Отчет оп практике по бурению нефтяных и газовых месторождений

• Уложить пострадавшего на спину.
• Проверить наличие у пострадавшего дыхания и пульса.
• Выяснить состояние зрачка (узкий или широкий, широкий зрачок указывает на резкое ухудшение кровоснабжение мозга).

При отсутствии дыхания  и пульса необходимо производить кроме искусственного дыхания (рот в рот) наружный (не прямой) массаж сердца на нижнюю треть грудины, положив поверх ладонь разомкнутой руки, ладонь другой руки положить поверх первой и начать ритмично надавливать на грудную клетку. Эти операции надо чередовать с двумя – тремя вдуваниями в рот, затем 15-20 надавливаний на грудную клетку (одно надавливание в секунду). Искусственное дыхание и наружный массаж сердца нужно продолжать до появления дыхания или приезда врача.

 

Первая помощь при  ранении.

Нельзя промывать рану, присыпать порошком или смазывать мазями. Нужно осторожно снять грязь вокруг раны, очищенный участок вокруг раны смазать раствором йода и наложить повязку. При отсутствии бинта можно использовать носовой платок или чистую ткань.

 

Первая помощь при кровотечении.

Для остановки кровотечения необходимо поднять раненную конечность, постараться остановить кровотечение и перебинтовать с небольшим  нажимом (не нарушая кровообращения). При сильном кровотечении следует  сдавить сосуды жгутом, закруткой  или согнуть раненную конечность. При наложении жгута обязательно вложить записку с точным временем наложения. Жгут нужно ослаблять через каждые два часа на 1-2 минуты.

 

Первая помощь при  ожогах.

Нельзя касаться руками обожжённых участков кожи, смазывать  жирами, присыпать чем-либо. Нужно наложить на обожжённый участок кожи стерильную повязку. При обширных ожогах пострадавшего необходимо завернуть в простыню или в ткань, не раздевая. При ожогах лица необходимо прикрыть рану стерильной марлей. При ожогах глаз необходимо делать холодные примочки из раствора борной кислоты (0,5 чайной ложки кислоты на стакан воды).

 

Первая помощь при  обморожениях.

При обморожениях нужно  постараться согреть пострадавшего. Обмороженные участки тела закрыть  стерильной повязкой, нельзя обмороженные участки нельзя смазывать жирами и мазями, нельзя растирать варежками снегом суконкой и т.д. при этом нужно предпринимать все меры по предотвращению повторного охлаждения.

 

Первая помощь при  переломах.

Пострадавший при переломах  испытывает острую боль. В этом случае ему нужно обеспечить абсолютный покой. При наложении шин на повреждённую конечность необходимо обеспечить полную неподвижность двух суставов (нижнего и верхнего), а затем наложить или прибинтовать повреждённую конечность к туловищу. Кроме шин в этом случае можно использовать палку, доску, линейку, кусок фанеры и т.д. При закрытом переломе не следует снимать одежду, шину можно накладывать поверх неё к месту травмы необходимо прикладывать холод (для уменьшения боли).

 

Первая помощь при ушибах.

При ушибах к месту  ушиба следует прикладывать “холод”, а затем наложить тугую повязку, не следует ушибленное место смазывать  и греть.

 

Первая помощь при  попадании инородного тела  под  кожу или в глаз.

При попадании инородного тела под кожу удалять его можно только в том случае если есть полная уверенность, что удалить его можно легко и полностью. При малейшем затруднении нужно обратиться к врачу.

Инородное тело, попавшее в глаз, лучше всего удалить  промыванием струёй воды, с помощью  питьевого фонтанчика. Струю нужно направлять от наружного уголка глаза (от виска) к внутреннему (к носу). Тереть глаз нельзя.

 

 

 

 

4. Знакомство и освоение скважин

 

Вызов притока жидкости из пласта.

Перед пуском скважины в  эксплуатацию устье ее герметизируют. К последней (эксплуатационной)    обсадной   колонне присоединяют  соответствующую арматуру, которая описана в последующих разделах курса. Эксплуатационную  колонну перед прострелом проверяют опрессовкой на герметичность.

Приток жидкости из пласта можно вызвать различными способами в зависимости от величины пластового давления, свойств пласта, метода его вскрытия. Приток начнется тогда, когда давление столба жидкости в скважине меньше пластового. Давление на забой в промысловой практике чаще всего снижают одним из следующих способов: 1. Последовательной заменой глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности. 2. Понижением уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба) или желонки.

На промыслах страны применяют также компрессорный способ вызова притока. В этом случае скважину промывают водой кратковременно, лишь для разжижения раствора, а иногда и совсем не промывают. В кольцевое пространство  компрессором нагнетают газ или воздух, который вытесняет жидкость в центральные трубы. Когда уровень в затрубном пространстве доведен до башмака труб, газ попадает в колонну и газирует жидкость, плотность смеси понижается, уровень в трубах повышается до устья и, наконец, происходит выброс. При переливе жидкости давление на забой падает и скважина переходит на фонтанирование. После этого компрессор отключают.

При компрессорном способе  вызова притока резко понижается забойное давление, что сопровождается усиленным поступлением жидкости и  газа из пласта. В условиях рыхлых пород  это приводит к разрушению пласта, выносу песка в скважину, что сильно затрудняет ее эксплуатацию. В условиях же устойчивых пород компрессорный способ позволяет быстро освоить скважины.

Весьма широко распространен  метод вызова притока поршневанием (свабированием), который заключается в следующем. В фонтанные трубы на стальном канате спускают поршень (сваб), снабженный клапаном, открывающимся вверх. При спуске сваба клапан открывается и пропускает жидкость, при подъеме — закрывается и столб жидкости, оказавшейся над поршнем, выносится на поверхность. Многократные спуск и подъем поршня приводят к постепенному понижению уровня жидкости в скважине.

Если ожидается, что  скважина будет фонтанной, поршневание  производят через фонтанную арматуру. Существенный недостаток этого метода — необходимость работать при открытом устье, что связано с опасностью выброса. Поэтому в последнее время поршневание применяется преимущественно при освоении нагнетательных скважин.

При освоении скважин  с низким пластовым давлением  иногда применяют возбуждение тартанием при помощи желонки. Это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате. Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, и столб жидкости в ней постепенно заменяется нефтью, поступающей из пласта.

Кроме упомянутых методов  вызова притока, применяют также  некоторые разновидности и комбинации этих методов. Например, поршневание  с подкачкой воздуха в кольцевое  пространство, компрессорный с периодической разрядкой давления, подкачкой нефти и т. д.

Ни один из описанных  методов освоения скважин не является универсальным. Поэтому метод вызова притока выбирают исходя из геологических  и технологических условий эксплуатации залежи с учетом индивидуальных особенностей каждой скважины. Наилучшие результаты дает равномерное и постепенное дренирование пласта и полная очистка его путем нефорсированного отбора жидкости из скважины и постепенного снижения давления на забой.

После начала работы скважине дают возможность самоочиститься. Ствол  и призабойную зону фонтанных скважин очищают от буровой грязи при открытом фонтанировании через выкидную задвижку устьевой арматуры. После этого скважину исследуют на приток и, установив норму добычи, сдают ее в эксплуатацию.

 

 

Основные особенности применения НКТ

 

•   Установка  позволяет     производить  спуск  в  скважину  под давлением  сплошной колонны гибких НКТ и осуществлять циркуляцию через эту колонну;

• Жесткость и прочность  гибких НКТ позволяют использовать их для спуска и подъема из скважины забойных инструментов;

• Установка представляет собой блочно-модульный агрегат  для капитального ремонта скважин, обеспечивающий возможность быстрого проведения полного комплекса ремонтных  работ на скважине;

• Гибкие НКТ диаметром 1 1/4" (31,7 мм) использовались при глубине до 18000 футов (5400 м), при расходе 3 баррель/мин (160 л/мин) с использованием смазочных добавок;

1.2. Преимущества применения гибких НКТ

Расширение масштаба применения гибких НКТ при капитальном  ремонте скважин было вызвано  следующими преимуществами:

· Возможность проведения работ по капитальному ремонту без глушения скважины, с минимальным ухудшением первоначальных эксплуатационных характеристик продуктивного горизонта и минимальным периодом простоев;

·   Возможность быстрой транспортировки и монтажа установки;

· Уменьшения численности бригады: 3 человека для работы с гибкими НКТ + специалисты по обслуживанию насосов;

·   Повышение безопасности работ и ускорение СПО в связи с отсутствием соединений в колонне;

· Возможность приведения в действие забойных инструментов благодаря жесткости и прочности гибких НКТ (забойные двигатели, гидромониторные устройства, надувные пакера), проведения циркуляционной очистки скважины, извлечения или проталкивания в скважину забойных инструментов в интервалах сужения и искривления ствола скважины;

· Возможность размещения расчетных объемов кислоты на заданных глубинах при интенсификации скважины, в результате чего улучшаются результаты подобных работ по сравнению с прямой закачкой кислоты через колонну НКТ;

· Контакт эксплуатационной колонны НКТ только с отработанной кислотой, что уменьшает их коррозию;

· Наличие   нескольких  типоразмеров   НКТ дает  возможность их  применения  при различных практических условиях;

В результате экономические  предпосылки для применения гибких НКТ являются более предпочтительными по сравнению с другими способами капитального ремонта скважин.

1.3.  Ограничения в  применении работ гибких НКТ

Однако при применении гибких НКТ существуют некоторые  ограничения:

 · В связи с существующим максимальным проходным диаметром в эксплуатационной колонне НКТ и проблемами усталостного износа диаметр гибких НКТ обычно ограничивается диапазоном 1 1/4" - 1 1/2" (31,7 - 38 мм). Это приводит к ограничению производительности закачки в скважину до 1-2,5 баррель/мин (160-400 л/мин) с применением смазывающих добавок;

 · При правильной оснастке инжекторной головки максимальное рабочее давление на устье скважины составляет 3500 фунт/кв. дюйм (245 кг/см²). Для более высоких значений этого давления требуется применение более толстостенных труб и направляющего желоба с увеличенным радиусом;

 · Для ограничения усталостного износа рекомендуется, чтобы максимальное рабочее давление закачки в скважину не превышало 5000 фунт/кв. дюйм (350 кг/см²);

Вследствие усталостного износа, приводящего  к деформации поперечного сечения и появлению осевой нагрузки, критическая   нагрузка смятия должна быть ограничена в пределах 3000-4000 фунт/кв. дюйм (210-280 кг/см²);

  · Рекомендуемая максимальная глубина спуска труб скважину составляет не более 18000 футов (5400м):

 · При наличии H₂S и/или СО₂ необходимо принимать меры к ограничению до минимума контакта труб с этой агрессивной средой;

 ·   Особое   внимание   необходимо   уделять   применению   ингибиторов   коррозии   от кислотной обработки, в особенности при температурах свыше 94°С;

 ·  С увеличением диаметра и толщины стенки гибких НКТ максимальная вместимость барабана ограничивается в связи с существующими правилами и нормами транспортировки габаритных грузов (габаритные размеры и вес загруженного барабана, а также допустимая нагрузка на кран морской буровой установки являются ограничительными параметрами).

 

 

5. Методы добычи нефти и газа. Фонтанный, насосный (ЭЦН, ШГНУ, УЭДН, ГПНУ)

Эксплуатация  нефтяных скважин бесштанговыми  насосами

В штанговой скважиннонасосной установке наиболее ответственное и слабое звено—колонна насосных штанг. В связи с этим разработаны насосные установки новых типов с переносом привода (первичного двигателя) в скважину к насосу. К ним относятся установки погружных центробежных и винтовых электронасосов.

Установки   погружных   центробежных   электронасосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955 г.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования  и НКТ (рис. 14.10.1).

Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос 5, гидрозащиту и электродвигатель 3. Он спускается в скважину на колонне НКТ 7, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования 11, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны 1. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор 14 и станцию управления 13 по кабелю 8, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами 9 (хомутами), подается на электродвигатель 3, с ротором которого связан вал центробежного электронасоса 5 (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан 6, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном— спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор 2 и протектор 4.

 

 

Рис. 14.10.1. Схема установки погружного центробежного электронасоса:

1 — эксплуатационная  колонна; 2 — компенсатор; 3 — электродвигатель; 4 — протектор;   5 — центробежный электронасос; 6 — обратный и спускной клапаны; 7 — насосно-компрессорные трубы; 8 — электрический кабель; 9 — крепежный пояс; 10 — обратный перепускной клапан; 11 — оборудование устья; 12 — барабан для кабеля; 13 — станция управления; 14 — трансформатор.