Общая характеристика ТПП "Когалымнефтегаз"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефть и газ играют большую роль в развитии экономики нашей страны. Они, как наиболее эффективные и энергоемкие из всех природных веществ имеют доминирующее положение в энергетике.

Ценность нефти как топлива определяется ее энергетическими свойствами, физическим состоянием, достаточной стабильностью при хранении и транспортировке, малой токсичностью. Почти все автомобили и самолеты, а так же значительная часть судов и локомотивов работают на нефтепродуктах. Производное нефти - керосин с жидким кислородом применяется в ракетной технике, где особенно остро стоит проблема энергоемкости топлива.

Не менее нефть и как сырье для химической промышленности, ведь сегодня химическая промышленность охватывает производство синтетических материалов и изделий главным образом на основе продуктов переработки нефти и природного газа.

В настоящее время, в связи с тем что большинство месторождений нашей станы вышли из периода фонтанной эксплуатации и требуют проведения различных мероприятий по интенсификации добычи, поддержанию на необходимом уровне пластовых давлений, имеются различные методы активного воздействия на призабойную зону пласта скважин для повышения их продуктивности (механические, химические, тепловые).

Цель практики: ознакомиться с деятельностью НГДУ, с работой геологического, производственного, экономического отделов, а также с работой таких отделов как подземный и капитальный ремонт скважин, отдел производственной безопасности и охраны труда. Узнать о работе буровых бригад на территории деятельности НГДУ. Ознакомиться с методами борьбы со всякого рода осложнениями.



1.Знакомство с предприятием. Вводный инструктаж и инструктаж по технике безопасности на рабочем месте. Противопожарные мероприятия. Меры оказания первой помощи

Производственная практика на рабочем месте в ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ», на приобском месторождении куст 48, в качестве слесаря по ремонту и обслуживанию буровых 6 разряда в период с 26.03.2018 по 22.04.2018. Компания ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ» является ведущей интенсивно развивающейся сервисной компанией на рынке нефтепромысловых услуг, работающей на территории Российской Федерации с 1994 года. Оказывает следующие услуги: Инженерное обслуживание систем очистки бурового раствора различных производителей(Рисунок 1.1); MI Svako, Kem-Tron Tehnologies INC,Derrick Equipment Corporaition, Scomi Equipment INC.

Инженерное обслуживание систем верхнего привода таких компаний как: Varco, Canrig, Tesco, Bentec;

-Аренда оборудования системы очистки бурового раствора;-Комплексные решения в области управлении буровыми отходами(DWM) ;-Нефтепромысловая продукция и услуги ;

- Ремонт оборудования систем очистки бурового раствора (Рисунок 1.2), в нашем распоряжении и поставка комплектующего оборудования. Консультирование и обучение персонала заказчика работе и обслуживанию систем очистки бурового раствора. Сервисное обслуживание систем отчистки бурового раствора, верхних приводов, ведется на месторождениях ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ»

Структура Компании ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ» является иерархической, с четко выстроенной системой подчинения. ких регламентов, и распоряжений, который поступают в службу супервайзи-нга, в основное производство, и в вспомогательное проивзводство.

Служба супервайзинга предприятия выполняет контрольные функции по соответствию практической реализации принятых технических решений ,не посредственно на локации производиться оценка качества работы и обслуживания персонала. Она осуществляет прямое наблюдение за производ-ственной деятельностью звеньев, и контролируется напрямую директором основного производства. Так же служба супервайзинга устанавливает пря-мую связь с заказчиком работ, согласует те или иные мероприятия,устанавли-вает связь с администрацией и представителями власти и полномочных структур.

Рис.1

Нефтегазодобывающее управление ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ» является одним из структурных подразделений ПАО «ЛУКойл» было создано 28 декабря 2002 года для выполнения работ по добыче нефти и газа. Это одно из наиболее динамично развивающихся предприятий не только Сибири, но и России. ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ» сегодня - это более 700 км промысловых дорог, 11 дожимных насосных станций, 21 кустовая насосная станция, 2 товарных парка с коммерческим узлом учета нефти, Обский водозабор, 4700 км трубопроводов разного диаметра, разных назначений, 4217 скважин, из которых 2943 - добывающих.

ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ» характеризуется непрерывным типом производства. Таким образом, сложившаяся производственная структура наиболее точно подходит применительно к рассматриваемому предприятию, так как нефтегазодобывающая отрасль характеризуется большим количеством работ, что требует деления на основное, вспомогательное и обслуживающее производства. Инструктаж работников по безопасному ведению работ.

Целью инструктажа по охране труда является сообщение работникам знаний, необходимых для правильного и безопасного ведения работ, входящих в круг их непосредственных обязанностей.

Инструктажи рабочих и служащих по характеру и времени проведения подразделяются на вводный инструктаж и инструктаж на рабочем месте. Инструктаж на рабочем месте, в свою очередь, подразделяется на первичный, повторный, внеплановый, целевой. Вводный инструктаж.

1. Вводный инструктаж по безопасности труда проводят со всеми вновь принимаемыми на работу, независимо от их образования, стажа работы по данной профессии или должности, с временными работниками, командированными, учащимися и студентами, прибывшими на производственное обучение или практику.

2. Вводный инструктаж по безопасному ведению работ проводится с целью ознакомления работников с общими правилами и нормами безопасности, основными положениями трудового законодательства, правилами внутреннего трудового распорядка, правилами поведения на территории управления, характеристиками основных и вредных производственных факторов и другими вопросами.

3. Вводный инструктаж проводится в методическом кабинете управления инженером отдела охраны труда со всеми вновь принятыми на работу без исключения, в том числе с временными работниками, командированными, студентами, прибывшими на производственную практику.

4. Вводный инструктаж проводится, по программе, разработанной работниками отдела охраны труда, отдела кадров, отдела организации труда и заработной платы, юристом. Программа утверждается начальником управления по согласованию с первичной профсоюзной организацией. В программу вводного инструктажа включаются вопросы пожарной безопасности. Для повышения эффективности инструктажа и большей информативности излагаемого материала рекомендуется составлять в соответствии с программой текст вводного инструктажа для его озвучивания.

5. Вводный инструктаж проводится в полном объеме как для группы рабочих однородной профессии, так и для отдельных рабочих и служащих разных специальностей и должностей. Продолжительность инструктажа должна быть не менее двух часов. Время проведения вводного инструктажа (дни, часы) конкретно устанавливается в соответствии с действующим в управлении регламентом работы.

6. Результаты проведения вводного инструктажа фиксируются в специальном прошнурованном, пронумерованном, скрепленном печатью и подписью руководителя службы охраны труда «Журнале регистрации вводного инструктажа» с обязательной подписью инструктируемого и инструктирующего, а также в документе о приеме на работу.

После прохождения вводного инструктажа работники направляются на работу в цех, на участок для прохождения инструктажа на рабочем месте.

Инструктаж работников по безопасному ведению работ.

Целью инструктажа по охране труда является сообщение работникам знаний, необходимых для правильного и безопасного ведения работ, входящих в круг их непосредственных обязанностей.

Инструктажи рабочих и служащих по характеру и времени проведения подразделяются на вводный инструктаж и инструктаж на рабочем месте. Инструктаж на рабочем месте, в свою очередь, подразделяется на первичный, повторный, внеплановый, целевой.

Противопожарные мероприятия.

Опасность возникновения пожаров на предприятиях нефтяной и газовой промышленности определяется прежде всего физико-химическими свойствами нефти, газоконденсата, нефтяного и природного газа, который добывается и транспортируется, и используется в процессе производства. Степень пожарной опасности зависит также от особенностей технологического процесса производства. Для предприятий нефтяной и газовой промышленности характерно наличие большого объема нефти, нефтепродуктов и др. горючих жидкостей, их паров и горючих газов в технологической аппаратуре; применение высоких давлений в аппаратах, оборудовании и системе трубопроводов; применение высоких рабочих температур и открытого огня с огнеопасными веществами. Причинами возгорания могут быть также:

оборудовании и системе трубопроводов; применение высоких рабочих температур и открытого огня с огнеопасными веществами. Причинами возгорания могут быть также: - пропуски дизельного топлива из топливной линии, разливы нефтепродуктов и горючих веществ;

- нарушение герметичности выхлопных коллекторов двигателей, касание их к сгораемым конструкциям;

- неисправность искрогасителей;

- применение открытого огня, курение, проведение электрогазосварочных работ вблизи мест хранения горюче-смазочных материалов, сгораемых конструкций и горючих веществ;

- неисправности в электрооборудовании, вызывающие искрение, короткое замыкание, нагрев продуктов;

- прокладка силовой и осветительной сети с нарушением правил непосредственно по сгораемым конструкциям и по местам, где возможно соприкосновение с горюче-смазочными материалами;

- перегрузка электропровода;

- неисправность оборудования или некачественный его ремонт;

- атмосферное электричество;

- нарушение противопожарного режима, производственной и трудовой дисциплины.

Организационно-технические мероприятия по пожарной безопасности включают:

1. Организация пожарной охраны, организация ведомственных служб ПБ в соответствии с законодательством.

2. Паспортизация веществ, материалов, изделий, технологических процессов, зданий и сооружений объектов в части обеспечения ПБ.

Организацию обучения работающих правилам ПБ на производстве.

Разработка и реализация норм и правил ПБ, инструкций о порядке обращения с пожароопасными веществами и материалами, о соблюдении противопожарного режима и действиях людей при возникновении пожара.

Изготовление и применение средств наглядной агитации по обеспечению ПБ.

Порядок хранения веществ и материалов, тушение которых недопустимо одними и теми же средствами в зависимости от их физико-механических и химических свойств.

Надежно отключать аппаратуру от коммуникаций и полностью удалять из нее огнеопасные продукты при остановках на чистку, профосмотр, ремонт и т.п.

Оборудовать помещения эффективными вентустановками, исключающими возможность образования в них взрывоопасной смеси, а также обеспечить нормальную работу вентиляции в процессе ее эксплуатации.

Предупреждать перегрев подшипников и других трущихся деталей и механизмов путем своевременной и высококачественной их смазки, контроля за температурой.

Изолировать огнедействующие производственные установки и отопительные приборы от сгораемых конструкций и материалов, а также соблюдать режим их эксплуатации.

Создавать условия, обеспечивающие ПБ при проведении огневых работ.

Правильно выбирать электрооборудование и способы его монтажа с учетом характера окружающей среды, обеспечивать исправность защитных аппаратов и устройств, плотность соединений проводов пайкой, спецнаконечниками. Осуществлять постоянный контроль за эксплуатацией электроустановок силами электротехнического персонала.

Изолировать самовозгорающиеся вещества от других веществ и материалов, выполнять правила безопасного их хранения и систематически контролировать состояние этих веществ.

Предупреждать появление искровых разрядов статического электричества и вторичных проявлений атмосферного электричества при обработке пылей, газов и жидкостей, склонных к электризации.

Улавливать огнеопасные производственные отходы, собирать промасленные обтирочные материалы и удалять их в специально отведенные места.

Устраивать места для курения с соответствующим оборудованием. Меры оказания первой помощи.

Первая помощь - это комплекс мероприятий, направленных на восстановление или сохранение жизни и здоровья пострадавшего. Ее должен оказывать тот, кто находится рядом с пострадавшим, или сам пострадавший до прибытия медицинского работника.

От того, насколько умело и быстро оказана первая помощь, зависит жизнь пострадавшего и, как правило, успех последующего лечения. Поэтому каждый должен знать, как оказывать первую помощь, и уметь оказать ее пострадавшему и себе.

Для того чтобы первая помощь была своевременной и эффективной, на производственных участках находятся аптечки с набором необходимых медикаментов и медицинских средств для оказания первой помощи, обозначенные условными знаками (красный крест).

Оказывающий помощь должен знать основные признаки нарушения жизненно важных функций организма человека, а также уметь освободить пострадавшего от действия опасных и вредных факторов, оценить состояние пострадавшего, определить последовательность применяемых приемов первой помощи, при необходимости использовать подручные средства при оказании помощи и транспортировке пострадавшего.

Последовательность действий при оказании первой помощи пострадавшему заключается в следующем:

- устранение воздействия на организм пострадавшего опасных ивредных факторов (освобождения его от действия электрического тока,вынос из зараженной атмосферы, гашение горящей одежды, извлечениеиз воды и т.д.);

- оценка состояния пострадавшего;

- определение характера травмы, создающей наибольшую угрозу для жизни пострадавшего, и последовательности действий по его спасению.

В случае невозможности вызова медицинского персонала на место происшествия необходимо обеспечить транспортировку пострадавшего в ближайшее лечебное учреждение. Перевозить пострадавшего можно только при устойчивом дыхании и пульсе.

2.Основные блоки и агрегаты буровых установок, их функции и назначение

Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок, оборудования и инструмента.

Буровая установка - это комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважин. Все буровые установки подразделены на 11 классов, для глубокого разведочного и эксплуатационного бурения. Класс буровой установки подбирается по условной глубине бурения скважин при массе 1 м бурильной колонны 30 кг.

Наибольшее распространение в кустовом бурении получила установка БУ-3000ЭУК (с электроприводом, универсальной монтажеспособности для кустового бурения. Также применяются буровые установки: Уралмаш-3Д-76, БУ 5000/320 ЭСК-БМЧ, БУ 3900/225 ЭЧК-БМ-3, ZJ-40(50), МБУ-125, УПА-100, АРБ-100, TD-125 и др. В зависимости от назначения скважины, ее глубины, геологических и климатических условий района, транспортного сообщения буровые установки комплектуются по-разному, при этом во всех случаях стремятся к наиболее простому набору бурового оборудования, обеспечивающему качественное, безаварийное, с минимальными затратами времени и средств, сооружение скважины.

Все оборудование буровой установки можно объединить в несколько основных блоков: 1 - буровая вышка с талевой системой, подъемной лебедкой, элементами управления и настилом для сборки, приемки, хранения бурильных и обсадных труб;

2 - силовой блок, состоящий из нескольких дизельных или электрических двигателей, предназначенный для привода ротора и подъемной лебедки, включающий систему трансмиссий, редукторов, карданов и шкивов;

3 - насосный блок для промывки ствола скважины, включающий один-два или три буровых насоса с электрическим или дизельным приводом.

4 - циркуляционная система, включающая несколько емкостей для хранения бурового раствора, перемешивателей с электроприводом, блок приготовления и регулирования свойств бурового раствора, блок очистки от выбуренной породы, желоба с задвижками для манипуляции с выходящим из скважины при бурении потоком жидкости.В состав буровой установки входит: 1. Буровая вышка-это сооружение над скважиной для проведения СПО, размещения бурильных свечей, служит основой для размещения и монтажа бурового оборудования.Различают два типа вышек: башенные и мачтовые. Их изготавливают из труб или прокатной стали. Башенная вышка представляет собой правильную усеченную четырехгранную пирамиду решетчатой конструкции. Вышки мачтового типа бывают одноопорные и двухопорные (А - образные). Последние наиболее распространены. А - образные вышки более трудоемки в изготовлении и менее устойчивы, но их проще перевозить с места на место и производить монтаж/демонтаж. Основные параметры буровой вышки - грузоподъемность, высота, емкость «магазина» для установки бурильного инструмента, длина размещаемой свечи, масса вышки.

Буровая вышка либо монтируется при помощи подъемников и домкратов отдельными секциями с последующим их соединением, при этом первым монтируют верхний пояс с кронблоком, а последним - нижний пояс, либо собирается горизонтально на земле, а затем поднимается в вертикальное положение. После установки вышки на фундаменты или платформы ее укрепляют растяжками, затем устанавливают подъемную лебедку.

Следующим этапом монтируют силовой блок для привода лебедки и ротора, трансмиссионную систему, систему пневматических муфт и гидротормоза, пульт управления. Лебедку оснащают талевым канатом, другой конец которого пропускают через шкивы кронблока и талевого блока (полиспаста) и прикрепляют к основанию вышки специальным приспособлением (мертвый конец). Устанавливают ротор и соединяют с двигателями цепной передачей посредством пневматической муфты.

Одновременно или поочередно монтируют насосный блок и циркуляционную систему. Привод насосов от двигателей осуществляют клиновыми ремнями и шкивами. Циркуляционную систему соединяют с буровыми насосами трубопроводами и оснащают виброситами для выделения из промывочного агента сравнительно крупных частиц выбуренной породы (шлама), пескоотделителями и илоотделителями для более тонкой очистки промывочного агента, дегазатором для очистки бурового раствора от газа.

На емкости для хранения бурового раствора устанавливают механические и гидравлические перемешиватели, центробежные насосы (подпорные насосы), осуществляющие подачу жидкости в буровые насосы. Отдельно устанавливают и обвязывают манифольдами с циркуляционной системой блок приготовления промывочного агента (БПР).2. Буровая лебедка.

Буровая лебедка предназначена для спуска и подъема бурильной колонны, свинчивания и развинчивания труб, спуска обсадных колонн, удерживания на весу неподвижной колонны или медленного ее опускания (подачи) в процессе бурения.

В ряде случаев буровая лебедка используется для передачи мощности от двигателя к ротору, подтаскивания грузов и других вспомогательных работ. 3. Спуско - подъёмный комплекс буровой установки (рисунок1). Представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, являющегося гибкой связью между буровой лебёдкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Подвижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б - через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъёмный крюк объединены в один механизм - крюкоблок. Талевая (полиспастовая) система буровых установок предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное (вертикальное) перемещение крюка и уменьшения нагрузки на ветви каната и буровую вышку.

Через канатные шкивы кронблока и талевого блока в определенном порядке пропускается стальной талевый канат, один конец которого («мертвый») крепится к рамному брусу вышки, а другой, называемый ходовым (ведущим) - к барабану лебедки.

По грузоподъемности и числу ветвей каната в оснастке талевые системы разделяют на различные типоразмеры. В буровых установках грузоподъемностью 50-75т применяют талевую систему с числом шкивов 2 \3 и 3\4; в установках с грузоподъемностью 100-300т - талевую систему с числом шкивов 3\4, 4\5, 5\6 и 6\7. В обозначении системы оснастки первая цифра показывает число канатных шкивов талевого блока, а вторая - число канатных шкивов кронблока.

Кронблок представляет собой раму, на которой смонтированы оси и опоры со шкивами. Иногда рама выполняется как одно целое с верхней частью вышки.

Талевый блок представляет собой сварной корпус, в котором помещаются шкивы и подшипниковые узлы.

Талевые канаты представляют собой стальные круглые, шести рядные канаты тросовой конструкции крестовой свивки. Пряди, свиваемые в канат вокруг органического или металлического сердечника, изготавливаются из высокоуглеродистой и высокомарганцовистой стали высокой прочности с числом проволок от 19 до 37. Учитывая место крепления ходового конца каната в направлении его навивки на барабан, для буровых лебедок применяют талевые канаты правой свивки диаметрами 25, 28, 32, 35, 38 мм. Наиболее распространены канаты с органическим и пластмассовым сердечником диаметрами 28 и 32 мм. При глубинах более 4000м применяют канаты с металлическим сердечником.

Буровые крюки и крюкоблоки предназначены для подвешивания на них в процессе бурения бурильного инструмента и элеваторов при спускоподъемных операциях.

Крюкоблоки (крюки, соединенные с талевым блоком) имеют ряд преимуществ: меньшую общую высоту, чем у талевого блока и крюка, вместе взятых, более компактную конструкцию. К недостаткам следует отнести их большую массу.

Крюки бывают грузоподъемностью 75, 130, 200, 225т.

Штропы бурильные - это звенья, соединяющие крюк с элеватором, на котором подвешивается бурильный инструмент или колонна обсадных труб. Грузоподъемность штропов - 25, 50,75, 125, 200 и 300т.

Механизмы и инструмент для производства спускоподъемных операций: Подъем и спуск бурильных труб с целью замены отработанного долота состоит из одних и тех же многократно повторяемых операций. Для производства спускоподъемных операций применяется специальное оборудование и инструмент. К ним относятся: элеватор, клинья, круговой ключ, машинные ключи («спайдеры»), автоматический буровой ключ (АКБ), пневматический роторный клиновой захват (ПКР).

Элеватор - предназначен для захвата и удержания на весу колонны бурильных или обсадных труб при спускоподъемных операциях. Применяют элеваторы различных типов, отличающиеся размерами в зависимости от диаметра бурильных или обсадных труб, грузоподъемностью, конструктивным исполнением и материалом для их изготовления.

Клинья - для бурильных труб используются для подвешивания бурового инструмента в столе ротора. Они вкладываются в конусное отверстие между трубой и вкладышами ротора. Применение клиньев ускоряет работы по спускоподъемным операциям. Клинья для обсадных труб применяют для спуска тяжелых обсадных колонн. Пневматический роторный клиновой захват (ПКР), встроен в ротор и предназначен для подъема и опускания клиньев.

Для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб применяют различные ключи. Одни из них предназначаются для свинчивания, а другие для крепления и открепления резьбовых соединений колонны. Обычно легкие круговые ключи для предварительного свинчивания труб рассчитаны на замки одного диаметра, а тяжелые машинные ключи для крепления и открепления резьбовых соединений - на два, а иногда и более размеров бурильных труб и замков. Операция крепления и открепления резьбовых соединений осуществляется двумя машинными ключами: один ключ (задерживающий) - неподвижный, а второй - (завинчивающий или открепляющий) - подвижный. Ключи подвешиваются в горизонтальном положении и прикрепляются к стальным канатам для облегчения их перемещения. Работы по спуску и подъему значительно облегчаются при использовании автоматического бурового ключа АКБ, устанавливаемого между лебедкой и ротором.

Оборудование для вращения бурильной колонны:

При бурении вращательным способом необходимо, чтобы разрушающему инструменту (долоту) передавались вращательное движение и нагрузка. Кроме того, необходимы условия для удаления разрушенных частиц породы. Поэтому скважина оборудуется ротором, вертлюгом с буровым шлангом, буровыми насосами и колонной бурильных труб. Если долота вращаются не с поверхности земли (ротором), а непосредственно на забое, кроме перечисленного оборудования, используют турбобуры или электробуры.

Ротор - предназначен для передачи вращательного движения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддерживая ее на весу при спускоподъемных операциях и вспомогательных работах. Ротор - это редуктор, передающий вращение вертикально подвешенной колонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссионной передачи.

Система подачи промывочной жидкости (циркуляционная система):Вертлюг - предназначен для соединения талевой системы с бурильной колонной. Он обеспечивает вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке, и подачу через нее промывочной жидкости.

Буровые шланги изготавливают из прорезиненной ткани с соответствующим количеством промежуточных слоев резины, металлических пленок и наружного слоя резины. Для давлений свыше 30 Мпа используют металлические шланги, состоящие из отдельных секций, шарнирно соединенных друг с другом.

Буровые насосы - предназначены для нагнетания промывочной жидкости в скважину. Для бурения `применяют только горизонтальные, приводные, поршневые насосы двойного действия (УНБ-600, УНБТ-950).

Компенсаторы - предназначены для уменьшения колебаний давления, вызываемых неравномерности подачи промывочной жидкости буровыми насосами. Компенсатор устанавливаемый непосредственно на насосе, представляет собой резервуар, в котором воздушная подушка является своеобразной пружиной, смягчающей гидравлические толчки при движении неравномерно поступающей жидкости. Нагнетательный трубопровод (манифольд) служит для подачи промывочной жидкости от компенсатора к стояку в буровой вышке.

Оборудование для приготовления, очистки и дегазации бурового раствора:

Приготовление, утяжеление и обработка буровых растворов, а также их очистка от выбуренной породы - важные процессы при бурении скважины. От качества бурового раствора в значительной мере зависит успех проводки скважины (на 50-70% и более %).

Схема прохождения промывочной жидкости при бурении скважины должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина - газовый сепаратор - блок грубой очистки от шлама (вибросита) - дегазатор - блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители) - блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель) - буровые насосы - скважина.

Включает в себя: блок приготовления раствора, вибросита, песко- и илоотделители, центрифуги, сепараторы и дегазаторы, подпорные насосы, емкости для химических реагентов, воды и бурового раствора.

Вибросита. Очистка промывочной жидкости от шлама с помощью вибрационных сит-механический процесс, при котором происходит отделение частиц с помощью просеивающего устройства. Главными факторами, определяющими глубину очистки и пропускную способность вибросита, считаются размер ячеек сетки и просеивающая поверхность. Гидроциклонные шламоотделители. Под действием центробежных сил более тяжелые частицы отбрасываются к периферии и по конусу гидроциклона спускаются вниз и сливаются наружу через отверстие, регулируемое заслонкой. Чистая промывочная жидкость концентрируется в центральной части гидроциклона и через патрубок сливается в приемный резервуар (емкость). Условно гидроциклонные шламоотделители делят на песко- и илоотделители. Пескоотделители - это объединенная единым подающим и сливным манифольдом батарея гидроциклонов диаметром 150 мм и более. Илоотделителями называют аналогичные устройства, составленные из гидроциклонов диаметром 100 мм и менее.Дегазация промывочных жидкостей. Газирование промывочной жидкости препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых из-за снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения; во-вторых, возникают осыпи, обвалы и проявления пластовой жидкости и газа в результате снижения эффективной плотности промывочной жидкости, т. е. гидравлическою давления на пласты; в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например сероводородом). Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки работает неэффективно.

Газ в промывочной жидкости может находиться в свободном, жидком и растворенном состояниях. Свободный газ легко удаляется из промывочной жидкости в поверхностной циркуляционной системе путем перемешивания в желобах и емкостях на виброситах. При устойчивом газировании свободный газ из промывочной жидкости удаляют газовым сепаратором. При наличии в промывочной жидкости токсичного газа (например сероводорода) поток из сепаратора по закрытому трубопроводу сразу подается на дегазатор для очистки от газа. Только после окончательной дегазации промывочную жидкость очищают от шлама.

Противовыбросное оборудование: На устье бурящейся скважины, устанавливают противовыбросовое оборудование, состоящее из превентора того или иного типа (плашечный, глухой, универсальный, срезающий, вращающийся), аппаратуры для дистанционного и ручного управления, системы трубопроводов (выкидов) с задвижками или кранами высокого давления.

Включают в себя: приемные мостки, запасные резервуара для воды, нефти, бурового раствора, склад химреагентов, стеллажи для размещения труб, ДЭС, котельная установка, жилой городок (жилые вагоны, столовая, баня, культбудка).3.Погружной электродвигатель, конструкция, назначение, технические характеристики.

Описание устройства погружного электродвигателя. Конструкция погружного электродвигателя.

Первый центробежный насос для добычи нефти был разработан в 1916 году Российским изобретателем Армаисом Арутюновым. В 1923 году Арутюнов эмигрировал в США, и в 1928 году основал фирму Bart Manufacturing Company, которая в 1930 была переименована в «REDA Pump» (аббревиатура от Russian Electrical Dynamo of Arutunoff), которая многие годы была лидером рынка погружных насосов для нефтедобычи. В СССР большой вклад в развитие электрических погружных насосов для добычи нефти внесло особое конструкторское бюро по конструированию, исследованию и внедрению глубинных бесштанговых насосов (ОКБ БН) созданном в 1950 г.

В составе установки для добычи нефти электродвигатель является приводом насоса. От технического уровня на стадии проекта, качества изготовления и надежной работы двигателя зависит долговечная работа установки. В зависимости от заказа двигатели различаются по условиям эксплуатации при температуре пластовой жидкости 120, 140 и 160 °С.

Все стадии создания изделия, от проектирования до отгрузки потребителю, регламентируются нормативными документами. Это государственные стандарты, технические условия, инструкции и методики. Производство ведется по конструкторской и технологической документации, которая разрабатывается специалистами компании.

В общем случае электродвигатель представляет собой устройство для преобразования электрической энергии в энергию механическую. Преобразование основано на известных физических законах Джоуля - Ленца, Максвелла и других, о чем будет сказано ниже.

Рисунок 1.Погружной электродвигатель

Погружной односекционный маслонаполненный трехфазный асинхронный электродвигатель конструктивно состоит из основных сборочных единиц:

- головка с токовводом и упорным подшипником;

- основание со встроенным фильтром тонкой очистки масла;

- неподвижный статор;

- вращающийся ротор.

Головка находится в верхней части электродвигателя. В головке расположен токоввод и установлен упорный подшипник. Токоввод состоит из изоляционной колодки и деталей, обеспечивающих электрическое соединение питающего кабеля и обмотки электродвигателя. В головке установлен клапан для прокачки масла.

Основание расположено в нижней части электродвигателя. В основании установлены фильтр тонкой очистки масла, радиальная опора скольжения для нижней части вала ротора и клапан для закачки масла. По требованию Заказчика в основание может быть установлен погружной блок телеметрии, который контролирует в реальном времени такие параметры установки как сопротивление изоляции системы «двигатель - кабель», температуру нагрева обмотки и вибрацию двигателя, температуру пластовой жидкости.

Статор состоит из магнитопровода с обмоткой, запрессованного в стальную трубу-корпус. Магнитопровод представляет собой пакет из листов электротехнической стали толщиной 0,5 мм с термостойким изоляционным покрытием. Применение тонких листов позволяет уменьшить нагрев пакета от токов Фуко, которые возникают в магнитных материалах, помещенных в переменное магнитное поле, и прямо пропорциональны объему магнитного материала. Три фазы обмотки статора выполнены медным обмоточным проводом, они расположены в пазах магнитопровода равномерно по окружности (ось каждой фазы находится под 120 ° друг к другу) и соединены электрически по схеме «звезда». В зависимости от модификации электродвигателя по теплостойкости обмотка может быть компаундированной (для работы в пластовой жидкости с температурой 140 и 160 °С) или пропитанной высокотемпературным изоляционным лаком (для работы в пластовой жидкости с температурой 120 °С). Назначение компаунда или лака - обеспечить дополнительную изоляцию обмоточного провода и создать лучшие условия для отвода тепла от обмотки в окружающую среду.

Функциональное назначение статора - при подключении к источнику электропитания (трехфазный трансформатор) в результате прохождения переменного тока по трем фазам обмотки статора, расположенным под 120 ° по отношению друг к другу, создать в магнитопроводе вращающееся магнитное поле. Ротор состоит из отдельных пакетов, установленных неподвижно на валу и радиальных опор скольжения, установленных на валу между пакетами. Пакеты ротора также выполнены из листов электротехнической стали. В пазах листов ротора размещена обмотка пакета ротора в виде медных стержней с замыкающими их медными кольцами. Согласно закону электромагнитной индукции (закон Максвелла) в стержнях пакета ротора, помещенным в переменное магнитное поле, наводится ток, частота которого равна частоте тока статора. Направление тока в стержне зависит от расположения стержня под полюсами магнитного поля в каждый момент времени и определяется по так называемому «правилу правой руки». Под воздействием магнитного поля статора и тока, наведенного в обмотке ротора, на короткозамкнутые стержни воздействует пара сил F1 и F2, которые создают на валу определенный момент сопротивления. Направление силы в каждый момент времени можно определить по так называемому «правилу левой руки». Видно, что вращение ротора происходит в том же направлении, что и магнитное поле статора.

Но скорость вращения ротора будет меньше скорости вращения магнитного поля (иначе магнитный поток, пересекающий стержни пакета ротора, не был бы переменным и в них не возникал бы индукционный ток).

Поэтому вращение ротора относительно магнитного поля статора является асинхронным, а относительное отставание ротора от вращающегося магнитного поля характеризуется скольжением.



3.Перфорация,назначение ,виды. Порядок проведения перфорации

Существуют четыре вида перфорации:

1) Пулевая перфорация - перфоратор состоит из корпуса длиной 1м и диаметром 100 мм. В этом корпусе просверлено 10 отверстий расположенных шахматном порядке. Спускается на каротажном кабеле в скважину и устанавливается напротив продуктивного пласта.И простреливает перфорационные каналы при помощи бронебойных пуль диаметром 11 - 13 мм. Но не всегда все выстрелы оказываются удачными и не всегда обеспечивают необходимую глубину прострела, особенно в твёрдых породах.

2) Торпедная перфорация отличается от пулевой использованием вместо пуль-болванок, пули-торпеды диаметром 22 - 32 мм. Проникая на определённую глубину и взрываясь, пуля-торпеда создаёт каверны и разветвлённую сеть трещин, которые служат дополнительными каналами для притока газа в скважину.

3) Кумулятивная перфорация - в основу этого способа положен принцип осевой кумуляции. Отверстия в колонне создаются не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов. При взрыве направленная струя газов образуется при частичном разрушении облицовки внутренней поверхности кумулятивного заряда. Скорость струи газов достигает 9000 м/с, а давление, оказываемое ею на поверхность мишени, - примерно 30 000 МПа. При помощи кумулятивных перфораторов создают отверстия без повреждения колонны и цементного кольца, что имеет большое значение в мало мощных пластах, близ которых расположены обводнённые или газоносные пласты. Кумулятивная перфорация обеспечивает надёжное вскрытие продуктивного пласта и улучшение проницаемости за счёт образования более глубоких каналов, чем при пулевой или торпедной перфорации.

4) Гидропескоструйная перфорация - проводится при помощи насосных агрегатов через специальный пескоструйный перфоратор. В процессе перфорации жидкость с песком (концентрация песка в жидкости 50-100 кг/м3), под давлением выходит из сопел с большой скоростью и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Давление нагнетания жидкости с песком на устье скважины может, достигает 50 МПа. Минимальную подачу насосных агрегатов принимают исходя из условий выноса отработанного песка и шлама, для чего скорость восходящего потока в затрубном пространстве потока должна быть не менее 0,5 м/с.

Рисунок 2. Кумулятивная перфорация.



Последовательность проведения прострелочно-взрывных работ и подготовка к работе:

Подготовка к проведению ПВР начинается на складе взрывчатых материалов перфорационной компании.

На складе инженер, который будет руководить перфорацией скважины, должен удостовериться, что вся необходимая информация для работы была получена. В нее входят: название скважины, месторасположение скважины и описание пути к ней, подробный отчет о состоянии скважины и перфорируемых пластах, рекомендованное оборудование и другие специальные указания или информация.

Требуемые перфораторы заряжаются, и все необходимое оборудование проверяется на работоспособность. Детонаторы помещаются в перфоратор непосредственно на скважине, перед спуском перфоратора, таким образом, снижается вероятность случайного срабатывания детонаторов, а также взрыва на складе или во время перевозки перфораторов на скважину. Перфораторы и оборудование погружаются в перфорационную станцию. Перед выездом заполняется вся документация федерального и местного значения, касающаяся перевозки взрывчатых веществ и источников ионизирующего излучения.

Прибытие на скважину: По прибытию на место проведения работ инженер сверяет план работ (цель перфорации, данные по скважине и используемое оборудование) с представителем компании-заказчика. Также инженер получает от представителя компании результаты геофизических исследований (кривые и диаграммы) для последующей корреляции.

Перфораторная станция, а также вспомогательное оборудование, такое как насос высокого давления, должно устанавливаться на определенные места, для их правильного функционирования. Перфорационная партия проводит осмотр имеющегося на скважине оборудования и прилегающей территории. После этого персонал собирается на инструктаж по технике безопасности, где обсуждаются потенциальные источники опасности на скважине и оговариваются меры по их уст; ранению. После этого производится разгрузка оборудования.

Проведение перфорации .Перфоратор и локатор муфт обсадной колонны подсоединяются к кабелю и помещаются в лубрикатор. Лубрикатор, с помещенным внутрь перфоратором, поднимается так, чтобы лубрикатор (с перфоратором внутри) можно было присоединить к ГПП. Устанавливается ноль перфоратора, скважина открывается, и производится спуск перфоратора. Как и в случае, только что описанной процедуры записи каротажа, при спуске перфоратора отмечается уровень жидкости и предпринимаются особые меры предосторожности на участках, где могут существовать сужения обсадной колонны.

Перфоратор опускается на нужный уровень и привязывается к глубине с помощью локатора муфт. Если интервал перфорации расположен возле забоя скважины, а перед спуском перфоратора не были проведены геофизические исследования, в этом случае должна быть определена глубина скважины по той же причине, как и при проведении геофизических исследований.

После этого перфоратор устанавливают на нужной глубине, причем представитель эксплуатирующей компании подтверждает правильность этой глубины, и приводят его в действие. Инженер отмечает любые положительные признаки срабатывания перфоратора: изменение давления (что показывает дат; чик на устье скважины или на лубрикаторе), изменение уровня жидкости (что видно по понижению или по повышению уровня жидкости в скважине) или вибрации кабеля (ее можно почувствовать, если положить руку на кабель при приведении перфоратора в действие).После этого перфоратор поднимается с соблюдением мер предосторожности на участках сужения обсадной колонны. Если при подъеме перфоратора возможно возникновение эффекта свабирования, то перфоратор поднимается на небольшой скорости. Уровень жидкости определяется в течение всего подъема перфоратора.

Перфоратор медленно втягивается в лубрикатор, и скважина закрывается. Лубрикатор отделяется от ГПП и (с перфоратором внутри) укладывается на горизонтальную поверхность так, чтобы можно было извлечь перфоратор и отсоединить кабель.

4.Тепловая обработка призабойной зоны скважины

Тепловая обработка призабойной зоны скважины (ПЗС) целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5 - 6%). Поскольку тепловая обработка ПЗС, как правило, осуществляется периодически, то скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после извлечения из скважины нагревательного оборудования можно было начать откачку жидкости при достаточно высокой температуре на забое.

Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения давления. Это приводит к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению дебитов скважин.

Призабойную зону скважины прогревают двумя способами:

закачкой в пласт на некоторую глубину теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти;

спуском на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки.

Второй способ проще и дешевле. Кроме того, электропрогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя - воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.

При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 С, вызывающее образование из нефти кокса.

...