Отчет по учебной практике в «ТНК-ВР»

Талинское нефтегазовое месторождение  приурочено к одноименному своду, представляющему  собой слабо вытянутую структуру  размером 165х115 км. Свод расположен на юго-западе Западно-Сибирской нефтегазовой провинции, отделяясь от сопредельных положительных структур: с востока - Елизаровским прогибом, с запада - Мутойской котловиной. На юге через Потымскую седловину Красноленинский свод сочленяется с Шаимским мегавалом.

В геологическом строении Красноленинского месторождения участвуют комплексы пород от докембрийских до современных. Максимальный разрез вскрыт скважиной 800 на глубину 3934 м. Красноленинское месторождение включает в себя ряд площадей, приуроченных к одноименным поднятиям: Талинскую, Южно-Талинскую, Ем-Ёговскую, Пальяновскую, Елизаровскую, Ингинскую, Сосново-Мысскую и др. Промышленная нефтегазоносность указанных площадей связана с отложениями тюменской и викуловской свиты. На Талинской и Южно-Талинской площадях разрез представлен наиболее полно.

1.2 Организация производственных процессов в «ТНК-ВР»

В организационную структуру  «ТНК-ВР» входят специализированные структурные подразделения, а также дочерние предприятия, осуществляющие добычу нефти, оказание сервисных услуг в сфере основной деятельности, продажу нефти и нефтепромыслового оборудования. «ТНК-ВР» является головным предприятием группы, осуществляющим функции координации и управления основными производственными процессами и финансовыми потоками.

ЦДНГ - цех по добыче нефти и газа, обеспечивает разработку нефтяных и газовых месторождений, транспортировку добытой нефти в товарные парки.

ЦИТС - обеспечивает выполнение суточных и месячных планов добыче нефти и газа, организацию и контроль выполнения заданий, ежедневный анализ

 

производственной ситуации, круглосуточную организацию и контроль работ всех  объектов.

ЦППД - цех подержания пластового давления на объектах разработки.

ЦКППН - цех комплексной подготовки и перекачки нефти с ЦДНГ в резервуарные парки, сепарация нефти при товарных парках, выработка широкой фракции легких углеводородов, сдача подготовленной нефти.

ЦКПРС - цех капитального и подземного ремонта скважин обеспечивает своевременную и качественную замену вышедших из строя электроцентробежных установок и подземного оборудования.

ЦНИПР - цех научно-исследовательских и производственных работ.                              Осуществляет контроль за разработкой месторождений, методами промысловых исследований.

ЦАП - цех автоматизации производства, занимается техническим обслуживанием и обеспечением надежной работы КИП.

ЦАКЗО - цех по антикоррозийной защите оборудования, целью которого является увеличение срока службы нефтепромыслового оборудования с помощью применения технологий по защите от коррозии.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

 

2.1 Фонтанная эксплуатация скважин

 

Когда давление, под которым  находится нефть в пласте, достаточно велико, нефть самопроизвольно поднимается  на поверхность по стволу скважины. Таким способом подъема нефти получил название фонтанного.

Фонтанная арматура относится к оборудованию скважин, которое призвано выполнять следующие функции: а) герметизация кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами; б) направление движения газожидкостной смеси; в) подвески глубинного оборудования; г) создание противодавления на устье; д) проведение исследований, освоения и других технологических операций.

Арматура состоит из ряда конструктивных элементов. Трубная  головка служит для подвески фонтанных  труб, герметизации устья, проведения различных технологических операций. Включает в себя колонный фланец, крестовик трубной головки, тройник трубной головки, переводную катушку. Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины. Включает в себя центральную задвижку, крестовик елки (в тройниковой арматуре тройки), буферную задвижку, буферный патрубок, штуцер.

Назначение каждого  из элементов арматуры: колонный фланец – для присоединения арматуры к обсадной колонне и герметизации затрубного пространства; крестовик  трубной головки – для сообщения с затрубным пространством скважины; тройник трубной головки – для подвески первого ряда труб и сообщения с ним; переводная катушка – для подвески второго ряда труб и сообщения с ним; центральная задвижка – для закрытия скважины; крестовик елки служит для направления продукции скважины в трубопровод; буферная задвижка – для спуска глубинных приборов в скважину; буферный патрубок – для помещения приборов перед спуском в скважину и уменьшения колебаний давления в арматуре (там скапливается газ) ; штуцер – для регулирования дебита скважины; рабочий манифольд – часть арматуры между штуцерами и общей

выкидной линией, предназначенная  для соединения двух выкидов в  один; вспомогательный манифольд – лилия, соединяющая затрубное пространство или насосно-компрессорные трубы и служит для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях.

Запорные устройства. Применяются три типа запорных устройств: прямоточные задвижки, краны, угловые  вентили.

Штуцер или дроссель, предназначен для поддержания заданного режима работы скважин.

Колонные головки  предназначены для герметизации пространства между спущенными в  скважину обсадными трубами. В зависимости  от конструкции скважины применяют  различные типы колонных головок.

Подъемные    трубы.    Обычно   в   фонтанные   скважины спускают колонну труб одного диаметра, чаще 73 или 60 мм, или же из комбинации труб диаметром: 114х89 мм, 114х73 мм; 114х89х73 мм; 89х73 мм и других комбинаций. Колонны, собранные из труб нескольких диаметров, обычно применяют в глубоких скважинах с целью облегчения веса колонны подъемных труб и соответственно уменьшения нагрузки испытываемой верхней трубой колонны, подвешенной на устье скважины.

    Рисунок 2.1 – Арматура                       Рисунок 2 .2 - Арматура

  фонтанная крестовая                         фонтанная тройниковая   

                                                                                                                          

 Устьевая арматура. Для подвешивания фонтанных труб, герметизации пространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования режима работы фонтанной скважины устье ее оборудуют специальной стальной высокопрочной   фонтанной   арматурой,   которая   представляет   собой

соединение толстостенных тройников,  крестовиков и запорных  устройств  (задвижек или кранов).

Фонтанную арматуру выпускают  для различных условий фонтанирования скважин. Для подвешивания одного и двух рядов труб применяется фонтанная арматура двух типов: крестовая (рис.2.1) и тройниковая (рис. 2.2).

Фонтанная арматура состоит  из двух узлов: трубной головки и  фонтанной елки.

Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации и контроля межтрубного пространства между ними и эксплуатационной колонной. Устройство трубной головки позволяет при помощи обвязки (системы трубопроводов с задвижками, вентилями) соединять кольцевые пространства между трубами первого и второго рядов и между трубами первого ряда и эксплуатационной колонной с каким-либо оборудованием (насосом, компрессором).

 Фонтанные елки бывают с двумя, иногда с тремя выкидами (отводами). Во время работы скважины ее продукция направляется только через один (рабочий) выкид в выкидную линию. Другой выкид является запасным и используется лишь при проведении каких-либо работ, выполняемых на первом выкиде.

В тройниковой арматуре рабочим выкидом всегда является верхний. В процессе работы скважины задвижка (кран) на рабочей линии  должна быть полностью открыта, а на резервной линии закрыта. Струю нефти направляют из одного выкида в другой, открывая задвижку (кран) на включаемой линии и закрывая одновременно задвижку (кран) на выключаемой линии. Таким образом, течение нефти не прерывается, и нет необходимости изменять положение

промежуточной задвижки (крана), находящейся на стволе фонтанной елки между тройниками, и главной задвижки (нижней задвижки) на елке крестовикового типа. Задвижки на стволе елки во время работы скважины должны быть полностью открыты. Пользование главной задвижкой допускается только в исключительных случаях для аварийного закрытия скважины.

2.2 Эксплуатация скважин штанговыми насосами

Оборудование ШСНУ включает:

1. Наземное оборудование.

• Фонтанная арматура.

• Обвязка устья скважины.
• Станок-качалка.

2. Подземное оборудование.

• Насосно-компрессорные трубы.
• Насосные штанги.
• Штанговый скважинный насос.
• Различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.)

В скважине, оборудованной ШСНУ, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насосом, который приводится в действие с помощью специального привода (станка-качалки) посредством колонны штанг. Станок-качалка преобразует вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение подвески штанг.

 Основными элементами СК является рама (21), стойка (8) с балансиром (13), два кривошипа (15) с двумя шатунами (14), редуктор (16), клиноременная передача (18), электродвигатель (19) и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

Рама выполнена из профилированного проката в виде двух полозьев, соединенных между собой поперечинами. На раме крепятся все основные узлы СК.

Стойка выполнена из профилированного проката четырехногой конструкции  с поперечными связями.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Балансир состоит из дуговой  головки (10) и тела балансира (13) одноблочной  конструкции.

Опора балансира создает  шарнирное соединение балансира  с траверсой и шатунами.

Траверса предназначена  для соединения балансира с двумя  параллельно работающими шатунами.

Шатун представляет стальную трубную заготовку, которая с  одного конца прижимается к пальцу, а с другого – шарнирно к  траверсе.

Кривошип преобразует  вращательное движение ведомого вала редуктора в вертикальное возвратно-поступательное движение колонны штанг.

Редуктор предназначен для уменьшения частоты вращения, передаваемой от электродвигателя кривошипам станка-качалки. Редуктор - двухступенчатый, с цилиндрической шевронной зубчатой передачей.

Тормоз (22) выполнен в  виде двух колодок, крепящихся к редуктору.

Клиноременная передача соединяет электродвигатель и редуктор и состоит из клиновидных ремней, шкива редуктора и набора быстросменных  шкивов.

Электродвигатель –  асинхронный, трехфазный с повышенным пусковым моментом, короткозамкнутый, в закрытом исполнении.

Поворотная салазка (23) под электродвигатель служит для  быстрой смены и натяжения  клиновидных ремней.

Подвеска устьевого  штока предназначена для соединения устьевого штока (7) с СК. Она состоит  из канатной подвески (12) и верхних  и нижних траверс (9).

Для герметизации устьевого  штока фонтанная арматура оборудуется  сальниковым устройством. Устьевой шток соединяется с помощью колонны  штанг с плунжером глубинного штангового насоса.

Скважинные штанговые  насосы (ОСТ 26-26-06-86) являются надежным

 

и экономичным эксплуатационным оборудованием нефтяных скважин,

широко применяемых  для отбора пластовой жидкости (смеси  нефти, воды и газа).

Показатели для нормальной работы штанговых насосов:

• температура перекачиваемой жидкости - не более 130 С
• обводненность перекачиваемой жидкости - не более 99%
• вязкость жидкости - не более 0,025 Па_с
• минерализация воды - до 10 мг/л
• максимальная концентрация механических примесей - до 1,3 г/л
• содержание свободного газа на приеме насоса - не более 10% по объему, с газосепараторами до 75%.
• концентрация сероводорода - не более 50 мг/л
• водородный показатель попутной воды (рН) 4,2-8

Насос работает следующим  образом. При ходе плунжера вверх  в межклапанном пространстве цилиндра создается разрежение, за счет чего открывается всасывающий клапан (шарик поднимается с седла) и цилиндр заполняется при закрытом нагнетательном клапане. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером при закрытом всасывающем клапане. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на земную поверхность.