Отчет по праткике на примере ООО «Бугурусланнефть»

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 штанговращателей

2)  Спуск штанг со скребками

3)  Замена труб и штанг на новые

4)  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.

-тепловые

1) Тепловые обработки скважин горячими водными растворами обработанными ПАВ

2) Обработка скважин горячей нефтью (АДП)

3) Обработка скважин паром (ППУ).

4) Установка глубинного электронагревателя типа «Raychem»

-химические

1) Установка глубинных дозаторов.

2) Обработка скважин полимерными фракциями и нестабильным

бензином.

3) Установка дозаторов хим. реагента на устье скважин.

 

 

 

 

 

 

 

3 Исследование скважин и пластов

3.1 Гидродинамические  методы исследования скважин, обработка

результатов исследования

 

 

Цех научно-исследовательских  и производственных работ (ЦНИПР) осуществляет свою деятельность в соответствии с  планом работ, приказов начальника ООО, указаний и распоряжений главного геолога, правил и инструкций по проведению промысловых исследовательских работ, правил и норм по охране труда, окружающей среды, технической и пожарной безопасности и другим нормативным документам, имеющим отношение к производственной деятельности ООО «Бугурусалннефть».  

Промысловые исследования проводятся согласно утверждённым планам и графикам. Планы составляются на год, с разбивкой по кварталам и месяцам, согласно «комплекса гидродинамических и промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных и газовых месторождений» за подписью главного геолога ООО «Бугурусланнефть».

Гидродинамические исследования проводятся в скважинах  следующих категорий: добывающих, нагнетательных и контрольных (пьезометрических и  наблюдательных).

Любые виды гидродинамических  исследований на скважине должны проводиться  согласно заявке геолого-промысловой службы и плана работ гидродинамических исследований. Исследования производит исследовательская бригада (экипаж), состоящая из оператора по исследованию скважин и оператора - водителя автомашины Газ-66, КАМАЗ, ЗИЛ. Оператор по исследованию скважин является старшим. Ему каждый раз перед выездом на объект выдаётся наряд, в котором конкретно указывается № скважины, месторождение и вид исследования. За выполненную работу оператор по исследованию скважин отчитывается перед геологом в конце рабочего дня: в устной форме, путём заполнения наряда и переноса данных с прибора на ПК.

Подготовка  скважин к исследовательским  работам:

1) Скважины, подлежащие исследованию должны иметь: подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственное передвижение транспорта с учётом соблюдения правил землепользования.

2) Около скважины должна быть подготовлена площадка, обеспечивающая установку машины и удобство монтажа устьевого оборудования для спуска приборов в скважину.

3) Между устьем скважины и площадкой для размещения оборудования не должно быть посторонних предметов.

4) Исследования в скважинах всех категорий в тёмное время должно проводиться при нормальном освещении.

5) На каждой скважине для измерения буферного давления должны быть установлены манометры.

6) Все задвижки должны быть исправны, свободно открываться и закрываться вручную.

На скважинах проводятся следующие виды исследований:

1) снятие КВД, КВУ (кривых восстановления давления, уровня);

2) отбивка уровня жидкости и забоя в скважине;

3) отбор глубинных проб нефти и воды пробоотборником;

4) отбивка динамического и статического уровня эхолотом;

5) замер пластового давления глубинным манометром;

6) замер устьевого давления техническим манометром;

7) замер температуры пласта;

8) динамометрирование.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2 Приборы, применяемые  при исследовании

 

 

Для снятия КВД (кривая восстановления давления), замера пластового давления и температуры  применяются глубинные электронные  манометры: Микон-107, АМТ-08.

Для снятия КПД (кривая падения давления) и замера устьевого давления применяется электронный манометр Микон-207.

Отбивка уровня жидкости и забоя в скважине осуществляется с помощью поплавка.

Отбор глубинных  проб нефти осуществляется глубинным  пробоотборником ПД-3М-05.

Все глубинные исследования осуществляются с помощью глубинной лебёдки «Азинмаш-ЛС-6», которые предназначены для спуска в скважины глубиной до 6000 метров и подъёма из них глубинных приборов. Агрегат смонтирован на автомобилях: ГАЗ-66, ГАЗ-3308, ЗИЛ, КАМАЗ, КРАЗ высокой проходимости, что даёт возможность использовать лебёдку и при плохих подъездных путях к скважине. Наличие закрытого кузова позволяет производить работы на агрегате в любое время года при любой погоде.

Комплекс МИКОН  – 101 (эхолот) предназначен для определения уровня жидкости и измерения величины давления в затрубном пространстве нефтяных скважин.

 Система  акустического контроля (эхолот):

- блок регистрации  (БР);

- устройство  приёма акустических сигналов (УПАС);

- клапан, устройство  генерации акустических сигналов (УГАС).  

Блок регистрации  состоит из:

- микропроцессора;

- оперативного  запоминающего устройства (ОЗУ);

- клавиатуры;

- устройства  индикации, предназначенного для  визуализации         данных;

- таймер –  календаря с запоминающим устройством.

Определение уровня жидкости осуществляется акустическим методом, путём измерения времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до границы раздела фаз «газ-жидкость».

По величине измеренного времени и введённому значению скорости сигнала производится вычисление уровня.

УПАС присоединяется к патрубку затрубного пространства исследуемой скважины, генерируется акустический сигнал:

- путём кратковременного  открытия клапана (для скважин  с     избыточным давлением);

- с помощью  УГАСа (для скважин без избыточного  давления).

Манометр МИКОН – 107 предназначен для регистрации во времени значений давления и температуры по стволу скважины и (или) в любой его точке.

Технические данные:

1) Диапазон измерений избыточного давления, атм        0-400

2) Минимальный период измерения, сек                       1

3) Рабочий диапазон температур, ⁰С                      -25..+85

4) Объём памяти, пар точек измерения давления и температуры...85632

5) Период измерения между точками регистрации (выбирается пользователем) не ограничен.

6) Диаметр не более, мм                                    25

7) Длина не более, мм                                     1000

Манометр скважинный производит преобразование физических величин давления и температуры  в электрические с последующей  записью в энергонезависимую память.

В манометре  установлены:

- датчик давления;

- датчик температуры;

- плата с  электронными преобразователями  сигналов давления и температуры.

Манометр состоит  из следующих функциональных узлов:

- микропроцессор,

- энергонезависимое  запоминающее устройство,

- таймер- календарь,

- кнопки, предназначенные  для задания режимов работы, расположенные  на выносном пульте,

- светодиод,  предназначенный для отображения  состояния устройства.

Устьевой манометр производит преобразование физических величин давления и температуры в электрические с последующей записью в энергонезависимую память.

В манометре  установлены:

- датчик давления;

- датчик температуры; 

- плата с  электронными преобразователями  сигналов давления и температуры.

Манометр состоит  из следующих функциональных узлов:

- микропроцессор,

- энергонезависимое  запоминающее устройство,

- кнопки, предназначенные  для задания режимов работы,

- светодиод,  предназначенный для отображения  состояния устройства,

- таймер-календарь.

Лебёдка ЛС – 6 предназначена для спуска и подъёма на проволоке приборов и инструментов, используемых при гидродинамических исследований скважин.

Установка состоит из: коробки  отбора мощности, укладчика проволоки, устройства для направления проволоки; оснащена индикатором натяжения  проволоки. Лебёдка состоит из корпуса, барабана, коробки передач, ручного тормоза.

Вращение двигателя  через коробку отбора мощности, карданный  вал, цепную передачу передаётся на барабан  лебёдки. Барабан лебёдки оснащён  храповым устройством, что бы при  подъёме прибора вручную не вращался в обратную сторону.

 

 

 

 

 

 

 

4 Сбор и подготовка продукции скважин

4.1 Схема сбора  продукции скважин, применяемая на месторождении

 

 

На Гаршинском месторождении применяется однотрубная герметизированная система сбора. Продукция скважин под давлением, развиваемым насосным оборудованием, по выкидным линиям движется к автоматическим групповым замерным установкам, в котором измеряют дебит по очереди. Из АГЗУ нефть по промысловому коллектору поступает на ДНС. Их устанавливают при недостаточном давлении в трубопроводе. Давление на входе в ДНС принимают равным 0,22 МПа. После дожимной насосной станции нефть идёт на установку подготовки.

Таким образом  продукция из добывающих скважин  №: 38,100,82,83,86 поступает на АГЗУ №10. Продукция из скважин №: 26,56,55,106, направляется по трубопроводу на АГЗУ №8. В АГЗУ №5 поступает продукция скважин №: 116,117,20,300,114,16,113,84. На месторождение установлены 11 АГЗУ с помощью которых охватываются все добывающие скважины и собираются данные о дебитах скважин. Нагнетательные скважины связаны с КНС. На месторождение находится 7 КНС. Также ряд нагнетательных скважин связан и дожимными насосными станциями. Продукция из АГЗУ через трубопроводы поступает в УПН и проходит там обработку.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.2 Оборудование групповых  замерно-сепарационных установок

 

АГЗУ  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 * 1~1.25).

Счетчик ТОР  выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.