Элементы скважины, способы бурения

О Т Ч Ё Т

о прохождении учебной практики

Студента Скибина А.А., ЭОДНпкбз-15

(ФИО, группа, подпись)

Руководитель практики от кафедры

Карпиков А.В., доцент кафедры НГД

(ФИО, должность, подпись)

Допущен к защите _______________________

______________________________________

(ФИО, подпись, дата)

Оценка по практике _____________________

(неуд., удовл., хор., отл.)

Комиссия по защите отчётов:

______________________________________

(подпись, ФИО)

______________________________________

(подпись, ФИО)

______________________________________

(подпись, ФИО)

Содержание отчета на __35__ стр.

Иркутск 2017

ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ НА УЧЕБНУЮ ПРАКТИКУ

Студента Скибина А.А.

группы ЭОДНпкбз-15 курса __2__

специальность «Эксплуатация объектов добычи нефти»

1. Индивидуальное задание по учебной практике:

1.1. содержание задания

Дать описание методов добычи нефти и газа, ремонта скважин, методов повышения нефтеотдачи, системы ППД

1.2. краткие указания к выполнению задания

Согласно методических указаний по учебной практике направления подготовки «нефтегазовое дело».

1.3. материал к отчету об исполнении задания (иллюстративный)

Раскрыть теоретический материал в рисунках и схемах.

Руководитель практики от кафедры

______________ / ________________ /

(подпись) ФИО

Согласовано:

Заведующий кафедрой

_______________ / ________________ /

(подпись) ФИО

«____»______________________2017 г.

Д Н Е В Н И К

прохождения практики

студента Скибина Артёма Александровича

(фамилия, имя, отчество)

курса ______________________________

направление «Нефтегазовое дело»

____________________________________

Профиль «Эксплуатация и обслуживание

объектов добычи нефти»______________

На ФГБОУ ___«ИрНИТУ»____________

(наименование учереждения)

Иркутск 2017

Руководителем практики от предприятия назначен:

____Карпиков А.В., доцент кафедры НГД ФГБОУ «ИрНИТУ»__________

(ФИО, должность)

________________________________________________________________

Виды выполняемых работ на практике студентом

(заполняется студентом)

№ п/п	Период	Краткое содержание выполненных работ	Подпись руководителя практики
1.	11.09-12.09	Получение задания на практику, проработка теоретического материала в библиотеке «ИрНИТУ»
2.	13.09-15.09	Экскурсия в офис компании ООО «ИНК»
3.	16.09-24.09	Подготовка отчета по учебной практике, работа в библиотеке

Дата фактического прибытия

студента на практику ____________11.09.17_____________

Дата фактического убытия

студента с практики ____________24.09.17_____________

Руководитель практики ________________________________

(ФИО, подпись)

Содержание

Введение……………………………………………………………………..
1. Элементы скважины, способы бурения…………………………………...
2. Подземный ремонт скважин. Виды ремонта……………………………...
3. Методы добычи нефти и газа………………………………………………
3.1 Фонтанный способ эксплуатации скважины………………………..
3.2Газлифтный способ эксплуатации скважины……………………….
3.3Насосные способы эксплуатации скважин………………………….
4. Заводнение пластов. Система ППД……………………………………….
5. Методы повышения нефтеотдачи пластов………………………………..
Заключение…………………………………………………………………
Список использованной литературы……………………………………….

Введение

Студенты, обучающиеся по образовательной программе 21.03.01 «Нефтегазовое дело», по профилю «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти», проходят учебную практику. Учебная практика является начальным этапом практического обучения студентов. Поскольку к началу прохождения учебной практики не предусматривается изучения специальных дисциплин, входящих в комплекс профессиональных знаний, то основные её задачи можно сформулировать следующим образом:

1. Ознакомление студентов с процессами добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.

2. Ознакомление с основным оборудованием, применяемом при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

3. Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности – нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.

4. Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.

Методы добычи нефти и газа

3.1. Фонтанный способ эксплуатации скважины

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным, так как не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости на поверхность. Кроме того при этом способе не требуется закупка дорогостоящего оборудования, требующего к тому же регулярного обслуживания.

Оборудование фонтанных скважин состоит из колонной головки, фонтанной арматуры и выкидной линии (рис. 3.1). Это оборудование относится к наземному. Подземное оборудование состоит из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), которые, как правило, спускают до глубины верхних дыр перфорации.

Рис. 3.1 Устьевая арматура фонтанной скважины

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) в фонтанных скважинах служат для подъема жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скважины, проведения исследовательских работ, борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, осуществления различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях.

3.2. Газлифтный способ эксплуатации скважины

Газлифтная эксплуатация является продолжением фонтанной эксплуатации, когда пластовая энергия уменьшается настолько, что подъем жидкости на поверхность ею не обеспечивается и возникает необходимость в дополнительной энергии. В качестве дополнительной энергии используется газ высокого давления.

В результате смешивания дополнительно поступающего в скважину газа с пластовой жидкостью образуется газожидкостная смесь пониженной плотностью, что снижает давление на забое скважины. Пониженное забойное давление обеспечивает приток продукции из пласта и подъем газожидкостной смеси на поверхность.

Различают компрессорный газлифт и бескомпрессорный газлифт. Если для сжатия газа до необходимого давления и закачки его в скважину применяются компрессоры, то такой способ эксплуатации называется компрессорным газлифтом. Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессор-ным газлифтом.

Преимущества газлифтной эксплуатации:

- все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание;

- простота конструкций оборудования;

- возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;

- простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая или уменьшая подачу газа в скважину);

- возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин;

- простота исследования скважин.

Недостатки газлифтной эксплуатации:

- необходимость частой замены НКТ, особенно в обводненных скважинах и в пескопроявляющих скважинах;

- низкий КПД подъемника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях КПД подъемника часто не превышает 5%);

- большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений;

- большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями.

3.3. Насосные способы эксплуатации скважин

Существуют следующие виды насосной эксплуатации скважин:

- установкой штангового глубинного насоса (УШГН);

- установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН);

- установкой электропогружного винтового насоса (УЭВН);

- установкой гидропоршневого насоса (ГПНУ) и др.

Установка штангового глубинного насоса (УШГН).

Добыча нефти при помощи штанговых насосов – самый распространенный способ искусственного подъема нефти, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

- обладают высоким коэффициентом полезного действия;

- проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;

- для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;

- установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Есть у штанговых насосов и недостатки. К основным недостаткам относятся:

- ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг);

- малая подача насоса;

- ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных).

Глубинный штанговый насос (рис. 3.2) состоит из плунжера, движущегося вверх-вниз по хорошо подогнанному цилиндру. Плунжер снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости течь вверх, но не вниз. Обратный клапан, называемый также выкидным, в современных насосах обычно представляет собой клапан типа шар-седло. Второй клапан, всасывающий, - это шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра также позволяет жидкости течь вверх, но не вниз.

Штанговый насос относится к объемному типу насоса, работа которого обеспечивается возвратно-поступательным перемещением плунжера с помощью наземного привода через связующий орган (колонну штанг). Самая верхняя штанга называется полированным штоком, она проходит через сальник на устье скважины и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью траверсы и гибкой канатной подвески.

Рис. 3.2. Глубинный штанговый насос.

Основные узлы привода УШГН (станка-качалки): рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенные к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами, комплектуются набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней, электродвигатель устанавливают на поворотной салазке.

Штанговые насосы бывают вставные (НСВ) и невставные (НСН).

Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину на НКТ спускается специальное замковое приспособление, а насос на штангах спускают в уже спущенные НКТ. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб.

Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.

И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.

Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН).

УЭЦН – установка электроцентробежного насоса. По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России.

В общем и целом УЭЦН - обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой и насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления) (рис. 3.3).

Основные узлы УЭЦН:

ЭЦН (электроцентробежный насос) – ключевой элемент установки, который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Основные характеристики ЭЦН – это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м3/сут жидкости с напором 1200 метров.

Рис. 3.3. Установка погружного электроцентробежного насоса: 1 – ПЭД; 2 – гидрозащита; 3 – вх. модуль; 4 – насос; 5 – кабель;

6 – станция управления; 7 – трансформатор

ПЭД (погружной электродвигатель) – второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом.

Протектор (или гидрозащита) – элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу.

Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты - плоский (КПБК).

Дополнительное оборудование:

Газосепаратор – используется для снижения количества газа на входе в насос. Если необходимости в снижении количества газа нет, то используется простой входной модуль, через который в насос поступает скважинная жидкость.

ТМС – термоманометрическая система. Градусник и манометр в одном лице. Выдает нам на поверхность данные о температуре и давлении той среды, в которой работает спущенный в скважину ЭЦН.

Вся эта установка собирается непосредственно при ее спуске в скважину. Собирается последовательно снизу вверх не забывая про кабель, который пристегивается к самой установке и к НКТ, на которых все это и висит, специальными металлическими поясами. На поверхности кабель запитывается на устанавливаемые вблизи куста повышающий трансформатор (ТМПН) и станцию управления.

Помимо уже перечисленных узлов в колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны.

Обратный клапан (КОШ - клапан обратный шариковый) используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Он же не позволяет жидкости сливаться вниз при остановках насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.

Над обратным клапаном монтируется сливной клапан (КС), который используется для спуска жидкости из НКТ перед подъемом насоса из скважины.

Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:

- Простота наземного оборудования;

- Возможность отбора жидкости из скважин до 15000 м3/сут;

- Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров;

- Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН;

- Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования;

- Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб.

Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

Установка электропогружного винтового насоса УЭВН.

Установка винтового погруж­ного электронасоса состоит из элек­тродвигателя, гидрозащиты, насоса, кабеля, оборудования устья сква­жины, автотрансформатора и стан­ции управления. Установка винто­вого погружного насоса состоит из тех же узлов, что и установка по­гружного центробежного насоса. Вместо центробежного насоса здесь используется винтовой насос. В ус­тановках погружных винтовых электронасосов (УЭВН) приме­няются четырехполюсные погруж­ные электродвигатели с частотой вращения 1500 об/мин.

Погружной винтовой насос (рис. 3.4) состоит из следующих основных узлов и деталей: пусковой муфты 1, с помощью которой вал насоса через вал протектора соеди­няется с валом погружного электро­двигателя; эксцентриковых муфт 2 и 5; правых и левых обойм 3 и 6 с вин­тами 4 и 7; предохранительного кла­пана 8 и трубы 9. Рабочими органами винтового насоса являются однозаходные стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом, в 2 раза большим шага винта. Жидкость на прием насоса поступает через фильтровые сетки. Винты соединены между собой эксцентриковой муфтой. Между винтом и обоймой образуются свободные полости, или камеры. При вращении винта они заполняются перекачиваемой жидко­стью, которая при последующем вращении винта герметически замыкается и поступает вдоль оси винта в насосно-компрес­сорные трубы.

При вращении винта непрерывно открываются и замыкают­ся полости, образуемые винтом и обоймой.

Во время работы насоса винт совершает сложное движение. Винтовой насос объем­ного действия, и его теоретическая подача прямо пропорциональ­на частоте вращения винта. При условии, что винт, вращаясь в осевом направлении, не перемещается, жидкость, заполняющая впадины винтовой полости обоймы, будет поступать из одной впадины в другую в соответствии с шагом винта. За один оборот винт два раза перекроет камеры в обойме, т.е. вытеснит из нее две определенные порции жидкости. На промыслах погружные винтовые насосы применяются для скважин со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами производительностью 40, 80 и 100 м3/сут.

Один и тот же погружной винтовой насос позволяет эффек­тивно эксплуатировать скважину при различных динамических уровнях.

Погружной винтовой электронасос, сочетая в себе положительные качества центро­бежного и поршневого насосов, обеспечивает плавную, непре­рывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким к.п.д. при большом диапазоне изменения давления. Особенно­стью винтовых насосов является значительное улучшение пара­метров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Эти насосы наиболее эффективны при добыче вязкой нефти.

Большим преимуществом винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с вы­соким газовым фактором и попадание свободного газа на прием насоса не приводит к срыву подачи насоса.

При работе погружного винтового насоса не происходит ин­тенсивного эмульгирования жидкости.

Рис. 3.4. Схема установки гидропоршневого насоса

Установка гидропоршневого насоса (ГПНУ).

Установка гидропоршневого насоса (рис. 3.5) состоит из погружного оборудования и силового насоса 2, емкости для от­стоя жидкости 1 и трапа 3 для очистки. Погружное оборудование состоит из насосной установки, представляющей собой гидрав­лический двигатель и насос 6, поршни которого жестко соедине­ны штоком. Для эксплуатации скважины гидропоршневым насо­сом в нее спускают два ряда концентрически расположенных на­сосно-компрессорных труб 4 и 5 диаметрами 63 и 102 мм, на концах которых находится седло, плотно посаженное в посадоч­ный конус 7.

Насос спускают в трубу диаметром 63 мм, прижимают к по­садочному седлу струей жидкости, нагнетаемой сверху силовым насосом, и приводят в действие при помощи золотникового уст­ройства, расположенного между двигателем и самим насосом. Вместе с поршнем двигателя возвратно-поступательное движе­ние совершает поршень насоса и откачивает жидкость из сква­жины, которая вместе с рабочей жидкостью по кольцевому про­странству поднимается на поверхность.

Смена погружного агрегата производится без подъема на­сосно-компрессорных труб. Поднимают агрегат из скважины под действием рабочей жидкости, которая подается в кольцевое про­странство под агрегат и выдавливает его, поднимая до устьевой головки, где его захватывает ловитель. С помощью гидропорш­невого насоса можно поднимать жидкость с больших глубин (до 4000 м) с дебитом до 20 м3/сут. К.п.д. гидропоршневой уста­новки достигает 0,6.

К недостаткам гидропоршневых установок относится необ­ходимость около каждой скважины устанавливать емкости для рабочей жидкости и специального силового насоса.

Рис. 3.5 Схема установки гидропоршневого насоса

Заключение

В ходе учебной практики произошло ознакомление с оборудованием и принципами его функционирования, процессами добычи нефти и газа, принципами обустройства нефтяного месторождения и основами бурения на нефтяных и газовых месторождениях. Также закреплены знания, полученные в курсе "Основы нефтегазового дела".

Список использованной литературы

1. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата. Том 1. Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. – 352 с.

2. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата. Том 2. Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. – 384 с.

3. Памятка оператору по добыче нефти и газа. 2010 г. Справочное пособие. – Сургут: рекламно-издательский информационный центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. – 148 с., 51 илл.

4. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин, том 1. М. – 2004.

5. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела, том 1. Москва – Ижевск. – 2005. – 720 с.

6. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений, том 1. – М: Недра. – 2009.

7. Руководящие документы и стандарты ОАО «Сургутнефтегаз».

8. Методическое руководство по оценке технологической эффективности геолого-технических мероприятий. – Тюмень. – 2008 г.

9. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Данилов В.У. Справочник по добыче нефти / Под редакцией Уразакова К.Р. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». – 2000. – 374 с.

10. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. – М.: М71 ФГУП «Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина. – 2003. — 816 с.

12. Ивановский В.Н. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. – М.: ВНИИОНГ. – 2000.

13. Основы нефтепромыслового дела: Справочное пособие / Под редакцией Матвеева С.Н. – Сургут: Нефть Приобья. – 2004.

14. Ибрагимов Г.З., Артемьев В.Н. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. – Москва. – 2005.

15. Ривкин П.Р. Техника и технологии добычи и подготовки нефти на нефтепромыслах. – Уфа. – 2007.

22. ГОСТ 12.0.004-90 ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.

23. Федеральный закон от 21.11.95 №170-ФЗ «О пожарной безопасности».

24. Федеральный закон от 21.07.97 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

О Т Ч Ё Т

о прохождении учебной практики

Студента Скибина А.А., ЭОДНпкбз-15

(ФИО, группа, подпись)

Руководитель практики от кафедры

Карпиков А.В., доцент кафедры НГД

(ФИО, должность, подпись)

Допущен к защите _______________________

______________________________________

(ФИО, подпись, дата)

Оценка по практике _____________________

(неуд., удовл., хор., отл.)

Комиссия по защите отчётов:

______________________________________

(подпись, ФИО)

______________________________________

(подпись, ФИО)

______________________________________

(подпись, ФИО)

Содержание отчета на __35__ стр.

Иркутск 2017

ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ НА УЧЕБНУЮ ПРАКТИКУ

Студента Скибина А.А.

группы ЭОДНпкбз-15 курса __2__

специальность «Эксплуатация объектов добычи нефти»

1. Индивидуальное задание по учебной практике:

1.1. содержание задания

Дать описание методов добычи нефти и газа, ремонта скважин, методов повышения нефтеотдачи, системы ППД

1.2. краткие указания к выполнению задания

Согласно методических указаний по учебной практике направления подготовки «нефтегазовое дело».

1.3. материал к отчету об исполнении задания (иллюстративный)

Раскрыть теоретический материал в рисунках и схемах.

Руководитель практики от кафедры

______________ / ________________ /

(подпись) ФИО

Согласовано:

Заведующий кафедрой

_______________ / ________________ /

(подпись) ФИО

«____»______________________2017 г.

Д Н Е В Н И К

прохождения практики

студента Скибина Артёма Александровича

(фамилия, имя, отчество)

курса ______________________________

направление «Нефтегазовое дело»

____________________________________

Профиль «Эксплуатация и обслуживание

объектов добычи нефти»______________

На ФГБОУ ___«ИрНИТУ»____________

(наименование учереждения)

Иркутск 2017

Руководителем практики от предприятия назначен:

____Карпиков А.В., доцент кафедры НГД ФГБОУ «ИрНИТУ»__________

(ФИО, должность)

________________________________________________________________

Виды выполняемых работ на практике студентом

(заполняется студентом)

№ п/п	Период	Краткое содержание выполненных работ	Подпись руководителя практики
1.	11.09-12.09	Получение задания на практику, проработка теоретического материала в библиотеке «ИрНИТУ»
2.	13.09-15.09	Экскурсия в офис компании ООО «ИНК»
3.	16.09-24.09	Подготовка отчета по учебной практике, работа в библиотеке

Дата фактического прибытия

студента на практику ____________11.09.17_____________

Дата фактического убытия

студента с практики ____________24.09.17_____________

Руководитель практики ________________________________

(ФИО, подпись)

Содержание

Введение……………………………………………………………………..
1. Элементы скважины, способы бурения…………………………………...
2. Подземный ремонт скважин. Виды ремонта……………………………...
3. Методы добычи нефти и газа………………………………………………
3.1 Фонтанный способ эксплуатации скважины………………………..
3.2Газлифтный способ эксплуатации скважины……………………….
3.3Насосные способы эксплуатации скважин………………………….
4. Заводнение пластов. Система ППД……………………………………….
5. Методы повышения нефтеотдачи пластов………………………………..
Заключение…………………………………………………………………
Список использованной литературы……………………………………….

Введение

Студенты, обучающиеся по образовательной программе 21.03.01 «Нефтегазовое дело», по профилю «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти», проходят учебную практику. Учебная практика является начальным этапом практического обучения студентов. Поскольку к началу прохождения учебной практики не предусматривается изучения специальных дисциплин, входящих в комплекс профессиональных знаний, то основные её задачи можно сформулировать следующим образом:

1. Ознакомление студентов с процессами добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.

2. Ознакомление с основным оборудованием, применяемом при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

3. Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности – нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.

4. Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.

Элементы скважины, способы бурения

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины.

Рис. 1.1. Элементы конструкции скважины

Основные элементы буровой скважины (Рис. 1.1):

Устье скважины (1) – пересечение трассы скважины с дневной поверхностью. Забой скважины (2) – дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу. Стенки скважины (3) – боковые поверхности буровой скважины. Ось скважины (6) — воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины. Ствол скважины (5) – пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной. Обсадные колонны (4) – колонны соединенных между собой обсадных труб. Если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускают.

В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:

Эксплуатационные – для добычи нефти, газа и газового конденсата. Нагнетательные – для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками. Разведочные – для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения. Специальные - опорные, параметрические, оценочные, контрольные – для изучения геологического строения малоизвестного района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков пласта, термического воздействия на пласт, обеспечения внутрипластового горения, газификации нефтей, сброса сточных вод в глубокозалегающие поглощающие пласты. Структурно - поисковые – для уточнения положения перспективных нефтегазоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

В результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Способы бурения скважин.

По способу воздействия на горные породы различают механическое и немеханическое бурение. При механическом бурении буровой инструмент непосредственно воздействует на горную породу, разрушая ее, а при немеханическом разрушение происходит без непосредственного контакта с породой источника воздействия на нее. Немеханические способы (гидравлический, термический, электрофизический) находятся в стадии разработки и для бурения нефтяных и газовых скважин в настоящее время не применяются.

Механические способы бурения подразделяются на ударное и вращательное.

Ударное бурение скважин.

При ударном бурении разрушение горных пород производится долотом 1, подвешенным на канате (рис. 1.2). Буровой инструмент включает также ударную штангу 2 и канатный замок 3. Он подвешивается на канате 4, который перекинут через блок 5, установленный на какой-либо мачте (условно не показана). Возвратно-поступательное движение бурового инструмента обеспечивает буровой станок 6.

По мере углубления скважины канат удлиняют. Цилиндричность скважины обеспечивается поворотом долота во время работы.

Для очистки забоя от разрушенной породы буровой инструмент периодически извлекают из скважины, а в нее опускают желонку, похожую на длинное ведро с клапаном в дне. При погружении желонки в смесь из жидкости (пластовой или наливаемой сверху) и разбуренных частиц породы клапан открывается и желонка заполняется этой смесью.

При подъеме желонки клапан закрывается и смесь извлекается наверх. По завершении очистки забоя в скважину вновь опускается буровой инструмент и бурение продолжается. Во избежание обрушения стенок скважины в нее спускают обсадную трубу, длину которой наращивают по мере углубления забоя.

В настоящее время при бурении нефтяных и газовых скважин ударное бурение в нашей стране не применяют.

Рис. 1.2. Схема ударного бурения: 1 – долото; 2 – ударная штанга; 3 – канатный замок; 4 – канат; 5 – блок; 6 – буровой станок.

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка. Крутящий момент передается на долото или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового двигателя), установленного непосредственно над долотом.

Турбобур – это гидравлическая турбина, приводимая во вращение с помощью нагнетаемой в скважину промывочной жидкости.

Электробур представляет собой электродвигатель, защищенный от проникновения жидкости, питание к которому подается по кабелю с поверхности.

Винтовой двига<