предназначена  для захвата труб, штанг, или других предметов в скважине за тело или  муфту. Представляет собой разрезной  гребенчатый захват, помещенный в  корпус и укрепленный на трубах. Ловимый предмет накрывается  захватом, который при входе вверх увеличивает диаметр отверстия, пропуская предмет в ловитель. При натяжке шлипс идет вниз и его зубья врезаются в тело предмета, заклинивая его в ловителе.

Внутренняя труболовка предназначена  для спуска внутрь ловимой трубы. 
Состоит из корпуса, на котором укреплена плашка, связанная со стержнем и подвижным кольцом. Корпус вводится внутрь ловимой трубы, при этом плашка поднимается вверх, уменьшая диаметр ловителя, и создавая условия для входа. 
При натяжке плашка уходит вниз, увеличивая диаметр корпуса ловителя и заклинивая трубу.

Овершот эксплуатационный предназначен для ловли труб или штанг за муфту при помощи плоских пружин укрепленных на внутренней поверхности  корпуса. При надвигании на предмет  пружины расходятся, пропуская его  внутрь ловителя, а затем сходятся.

Клапан для ловли штанг  применяется для ловли штанг  за муфту. Состоит из корпуса, в котором  укреплены раскрывающиеся подпружиненные плашки. 
Плашки раскрываются, пропуская предмет, а затем сходятся.

Фрезер с внутренними  зубьями применяется для фрезирования верхних концов аварийных труб или  штанг для того, чтобы затем  можно было работать ловителями. Состоит  из корпуса, в котором нарезаны продольные зубья.

Метчик эксплуатационный предназначен для ловли за внутреннюю поверхность трубы или муфты. Состоит из корпуса, на котором в  его усеченной части имеется  резьба. Она может быть нарезана на ловимом предмете, а затем заловлена.

7. Сбор и подготовка  нефти.

7.1. Групповая замерная  установка.

Поднятая из скважины на поверхность газожидкостная смесь  за счет пластовой энергии или  установленных в скважине насосов, доставляется на групповые пункты. Они объединяют до 14 скважин и  позволяют осуществлять следующие  операции: a) Замерять дебит скважины; b) Определять количество воды в жидкости; c) Отделять газ от жидкости и замерять его объем; d) Передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и суммарное количество добытой  жидкости в целом по групповой  установке на диспетчерский пункт.

В настоящее время на промыслах  получили распространение автоматизированные групповые замерные установки блочного типа (АГЗУ) 
«Спутник». Они разработаны Октябрьским объединением «Башнефтемашремонт».

Технологическая схема внутрипромыслового сбора нефти и газа описывается  так. Скважинная газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в распределительную  батарею групповой установки, рассчитанную на подключение 
14 скважин. По заданной программе поочередно каждая из подключаемых скважин специальным вращающимся устройством переключается на замер.

Переключатель представляет собой два вставленных один в  другой цилиндра. Наружный цилиндр  соединен со всеми скважинами, работающими  на эту групповую. Внутренний цилиндр  имеет возможность вращаться  автоматически по заданной программе  и, вращаясь, он поочередно подставляет  имеющееся на его цилиндрической поверхности отверстие к каждому  скважинному трубопроводу, подключенному  к наружному цилиндру. Таким образом  образуется канал, по которому ГЖС из отдельной скважины поступает в  сепаратор. Другие скважины в это  время работают в общий трубопровод.

Из переключателя ГЖС  направляется в сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости, после  чего жидкость поступает к турбинному расходомеру, газ – к расходомеру  газа. Отсепарированный газ и прошедшая  замер жидкость сбрасываются в общий  трубопровод.

Сепаратор групповой установки  выполнен в виде двух горизонтальных цилиндров, снабженных гидроциклонами. В гидроциклоне за счет центробежной силы, возникающей при винтообразном  движении ГЖС, жидкость, как наиболее тяжелый агент, отбрасывается к  стенкам сосуда, газ остается в  центральной части. В верхнем  цилиндре происходит сепарация, в нижнем накапливается жидкость.

Замерная установка снабжена влагомером, который определяет количество воды в нефти, и блоком местной  автоматики, управляющим работой  и передающим информацию (БМА).

Если сборный пункт  расположен на значительном удалении от скважин, их энергии может оказаться  недостаточно для доставки туда ГЖС. Тогда сооружают промежуточные  насосные станции, получившие название дожимных (ДНС). Здесь поступившая  от групповых установок ГЖС проходит частичную сепарацию и водоотделение, после чего жидкость поступает к  перекачивающим насосам и подается на сборный пункт. Газ по отдельному трубопроводу направляется на газоперерабатывающий завод.

7.2. Установка комплексной  подготовки нефти.

Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) выполняет следующие  функции: a) Отделяет газ от нефти; b) Отделяет воду от нефти; c) Очищает нефть  от солей; d) Очищает нефть от механических примесей; e) Производит отбор бензиновых фракций из газа (стабилизация нефти); f) Производит откачку нефти товарно-транспортному  управлению (ТТУ); g) Производит откачку  газа газодобывающему промыслу; h) Производит откачку бензина газоперерабатывающему  заводу; i) Подготавливает воду для закачки  в пласт.

УКПН выполняют заключительные операции с добываемой нефтью и формируют  качественные и количественные показатели работы нефтегазодобывающих промыслов.

В зависимости от принципа очистки нефти от воды получили применение термохимические (ТХУ) и электрообезвоживающие (ЭЛОУ).

Газожидкостная смесь  из групповой установки поступает  в сепаратор первой ступени, где  происходит частичное отделение  газа от жидкости. Затем 
ГЖС поступает в сепараторы второй ступени – концевые сепарационные установки. Здесь происходит окончательное отделение газа, и жидкость через теплообменник направляется в трубчатую печь. По пути движения в жидкость вводят деэмульгатор, который при нагреве жидкости ускоряет процесс разрушения эмульсии. Для очистки от солей в нефть вводят пресную воду, которая отмывает соли. Стабилизация нефти – процесс отделения легких фракций. Он осуществляется путем направления нефти, прошедшей обезвоживание и обессоливание после нагревания в ректификационную колонну. Здесь происходит испарение легких фракций, подъем их вверх и последующая конденсация.

8. НГДУ «Чекмагушнефть»

Август 1954 года. Из скважины № 11, пробуренной бригадой бурового мастера М. Ш. Газизуллина из треста «Башзападнефтеразведка», близ деревни 
Верхне-Манчарово забил нефтяной фонтан с дебитом 150 тонн в сутки. Так начиналась большая нефть северо-запада Башкортостана.

1956 год. Манчаровская площадь  подготовлена к промышленной  разработке. 
Открыта нефть на Крещено-Булякской площади. Создана новая нефтедобывающая организация – Культюбинский укрупненный нефтепромысел – с целью освоения нефтяных богатств перспективного района.

Сентябрь 1957 года. Добыты первые тонны промышленной манчаровской нефти.

1960 год. Введены в промышленную  разработку Манчаровский, Игметовский, 
Крещено-Булякский и Тамьяновский участки Манчаровской группы месторождений. Работает 59 нефтяных скважин, годовая добыча нефти – около 
0,5 млн т; суммарная закачка воды в нагнетательные скважины – 117 тыс. м3.

Продолжается планомерное  и, вместе с тем, быстрое освоение базового 
Манчаровского месторождения. Рост добычи происходит за счет наращивания фонда нефтяных скважин и освоения системы заводнения.

Вторая половина шестидесятых годов характеризуется широким  развертыванием буровых работ на Грем-Ключевском и Иванаевском участках 
Юсуповской площади, Таймурзинском, Карача-Елгинском, Шелкановском, 
Чермасанском и Мене-узовском нефтяных месторождениях.

1968 год. Начало бурения  на Саитовской площади. Ввод  новых скважин в промышленную  экс-плуатацию.

Ускоренные темпы разработки новых месторождений позволили  нефтяникам достичь максимального  уровня добычи нефти – 6282 тыс, тонн в год. 10 лет назад, в 1958 г., этот показатель составлял чуть более 40 тыс. тонн. Таких  сжатых сроков освоения не знал ни один нефтедобывающий район страны.

1970 год. Начало разбуривания  Андреевского месторождения нефти. 
Возникшая проблема обводненности нефти и связанные с этим технологические трудности привели к увеличению числа проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ) до 3000 в год.

1970-1980 годы. Начался упорный  труд нефтедобытчиков по стабилизации  уровня добычи нефти в объеме 5,3-4,9 млн т в год, а в следующие  1980-1990 годы – на уровне 4,8-4,1 млн  т нефти в год.

В эти годы шло интенсивное  разбуривание нефтяных месторождений, увеличение объемов закачки пресных  и сточных вод и добычи жидкости путем внедрения высокопроизводительных установок ЭЦН.

В 1990 году достигнут максимальный годовой объем закачки воды в  продуктивные горизонты – 43,8 млн  м3 и максимальный объем добычи жидкости – 
50,2 млн т.

За 40 лет, прошедших со дня  образования НГДУ «Чекмагушнефть»  введено в эксплуатацию 3490 нефтяных скважин из бурения, 803 нагнетательных скважины. 
В продуктивные пласты закачано 794 млн м3 воды. Добыто 871 млн т жидкости.