Размещено на http: //www. allbest. ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет» в г. Октябрьском

Кафедра разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений

ОТЧЕТ

ПО ПЕРВОЙ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ

Выполнил: ст. гр. БГРЗ 14-14 Р.Р. Гиззатуллин

Руководитель практики:

канд. геол.-минерал. наук, доц. Л.В. Петрова

Октябрьский 2017



СОДЕРЖАНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
• 1.1 Геология района и разработка месторождений
• 1.2 Организация производственных процессов в НГДУ
• 2. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
• 2.1Фонтанная эксплуатация скважин
• 2.2 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами
• 2.3 Эксплуатация скважин бесштанговыми глубинными насосами
• 2.4 Основные операции, выполняемые при обслуживании скважин
• 2.5 Подземный и капитальный ремонт скважин
• 2.6 Методы воздействия на прискважинную часть пласта
• 3. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ НА ПРОМЫСЛЕ
• 3.1 Система ППД. Организация ППД на промысловых объектах
• 3.2 Ознакомление с работами по обслуживанию и ремонту трубопроводов
• 4. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ СКВАЖИН И ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
• 4.1 Безопасность труда и промышленная санитария
• 4.2 Охрана труда и окружающей среды на предприятии
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


ВВЕДЕНИЕ

ОАО «Самотлорнефтегаз» -- одно из крупнейших добывающих предприятий НК «Роснефть», которое ведет разработку Самотлорского месторождения -- одного из крупнейших в России. АО «Самотлорнефтегаз» учреждено в марте 1999 года в результате реорганизации АО «Нижневартовскнефтегаз». Самотлорское месторождение расположено в Нижневартовском районе ХМАО-Югра Тюменской области в 15-60 км севернее и северо-восточнее г. Нижневартовска.

Основными видами деятельности предприятия, владеющим девятью лицензионными участками, являются разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин, добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализация углеводородного сырья, обустройство нефтяных и газовых месторождений.

Площадь лицензионного участка Самотлора, разработку которого ведет Самотлорнефтегаз, -- 2516,9 кв. м. На месторождении 9370 добывающих и 4328 нагнетательных скважин, оснащенных новейшим высокотехнологичным оборудованием. Протяженность нефтепроводов -- 2490 км, водоводов -- 2422 км, других трубопроводов -- 445 км. Разветвленная сеть автомобильных дорог с твердым покрытием общей протяженностью 1923 км проложена по всему месторождению.



1. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые - Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Мыхпайское (с юга) месторождения.

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков р. Оби. Рельеф слабопересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 метров. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются: Самотлор (его площадь 62 км2), Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

1.1 Геология района и разработка месторождений

Самотлорское месторождение открыто в 1965 году, введено в промышленную разработку в 1969 году. Промышленная нефтегазоносность выявлена в 18 продуктивных пластах, приуроченных к юрской и меловой системам, залегающих на глубинах от 1600 до 2500 метров. Начальный дебит скважин 47-200 т/сут. В 1981 году на месторождении была добыта миллиардная тонна нефти. В 1990 г. была добыта 2-х миллиардная тонна нефти. Пик добычи нефти (около 150 млн тонн. в год) пришёлся на начало 80-х годов XX века; вследствие интенсивной добычи в эти годы нефтеносные пласты стали обводняться и добыча нефти резко снизилась. В 1996 году было добыто 16,74 млн тонн нефти. В XXI веке в связи с применением современных способов интенсификации нефтедобычи выработка нефти увеличилась вдвое. Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено более 18500 скважин, добыто более 2,7 млрд тонн нефти, отбор от НИЗ составляет более 75%, кратность запасов по отношению к текущей добыче составляет 43 года.

1.2 Организация производственных процессов в НГДУ

Производственный процесс в добыче нефти и газа представляет собой совокупность основных и вспомогательных процессов труда, технологических и естественных процессов, связанных с извлечением нефти и газа на дневную поверхность и их первичной подготовкой. Процесс непосредственной добычи включает такие частичные производственные процессы, как:

а) продвижение нефти и газа к забою скважин путем использования пластовой энергии и методами искусственного Воздействия на пласт;

б) подъем нефти и газа на поверхность на основе естественного или искусственного фонтанирования или же применения различных способов механизированной откачки;

в) сепарацию нефти (отделение газа от нефти), предварительное обезвоживание нефти и удаление из нее механических примесей;

г) комплексную подготовку нефти, включающую деэмульсацию, обессоливание и стабилизацию нефти с целью придания ей товарных, качеств.

Перечисленные выше процессы, представляющие собой отдельные фазы производственного цикла в добыче нефти и газа, увязываются в своеобразную поточную линию. Важную роль в этом непрерывном потоке играет процесс внутрипромыслового трубопроводного транспорта".

Производственный процесс в нефтегазодобывающей промышленности охватывает следующие виды деятельности геологопоисковую и разведочную работу, бурение скважин, добычу нефти и газа, транспортирование нефти и газа, обслуживание и ремонт объектов основного производства. В соответствии с этим организуются геологоразведочные, буровые, нефтегазодобывающие и нефтегазотранспортирующие предприятия и их подразделения.

Процесс собственно добычи нефти и газа -- это основной производственный процесс на нефтегазодобывающем предприятии. Он требует рациональной разработки всего пласта и месторождения в целом в соответствии с проектом, а также обслуживания основного процесса различными видами энергии, транспортом, ремонтом, материалами, инструментами, приспособлениями и т. д.



2. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Существуют два основных способа добычи нефти: фонтанный и механизированный. Если нефть изливается на поверхность под действием естественной энергии нефтяного пласта, способ добычи называется фонтанным, если же энергии пласта недостаточно для подъема жидкости на поверхность и приходится применять дополнительное оборудование для восполнения недостающей энергии, способ добычи называется механизированным.

В зависимости от вида дополнительной энергии механизированный способ подразделяется на газлифтный (компрессорный и бескомпрессорный) и глубиннонасосный (скважины оборудованы штанговыми или погружными электроцентробежными насосами).

2.1Фонтанная эксплуатация скважин

Оборудование фонтанной скважины состоит из следующих основных элементов: колонны подъемных (насосно-компрессорных) труб, устьевой фонтанной арматуры с выкидными линиями, отсекателя скважины и технических манометров.

В большинстве объектов разработки Самотлорского месторождения наиболее распространенным способом эксплуатации скважин является применение установок ЭЦН. Различия фильтрационно-емкостных параметров пород пластов, коэффициентов продуктивности скважин требуют проведения тщательного выбора и корректировки режимов эксплуатации скважин с установками ЭЦН. Особенно актуальным этот вопрос становится в случае применения установок ЭЦН для форсирования отборов жидкости из скважин.

В сложных геолого-физических условиях основных объектов разработки Самотлорского месторождения эксплуатация УЭЦН происходит с различными трудностями. Основными видами осложнений являются:

- преждевременный выход из строя погружного электродвигателя;

- частые обрывы электрического кабеля;

- низкие значения к.п.д. насосов при перекачке высоковязких водо-нефтегазовых смесей;

- наличие в продукции скважин большого количества механических примесей;

- образование отложений углеводородных и неуглеводородных веществ;

- снижение коэффициента продуктивности пород ПЗП по результатам проведения на скважинах ремонтов с предварительным глушением;

- наличие вокруг ствола скважины слоя вечномерзлых пород;

- невысокие значения показателей МРП и «наработка на отказ».

Одновременное действие всех перечисленных факторов, естественный износ оборудования УЭЦН сильно сказываются на технологических показателях добычи нефти и вызывают необходимость проведения дополнительных геолого-технических мероприятий для восстановления производительности скважин и увеличения МРП работы оборудования.

С 2000 г. в ОАО «Самотлорнефтегаз» наметилась тенденция к повышению эффективности эксплуатации скважин с УЭЦН. В большинстве скважин были запланированы операции гидравлического разрыва пласта (ГРП), часть скважин была переведена на форсированные режимы работы, а для всего фонда скважин были проведены расчеты по оптимизации их работы - в том числе и с использованием разработанной нами специальной программы «Самотлор».

Основными причинами низкой эффективности работы УЭЦН являются:

- засорение и износ рабочих органов насоса;

- преждевременный подъем установки из скважин;

- механическое повреждение кабеля при спуско-подъемных операциях;

- брак в изготовлении установок завода-изготовителя и сборки установки;

- оплавление кабеля.

Решение задачи повышения эффективности эксплуатации УЭЦН и в целом процессов добычи нефти на большинстве предприятий достигается одновременным проведением на скважинах работ по обработке пород ПЗП и переводом скважин на форсированные режимы отбора жидкости. В условиях Самотлорского месторождения форсирование отборов жидкости сочеталось с проведением на скважинах операций гидравлического разрыва пласта (ГРП). При этом ожидалось, что произойдет увеличение объемов добычи нефти и продолжительности параметра «наработка на отказ». К сожалению, на практике этого не произошло.

2.2 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами

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 в простейшем виде 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.

Основные узлы привода УШГН (станка-качалки): рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, 6алансир 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.

2.3 Эксплуатация скважин бесштанговыми глубинными насосами

Главной отличительной особенностью бесштанговых скважинных насосов (БШГН), позволяющей выделить их в самостоятельную группу, является отсутствие механической связи между приводом и самим насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса.

Широкое распространение получили установки с погружными центробежными электронасосами, позволяющие при большей подаче развивать высокий напор достаточный для подъема нефти с больших глубин. Отличительная черта таких установок - перенос двигателя непосредственно к месту работы насоса и отсутствие штанг.

К бесштанговым погружным насосам относятся также винтовые, гидропоршневые вибрационные, диафрагменные и струйные насосы. Особенно широко используются для добычи вязкой нефти винтовые насосы.

2.4 Основные операции, выполняемые при обслуживании скважин

К основным операциям, выполняемым при обслуживании скважин относятся: подготовка скважин к эксплуатации; освоение скважин и вызов притока; гидродинамическое исследование скважин; управление процессом выработки запасов; управление продуктивностью скважин; ремонт скважин.

Под закачиванием понимают работы, выполняемые после достижения стволом скважины кровли продуктивного пласта и до ввода ее в эксплуатацию, а именно: бурение в продуктивных пластах; исследование скважин геофизическими приборами и с помощью испытателей (опробователей) пластов; спуск и цементирование обсадной колонны; оборудование устья скважины; вскрытие пласта (перфорация) и освоение скважин.

Вызов притока - технологический процесс снижения противодавления на забое простаивающей скважины, ликвидации репрессии на пласт и создания депрессии, под действием которой начинается течение жидкости из пласта в скважину.

Освоение скважины - комплекс технологических и организационных мероприятий , направленных на перевод простаивающей по той или иной причине скважины в разряд действующей. Процесс освоения скважины -- весьма опасная и ответственная операция. В процессе освоения в результате притока нефти и газа из пласта возможен выброс жидкости на поверхность и переход скважины на открытое фонтанирование. Поэтому перед началом освоения устанавливают герметизирующее оборудование на устье скважины.



2.5 Подземный и капитальный ремонт скважин

Различают два вида ремонта скважин - наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков-качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д.

Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины.

По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный.

Подземный ремонт является одним из производственных процессов разработки месторождений и в зависимости от сложности и трудоемкости условно подразделяют на текущий и капитальный.

Текущий ремонт - комплекс работ по исправлению или изменению режима работы внутри скважинного и устьевого оборудования, поддержанию скважины в работоспособном состоянии.

Основной объем операций текущего ремонта осуществляется по заранее составленному графику с учетом способа эксплуатации, технических характеристик используемого оборудования, состояния скважины, свойств эксплуатируемого объекта. Основные виды работ:

? ревизия и частичная или полная замена скважинного оборудования;

? оптимизация режимов эксплуатации;

? очистка и промывка забоя скважины;

? выполнение запланированных геологических и технологических мероприятий.

Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Это - работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие.

Виды работ, выполняемые капитальным ремонтом можно сгруппировать по следующим направлениям:

? охрана недр и окружающей среды;

? изоляционные работы по перекрытию и ограничению путей поступления воды в продукцию скважины;

? воздействие на продуктивные пласты;

? восстановление и ликвидация аварий в стволе скважины.

Основанием для рассмотрения вопроса необходимости капитального ремонта каждой конкретной скважины является аварийное состояние, наличие аномалий в величинах добычи продукции и содержания в ней воды, загрязнение окружающей природной среды, выполнение скважиной своего назначения.

В первом случае должно быть принято решение «ремонт» или «ликвидация», во втором - ремонт или эксплуатация при аномальных показателях, в третьем - обязательная ликвидация источников загрязнения, в четвертом - ликвидация.

Характерной особенностью подземного ремонта скважин является то, что при различных его назначениях, продолжительности и сложности в большинстве случаев выполняются одни и те же операции с использованием одних и тех же специальных машин и инструментов.

На Самотлорском месторождении ежедневно проводятся подземные и капитальные ремонты скважин.

На территории этого месторождения работают ведущие сервисные компании как : ЗАО "ЕПРС" (Ермаковское предприятие по ремонту скважин) базы находятся на 21 и 22 КСП Самотлорского месторождения, ЗАО "СНПХ" (Самотлорнефтепромхим), ООО РН-СЕРВИС, ООО ИНКОМ нефть.

2.6 Методы воздействия на прискважинную часть пласта

Для облегчения притока нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин и поглощения воды нагнетательными скважинами применяю методы искусственного воздействия на породы призабойной зоны с целью увеличения их проницаемости. Иногда бывает достаточно удалить со стенок поровых каналов пласта в призабойной зоне частицы парафина, смолистых и глинистых веществ, и производительность скважин резко возрастает. В большинстве же случаев приходиться искусственно увеличивать число поровых каналов на забое и удлинять их протяженность, т.е. повышать трещиноватость пород продуктивного пласта.

По характеру воздействия на призабойную зону скважин методы увеличения проницаемости пород могут быть условно разбиты на химические, механические, тепловые и физические. Для получения хороших результатов часто эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону определяется особенностями строения продуктивных пластов, составом пород и другими пластовыми условиями. Так, например, химические методы, в частности солянокислотная обработка пласта, дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Применяют обработку кислотой скважин, продуктивные пласты которых сложены сцементированными песчаниками, содержащими карбонатные вещества.

Применение химических методов воздействия на продуктивные пласты основано на происходящих реакциях взаимодействия закачиваемых химических веществ, в основном различных кислот, с некоторыми породами, которые растворяются , тем самым увеличивая размеры поровых каналов и повышая пластовую проницаемость. При механическом воздействии на пласты их проницаемость повышается вследствие создания новых каналов и трещин, сообщающих пласты с призабойной зоной скважины.

Эти методы повышения проницаемости пластов наиболее эффективны и широко распространены на нефтяных промыслах страны.



3. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ НА ПРОМЫСЛЕ

нефть добыча скважина пласт

Нефть и газ от устьев скважин, рассредоточенных на площади месторождения, направляются по выкидным линиям в систему сбора и транспортировки. Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (сокращенно ЦКППН).

Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь, состоящую из нефти, газа и воды, взвешенных веществ и иногда песка и других частиц. Эта продукция, поднятая на поверхность через рассредоточенные по площади месторождения скважины, должна быть собрана и подготовлена для дальнейшего транспорта по магистральным нефтепроводам или железнодорожным или водным путем до нефтеперерабатывающих заводов.

Единой универсальной системы сбора нефти, газа и воды не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы добычи нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и т. д.

Как бы ни были разнообразны системы сбора нефти, газа и воды в зависимости от конкретных условий, они должны обеспечивать возможность осуществления следующих операций:

1) измерения продукции каждой скважины или, в случае необходимости, группы скважин данного участка;

2) транспорта продукции скважин под давлением, имеющимся на устье скважин, до ЦКППН, а при недостаточном давлении -- с использованием насосов на промежуточных сборных пунктах (ПСП) или дожимных насосных станциях (ДНС);

3) сепарации нефти от газа и транспорта газа до пункта его подготовки или до потребителя, а в случае применения газлифтного способа добычи -- обратного транспорта газа до газлифтных скважин;

4) отделения до установок подготовки нефти свободной воды из продукции скважин в случае добычи высокообводненных нефтей;

5) отделения продукции некоторых скважин в случае нежелательности ее смешения с продукцией остальных скважин;

6) подогрева продукции скважин в случае невозможности ее сбора и транспорта при обычных температурах.

Продукция скважин поступает на установку для измерения дебита каждой отдельной скважины, далее на промежуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. Из центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды подготовленная нефть перекачивается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для дальнейшего транспорта.

Газ после соответствующей подготовки поступает по газопроводу к потребителю или по газопроводу обратно на месторождение для подачи в газлифтные скважины.

3.1 Система ППД. Организация ППД на промысловых объектах

Для поддержания давления и повышения коэффициента нефтеотдачи в продуктивных скважинах производят закачку сточных вод обратно в пласт. Сточными водами называются воды, которые образуются в результате обезвоживания и обессоливания нефти на УПН, т. е. это в основном воды пластовые (85%) и пресные (15%), добавляемые к нефти для ее обессоливания. Классическая схема водоснабжения систем ППД, реализуемая, как правило, на этапе разработки, когда обводненность добываемой продукции равна нулю, а в качестве источника воды используется вода открытых водоемов, включает в себя определенное количество элементов и представлена.

Основными элементами являются: водозаборы открытых водоемов, низконапорные насосные станции первого и второго подъема, резервуары для воды, станция подготовки воды, кустовые насосные станции высокого давления (КНС), распределительный водовод среднего давления, водоводы высокого давления и нагнетательные скважины. Водозаборные сооружения. Водозабор открытого водоема является самым простым и состоит из всасывающей трубы с фильтром на конце, погруженной под уровень воды на определенную глубину, большую, чем возможный минимальный уровень воды в водоеме, и защищенной от разрушения в паводковый период, и центробежного насоса.

Использование сточных вод для закачки их обратно в продуктивные пласты имеет следующие преимущества:

- увеличивается коэффициент нефтеотдачи (до 5%), поскольку в них содержатся ПАВ, способствующие «отмыванию» нефти от продуктивных пород пласта;

- при закачке сточных вод сохраняется проницаемость продуктивных коллекторов, содержащих глинистые частицы и алевролиты, так как эти породы при контакте с водой, содержащей соли, практически не разбухают;

- при закачке сточных вод в нагнетательные скважины предотвращается загрязнение водоемов (рек, озер, морей), а следовательно, и истребление ценных пород рыб, флоры и фауны.

К существенным недостаткам использования сточных вод относятся: - большая коррозия трубопроводов и насосного оборудования при транспортировании этих вод до нагнетательных скважин;

- необходимость строительства сравнительно сложных и дорогих сооружений, предназначенных для очистки сточных вод от капелек нефти, которые фильтруются в призабойной зоне нагнетательных скважин и снижает их приемистость. Для разных по коллекторным свойствам месторождений содержание нефти в сточной воде, закачиваемой в пласт, может быть различным и находиться в пределах 1--5 мг/л. Сточные воды, закачиваемые в продуктивные пласты, не могут полностью обеспечить поддержание пластовых давлений на нужном уровне, в связи с чем приходится изыскивать источники пресной воды для этих целей.

Поддержание пластового давления закачкой газа необходимо осуществлять и в том случае, когда условия закачки пресной воды неблагоприятны. Это касается терригенных нефтенасыщенных объектов разработки, в составе которых имеется значительное количество глинистого материала, разбухающего при контакте с пресной водой. В этом случае заводнение оказывается не только неэффективным, но и создает серьезные проблемы, связанные с низкой приемистостью нагнетательных скважин, которая во времени значительно снижается вплоть до нуля.

3.2 Ознакомление с работами по обслуживанию и ремонту трубопроводов

Обслуживание трубопроводов заключается в периодических патрулированиях трубопроводах, внутритрубной инспекции, текущем и капитальном ремонте трубопроводов. При патрулировании трубопровода особое внимание должно быть уделено:- наличию признаков утечек нефти;- строительным и земляным работам, в т.ч проводимым сторонними организациями;- эрозии грунта;- льдообразованию;- образованию промоин и размывов;- оползневым участкам;- оседанию грунта над трубопроводом;- оголению трубопровода;- пересечению нефтепроводом водотоков, железных и автомобильных дорог.

С целью поддержания пропускной способности и предупреждения скапливания воды и внутренних отложений, а также с целью подготовки участка нефтепровода к внутритрубной инспекции и перед испытанием должна проводиться очистка внутренней полости трубопровода пропуском очистных устройств. Периодичность очистки МН очистными устройствами определяется индивидуально для каждого нефтепровода в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств перекачиваемого продукта, но не реже одного раза в квартал.

Испытания на прочность нефтепровода или участков должны проводиться:

- после капитального ремонта с заменой труб;

- после реконструкции;

- в случаях, если они не могут быть подвергнуты внутритрубной диагностике;

- при аттестации трубопроводов;

Протяженность испытываемых участков линейной части трубопроводов не должна превышать 30-40км.

Нефтепровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление осталось в пределах допустимых норм и не были обнаружены утечки.

Аварийный запас труб должен использоваться при ликвидации аварий.

Количество аварийного запаса должно составлять:

- труб- 0.1% от протяженности трубопровода;

- линейной арматуры - по одной штуке каждого диаметра на 15 установленных на трубопроводе задвижек; - соединительных деталей труб - по две штуки на каждый диаметр нефтепровода.

Трубы аварийного запаса должны быть пронумерованы несмываемой краской (высота шрифта 10см) на внутренней полости трубы и на торцевых заглушек. Рядом с местом складирования должен устанавливаться щит-указатель, на котором указываются номера труб, диаметр, длина, толщина стенки трубы и марка стали согласно сертификату.



4. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ РАБОТ ПО ОБСЛУЖИВАНИЮ СКВАЖИН И ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Работы по обслуживанию скважин и подземного оборудования выполняют рабочие и специалисты, прошедшие дополнительное обучение и проверку знаний. Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры , схемы их обвязки должны обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры. Рабочие давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колоны. В процессе эксплуатации скважины клапан - отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом. На кусте скважин газопроводы газлифта, станки-качалки, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады должны располагаться по одну сторону от оси куста скважин. Проезд транспорта (кроме технологического) на эту территорию запрещается.

Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры. До начала работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат "Не включать, работают люди". На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью "Внимание! Пуск автоматический" Станок-качалка должен быть заземлен. Заземляющие проводники, соединяющие раму станка-качалки с кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены в землю не менее чем на 0,5 м. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля.

Скважины, эксплуатируемые с использованием погружных насосов, могут оборудоваться забойными клапанами - отсекателями, позволяющими заменять скважинное оборудование без глушения. Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой либо специальным устьевым устройством, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространства, возможность их сообщения, проведения глубинных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу газа в затрубное пространство, поведение технологических операций, включая глушение скважин. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления или от ближайшей клеммной коробки к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках-опорах. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт, наладку должен проводить электротехнический персонал. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0, 25 м/с. В наклонно-направленных скважинах с набором кривизны 1,50 на 10 м скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.

Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного насоса.



4.1 Безопасность труда и промышленная санитария

На каждом нефтегазодобывающем предприятии разработаны "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" направленные на предупреждение аварий и обеспечение промышленной безопасности в процессе строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации опасных производственных объектов, а также на обеспечение готовности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, к локализации и ликвидации последствий аварий и нестандартных ситуаций. К опасным производственным объектам относятся организации или их цехи, участки, площадки, иные производственные объекты , обладающие признаками опасности, установленными Федеральным законом.

Производственные объекты на нефтяных промыслах должны постоянно содержаться в чистоте и порядке. Категорически запрещается допускать загрязнение нефтью производственной территории и помещений. Хранение нефти и других легковоспламеняющихся жидкостей в открытых емкостях не допускается. Вокруг площадок всех объектов и сооружений , расположенных на территории нефтедобывающего предприятия, трава должна быть скошена в радиусе не менее 5 метров. Дороги, подъезды и проезды к сооружениям, водоемам, пожарным гидрантам нельзя загромождать и использовать для складирования. Запрещается применять для освещения эксплуатационных скважин, насосных, пунктов сбора и подготовки нефти, резервуарных парков и других производственных установок и складских сооружений факелы, спички, и другие источники открытого огня. За герметичностью оборудования устанавливается строгий контроль. В случае обнаружения пропусков должны приниматься меры к их устранению.

На промысловых объектах и установках с выделениями сероводорода и других газов должны предусматриваться мероприятия по предотвращению влияния их на работающих (герметизация устья скважин, газоулавливание, очистка газов от серы или сжигание их, применение противогазов).

В газокомпрессорных станциях, нефтенасосных, газораспределительных будках и других помещениях содержание газов и паров в воздухе не должно превышать (в мг/м3):сернистого газа - 10, паров бензина - 300, окиси углерода - 20, сероводорода в смеси суглеводородами - 3.

Производственные помещения должны иметь устройства для проветривания (открывающиеся створки в оконных переплетах или фонарях и др.). Створки оконных переплетов, а также створки фонарей должны быть снабжены устройствами для легкого и быстрого их открывания.

Входы в производственные помещения в местностях с суровыми климатическими условиями должны быть снабжены тамбурами, защитными стенами и другими устройствами, предохраняющими работающих в помещениях от резкого понижения температуры при открывании входных дверей.

Производственные помещения и рабочие места следует содержать в чистоте. Полы должны быть ровными и удобными для очистки и ремонта. Для смыва нефти и грязи с полов, лотков и т. д. должны быть устроены водяные стояки, а для сбора отбросов и мусора -- установлены в доступных и удобных местах ящики и урны. Для ядовитых отходов устанавливают отдельные ящики с крышками.

Производственные и подсобные помещения должны быть построены с максимальным использованием естественного освещения. Окна должны быть застекленными и содержаться в чистоте.

Работы в лабораториях, связанные с выделением вредных газов, паров, пыли должны проводиться в вытяжных шкафах, оборудованных надежной вентиляцией. При работах, которые могут сопровождаться взрывом газов или разбрызгиванием едких жидкостей, работающие должны надевать предохранительные очки и пользоваться защитным экраном.

В помещениях лаборатории запрещается хранить нефть и нефтепродукты в открытых сосудах, мыть пол бензином, керосином и другими летучими нефтепродуктами, смачивать ими тряпки, полотенца и сушить одежду, тряпки и другие предметы на паровых линиях.

На всех нефтепромысловых объектах должны предусматриваться санитарно-бытовые помещения для обслуживающего персонала. Санитарно-бытовые помещения следует ежедневно убирать и проветривать. При невозможности естественного проветривания устанавливают механическую вентиляцию. Гардеробные, душевые и другие санитарно-бытовые помещения должны периодически дезинфицироваться.

В санитарно-бытовых помещениях, должны иметься аптечки с полным набором медикаментов для оказания первой помощи.

4.2 Охрана труда и окружающей среды на предприятии

Предприятие, производственная деятельность которого охватывает добычу, переработку и реализацию углеводородного сырья и сопутствующих природных ресурсов, экологическую политику относит к одному из высших приоритетов стратегического видения и как одно из ключевых условий стабильного и устойчивого развития самого предприятия, в соответствии с законами РФ.

Категорически запрещается слив ингибиторов и продавочной жидкости в почву, канализацию, открытые водоемы. При разливе ингибитора на грунт необходимо засыпать его песком с последующим удалением. Остатки следует смыть большим количеством воды. К работе с ингибиторами допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие обучение. Обслуживающий персонал, имеющий непосредственный контакт с ингибиторами, должен подвергаться периодическим медицинским осмотрам.

При работе с реагентами нельзя допускать попадания их в глаза, органы дыхания и пищеварения. При попадании реагента в глаза необходимо обильно промыть их водой.

Работающие с химическими реагентами должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты (костюмы из х/б ткани или халаты, и защитные, резиновые перчатки или рукавицы, фильтрующие противогазы марки БКФ). Автоцистерна и насосный агрегат должны быть оборудованы двумя углекислотными огнетушителями, лопатой, кошмой и асбестовым ялом. Автоцистерну и насосный агрегат следует устанавливать на стоянии не менее 10 м от устья скважины. В зоне производства работ запрещается курение и применение открытого огня. Оборудование и трубы должны быть заземлены. Используемый инструмент должен быть искробезопасного исполнения, светильники и электропроводка должны быть во взрывозащищенном исполнении. При возникновении загорания в качестве средств пожаротушения вменяются песок, пенные и углекислотные огнетушители, кошма, асбестовое полотно.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе данной практики ознакомился с основными направлениями деятельности и структуры предприятия, основным оборудованием, применяемым при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения. Также закреплены знания, полученные в курсе "Нефтегазовое дело" и получен навык работы в производственном коллективе.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Алькушин, Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти [текст]: справ. пособие / Ш.К. Акульшин, Р.С. Андриасов. - М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. - 455с.

2 Андреев, И.И. Межскважинная и внутрискважинная перекачка воды в системе поддержания пластового давления [текст] / И.И. Андреев, В.Г. Фадеев. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. - 232с.

3. Булатов, А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин [текст]: справ. пособие / А.И. Булатов. - М.: Недра. - 2007. - 252с.

4. Валиханов, А.В. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Подземный ремонт насосных скважин [текст] / А.В. Валиханов, Н.И. Хисамутдинов, Г.З. Ибрагимов. - М.: Недра. - 1978. - 198с.

5. Виницкий, М.М. Рациональное управление спуско-подъемными операциями [текст] / М.М. Винницкий. - М.: Недра. - 1978. -252с.

6. Измайлов, Л.Б. Методы повышения долговечности обсадных колонн / Л.Б. Измайлов. - М.: Недра. - 1984. -181с.

7. Коршак, А.А. Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела [текст]: Учебник для вузов / А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. - Уфа: ООО «Дизайн Полиграф Сервис», 2001. - 544с.

Размещено на Allbest.ru

...