- •3.3 Переробка нафти і газу. Продукти переробки
- •1 Основи технології буріння нафтових і газових свердловин
- •1.1 Cпособи буріння свердловин
- •1.1.1 Поняття про свердловину
- •1.1.2 Способи буріння нафтових і газових свердловин
- •21 Бурильні труби; 22 – цементне кільце навколо обсадних труб;
- •1.2 Бурові установки
- •1.2.1 Класифікація бурових установок
- •Бержець Георгій Миколайович 1900-1978
- •1.2.2 Коротка характеристика бурових установок
- •Ільський Олександр Лонгінович
- •Алєксєєвський Георгій Васильович
- •РисРисунок 1.10 – Бурова установка “Уралмаш 15000”
- •1.3 Породоруйнівний інструмент
- •1.3.1 Призначення і класифікація бурових доліт
- •1.3.2 Долота для буріння суцільним вибоєм
- •Підшипників та ущільнення:
- •1.3.3 Інструмент для буріння кільцевим вибоєм
- •1.3.4 Відбір керну в нафтових і газових свердловинах
- •1.4 Бурильна колона
- •1.4.1 Склад і призначення бурильної колони
- •1.4.2 Умови роботи бурильної колони
- •1.4.3 Елементи бурильної колони
- •Муфти до них:
- •1.5 Обладнання для обертання бурильного інструменту
- •1.5.1 Ротори
- •1.5.2 Гідравлічні вибійні двигуни
- •1.5.3 Електробури
- •Наповненим оливою:
- •1.6 Промивання і продування свердловин
- •1.6.1 Призначення і класифікація промивних рідин
- •1.6.2 Промивні рідини на водній основі
- •1.6.3 Промивні рідини на неводній основі
- •1.6.4 Обладнання для промивання свердловин. Приготування і очищення промивних рідин
- •Двосторонньої дії:
- •1.6.5 Продування свердловин повітрям (газом)
- •1.6.6 Вимірювання параметрів бурового розчину
- •1.7 Режим буріння
- •1.7.1 Поняття про режим буріння і показники роботи доліт
- •1.7.2 Технологічні особливості режимів різних способів буріння
- •1.7.3 Раціональний час роботи долота на вибої
- •1.7.4 Подача бурильної колони
- •1.7.5 Викривлення свердловин.
- •1.7.6 Попередження викривлення вертикальних свердловин
- •1.7.7 Штучне викривлення свердловин
- •1.8 Роз’єднування пластів
- •1.8.1 Елементи обсадної колони
- •1.8.2 Проектування конструкції свердловини
- •1.8.3 Умови роботи обсадної колони в свердловині.
- •1.8.4 Цементування обсадних колон
- •Одноступінчастого цементування:
- •1.9 Закінчення свердловин
- •1.9.1 Буріння в продуктивному горизонті
- •1.9.2 Дослідження продуктивного горизонту
- •1.9.3 Вибір конструкції вибійної частини свердловини
- •З відкритим вибоєм і з незацементованою експлуатаційною колоною:
- •1.9.4 Обладнання устя свердловини
- •На рамі і в блок-боксі:
- •1.9.5 Випробування колони на герметичність
- •1.9.6 Сполучення експлуатаційної колони з пластом
- •1.9.7 Виклик припливу нафти, газу або газоконденсату з пласта
- •2 Видобування нафти, газу і газоконденсату
- •2.1 Фізичні основи руху рідин і газів у пористому середовищі
- •2.1.1 Пластова енергія і сили, які діють у нафтових, газових і газоконденсатних покладах
- •2.1.2 Режими дренування нафтових, газових і газоконденсатних покладів
- •2.1.3 Приплив флюїду до свердловин
- •Від перепаду тиску:
- •2.2 Розробка покладів
- •2.2.1 Системи розробки
- •2.2.2 Контроль і регулювання розробки нафтового покладу
- •2.2.3 Розробка газового покладу
- •2.2.4 Розробка газоконденсатного покладу
- •2.2.5 Розробка сланцевого покладу
- •2.2.6 Розробка покладів газогідратів
- •2.2.7 Штучні методи дії на нафтові пласти
- •2.3 Фонтанний та компресорний способи експлуатації свердловин
- •2.3.1 Фонтанна експлуатація
- •2.3.2 Аварійне фонтанування. Попередження і ліквідація відкритих газових і нафтових фонтанів
- •Відкритий фонтан на платформі (б)
- •2.3.3 Газліфтна експлуатація
- •2.3.4 Експлуатація газових і газоконденсатних свердловин
- •2.4 Експлуатація нафтових свердловин насосами
- •2.4.1 Експлуатація штанговими насосними установками
- •2.4.2 Експлуатація за допомогою зануреного гідропоршневого насоса
- •2.4.3 Експлуатація безштанговими зануреними насосами
- •Редукторний насос:
- •Електрогвинтового насоса:
- •2.5 Сучасні методи підвищення продуктивності свердловин
- •2.5.1 Оброблення свердловин кислотою
- •2.5.2 Гідравлічний розрив пласта
- •Гідравлічному розриві пласта:
- •2.5.3 Газогідродинамічний розрив пласта
- •2.5.4 Торпедування свердловин
- •2.5.5 Теплова дія на вибійну зону свердловин
- •2.5.6 Методи підвищення нафтовіддачі і газовіддачі пластів
- •2.6 Підземний ремонт свердловин
- •2.6.1 Обладнання і інструмент для проведення підземного ремонту свердловин
- •Підземного ремонту:
- •2.6.2 Спуско-підйомні операції та їх механізація
- •Машинобудівний завод”:
- •2.6.3 Очищення стовбура свердловини від піщаних пробок
- •2.6.4 Капітальний ремонт свердловин
- •І ремонту свердловин:
- •2.7 Промисловий збір і підготовка нафти і газу
- •2.7.1 Схеми збору і транспортування нафти і газу
- •2.7.2 Промислова підготовка нафти
- •Підготовки нафти:
- •Підігрівачах- деемульгаторах:
- •2.7.3 Підготовка газу
- •2.7.4 Основні напрями розвитку комплексної авто- матизації на нафтогазовидобувних підприємствах
- •Диспетчерського управління:
- •3 Транспортування нафти, нафтопродуктів і газу. Переробка нафти і газу
- •3.1Транспортування нафти і нафтопродуктів
- •3.1.1 Залізничний транспорт
- •3.1.2 Водний транспорт
- •3.1.3 Автомобільний транспорт
- •3.1.4 Трубопровідний транспорт
- •3.1.5 Резервуари для зберігання нафти і нафтопродуктів
- •3.1.6 Нафтобазове господарство
- •3.2 Транспортування газу
- •3.2.1 Класифікація газів
- •3.2.2 Підготовка газу до транспортування
- •3.2.3 Магістральні наземні газопроводи
- •3.2.4 Транспортування природного газу морськими трубопроводами
- •3.2.5 Транспортування скрапленого природного газу морем
- •Вигляд на танк зсередини (б)
- •3.2.6 Транспортування стисненого природного газу танкерами-газовозами
- •Стисненого газу танкерами cng
- •3.3 Переробка нафти і газу. Продукти переробки нафти
- •3.3.1 Характеристика нафтопродуктів
- •3.3.2 Властивості нафтопродуктів і основні вимоги до них
- •3.3.3 Процеси переробки нафти. Пряма перегонка нафти
- •3.3.4 Основні елементи установки прямої перегонки нафти
- •(Праворуч розташована вакуумна колона)
- •3.3.5 Типи установок для перегонки нафти і мазуту
- •3.3.6 Термодеструктивна переробка нафтової сировини
- •У аварійну ємність
- •3.3.7 Каталітичний крекінг і каталітичний риформінг
- •3.4 Очищення нафтопродуктів
- •3.4.1 Очищення світлих нафтопродуктів
- •3.4.2 Очищення олив
- •3.5 Переробка вуглеводневих газів. Хімічна переробка нафтової і газової сировини
- •3.5.1 Способи переробки вуглеводневих газів
- •3.5.2 Хімічна переробка нафтової і газової сировини
- •Перелік посилань на джерела
2.6 Підземний ремонт свердловин
Свердловини будь-якого призначення (нафтові, газові, нагнітальні тощо), як і інші інженерні споруди в процесі експлуатації, необхідно періодично ремонтувати. Комплекс робіт, пов’язаних із спуском в свердловину і підйомом НКТ, штанг, насосів або інструментів називається підземним ремонтом. Підземний ремонт свердловин залежно від виду і складності робіт, умовно розділяють на поточний і капітальний.
До поточного підземного ремонту відносяться: заміна насоса, труб і штанг, або зміна способу їх підвішування, очищування свердловини від піщаної пробки, нескладні ловильні роботи (підйом штанг, які обірвалися, і інших предметів в колоні НКТ). Ці роботи виконують бригади підземного ремонту свердловин, організовані в кожному підприємстві видобутку нафти і газу. Бригади підземного ремонту свердловин працюють вахтовим методом. До складу вахти (зміни) входять, зазвичай, три працівники: два (оператор з помічником) працюють біля устя свердловини, третій (тракторист або моторист) – на лебідці підйомного механізму. Складніші роботи, пов’язані з ліквідацією аварій з підземним обладнанням (підйом обірваних труб), виправленням пошкоджених експлуатаційних колон, ізоляцією вод, переходом на інший експлуатаційний об’єкт, відносяться до категорії капітального ремонту свердловин. Такі роботи виконують спеціалізовані бригади капітального ремонту свердловин.
2.6.1 Обладнання і інструмент для проведення підземного ремонту свердловин
Всі підземні і капітальні ремонти свердловин, а також операції оброблення вибійних зон супроводжуються спуском у свердловину і підйомом з неї труб, штанг, різних інструментів. Тому над устям свердловини на час проведення ремонтних робіт мають бути встановлені підйомна споруда (вежа або щогла) відповідної висоти, і підйомний механізм (механізовані лебідки, змонтовані на тракторах або автомобілях).
На нафтових і газових промислах використовують підйомні агрегати для підземного ремонту свердловин, в яких вежа і лебідка розміщені на одній транспортній базі – тракторі або автомобілі. Схема оснащення стаціонарної вежі для проведення СПО з трубами, штангами і різними інструментами наведена на рис. 2.47. Втім, стаціонарні вежі тепер не використовують через низьку річну заван-таженість.
Рисунок 2.47 – Обладнання устя свердловини для
Підземного ремонту:
1 – тракторний підйомник; 2 – сталевий канат; 3 – відтяжний ролик; 4 – НКТ; 5 – елеватор; 6 – штропи; 7 – гак; 8 – талевий блок; 9 – вежа; 10 – кронблок; 11 – поміст; 12 – упор для трактора
Аналогічно оснащують і пересувні агрегати, які мають власну щоглу або вежу. Вежу оснащують талевою системою з гаком, на якому за допомогою спеціальних пристосувань підвішується вантаж, що піднімається (труби, штанги). На верхній площадці вежі встановлюється, кронблок зі шківами вільно насадженими на нерухомій осі, закріпленій на масивній рамі. Кронблок може мати від трьох до п’яти шківів, залежно від необхідної вантажопідйомності талевої системи. Рухомі шківи талевої системи також зібрані в один вузол, який називається талевим блоком. Тут також всі шківи вільно насаджені на одній осі. Талевий блок висить на сталевому канаті, який по черзі пропускається крізь шківи кронблока і талевого блока. Нерухома вітка каната закріплена біля основи вежі, а рухома вітка закріплена на барабані лебідки. Щоб уникнути перекидання вежі при підйомі або спуску колони труб, рухома вітка каната перед закріпленням її на барабані лебідки, в більшості випадків, пропускається через відтяжний ролик, закріплений біля основи вежі.
Таким чином, талевий блок, гак і підвішені на штропах і елеваторі труби висять на декількох канатах (струнах). Число струн становить від 2 до 8; відповідно до цього навантаження на робочу вітку каната і на лебідку у 2...8 разів менше ваги вантажу на гаку. При обертанні барабана лебідки канат навивається на барабан і відбувається підйом труб. Спуск проводиться під дією ваги труб. При роботі з легкими інструментами (желонки при чищенні пробок, укорочені колони насосних штанг тощо) канат від барабана лебідки перекидають за один шків на кронблоці до підвішуваного інструмента або гака. У цьому випадку система працює без застосування талевої системи. При роботах, пов’язаних з обертанням колони труб (наприклад, при розбурюванні цементних пробок), над устям свердловини, як і при бурінні, встановлюють ротор.
Експлуатаційні вежі, зазвичай, виготовляють з відпрацьованих бурильних і НКТ висотою 24 і 28 м, вантажопідйомністю 500 і 750 кН. Нижня основа має розміри 8×8 м, верхня площадка – 2×2 м.
Щогли мають висоту 15 і 22 м з відповідною вантажопідйомністю 150 і 250 кН. Щогла встановлюється над устям свердловини з невеликим кутом нахилу і закріплюється відтяжками.
Стаціонарні вежі і щогли використовують тільки для ремонтів свердловин, решту всього часу вони не діють. У загальному балансі часу експлуатованих свердловин підземні ремонти становлять в середньому лише 2...3 % і підйомні споруди використовуються тільки близько 6...10 днів у році. Тому для раціональнішого використання підйомних споруд і механізмів застосовують пересувні щогли, а також підйомники, які несуть власну щоглу. Пересувні щогли встановлюють на причіпах і транспортують від свердловини до свердловини трактором. Їх виготовляють з обсадних труб двоногими, телескопічними.
У підйомниках, які несуть власну щоглу, транспортною базою служать трактори і автомобілі. Такі підйомники мають вантажопідйомність від 160 до 800 кН.
Для СПО застосовують комплект інструменту, який складається з трубних і штангових штропів, елеваторів та ключів, а також різні пристосування, які пришвидшують проведення робіт і забезпечують їх безпеку.
Трубні елеватори служать для захоплення труби під муфту і утримання колони труб при СПО. Трубний елеватор – це масивний литий або кований хомут з отвором посередині під трубу і з боковими провушинами під штропи. Діаметр отвору в елеваторі відповідає зовнішньому діаметру НКТ. Частина однієї стінки елеватора розкривається для введення в нього труби. Після того як труба буде заведена в елеватор, стінка за допомогою важеля закривається.
При підйомі труба опирається заплечиками муфти на поверхню торця елеватора. На бокові провушини елеватора надягають масивні сталеві штропи.
Спуск і підйом насосних штанг також проводиться за допомогою легких сталевих хомутів – штангових елеваторів.
Для згвинчування і розгвинчування труб застосовують ланцюгові і шарнірні ключі, а для цих самих операцій з штангами – штангові ключі.
