Разработка и эксплуатация скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Я, Фролов Роман Сергеевич, прошёл производственную практику по профилю специальности по специальности 21.02.01. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» по:

1. ПМ.01 «Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» в объеме 144 часа;

2. ПМ.04 Выполнение работ по профессии «Оператор по добыче нефти и газа» в объеме 72 часа на предприятии ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»

В ходе практики я должен по Профессиональному модулю 01 освоить профессиональные компетенции:

ПК 1.1 Контролировать и соблюдать основные показатели разработки месторождений.

ПК 1.2 Контролировать и поддерживать оптимальные режимы разработки и эксплуатации скважин.

ПК 1.3 Предотвращать и ликвидировать последствия аварийных ситуаций на нефтяных и газовых месторождениях.

ПК 1.4 Проводить диагностику, текущий и капитальный ремонт скважин.

ПК 1.5 Принимать меры по охране окружающей среды и недр.

Иметь практический опыт:

- выбора наземного и скважинного оборудования;

- технического обслуживания бурового оборудования и инструмента и оборудования для эксплуатации нефтяных и газовых скважин;

- контроля за рациональной эксплуатацией оборудования;

- текущего и планового ремонта нефтегазопромыслового оборудования;

Уметь:

- производить расчеты требуемых физических величин в соответствии с законами и уравнениями термодинамики и теплопередачи;

- определять физические свойства жидкости; выполнять гидравлические расчеты трубопроводов;

- подбирать комплекты машин, механизмов, другого оборудования и инструмента, применяемого при добыче, сборе и транспорте нефти и газа, обслуживании и ремонте скважин;

- выполнять основные технологические расчеты по выбору наземного и скважинного оборудования;

- проводить профилактический осмотр оборудования;

В ходе практики я должен по Профессиональному модулю 04 освоить профессиональные компетенции:

ПК 4.1. Осуществлять технический надзор за работой нефтяной и газовой скважиной.

ПК 4.2. Проводить работы по ремонту механизмов и узлов наземного и подземного оборудования скважин.

ПК 4.3. Разрабатывать технологические процессы ремонта узлов и механизмов нефтепромыслового оборудования и аппаратуры.

Иметь практический опыт:

- осуществления технического надзора за работой нефтяной и газовой скважины;

- произведения работ по ремонту механизмов и узлов наземного и подземного оборудования скважин;

- разработке технологических процессов ремонта узлов и механизмов нефтепромыслового оборудования и аппаратуры.

Уметь:

- определять свойства конструкционных и строительных материалов, горных пород и грунтов,

- осуществлять их выбор при сооружении и ремонте трубопроводов и хранилищ;

- производить технические расчеты по внедрению различных методов увеличения нефтеотдачи пластов и дебитов скважин;

- устранять осложнения и аварийные ситуации на скважине;

- оформлять необходимую техническую и технологическую документацию в соответствии с действующими нормативными документами;

Задачи практики по профилю специальности:

-формирование общих и профессиональных компетенций;

-приобретение практического опыта.

Сведения о предприятии.

Предприятие ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» расположено по адресу:

Г. Оха, ул. Ленина 24.

Руководитель предприятия:

Предприятие выполняет следующие виды работ: разработка месторождений, добыча нефти.

Для выполнения дынных видов работ предприятие располагает материально-технической базой: ШСНУ, замерными установками, магистральными трубопроводами.



Глава 1. Обоснование технологического режима эксплуатации обводняющихся газовых скважин

Общие сведения.

Скопление жидкости в газовой скважине происходит при неспособности добываемого газа выносить ее из ствола, что приводит к снижению добычи и сокращению срока службы скважины.

Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин

1.1 Многофазный поток в газовой скважине

Чтобы понять, как проявляет себя жидкость в газовой скважине, необходимо знать, как жидкая и газовая фазы взаимодействуют между собой при течении в трубах.

Для многофазного потока в вертикальной трубе обычно различают четыре основных режима течения. Режим течения определяется скоростями газообразной и жидкой фаз, а также относительным количеством газа и жидкости в каждой конкретной точке потока.



1.2 Почему жидкость скапливается в скважине

Для малодебитных газовых скважин, работающих на пределе рентабельности, от оптимизации и сокращения объема скапливающейся жидкости может зависеть продолжение или прекращение эксплуатации. Скопление жидкости проявляется не только в малодебитных скважинах; в газовых скважинах с большим диаметром лифтовой колонны и (или) высоким устьевым давлением также может происходить скопление жидкости, даже при высоких дебитах.

Фонтанирование скважины с высокой скоростью течения газа может сопровождаться значительными потерями давления, вызванными трением; однако при высоких дебитах газа потери давления, вызываемые столбом жидкости в стволе скважины, относительно малы. Далее в настоящей книге эта тема будет рассмотрена более подробно.

Когда скорость газа в эксплуатационной колонне со временем начинает падать, скорость движения жидкости, выносимой газом, снижается еще быстрее. В результате изменяется характер течения жидкости у стенок труб, происходит образование в трубах жидкостных пробок и, в конечном счете, на забое накапливается жидкость. Все это увеличивает долю жидкости в потоке при работе скважины. Увеличение объема жидкости в эксплуатационной колонне действующей скважины может уменьшить ее производительность либо полностью остановить добычу газа.

В немногих газовых скважинах добывается совершенно сухой газ. В определенных условиях жидкость может образовываться непосредственно в стволе газовой скважины. При снижении температуры и давления потока газа к поверхности из него могут конденсироваться как углеводороды (конденсат), так и вода. В некоторых случаях жидкость может попадать в ствол скважины в результате притока воды из подстилающего водоносного горизонта или других источников.

Большинство методов, используемых для удаления жидкости из газовых скважин, не зависят от источников поступления жидкости. Однако, если рассматриваемый метод изначально предназначен для решения проблем, вызываемых конденсацией, мы должны быть уверены в том, что именно конденсация является источником скопления жидкости. В противном случае проблема решена не будет.

1.3 Проблемы, вызываемые скоплением жидкости

Скопление жидкости может привести к хаотичному четочному режиму течения и снижению производительности скважины. Если жидкость непрерывно не удалять, скважина может заглохнуть или работать с дебитом ниже возможного.

Если скорость газа достаточно высокая, чтобы непрерывно выносить большую часть или всю жидкость, пластовое давление и дебит скважины будут находиться в режиме устойчивого равновесия. Скважина будет работать с дебитом, который можно рассчитать с помощью графической зависимости между забойным давлением и притоком в скважину.

Если скорость газа слишком мала, градиент давления в лифтовой колонне увеличивается из-за накопления жидкости, приводящего к увеличению противодавления на пласт. С увеличением противодавления на пласт темп притока газа в скважину снижается и может не обеспечить так называемой «критической скорости течения газа», необходимой для непрерывного удаления жидкости. В стволе скважины будет накапливаться больше жидкости, и повышение давления на забое приведет к снижению добычи газа или глушению скважины.

К концу срока эксплуатации скважины уровень жидкости может находиться выше перфорационных отверстий, и газ в виде пузырьков будет подниматься через ее толщу к поверхности. При этом добыча газа ведется с низким, но устойчивым дебитом, и жидкость до устья не доходит. Если анализировать работу скважины без учета ее предыстории, можно предположить, что это просто малодебитная газовая скважина, никакого скопления жидкости на забое не происходит.

Во всех газовых скважинах (независимо от их заканчивания на высоко- или малопроницаемые пласты), в продукции которых присутствует жидкость, по мере истощения залежи, в конце концов, будет происходить скопление жидкости. Если скорость газа мала, то это явление может наблюдаться даже в скважинах с очень высоким газожидкостным фактором и низким дебитом жидкости.

Это состояние типично для газовых скважин, вскрывающих плотные малопроницаемые пласты, работающих с низким дебитом и характеризующихся низкой скоростью газа в лифтовой колонне. Некоторые скважины после закачивания могут обеспечивать значительный дебит газа по трубам большого диаметра, однако при этом в них существует столб жидкости с самого первого дня эксплуатации. Проблеме скопления жидкости и обсуждению производственных задач и решений посвящены работы Ли и Тайге, а также Либсона и Генри.

1.4 Методы удаления жидкости

Некоторые возможные методы удаления жидкости из газовых скважин, обсуждаемые в данной работе, приведены в представленном ниже переработанном и дополненном перечне. Они могут быть использованы как по отдельности, так и в комбинации друг с другом. Эти методы в той или иной мере учитывают статическое пластовое давление.

Каждый из приведенных методов обсуждается достаточно подробно. Перечень не претендует на 100%-ную полноту рассмотренных методов. Такие специальные методы, как использование насосов для закачки воды ниже пакера, чтобы газ мог двигаться по межтрубному пространству, описаны в главах, посвященных откачке жидкости с помощью штанговых насосов и ЭЦН. Углубленный анализ и подробное рассмотрение определенных экономических аспектов не проводятся.

Оптимальным считается метод, являющийся наиболее экономичным в течение самого длительного периода эксплуатации. Критерии выбора оптимального метода: успешное применение его на аналогичных месторождениях, наличие оборудования у поставщиков, надежность оборудования, необходимый для эксплуатации оборудования персонал, эффективность.

1.5 Источник жидкости в газодобывающей скважине

Из многих газовых скважин добывают не только газ, но конденсат и воду. Если пластовое давление падает ниже точки росы, конденсат добывается вместе с газом в жидком виде; если пластовое давление находится выше точки росы, конденсат попадает в ствол скважины в виде паровой фазы вместе с газом и переходит в жидкое состояние в лифтовой колонне или сепараторе.

Может существовать несколько источников добываемой воды.

Вода может поступать из водоносной зоны, находящейся выше или ниже продуктивного пласта.

Если в пласте проявляется водонапорный режим, продвигающаяся по пласту вода, в конце концов, достигнет ствола скважины.

Вода может попадать в ствол скважины из другой продуктивной зоны, которая находится на некотором расстоянии от данного газового пласта.

Несвязанная пластовая вода может выноситься из пласта вместе с газом.

Вода и (или) углеводороды могут поступать в ствол скважины в виде паровой фазы вместе с газом и конденсироваться в лифтовой колонне.



1.6 Образование конуса обводнения

Если дебит газа достаточно высокий, то газ может увлекать за собой воду из подстилающей водоносной зоны, даже если она не перфорирована в скважине. В горизонтальной скважине проявляются существенно меньшие градиенты давления между газовой и подстилающей водоносной зонами; однако, при очень высоких дебитах может иметь место аналогичное явление, хотя оно обычно называется не «образованием конуса обводнения», а «подтягиванием ГВК к горизонтальной скважине»

1.7 Вода из водоносной зоны

Поддержание пластового давления за счет водоносного горизонта, в конце концов, приведет к поступлению воды в ствол скважины и вызовет проблемы, связанные с накоплением жидкости на забое.

1.8 Приток воды из другой зоны

Если скважина закончена с открытым стволом или перфорировано несколько интервалов, то возможно поступление в нее воды из других интервалов. Из этой ситуации можно извлечь пользу, если водоносная зона расположена ниже газового пласта. С помощью насосов или с использованием силы тяжести воду можно подавать в эти нижележащие интервалы, что позволит газу подниматься на поверхность без проблем, связанных со скоплением жидкости.

1.9 Несвязанная пластовая вода

Каким бы ни был источник появления воды, она может поступать в ствол через перфорационные отверстия вместе с газом. Эта ситуация может быть вызвана чередованием тонких газоносных и водоносных слоев или другими причинами.

Растворимость воды в природном газе.

Каждый из нас имел возможность наблюдать процесс образования воды в результате конденсации пара в атмосфере (дождь). При любых конкретных значениях давления и температуры определенное количество водяного пара находится в равновесии с атмосферными газами. По мере снижения температуры или повышения давления количество равновесного водяного пара уменьшается, и для поддержания равновесия весь избыточный водяной пар конденсируется, образуя жидкую фазу. При повышении температуры или снижении давления свободная вода (если она имеется) испаряется, переходя в парообразную фазу для поддержания равновесия.

Аналогичным превращениям подвергается и углеводородный газ. При заданном пластовом давлении и температуре добываемый газ может содержать определенное количество водяного пара. На рис. 1.3 представлен пример растворимости воды в природном газе, выражаемой через отношение приведенных к стандартным условиям объемов воды и газа. Обратите внимание на резкое увеличение содержания воды в газе при снижении пластового давления ниже 500 фунт/дюйм2.

Вода остается в паровой фазе до тех пор, пока температура и давление не изменятся и система окажется в области ниже точки росы. Когда это произойдет, часть водяного пара перейдет в жидкую фазу. Если конденсация происходит в стволе скважины и скорость течения газа ниже критического значения, необходимого для выноса капельной воды, жидкость будет накапливаться в стволе и на забое скважины.

Углеводородные конденсаты.

Жидкие углеводороды также могут попадать в скважину с газом в виде паровой фазы. Если даже скорость течения газа достаточна для удаления сконденсировавшейся влаги, в том месте ствола скважины, где она впервые появилась, могут возникнуть проблемы, связанные с коррозией. Конденсированную воду можно легко идентифицировать по тому признаку, что она имеет гораздо меньшее содержание солей по сравнению с пластовой водой или вообще их не содержит. Обычно мы предполагаем, что вода, находящаяся в паровой фазе до конденсации, является чистой.

Выявление симптомов скопления жидкости в газовых скважинах.

Вполне вероятно, что в течение срока службы газовой скважины объем добываемой жидкости будет увеличиваться, а объем добываемого газа - уменьшаться. Такие ситуации обычно приводят к накоплению жидкости в стволе, пока скважина окончательно не заглохнет или будет наблюдаться неустойчивая ее работа с меньшим дебитом. При ранней диагностике можно минимизировать потери в добыче газа с использованием одного из многих существующих методов механизированного удаления жидкости из скважины.

С другой стороны, если скопление жидкости в стволе скважины своевременно не выявлено, жидкость может накапливаться на забое и в прискважинной зоне пласта, приводя к временным или неустранимым негативным последствиям. Поэтому крайне важно раннее выявление признаков скопления жидкости с целью предотвращения потерь в добыче газа и возможного ухудшения коллекторских свойств пласта.

В этой главе обсуждаются симптомы возникновения в газовой скважине проблем, связанных со скоплением жидкости. Особое внимание уделяется симптомам, которые можно обнаружить при проведении исследования на промысле. Хотя некоторые из них более очевидны по сравнению с другими, внимание к этим симптомам позволит при необходимости прибегнуть к более точным методам анализа скважин, описанным в последующих главах.

Следующие симптомы указывают на скопление жидкости в скважине:

Неравномерная добыча и увеличение темпа снижения добычи.

Падение давления в насосно-компрессорных трубах при росте давления в затрубье.

При наблюдении за изменением давления по стволу скважины отмечается резкое, явно выраженное изменение градиента давления.

Подъем уровня жидкости в затрубном пространстве.

Прекращение выноса жидкости.

Существование скачков давления на устье скважины

Одним из наиболее общепринятых методов, с помощью которых можно обнаружить скопление жидкости, является регистрация промысловых данных с помощью автоматизированной системы сбора информации или двухканального самопишущего манометра. Эти устройства записывают измеряемые значения дебита газа на диафрагме во времени. Обычно, когда из скважины жидкость выносится, в стволе она не скапливается, эта жидкость присутствует в потоке газа в виде мелких капелек (дисперсной фазы) и слабо влияет на перепад давления на диафрагме. Когда же через измерительную диафрагму проходит жидкостная пробка, относительно высокая плотность жидкости приводит к возникновению скачков давления. Скачок перепада давления на диаграмме самописца обычно указывает на то, что в стволе скважины и (или) в выкидной линии начинает скапливаться жидкость, которая выходит на поверхность в виде пробок, что приводит к неустойчивой работе скважины.

1.10 Контроль работы скважины

Существует метод отображения минимального давления фонтанирования (и дебита газа, вызывающего эрозию скважинного оборудования) непосредственно на кривой устьевого давления. Эти кривые помогают выявить ситуацию, когда скопление жидкости (или существование дебита газа, вызывающего эрозию) может привести к снижению добычи. Разработана методика наложения кривых, посредством которой генерируется «типовая кривая» минимального давления фонтанирования для всего месторождения или применительно к рабочим условиям в отдельных частных случаях.

1.11 Подъем уровня жидкости в затрубном пространстве

В некоторых газовых скважинах без пакеров наблюдаются низкочастотные пульсации давления, которые могут продолжаться в течение нескольких часов или дней. Эти пульсации указывают на накопление жидкости в стволе скважины и в ряде случаев сокращают добычу более чем на 40%. На рис 2.7 схематически изображены пульсации, которые могут возникнуть в типичной газовой скважине без пакера.

газовый скважина авария жидкость

1.12 Прекращение выноса жидкости

Некоторые высокодебитные газовые скважины в течение какого-то времени работают стабильно, обеспечивая вынос жидкости, а затем их производительность резко падает до низкого уровня. Когда добыча газа снижается, добыча жидкости может полностью прекратиться. В таких случаях скважина работает с дебитом ниже «критического», когда уже невозможен вынос жидкости на поверхность. В результате жидкость накапливается в стволе скважины, а газ поднимается сквозь ее столб в виде пузырьков. В зависимости от количества накопленной жидкости и давления скважина может либо перестать фонтанировать, либо перейти в режим работы, в котором газ будет мигрировать через жидкость, поднимаясь в виде пузырьков. В любом случае, дебит газа уменьшается до значения, при котором жидкость больше не поднимается по насосно-компрессорным трубам.

Наилучшим методом анализа такого поведения скважины является расчет минимальной критической скорости течения в насосно-компрессорных трубах или минимальной скорости газа, при которой жидкость еще выносится на поверхность. Если скорость потока значительно ниже, чем это необходимо для выноса жидкости, особенно при использовании лифтовой колонны большого диаметра, необходимо проверить, не выходит ли газ сквозь жидкость в виде пузырьков. В этой ситуации с низким дебитом возможно принятие таких мер, как откачивание жидкости из скважины, повторное заканчивание скважины с использованием насосно-компрессорных труб меньшего диаметра или спуск гибкой колонны НКТ для закачки.

Для обнаружения столба жидкости в стволе скважины можно также использовать спускаемый на проволоке глубинный манометр. Эти методы будут обсуждаться в последующих главах. Если поток не вносит искажений в акустические сигналы, отражающиеся от поверхности жидкости, или если акустические импульсы создавать быстро и периодически после остановки скважины, то существует возможность применения акустического уровнемера.



Глава 2. Порядок разработки и содержание планов ликвидации аварий на ОПО

План ликвидации аварий (ПЛА) - документ, устанавливающий основные требования по организации локализации и ликвидации аварий.

ПЛА разрабатывается на объектах, возможные аварии на которых могут причинить вред здоровью и жизни людей, нанести ущерб производственному оборудованию и помещению, а также привести к экологическим катастрофам.

Идентификация опасностей будущего (планируемого) производства заложена требованиями законодательства в области промышленной безопасности и охраны труда путем включения требований о наличии в проектной документации соответствующих разделов. В ряде случаев, установленных Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», оценка рисков аварий приводится в составе декларации промышленной безопасности.

Исходя из оценки рисков аварий, составляются планы ликвидации аварий (ПЛА) и организуется обучение работников действиям по каждой конкретной аварийной ситуации.

ПЛА составляется в целях определения возможных сценариев возникновения и развития аварий, конкретизации технических средств и действий производственного персонала и спецподразделений по локализации аварий.

План ликвидации составляют на аварии, которые характерны (наиболее вероятны) для данного объекта. Перечень таких аварий составляется в рамках проведения идентификации и оценки рисков и разработки декларации промышленной безопасности.

В ПЛА должны предусматриваться:

o возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей;

o мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией;

o мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия производственного персонала при возникновении аварий;

o места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий;

o порядок взаимодействия с газоспасательными, пожарными и аварийно-спасательными формированиями.

ПЛА должен содержать:

o оперативную часть, в которой должны быть предусмотрены все виды возможных аварий на данном объекте, определены мероприятия по спасению людей и ликвидации аварии, а также лица, ответственные за выполнение мероприятий, и исполнители, места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий, действия газоспасателей, пожарных и других подразделений;

o распределение обязанностей между отдельными лицами, участвующими в ликвидации аварии;

o список, номера телефонов, адреса должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии;

o схему расположения технологического оборудования и коммуникаций с указанием вводов и выводов рабочей среды, задвижек, кранов, вентилей, рубильников и аварийных кнопок;

o схему размещения стационарных средств пожаротушения, шкафов с газозащитной аппаратурой, инструментов и материалов, находящихся в аварийных шкафах (помещениях) и используемых в случаях аварии, с указанием их количества и основной характеристики, мест расположения пожарных извещателей и телефонов.

Разработка плана локализации и ликвидации аварий.

В соответствии с требованиями статьи 9 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана осуществлять мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий на опасном производственном объекте, оказывать содействие государственным органам в расследовании причин аварии.

На основании п. 2.7 Общих правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств (утв. Приказом Ростехнадзора №96 от 11.03.2013г.) для каждого ОПО химической, нефтехимической и нефтегазоперерабатывающей промышленности должен разрабатываться План локализации и ликвидации аварий (ПЛА).

В соответствии с п. 4 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утв. Приказом Ростехнадзора №101 от 12.03.2013г.) для опасных производственных объектов нефтегазодобывающих производств необходима разработка планы локализации и ликвидации последствий аварий.

ПЛА разрабатывается на основании Рекомендаций по разработке планов локализации и ликвидации аварий на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах (утв. Приказом Ростехнадзора №781 от 26.12.2012г.)

Назначение плана локализации и ликвидации аварий

ПЛА разрабатывается с целью:

§ планирования действий персонала ОПО и специализированных служб на различных уровнях развития ситуаций;

§ определения готовности организации к локализации и ликвидации аварий на ОПО;

§ выявления достаточности принятых мер по предупреждению аварий на объекте;

§ разработки мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий на ОПО.

Содержание типового плана.

ПЛА разрабатывается по следующей структуре:

§ титульный лист (рекомендуемый образец оформления титульного листа плана локализации и ликвидации аварий приведен в приложении N 3 к настоящим Рекомендациям);

§ оглавление;

§ ПЛА уровня «А»;

§ ПЛА уровня «Б»;

§ приложения в составе:

§ схема оповещения об аварии;

§ список оповещения работников ОПО, их подразделений и сторонних организаций, которые немедленно извещаются диспетчером организации об аварии (оформляется в виде таблицы, рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 4 к настоящим Рекомендациям);

§ инструкция по безопасной остановке технологического процесса;

§ действия ответственного руководителя и работников ОПО по локализации и ликвидации аварий и их последствий;

§ список инструмента, материалов, приспособлений и средств индивидуальной защиты (оформляется в виде таблицы, рекомендуемый образец которой приведен в приложении N 5 к настоящим Рекомендациям);

§ порядок изучения ПЛА и организация учебных занятий;

§ расчетно-пояснительная записка к ПЛА, которая оформляется в виде отдельной книги.

Согласование и утверждение.

ПЛА согласовывается с руководителями всех специализированных служб, задействованных в соответствии с оперативной частью ПЛА в работах по локализации и ликвидации аварий, вводится в действие приказом по организации.

Срок действия.

ПЛА пересматривается и переутверждается не реже чем один раз в 5 лет, а также после аварии по результатам технического расследования причин аварии.

Безопасность работников во время аварийной ситуации во многом (если не в основном) зависит от того, насколько они адекватно реагируют на ту или иную ситуацию, насколько четко знают, что делать (и чего не делать), куда бежать, кому сообщать и т.д. Для отработки практических навыков и действий в условиях аварийной ситуации регулярно по плану ликвидации аварий проводятся учебно-тренировочные занятия с записью в журнале с оценкой каждого работника. Как правило, в них принимают участие и специалисты аварийно-спасательных формирований для отработки согласованных совместных действий. С учетом специфики производства занятия проводятся с различной периодичностью, определенной в правилах безопасности для данной отрасли.

Другим не менее важным моментом является то, что до сведения всех подрядчиков, выполняющих работы в условиях действующего производства, должен быть доведен порядок их действий в случае аварийной ситуации. Реализация этого необходимого для обеспечения безопасности работников подрядчика может быть возложена либо на отдел охраны труда и промышленной безопасности (в рамках вводного проведения инструктажа), либо руководителей структурных подразделений (цехов, производств).



Заключение

В ходе производственной практики в ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» по профилю специальности 21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений по:

ПМ.01 «Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» в объеме 144 часа я освоил следующие профессиональные компетенции:

-контроль и поддержание оптимальных режимов разработки и эксплуатации скважин.

-предотвращение и ликвидация последствия аварийных ситуаций на нефтяных и газовых месторождениях.

-проведение диагностики, текущего и капитального ремонта скважин.

По ПМ.04 «Выполнение работ по профессии «Оператор по добыче нефти и газа» в объеме 72 часа я освоил следующие профессиональные компетенции:

-осуществление технического надзора за работой нефтяной и газовой скважиной.

-проведение работ по ремонту механизмов и узлов наземного и подземного оборудования скважин.

-разработка технологических процессов ремонта узлов и механизмов нефтепромыслового оборудования и аппаратуры.

Приобрел практический опыт в:

- осуществлении технического надзора за работой нефтяной и газовой скважиной;

- произведении работ по ремонту механизмов и узлов наземного и подземного оборудования скважин;

-разработке технологических процессов ремонта узлов и механизмов нефтепромыслового оборудования и аппаратуры.

Научился:

- определять свойства конструкционных и строительных материалов, горных пород и грунтов, - осуществлять их выбор при сооружении и ремонте трубопроводов и хранилищ;

- производить технологические расчёты по внедрению различных

методов увеличения нефтеотдачи пластов и дебитов скважин;

- устранять осложнения и аварийные ситуации на скважине;

- оформлять необходимую техническую и технологическую документацию в соответствии с действующими нормативными документами.



Список литературы

1. Файнбург Г.З., Овсянкин А.Д., Потемкин В.И. Порядок разработки и содержание планов ликвидации аварий

2. http://info-neft.ru/index.php?action=full_article&id=520

3. http://www.orfi.ru/services/pla/

4. http://www.studfiles.ru/preview/6130023/page:23/

Размещено на Allbest.ru

...