Читать отчет по всему другому: «Разработка Туймазинского месторождения» Страница 1

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал в г. Октябрьском ОТЧЕТ ПО УЧЕБНОЙ ПРАКТИКЕ г. Октябрьский Оглавление

1. Разработка Туймазинского месторождения

1.1 История разработки Туймазинского месторождения

1.2 Геолого-физическая характеристика Туймазинского месторождения

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза Туймазинского месторождения

1.4 Общая характеристика продуктивных горизонтов

1.5 Физико-химические свойства нефти и газа

2. Техника и технология бурения скважин

2.1 Строительство и передвижение буровой вышки

2.2 Подготовительные работы к бурению

2.3 Основное буровое оборудование

2.4 Бурение скважины и спуско-подьемные операции

3. Добыча нефти и газа

3.1 Станок- качалка (основные узлы, виды, принцип работы)

3.2 Автоматизированные групповые замерные установки «Спутник». Принцип работы АГЗУ

3.3 Трубный водоотделитель

4. Лабораторные исследования нефти

5.1 Экскурсия на буровую № 846

.2 Экскурсия в ООО «Октябрьский завод нефтепромыслового оборудования»

.4 Экскурсия на куст №1262

Список использованной литературы

1. Разработка Туймазинского месторождения

1.1 История разработки Туймазинского месторождения

Туймазинское месторождение начали разрабатывать 7 мая 1937 года. В этот день была пробурена скважина № 1 буровой бригадой Лебедева. Глубина скважины была 1050 метров, суточный дебит которой составлял 2-3 тонны.

Большой вклад в развитие Туймазинского месторождения внесли такие буровые мастера, как: Поликовский И. Б.(герой социалистического труда); Михайлов Д.И.( герой социалистического труда) которому уже 93 года, являющиеся буровым мастером №1. Михайлов и Поликовский пробурили 40000 метров; Куприянов И.Д.(герой соц. труда); Юрк Д.Д.(почетный нефтяник СССР); Вильданов Т.М.(герой соц. труда); операторы: Морданшина Л.Х.

Источник

отчет по практике Туймазинское нефтяное месторождение

Ознакомление с историей основания Туймазинского нефтяного месторождения. Характеристика особенностей его стратиграфии и тектоники. Рассмотрение геологического профиля. Исследование и анализ основных способов эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Нажав на кнопку «Скачать архив», вы скачаете нужный вам файл совершенно бесплатно.
Перед скачиванием данного файла вспомните о тех хороших рефератах, контрольных, курсовых, дипломных работах, статьях и других документах, которые лежат невостребованными в вашем компьютере. Это ваш труд, он должен участвовать в развитии общества и приносить пользу людям. Найдите эти работы и отправьте в базу знаний.
Мы и все студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будем вам очень благодарны.

Чтобы скачать архив с документом, в поле, расположенное ниже, впишите пятизначное число и нажмите кнопку «Скачать архив»

Подобные документы

Краткая геолого-физическая характеристика Туймазинского нефтяного месторождения. Анализ выработки запасов, определение эффективности системы разработки Туймазинского месторождения, пути ее увеличения. Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами.

дипломная работа [2,2 M], добавлен 13.07.2010

Особенности геологического строения (стратиграфии, тектоники и нефтегазоносности) территории. Химический состав подземных вод и рассолов. Гидродинамический режим недр. Принципиальная гидрогеологическая модель Нордвикского нефтяного месторождения.

дипломная работа [10,2 M], добавлен 12.01.2014

Характеристика Сосновского нефтяного месторождения в Беларуси. Количество запасов, сбор и транспорт нефти и газа. Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.

реферат [12,2 K], добавлен 29.12.2010

Ознакомление с финансовым положением исследуемого предприятия. Характеристика региона и разрабатываемых месторождений. Рассмотрение задач и функций производственного отдела реконструкции скважин. Анализ процесса бурения нефтяных и газовых скважин.

отчет по практике [274,6 K], добавлен 08.12.2017

Исследование системы сбора и сепарации нефти до и после реконструкции месторождения. Способы добычи нефти и условия эксплуатации нефтяного месторождения. Гидравлический расчет трубопроводов. Определение затрат на капитальный ремонт нефтяных скважин.

курсовая работа [1,8 M], добавлен 03.04.2015

Источник

Отчет по производственно практике в НГДУ «Туймазанефть»

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 16 Августа 2015 в 16:41, отчет по практике

Описание работы

Оформление документов в НГДУ «Туймазанефть»
Прохождение инструктажа по технике безопасности
Сбор информации по геолого-физической характеристике промыслового объекта
Изучение характеристики показателей разработки и распределения фонда скважин
Изучение технических паспортов основного оборудования, применяемого при различных способах эксплуатации
Сбор информации по организации и
производству процесса ППД на промысловом объекте
Изучение мероприятий по текущему и капитальному ремонту скважин
Сбор и обработка информации по методам увеличения производительности скважин
Сбор информации по охране труда и окружающей среды

Файлы: 1 файл

отчет Фарухшин А.И..docx

Министерство образования и науки РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Студента (ки)_Фарухшина Айдара Ильдусовича_____ группы 12-12

Факультета_____нефти и газа_____специальности____23. 03.01 «Нефтегазовое дело»

По_производственной__практике, проходившей в ТЦДНГ №1 НГДУ «Туймазанефть»(предприятие, НГДУ)

Место прохождения практики____АГНИ______________ ________________________

Начало практики___23.06.2014____ окончание практики__11.07.2014__________

______доцент____________ _Гарипова Л. И.____________

г. Альметьевск, 2014 г.

Министерство образования и науки РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Альметьевский государственный нефтяной институт

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

ДНЕВНИК ПО ПРАКТИКЕ

студента__________Фарухшина Айдара Ильдусовича

группы _______12-12 _факультета нефти и газа__________________

специальности ______23.03.01 «Нефтегазовое дело»_______________________

Место прохождения практики____АГНИ______________ ____________________

Начало__23.06.2014__________ Окончание __11.06.2014__________________ __

(звание, учёная степень) (Ф.И.О.)

Мастер _____ Булатов М.М.

практики от предприятия

(должность, Ф.И.О. руководителя практики от предприятия, МП)

Дневник производственной практики

Оформление документов в НГДУ «Туймазанефть»

Прохождение инструктажа по технике безопасности

Сбор информации по геолого-физической характеристике промыслового объекта

Изучение характеристики показателей разработки и распределения фонда скважин

Изучение технических паспортов основного оборудования, применяемого при различных способах эксплуатации

Сбор информации по организации и

производству процесса ППД на промысловом объекте

Изучение мероприятий по текущему и капитальному ремонту скважин

Сбор и обработка информации по методам увеличения производительности скважин

Сбор информации по охране труда и окружающей среды

Написание отчета, подготовка к защите

Составил студент ______Фарухшин А.И._______________

Студента ___Фарухшина Айдара Ильдусовича группы____12-12___________

проходящего_производственную__ практику с__23.06.2014 по__11.06.2014___

Задания по сбору материала

Сроки выполнения отдельных заданий

Оформление документов в НГДУ «Туймазанефть»

Прохождение инструктажа по технике безопасности

Сбор информации по геолого-физической характеристике промыслового объекта

Изучение характеристики показателей разработки и распределения фонда скважин

Изучение технических паспортов основного оборудования, применяемого при различных способах эксплуатации

Сбор информации по организации и

производству процесса ППД на промысловом объекте

Изучение мероприятий по текущему и капитальному ремонту скважин

Сбор и обработка информации по методам увеличения производительности скважин

Сбор информации по охране труда и окружающей среды

Написание отчета, подготовка к защите

Составил студент Фарухшин А.И.

Утвердил руководитель практики от АГНИ

__к.т.н., доцент кафедры РиЭНГМ_____

(звание, учёная степень, должность)

В настоящее время месторождение находится в завершающей стадии разработки и для него характерно наличие большого числа малодебитных скважин с дебитом менее 5 т/сут. На сегодняшний день из всех скважины, находящейся на балансе управления, более 70% скважин можно отнести к малодебитному фонду.

В связи с большим количеством малодебитных скважин в действующем фонде доля их в общем объеме добываемой нефти весьма значительна. Около 70-80% от общего объема добычи приходится на долю малодебитного фонда.

В основном малодебитные скважины эксплуатируются периодически с помощью установок штанговых скважинных насосов. Но в последнее время большое количество малодебитных скважин переводится на постоянный режим работы с помощью смена насосов на насосы меньшего типоразмера или перевода скважины на эксплуатацию электродиафрагменными насосами, так как периодическая эксплуатация имеет ряд существенных недостатков.

В связи с выработанностью многих крупных месторождений страны встает вопрос об использовании малых и нерентабельных месторождений, пласты которых характеризуются малой мощностью и низкими коэффициентами продуктивности, необходимо решать задачи, связанные с выбором оптимальных способов эксплуатации малодебитных скважин.

Несмотря на общее снижение объемов добычи, наличие большого числа малодебитных скважин НГДУ «Туймазанефть» успешно решает задачи, связанные с квалификационным завершением разработки месторождения при возможно высоких показателях.

Изыскиваются пути снижения себестоимости продукции, в частности с помощью эффективных методов повышения нефтеотдачи малодебитных скважин, снижения энергетических затрат за счет внедрения установок электродиафрагменных насосов. Предпринимаются усилия для успешной конкуренции на мировом рынке нефти.

1 Общие сведения о промысловом объекте

Туймазинское месторождение расположено в юго-западной части Башкортостана на территории Туймазинского района в 180 километрах от города Уфы.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы. Последние представлены глиной, песком, известняком, песчаником и гравием. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин [3].

Таким образом, ссылаясь на климатические условия и географическое расположение, можно сделать вывод, условия разработки и добычи нефти Туймазинского месторождения являются оптимальными.

2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОМЫСЛОВОГО ОБЪЕКТА

2.1 Характеристика геологического строения.

Признаки нефти выявлены в разрезе от девонских до пермских отложений включительно. Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт Д4, в котором обнаружена небольшая залежь нефти на Туймазинской площади. Следующим нефтеносным горизонтом выше по разрезу является песчаный пласт Д3, в котором небольшие залежи обнаружены в наиболее повышенных участках структуры на Туймазинской площади. Одним из основных нефтеносных горизонтов являются песчаники пласта Д2,которые на Туймазинской площади содержат крупные залежи нефти. Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта Д1 пашийского горизонта, нефтенасыщенным на Туймазинской площади.

Нефтепроявления промышленного значения выявлены в карбонатных осадках фаменского яруса, в основном в отложениях верхнефаменского подъяруса. Промышленная нефть имеется в верхней части пористых известняков турнейского яруса. К песчаникам бобриковского горизонта на Туймазинской площади приурочены залежи нефти, которые являются самостоятельными объектами разработки. Песчаники этого горизонта имеют линзовидное распространение. Признаки нефти обнаружены в верхней части турнейских тонкопористых и кавернозных известняков [1].

в таблице 1.2 представлено распределение добычи нефти по НГДУ «Туймазанефть» по геологическим системам в процентном отношении от общей добычи.

Источник

Отчет по производственно практике в НГДУ «Туймазанефть»

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 16 Августа 2015 в 16:41, отчет по практике

Описание работы

Оформление документов в НГДУ «Туймазанефть»
Прохождение инструктажа по технике безопасности
Сбор информации по геолого-физической характеристике промыслового объекта
Изучение характеристики показателей разработки и распределения фонда скважин
Изучение технических паспортов основного оборудования, применяемого при различных способах эксплуатации
Сбор информации по организации и
производству процесса ППД на промысловом объекте
Изучение мероприятий по текущему и капитальному ремонту скважин
Сбор и обработка информации по методам увеличения производительности скважин
Сбор информации по охране труда и окружающей среды

Файлы: 1 файл

отчет Фарухшин А.И..docx

Рисунок 1.1- Сводный литолого- стратиграфический разрез Туймазинкой площади

Из изложенного видно, что Туймазинское месторождение является многопластовым. В настоящее время эксплуатируются пласты Д1, Д2, Д3, Д4, песчаники пашийского горизонта, известняки верхнефаменского подъяруса и турнейского яруса. Глубина залегания до 1.68, нефтенасыщенная толщина пласта до 9.9 м.

Согласно принятой для коллекторов Туймазинского месторождения классификации, породы по емкостным свойствам подразделяются на 1 и 2 группы коллекторов. Высочайшими значениями пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по всем пластам характеризуются высокопродуктивные неглинистые коллекторы. В общем по горизонту средние значения пористости ( в д.ед.) по группам коллекторов составляет 0,21 – по высокопродуктивной неглинистой группе.

По нефтенасыщенности пород коллекторы также делятся на группы. Наиболее высокими значениями нефтенасыщенности характеризуются высокопродуктивные коллекторы – 0,889; самые низкие значения нефтенасыщенности по группе малопродуктивных коллекторов – 0,719. В целом по горизонту среднее значение нефтенасыщенности – 0,824 [3].

Максимальное пластовое давление 18,19 МПа, минимальное пластовое давление 12,49 МПа. Среднее значение пластового давления 15,79 МПа [3]

Основные параметры продуктивных объектов представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Основные параметры продуктивных пластов Туймазинского месторождения

Источник

Разработка Туймазинского месторождения

Геолого-физическая и литолого-стратиграфическая характеристика Туймазинского месторождения. Описание продуктивных горизонтов. Строительство буровой вышки. Автоматизированные групповые замерные установки «Спутник». Лабораторные исследования нефти.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал в г. Октябрьском

ОТЧЕТ ПО УЧЕБНОЙ ПРАКТИКЕ

1.1 История разработки Туймазинского месторождения

Большой вклад в развитие Туймазинского месторождения внесли такие буровые мастера, как: Поликовский И. Б.(герой социалистического труда); Михайлов Д.И.( герой социалистического труда) которому уже 93 года, являющиеся буровым мастером №1. Михайлов и Поликовский пробурили 40000 метров; Куприянов И.Д.(герой соц. труда); Юрк Д.Д.(почетный нефтяник СССР); Вильданов Т.М.(герой соц. труда); операторы: Морданшина Л.Х. (герой соц.труда, депутат верховного совета СССР). Также большой вклад внес Разгоняев Н.Ф.- начальник НГДУ.

1.2 Геолого-физическая характеристика Туймазинского месторождения

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза Туймазинского месторождения

Палеозой представлен: девонской, каменноугольной и пермской системами. Его общая мощность 1150-1800 метров. Кристаллический фундамент представлен пародами: граниты, гнейсы, диориты.

Девонская система (D). Представлена двумя отделами:

Средний отдел: ейфельский ярус (D₁ef), живетский (D₁gv).

Верхний отдел: франкский (D₂fr), фаменский(D₂fm)/

Средний девон и низы франкского яруса сложены терригенными пародами: аргелиты, алевролиты, песчаники и нефтеносные песчаники.

Большая часть верхнего девона имеет карбонатный состав: доломиты, известняки с нефтепроявлениями. Общая мощность девонского яруса 400 метров.

Каменноугольная система (С). Представлена тремя отделами:

1. Нижния отдел: турнейский ярус (C₁t), везейския ярус (C₁v), серпуховской (C₁s).

2. Средний: башкирский ярус (C₁b), московский ярус (C₁m).

3. Верхний отдел С₃.

По литологическому составу система сложена карбонатными пародами: доломиты, известняки, а в верхней части гипсы и ангидриты. Общая мощность каменноугольной системы 850 метров.

Пермская система (P). Представлена двумя отделами:

Нижний отел: ассельский (P₁a), сакмарский (P₁s), кунгурский (P₁k) ярусы.

Верхний отдел: уфимский (P₂y), казанский (P₂kz), татарский (P₂t).

Нижний отдел представлен карбонатами: доломиты, известняки, а верхняя часть гипсы и андегриды. Верхний отдел представлен терригенными.

Общая мощность составляет 500 метров.

Четвертичная система (Q).

Отложения четвертичной системы развиты по долинам рек и у подножий склонов и представлены песками суглинками, глинами и галькой.

В районе практики в склоне горы Заитовская мы наблюдали выход коренных горных парод уфимского яруса, обнажения глины красно-бурого цвета с прослойками олевралита мощностью от 1 до 20 сантиментов, а толщина всего комплекса 6-7 метров. Выше по склону залегают глины красного, желтого, серого цвета, листоватая, плитчатая и олевралит, мощностью 10 метров.

На вершине глыбоватые отдельности песчаников уфимского яруса коричневато-красного цвета. Структура мелкозернистая, текстура параллельно-слоистая с тонкими прослойками глины полимиктового состава на карбонатном цементе мощностью 3-4 метра.

1.4 Общая характеристика продуктивных горизонтов

1.5 Физико-химические свойства нефти и газа

Нефть терригенной толщи нижнего карбона также имеет различные параметры. Так, давление насыщения нефти газом изменяется от 2,5 до 6,85 МПа. В компонентных составах нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти выделены углеродистые соединения от метана до гексана. Сероводород присутствует в количестве 0,8-1,4%. Газосодержание меняется от 13,3 до 27,3 м3/т и в среднем составляет 22,0 м3/т. В целом нефть ТТНК высоковязкая, тяжелая, смолистая и парафинистая.

Пластовые воды девонских пластов представляют собой хлоркальциевые рассолы. Общая минерализация их составляет 275 г./л, а плотность достигает 1190 кг/м3. Газосодержание в водах составляет 2,73 м3/т. В составе воды ТТНК преобладают ионы хлора и натрия. Содержание ионов хлора и натрия соответственно равно 4,49 и 3,3 млн. молей/м3, общая минерализация достигает 8,68 млн. молей/м3.

Данные исследований показали, что состав газа горизонтов DЙ и DЙЙ практически одинаковый. Газ пласта DЙV отличается меньшим содержанием азота и пропана и большим содержанием метана и этана.

Характерным для девонских попутных газов является:

— относительная плотность выше единицы (1,0521);

— содержание азота 13,3% по объему;

— относятся к жирным газам.

2. Техника и технология бурения скважин

Поэтому буровые установки должны характеризоваться номинальной грузоподъемностью, при которой осуществляется длительная эксплуатация оборудования, и максимальной грузоподъемностью, определяемой кратковременными перегрузками оборудования. Естественно, что разница между номинальной и максимальной грузоподъемностью должна увеличиваться с ростом глубины скважины, так как возможности кратковременной перегрузки оборудования при бурения глубоких скважин значительно больше, чем при бурении мелких скважин.

Буровые установки класса ВУ-50. В настоящее время применяют буровые установки двух типов этого класса: БУ-50Бр-1 с дизель-, электрическим приводом и БУ-50БрД с дизель-гидравлическим приводом.

Все механизмы буровой установки БУ-50Бр-1 (рис. 7) смонтированы на четырех основных блоках: вышечно-роторном, лебедочном и двух насосных.

Рис. 1. Буровая установка БУ-50Бр

Буровые вышки и их сооружение.

Вышки предназначены для размещения талевой системы в установки в вертикальном положении бурильных свечей.

В последние годы при бурении скважин глубиной до 3000 м все большее распространение получают секционные мачты-вышки А-образного типа (буровые установки БУ-50Бр-1, БУ-50БрД, БУ-75Бр, БУ-75БрЭ, БУ-80БрД, Уралмаш 125БД-70, Уралмаш 125БЭ-70),

Вышку монтируют в следующем порядке. На полу буровой собирают наголовник вышки, поперечину которого соединяют хомутом с несущей трубой. Затем с помощью талевой системы несущие балки вместе с собранным наголовником поднимают на высоту 4—4,3 м. На полу буровой под поднятым наголовником собирают первую секцию и соединяют ее с приподнятым наголовником. Затем несущие трубы отсоединяют от наголовника, опускают их на несущих балках вниз, присоединяют к ним с помощью хомутов пояса собранной секции и, включив электродвигатель лебедок, поднимают секцию вышки. с собранным наголовником. После этого на полу монтируют следующую секцию вышки и присоединяют к поднятой, поднимают ее и на полу монтируют третью секцию, и так до самой нижней секции.

При перемещения бурового оборудования вышку башенного типа выгодно в случае благоприятных рельефных условий не разбирать, а передвигать в собранном виде.

Вышки А-образного типа монтируют в горизонтальном положении и поднимают в вертикальное с помощью стрелы и буровой лебедки или трактора.

2.2 Подготовительные работы к бурению

Талевая система состоит из неподвижного кронблока, подвижного талевого блока, талевого каната, соединяющего неподвижные и подвижные блоки кронблока и талевого блока, бурового крюка и штропов, с помощью которых на крюке подвешивается груз. Один конец талевого каната специальным устройством крепится к основанию вышечного блока, а другой конец, огибающий поочередно ролик кронблока, ролик талевого блока, ролик кронблока и т. д. присоединяется к барабану лебедки.

Так как при спускоподъемных работах интенсивнее изнашивается та часть каната, которая наматывается на барабан, целесообразно по мере износа ходовую часть каната отрубить и затем перепустить канат, смотав часть его с бухты. В настоящее время заводы поставляют канаты длиной 1200 и 1500 м, что позволяет перепускать их по несколько раз, экономя при этом затрату времени на переоснастку талевой системы.

Кронблоки. Конструктивно кронблоки буровых установок отличаются друг от друга главным образом числом канатных роликов, числом и расположением осей, на которых они установлены.

Буровые установки классов БУ-50 и БУ-80 снабжены кронблоками, имеющими пять канатных роликов, установленных на одной оси.

Буровые установки класса БУ-125, укомплектованные башенной вышкой, снабжены кронблоком, имеющий две секции с соосным расположением осей, на каждой из которых установлено по три канатных ролика (рис. 11).

Рис. 4 крюкоблок буровой установки класса БУ-125

2.3 Основное буровое оборудование

Буровой крюк и крюкоблок предназначены для подвешивания при помощи штропов с элеватором обсадных и бурильных колонн при спускоподъемных операциях, поддержания на весу бурильной колонны с вертлюгом в процессе бурения, а также для подъема, спуска и подтаскивания вспомогательных грузов во время бурения и монтажно-демонтажных работ.

Буровая лебедка предназначена для выполнения следующих операции:

спуска и подъема бурильных и обсадных труб;

удержания на весу бурильного инструмента;

передачи вращения ротору;

свинчивания и развинчивания труб;

подтаскивания различных грузов, подъема оборудования и вышек в процессе монтажа установок, подъема и спуска грунтоносок и т. п.

Буровой инструмент спускается под действием собственного веса. Лебедка имеет несколько скоростей для повышения коэффициента полезного действия ее во время подъема крюка с порожним элеватором (ненагруженным) или переменного веса. Переключение скоростей осуществляется с помощью муфт. Талевый канат навивается на барабан. Для выполнения вспомогательных работ предназначены фрикционная катушка и пневмораскрепитель замков.

Ротор передает вращательное движение бурильному инструменту, поддерживает на весу колонну бурильных или обсадных труб и воспринимает реактивный крутящий момент колонны, создаваемый забойным двигателем (турбобуром или электробуром).

Буровые насосы предназначены для нагнетания бурового Буровые насосы предназначены для нагнетания бурового раствора в скважину.

Принцип действия поршневого насоса заключается в следующем: поршневой насос состоит из двух основных частей: гидравлической, которая непосредственно перекачивает жидкость, и приводной, передающей энергию гидравлической части, получаемую насосом от двигателя.

Буровой шланг предназначен для подачи бурового раствора под давлением от неподвижного стояка к перемещающемуся вертлюгу.

Буровые долота и их классификация.

долота сплошного бурения для разбуривания забоя по всей площади;

долота колонковые для разбуривания забоя по кольцу с оставлением в центре столбика не разбуренной породы (керна), который в последующем извлекается на поверхность;

долота специального назначения (расширение ствола скважины, изменение его направления и т. п.).

По характеру воздействия на породу долота делятся на четыре класса:

дробящие;

дробяще-скалывающие;

истирающе- режущие;

режуще-скалывающие.

Бурильные трубы и их классификация

Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту при роторном бурении и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с погружными двигателями, подвода потока бурового раствора или воздуха на забой скважины для очистки его от выбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового, осуществления вспомогательных работ: закачки тампонирующих смесей при изоляционных работах, ликвидации аварий и т.п.

Существуют следующие типы бурильных труб:

с высаженными внутрь концами;

с высаженными наружу концами;

с приварными соединительными концами по телу трубы (ТБП);

с приварными соединительными концами по высаженной части (ТБПВ);

со стабилизирующими поясками (ТБ_Н и ТЬ_В);

трубы для электробурения (замковые, ТБГТВЭ);

легкосплавные.

Ведущая бурильная труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне при роторном бурении и передачи реактивного

2.4 Бурение скважины и спуско-подьемные операции

Экскурсия на буровую № 846

Буровая установка № 846.

Зиганшин С.С. с помощником бурового мастера- Усмановым Гильманом Анваровичом

3. Добыча нефти и газа

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис. 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛАФКИН

Виды станков качалок.

Стандартом 1966 г. было предусмотрено 20 типоразмеров станков-качалок (СК) грузоподьемностью от 1,5 до 20 т. Типовая конструкция СК представлена на рис.5. Впервые в стране был начат выпуск приводов, в которых редуктор был поднят и установлен на подставке.

Рис.5. Схема станка-качалки типа СКД с редуктором на раме и кривошипным уравновешиванием

· в изменении соотношений длин переднего и заднего плеч балансира путем замены головки балансира или всего балансира, что приводило к изменению грузоподъемности и длины хода станка-качалки;

· в применении редуктора с другим крутящим моментом;

· в одновременной замене балансира и редуктора.

Станки-качалки СК5-3-2500 и СК6-2,1-2500 отличаются друг от друга длиной переднего плеча балансира; СК8-3,5-4000 и СК8-3,5-5600 различаются типоразмером редуктора и мощностью электродвигателя.

Рис. 6. Схема станка-качалки по ГОСТ 5866-66

Указанным отраслевым стандартом впервые в нашей стране (тогда СССР) был предусмотрен выпуск станков-качалок дезаксиального типа 6 размеров.

Тихоходные станки-качалки

С ростом числа малодебитных скважин (с дебитом менее 5 м3/сут) все острее вставала проблема их оптимальной эксплуатации. Использование периодической эксплуатации связано с целым рядом существенных неблагоприятных факторов, в числе которых: неравномерная выработка пласта, неэффективное использование наземного и подземного оборудования, недостаточный межремонтный период по сравнению с непрерывно функционирующими скважинами, затруднения, возникающие в зимнее время и др.

Была разработана конструкция тихоходного станка-качалки с увеличенным передаточным числом за счет введения в трансмиссию дополнительной ременной передачи, что позволяло снижать частоту качаний балансира до 0,8. 1,7 в минуту.

Для этого между электродвигателем и редуктором монтируется промежуточный вал с соответственно малым и большим по диаметру шкивами, установленными консольно. Компоновка промежуточного вала может быть вертикальной и горизонтальной.

Рис.8. Схема тихоходного станка-качалки с дополнительной ременной передачей

В последнем случае раму станка-качалки приходится немного наращивать на величину межосевого расстояния дополнительной ременной передачи. Такой вариант применяется на станке-качалке 7СК8-3.5-4000Ш.

Компоновка трансмиссии такого станка-качалки отличается отсутствием ременной передачи, что компенсируется применением трехступенчатого редуктора с передаточным числом i = 165. Редуктор непосредственно, с помощью муфты, соединяется с электродвигателем. При этом приходится применять угловую передачу, поэтому редуктор имеет коническо-цилиндрическую конструкцию с быстроходной конической ступенью.

Отсутствие ременной передачи не позволяет регулировать частоту хода балансира, поэтому в описываемом варианте предусматривается применение регулируемого многоскоростного асинхронного электродвигателя, который за счет изменения схемы подключения может обеспечить частоту вращения вала 495, 745, 990 и 1485 об/мин. Соответственно получают 3; 4,5; 6 и 9 качаний балансира в минуту, причем резко сокращается время перевода СШНУ на другой режим работы по сравнению со сменой шкивов.

Рис.9. Схема станка-качалки с трехступенчатым коническо-цилиндрическим редуктором

Отсутствие ременной передачи, которая в обычных механизмах предохраняет оборудование от поломок при перегрузках потребовала в данном случае другого конструктивного решения. Муфта, соединяющая двигатель с редуктором, снабжена срезным штифтом, заключенным в резиновую оболочку, которая смягчает пусковой момент.

При заклинивании плунжера скважинного насоса или поломках в кинематической цепи штифт срезается, предохраняя электродвигатель от перегрузки.

3.2 Автоматизированные групповые замерные установки «Спутник» (принцип работы, основные узлы)

Установки предназначены для периодического определения по программе количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, и контроля их работы на нефтяных месторождениях. Эксплуатационное назначение установок заключается в обеспечении контроля за технологическими режимами работ нефтяных скважин.

Установка состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. Блоки изготовлены из трехслойных металлических панелей типа «сэндвич» с утеплителем из пенополиуретана или из базальтового утеплителя. В помещении предусмотрены освещение, вентиляция и обогрев.

В технологическом блоке размещены:

· переключатель скважин многоходовый ПСМ

· счетчик жидкости ТОР

Установки «Спутник» АМ 40-1500 и Б 40-500 дополнительно снабжены насосом-дозатором и емкостью для химических реагентов, что позволяет осуществлять введение химреагента в жидкость.

Установки автоматизированные групповые «Спутник» при наличии счетчика газа турбинного типа «Агат» и влагомера ВСН могут дополнительно определять количество газа и содержание воды в добываемой жидкости.

Принцип работы АГЗУ

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин.

3.3 Трубный водоотделитель

Водоотделитель содержит выполненную из труб наклонную колонну, состоящую из водоотстойной и нефтеотстойной секций, трубопровод подвода газожидкостной смеси и подсоединенные к колонне трубопроводы отвода нефти, воды и газа. Трубопровод подвода газожидкостной смеси подсоединен к успокоительному коллектору, имеющему патрубок сброса воды, соединенный с донной частью водоотстойной секции колонны. В колонне ниже выходного отверстия успокоительного коллектора установлены одна или более перегородок, открытых в верхней части. Высота и размер крайней перегородки больше, чем у остальных, между выходом успокоительного коллектора и крайней перегородкой образован карман для скапливания поступающей в колонну нефти. Предлагаемое решение позволяет повысить интенсивность процесса отделения воды.

4. Лабораторные исследования нефти

определение коллекторских и петрофизических свойств горных пород, определение скорости пробега продольных волн в атмосферных и пластовых условиях, УЭС (удельное электрическое сопротивление), открытой пористости в атмосферных и пластовых условиях;

определение физико-химического состава нефти, конденсата; газов: попутных, растворенных в нефти или бензиново-керосиновых фракциях, дегазации, сепарации нефти и конденсата; анализ нефти и конденсата на определение индивидуального углеводородного состава методом газожидкостной, газоадсорбционной хроматографии и спектроскопии;

определение и выполнение работ по изучению физико-химических, термодинамических свойств нефти, конденсатов, газов в пластовых и атмосферных условиях, а также изучения фазового состояния углеводородных систем, товарной характеристики нефти, конденсатов и нефтепродуктов;

выполнение химических анализов пластовых, сточных, подземных и питьевых вод, полуколичественного и количественного спектрального анализа на 40 и 18 элементов; определение микрокомпонентов в минерализованных водах, осадках, почвах, породах, нефти, керновом материале и т.д.;

выполнение экспериментальных работ по вытеснению нефти водой и другими растворителями из образцов кернового материала;

Исследование коллекторских свойств пород в пластовых условиях: Определение пористости. Определение удельного электрического сопротивления. Определение скорости пробега продольных волн в пластовых и атмосферных условиях.

5.1 Экскурсия на буровую № 846

На фото: руководитель учебной практики Зиганшин С.С. с помощником бурового мастера Юсуповым И.В.

На фото: руководитель учебной практики Зиганшин С.С. показывает основные приемы работы с ключом АКБ.

5.2 Экскурсия в ООО «Октябрьский завод нефтепромыслового оборудования»

22 июля 2014 года мы посетили управление по ремонту нефтепромыслового оборудования, которое является подразделением ООО «Октябрьский завод нефтепромыслового оборудования» и находится по адресу: г.Октябрьский, ул.Северная,2.

Экскурсия началась с вводного инструктажа по технике безопасности. Затем под опытным руководством Зиганшина С.С. мы ознакомились с основными участками данного предприятия (токарный кузнечный, слесарный и др.) и принципами его работы.

Базовым видом деятельности данного предприятия является капитальный, текущий ремонт нефтепромыслового оборудования и инструмента и изготовление запасных частей к нему.

Экскурсия началась с того, что нас привели в конференц-зал, где провели вводную инструкцию. После инструктажа нас встретил один из технологов данного предприятия Алешин Владимир Леонидович, который провел нас по всем помещениям и павильонам, рассказал об основные видах деятельности предприятия.

5.4 Экскурсия на куст №1262

16 июля 2014 года мы под руководством Зиганшина С.С. посетили куст №1262, находящийся в 29 микрорайоне города Октябрьский около сероводородной лечебницы.

Подобные документы

Описание и характеристика Туймазинского месторождения. Крупнотоннажное производство нефтеппродуктов; установки по обессоливанию и обезвоживанию нефти; перегонка, крекинг; каталитический риформинг, отложения парафина. Экологические проблемы нефтедобычи.

курсовая работа [563,5 K], добавлен 24.03.2011

Расположение Приобского нефтяного месторождения, анализ его геологического и тектонического строения, нефтеносности продуктивных пластов. Литолого-стратиграфическая характеристика. История и условия осадконакопления. Состав и свойства пластовых флюидов.

курсовая работа [2,5 M], добавлен 10.11.2015

Физические свойства и химический состав пластовой нефти и газа. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения. Анализ состояния фонда скважин. Технология зарезки боковых стволов. Оценка безопасности рабочего места оператора буровой установки.

дипломная работа [2,4 M], добавлен 07.08.2015

Геолого-физическая характеристика Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения. Литолого-стратиграфические свойства разреза. Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления. Газогидродинамические исследования скважин сеноманской залежи.

курсовая работа [1,6 M], добавлен 31.03.2015

Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения Башенколь. Состав и основные свойства нефти в поверхностных условиях. Особенности конструкции винтовых электронасосов. Расчет годового экономического эффекта от внедрения усовершенствования.

дипломная работа [1,2 M], добавлен 01.11.2014

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кыртаельского месторождения. Анализ состояния скважины, расчеты процесса освоения, условий фонтанирования на начальных и текущих стадиях. Техническое обоснование оборудования и способа эксплуатации.

курсовая работа [547,0 K], добавлен 06.01.2011

Геолого-геофизическая, литолого-стратиграфическая характеристика и нефтеносность месторождения. Проектирование режимов способа бурения скважины. Разработка гидравлической программы проводки скважины. Расчет затрат на бурение и сметной стоимости проекта.

дипломная работа [3,3 M], добавлен 11.06.2015

Источник