Частное образовательное учреждение дополнительного профессионального образования «Саратовнедра» Методическое пособие по программе повышения квалификации «Оператор по добыче нефти и газа» 1 БИЛЕТ №1 1. Способы подготовки сточных вод для заводнения пластов. Сточные воды, используемые в целях поддержания пластового давления состоят на 85 – 90 % из добытой пластовой воды. В нефтедобывающей промышленности применяются как специально разработанные методы подготовки сточных пластовых вод, так и заимствованные из смежных отраслей, применяющих крупнотоннажные системы очистки воды. Наиболее часто применяют следующие методы: · отстаивание воды; · фильтрование воды через пористые или иные среды; · флотация; · коалесценция; · центробежное разделение; · диспергирование; · удаление примесей поглотителями; · озонирование. В качестве технических средств для отстаивания воды используют резервуары отстойники, нефтеловушки, пескоотделители и пруды-отстойники. Резервуары – отстойники обеспечивают очистку стойной воды по герме-тизированной схеме. В зависимости от производительности, качества сырья и требований к очищенной воде применяют резервуары различной вместимости (от 200 до 5 000 м 3 )с разнообразной начинкой и обвязкой. Выбор и расчет резервуаров проводится исходя из времени отстаивания воды в течение 8 – 16 часов. Процесс очистки может производится в циклическом или непрерывном режиме. Обвязка водоочистных резервуаров большей частью последовательная. На рис. 1 приведена конструкция отстойника, разработанная на базе нефтяных стальных резервуаров объемом 1000, 2000 и 5000 м 3 . Для глубокой очистки нефтепромысловых сточных вод от эмульгированной нефти и твердых механических примесей предназначен отстойник с патронными фильтрами ОПФ3000. Рис. 1. Отстойник для очистки нефтепромысловых сточных вод 2 1 – корпус резервуара – отстойника; 2 – трубопровод подачи загрязненной воды; 3 – трубопровод отвода уловленной нефти; 4 – кольцевой короб сбора уловленной нефти; 5 лучевой распределитель ввода загрязненной воды; 6 – сифонный регулятор для поддержания уровня раздела фаз «нефть-вода» и отвода очищенной воды; 7 – трубопровод подачи воды для размыва осадка; 8 – трубопровод отвода шлама. Отстойник с патронными фильтрами ОПФ-3000 Предназначен для глубокой очистки нефтепромысловых сточных вод от эмульгированной нефти и твердых механических примесей, Отстойник входит в состав комплекса оборудования для очистки сточныx вод, используемых в системе ППД (рис. 2 ). Рис. 2 Отстойник с патронными фильтрами ОПФ – 3000 1 – емкость; 2 – фильтр – патрон; 3 – блок фильтр – патронов; 4 – отражательный лоток; 5 – сборник чистой воды; 6 – лестница; 7 – люк – лаз; 8 – поворотное устройство; 9 – труба входная. Отстойники предназначены для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах по ГОСТ 15150-69: ОПФ-3000-01 - в макроклиматическом районе с умеренным климатом , со средней температурой – самой холодной пятидневки не ниже 233 К (400С). Минимальная Допустимая температура стенки отстойника, находящегося под давлением, 233 К (400С). Вид климатического исполнения – У1 по ГОСТ 15150 – 69. ОПФ-3000-02 - в макроклиматическом районе с холодным климатом, со средней температурой самой холодной пятидневки от 232 до 213 К колеса (от -41 до -60°С). Минимальная допустимая температура находящегося под давлением, 213 К (-60°С). Вид климатического исполнения - ХЛ1 по ГОСТ 15150-69. Основные технические данные Таблица 1 Производительность, м 3/сут, не более . . ......... ........... 3000 Рабочее давление, Мпа (кгс/см2), не более ……………0,6 (6) Объем отстойника, м3 ………………………………………125 Количество фильтров, шт……………………………………16 Скорость фильтрации, м3/ч, не более ……………………10 Площадь фильтрации одного фильтра, м2……………….1 3 Рабочая среда …………………………..сточные воды установок подготовки нефти и объектов нефтесборного парка , содержащие эмульгированную нефть, твердую примесь в виде частиц песка и глины, сульфида и гидроокиси железа, углеводородные газы и сероводород Температура рабочей среды, К …………………………… 283 – 333 Содержание примесей в воде, поступающей на очистку, мг/л, не более: Эмульгированной нефти ……………………………………..2000 Твердых частиц ………………………………………………..100 Содержание примесей в очищенной воде, мг/л, не более: Эмульгированной нефти ……………………………………..20 Твердых частиц ………………………………………………..10 Содержание сероводорода в сточной воде, Мг/м3, не более …………………………………………………10 Разность плотностей воды и нефти, Мг/м3, не более …………………………………………………150 Отстойник ………………………………………………………..ремонтноспособный Габаритные размеры отстойника (длина х ширина х высота), мм………………………………19000 х 3000 х 3865 масса отстойника, кг …………………………………………...22000 Описание конструкции и принцип действия Отстойник ОПФ-3000 (рис.) представляет собой стандартную горизонтальную цилиндрическую емкость 1, внутри которой расположены 16 фильтр-патронов 2, объединенных в четыре блока фильтр-патронов 3, четыре отражательных опорных лотка 4, сборник чистой воды 5 и лестница 6. Емкость устанавливается на две седловидные опоры имеет люк-лаз 7, монтажные люки, штуцеры для подсоединения технологических трубопроводов, установки предохранительных клапанов и приборов КИПиА. Емкость оборудована поворотным устройством 8 для монтажа и демонтажа крышки люка-лаза, грузоподъемными элементами и деталями для крепления теплоизоляции. Принцип работы отстойника Сточная вода установок подготовки нефти, прошедшая предварительно грубую очистку, поступает через распределитель-гребенку и входную трубу 9 во внутреннюю полость фильтров, откуда под действием напора фильтруется через пенополиуретан в полость отстойника. При фильтрации эмульсии через ППУ происходит укрупнение частиц эмульгированной тонкодисперсной нефти до пленочной, которая потоком жидкости отрывается от поверхности фильтра и всплывает в верхнюю часть отстойника. Очищенная сточная вода постоянно выводится через сборник чистой воды и подается в систему поддержания пластового давления (ППД). Всплывшая нефть постоянно или периодически выводится из отстойника через штуцер нефти в емкость уловленной нефти. Выпадающая на дно емкости твердая примесь постоянно или периодически, в зависимости от интенсивности накопления, дренируется с жидкостью в илонакопитель. 4 Ввод сточной воды в отстойник с двух противоположных сторон позволяет равномерно распределить жидкость в емкости и увеличить коэффициент использования объема отстойника. Расположение фильтров в верхней части отстойника сокращает высоту всплывания частиц нефти и, как следствие, продолжительность пребывания жидкости в отстойнике. Пенополиуретан работает в режиме самоочищения и не требует регенерации, что обеспечивает работу фильтров без замены не менее 12 месяцев. Отстойник может работать в двух режимах: в автоматизированном и неавтоматизированном режиме "полного заполнения". Для работы в автоматизированном режиме отстойник оснащается регуляторами с сигнализаторами уровня раздела фаз "нефть-вода", сигнализаторами верхнего и нижнего предельного уровня жидкости, исполнительными механизмами и расходомером очищенной воды. В режиме "полного заполнения" уловленная нефть вместе с газом отводится постоянно с избытком (до 5-10% от производительности отстойника) сточной воды в емкость уловленной нефти, откуда газ утилизируется или отводится на факел, а уловленная нефть - на УПН. Для облегчения настройки отстойника на режим "полного заполнения" рекомендуется предусмотреть в верхней зоне корпуса отстойника 3-4 пробоотборных крана, а на линии вывода очищенной воды и уловленной нефти - расходомеры. Пруды-отстойники (шламосборники, аварийные амбары) предназначены для отделения углеводородных компонентов и механических примесей. Расчетное время отстаивания составляет около 2 сут. Пруд – отстойник представляет собой земляное сооружение длиной до 200 м , шириной по зеркалу воды до 40 м и глубиной 1,5 – 2,5 м и обычно состоит из двух последовательно соединенных секций. Гидроизоляция и предотвращение загрязнения подземных вод обеспечиваются различными способами (табл. 1). Флотация сточных пластовых вод это метод, позволяющий проводить доочистку сточной воды до содержания примесей 4-30 мг/л. В настоящее время с целью сокращения потребления пресных вод и утилизации добываемых пластовых вод широко применяется использование для целей ППД сточных вод. Вода должна пройти предварительную очистку от мехпримесей (до 3- мг/л) и нефтепродуктов (до 25 мг/л). Наиболее широко распространенный способ очистки – гравитационное разделение компонентов в резервуарах. При этом применяется закрытая схема. Отточная вода с содержанием нефтепродуктов до 500 тыс.мг/л и мехпримесей до 1000 мг/л поступает в резервуары-отстойники сверху. Слой нефти, находящийся вверху, служит своеобразным фильтром и улучшает качество очистки воды от нефти. Мехпримеси осаждаются вниз и по мере накопления удаляются из резервуара. Из резервуара вода поступает в напорный фильтр. Затем в трубопровод подают ингибитор коррозии, и насосами вода откачивается на КНС. Для накопления и отстоя воды применяют вертикальные стальные резервуары. На внутреннюю поверхность резервуаров наносятся антикоррозийные покрытия с целью защиты от воздействия пластовых вод. 2. Понятие о залежи, месторождении нефти и газа. Типы залежей. Естественное скопление нефти или газа в пористых горных породах (коллекторах) называются нефтяными или газовыми залежами. Совокупность залежей нефти или газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляют собой нефтяное или газовое месторождение. Нефть или газ пропитывают или насыщают пористую горную породу (коллектор). Такие коллекторы, перекрытые сверху и снизу непроницаемыми породами, называются нефтяными или газовыми пластами. Толщина нефтяных или газовых пластов (мощность) может колебаться от нескольких сантиметров до нескольких десятков метров; ширина и 5 длина их – от нескольких десятков метров до нескольких десятков километров. Нефтяные и газовые пласты различных форм (антиклинальные; синклинальные; сундучного типа). Располагаются в большинстве случаев под различными углами в горизонтальной плоскости (пологие, крутопадающие). В пониженных частях нефтегазовых залежей при наклонном расположении пластов нефть и газ подпираются пластовой водой, эта вода называется контурной или краевой, потому что она оконтуривает или ограничивает нефтяную часть залежи. В пологих залежах пластовую воду называют подошвенной, т.к. в этом случае залежи нефти и газа как бы плавают в воде. Количество нефтяных или газовых пластов на различных месторождениях может быть различным, от одного до нескольких десятков. В зависимости от этого месторождение называется однопластовым или многопластовым. В зависимости от количественного соотношения нефти и газа месторождения подразделяются на нефтяные, газовые, газонефтяные, газоконденсатные. Залежи могут быть без геологических нарушений или с геологическими нарушениями. Типы тектонических нарушений: надвиг; поднадвиг; экранированные. 3. Методы поддержания пластового давления (ППД). В зависимости от расположения нагнетательных скважин по отношению к залежи нефти различают: законтурное, приконтурное внутриконтурное заводнение На многих месторождениях применяют сочетание этих разновидностей. ЗАКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового Рис. 2 Схема размещения скважин при законтурном заводнении. 6 давления и уменьшением дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин. С этой целью поддержание пластового давления производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой (за внешним контуром нефтеносности) (рис.2). При этом, линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Обычно нагнетательные скважины размещают возможно ближе к внешнему контуру нефтеносности – на расстоянии от 0 до 200 –300 м в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин. Для однородных высокопроницаемых пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму. Но на практике редко встречается природная система (залежь), идеально сочетающая в себе эти факторы. Если законтурное заводнение в стадии его широкого внедрения считалось наиболее эффективным методом поддержания пластового давления, то тщательный анализ сущности метода, в первую очередь, с геологических позиций дает основание отметить значительное число негативных сторон этого метода, которые ставят под сомнение целесообразность его применения для подавляющего большинства нефтяных залежей. ПРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности (рис. 3). внешний контур нефтеносности; внутренний контур нефтеносности; нагнетательные скавжины; эксплуатационные скавжины Рис. 3. Схема размещения скважин при приконтурном заводнении Первоначально метод приконтурного заводнения был предложен для залежей геосинклинальных областей с резко ухудшенной проницаемостью в зоне ВНК и изолированной от законтурной области. Впоследствии оказалось, что приконтурное заводнение весьма эффективно и для платформенных залежей 7 ВНУТРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Полученные результаты законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки. При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта (рис. 4). внешний контур нефтеносности; внутренний контур нефтеносности; нагнетательные скавжины; эксплуатационные скавжины Рис. 4. Схема размещения скважин при внутриконтурном заводнении В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения: разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки; барьерное заводнение; разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки; сводовое заводнение; очаговое заводнение; площадное заводнение. Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки ( блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов ( литологического замещения) в пределах до 3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин ( не более 5 – 7 ). Разрезание на отдельные площади и блоки нашло применение на Ромашкинском ( 23 пласта горизонта Д1 , Татария ), Арланском ( Башкирия), Мухановском ( Куйбышевская обл.), Осинском (Пермская обл.), Покровском (Оренбургская обл.), Узеньском (Казахстан), Правдинском, Мамонтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском (Западная Сибирь) и других месторождениях. 8 На месторождениях Советском ( пласты АВ 1 ) , Самотлорском , Мамонтовском и др. с начала 60-х гг. стали широко использовать системы блокового заводнения, так называемые “активные” (интенсивные) системы с размещением между двумя нагнетательными рядами не более 3 – 5 рядов добывающих скважин. При небольшой вязкости нефти (до 3 – 5 мПа с ) для объектов с относительно однородным строением пластов системы заводнения могут быть менее активными, блоки шириной до 3,5 – 4 км. Для ухудшенных условий активность систем должна повышаться, а ширина блоков должна уменьшаться до 2 – 3 км и менее. При однородных пластах с продуктивностью выше 500 т / (сут. МПа ) оправдали себя пятирядные системы , при продуктивности 10 – 50 т / (сут. МПа ) – трехрядные. В результате дальнейших исследований, исходя из опыта разработки было установлено, что наиболее целесообразно применять разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин в блоке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин. Так возникла современная разновидность рядных систем – блоковые системы разработки нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная пятирядная Использование систем разработки с внутриконтурным разрезанием позволило в 2 – 2,5 раза увеличить темпы разработки по сравнению с законтурным заводнением, существенно улучшить технико-экономические показатели разработки. Блоковые рядные системы нашли большое применение при разработке нефтяных месторождений во многих нефтедобывающих районах, особенно в Западной Сибири. В настоящее время это наиболее интенсивный и экономичный способ воздействия на продуктивные пласты. По характеру взаимного расположения нефтедобывающих и водонагнетательных скважин различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения. Сводовое заводнение При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, то это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное. Осевое заводнение предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части. Осевое заводнение было осуществлено в США на месторождениях Уиссон ( 1948 г.) и Келли-Снайдер ( 1954 г.) , в России - при разработке Новодмитриевского, Якушкинского, Усть-Балыкского ( пласты группы А). Кольцевое заводнение Кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади. (Ромашкинское месторождение ). Центральное заводнение как разновидность кольцевого ( вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин). Очаговое заводнение в настоящее время применяется в качестве дополнительного мероприятия к основной системе заводнения. Оно осуществляется на участках залежи, из которых в связи с неоднородным строением пласта, линзовидным характером залегания 9 песчаных тел и другими причинами, запасы нефти не вырабатываются. Положение нагнетательных и добывающих скважин определяется таким образом, чтобы способствовать более полному охвату воздействием нефтяной залежи. Количество очагов заводнения определяется размерами нефтеносной площади. Также используется в сочетании с законтурным и особенно внутриконтурным заводнением для выработки запасов нефти из участков, не охваченных основными системами. Оно более эффективно на поздней стадии разработки. Избирательное заводнение применяется в случае залежей с резко выраженной неоднородностью пластов. Особенность этого вида заводнения заключается в том, что в начале скважины бурят по равномерной квадратной сетке без разделения на эксплуатационные и нагнетательные, а после исследования и некоторого периода разработки из их числа выбирают наиболее эффективные нагнетательные скважины. Благодаря этому, при меньшем их числе реализуется максимально интенсивная система заводнения и достигается более полный охват охват заводнением. Площадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважиноточек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девя-титочечные , также линейные ( рис. 5 ). а г б в е Рис. 5 Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами) Линейная система – это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещаются в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 : 1 . Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2 н = 2 д = 2. Если 2L = 2, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин ( 1: 1 ) . Пятиточечная система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение скважин с нагнетательной скважиной в центре ( обращенная пятиточечная система). В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательных ( соотношение скважин 3 : 1 ) , так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В обращенной девятиточечной системе ( с нагнетательной скважиной в центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 : 3 . При треугольной сетке размещения скважин имеем четырехточечную ( обращенную семиточечную) и 10 семиточечную (или обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагнетательных и добывающих скважин соответственно 1:2 и 2 : 1 . Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи. Заводнение нефтяных пластов с его разновидностями в настоящее время - главный метод воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти. 4.Устьевое оборудование нагнетательной скважины. Колонна НКТ арматура Нагнетательная 1. Наземное оборудование. 1.1. нагнетательная арматура; 1.2. обвязка устья скважины. 2. Подземное оборудование. 2.1. насосно-компрессорные трубы; 2.2. пакер. Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое при закачке рабочего агента давление. Арматура должна обеспечивать герметичность скважины, подвеску насосно-компрессорных труб (НКТ), процессы восстановления приемистости, измерение давления и приемистости скважины. Наиболее часто используют арматуру типа 1АНЛ-60-200 или АН1-65-210 с проходным сечением фонтанной ёлки 60-65 мм на рабочем давление до 20 МПа. Основные части арматуры трубная головка и «елка». Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ, проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстроразборного соединения. «Елка» служит для закачки жидкости через колонну НКТ Пакер Эксплуатационная колонна Оборудование нагнетательных скважин включает: Зона перфорации 9 8 4 5 12 3 из ВРБ 11 10 1 Рис. 6 Арматура нагнетательная АНК 1 с обвязкой скважины. 1 – быстросборное соединение; 2 – вентиль с манометром; 3 – центральная задвижка; 4 – тройник; 5 – штуцер; 6 –фланец; 7 – трубная обвязка; 8 – трубная задвижка; 9 – вентиль для замера Ру; 10 – затрубная задвижка; 11 – секущая задвижка; 12 – вентиль для замера рабочего (линейного) давления. 11 и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Нагнетательная арматура обвязывается с нагнетательной линией скважины (рис.6). 5. Производственный контроль за состоянием условий труда. Этапы контроля. ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ КОНТРОЛЬ Осуществляется на предприятии на основании «Положения о производственном контроле» в соответствии со ст.11 федерального закона « О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ Задачи производственного контроля - обеспечение требований промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды, коропоративной политики и норм безопасности Ответственными лицами за проведения контроля в Обществе является главный инженер-первый заместитель генерального директора Ответственное лицо в цехе-начальник цеха Ответственное лицо на объекте-руководитель объекта , мастер по добыче нефти и газа Цель контроля- предупреждение производственного травматизма, несчастных случаев, инцидентов, аварий и чрезвычайных ситуаций, а также улучшения организации работы по соблюдению требований промышленной безопасности, пожарной безопасности, охраны труда на объектах Этапы контроля: Первый этап производственного контроля- осуществляет руководитель объекта не реже одного раза в две недели, выявленные нарушения устраняются сразу, недостатки которые невозможно устранить в течении рабочей смены заносятся в журнал 1 этапа контроля и докладываются устно на производственных совещаниях руководителю цеха, либо служебной запиской. Второй этап производственного контроля- осуществляет начальник цеха( заместитель начальника цеха) комиссионно , состав комиссии назначается распоряженим по цеху, периодичность согласно утвержденного графика проведения проверок объектов, недостатки которые нельзя устранить в течении рабочей смены заносятся в журнал 2 этапа производственного контроля с определением сроков и ответственных за выполнение, по нарушения которые не входят в компетенцию начальника цеха ставится в известность руководство Общества . Третий этап производственного контроля осуществляет постоянно действующая комиссия Общества, назначенная приказом, согласно утвержденного графика проверок , результаты проверок оформляются актом с определением сроков и ответственных за устранение нарушений, акты направляются руководителям цехов для организации работы по устранению выявленных нарушений. По результатам контроля проводятся ежеквартальные совещания Общества по итогам работы по обеспечению безопасности производства 12 БИЛЕТ №2 1. Борьба с коррозией оборудования и водоводов по очистке и закачке сточных вод. Защита от коррозии Комплекс мероприятий по защите от внутренней коррозии разрабатывается проектной организацией и в общем случае включает: A. Технологические методы: поддержание в системе сбора и закачки гидродинамического (турбулентного) режима течения продукции; пчистку трубопроводов от механических примесей и продуктов коррозии B. Специальные методы: применение покрытий, футеровок, химических реагентов, электрохимическую защиту. C. Контроль коррозийной активности и физико-химических свойств среды. Защита трубопроводов от внешней коррозии осуществляется с помощью изоляционных покрытий и средств электрохимзащиты, которые предусматриваются проектом и монтируются на трубопроводах до их сдачи в эксплуатацию. В процессе эксплуатации трубопроводов необходим постоянный контроль за состоянием изоляционного покрытия и нормального функционированием средств ЭХЗ, который осуществляет служба электрохимической защиты предприятия. 2. Пористость, проницаемость продуктивного пласта. Коэффициент пористости. Если горная порода обладает свойствами, которые обеспечивают подвижность нефти и газа в ее пустотном пространстве и, следовательно, возможность их изменения, то ее называют коллектором. По происхождению горные породы делят на 3 класса: магматические, метаморфические, осадочные. Все горные породы могут быть коллектором нефти и газа, но лишь 1 % запасов нефти приурочен к магматическим и метаморфическим породам. В основном скопления нефти и газа приурочены к осадочным породам. Осадочные породы в зависимости от происхождения разделяются на три группы: Терригенные – состоящие из обломков материала (пески, песчаники, алевролиты, глины, аргелиты и др.). Хемогенные – образовавшиеся из минеральных веществ, выпавших из водных растворов (каменная соль, гипсы, ангидриды, доломиты и др.). Органогенные – сложенные из скелетных останков животного и растительного мира (мел, известняки). Пористость горных пород Под пористостью горных пород понимают наличие в породе пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость – показатель, используемый для характеристики коллекторных свойств пласта и определения запасов нефти и газа в залежи. Численная величина полной (абсолютной) пористости определяется коэффициентом пористости: Vпор m 100 (в процентах), V0 породы 13 где m – коэффициент пористости; Vпор – объем пор в породе; V0 – видимый объем породы. Величина пористости зависит от размера и формы зерен, складывающих породу, степени неоднородности зерен, уплотнения и других факторов. Например: глины – 6-50 %; пески – 6-52 %; песчаники – 3,5-29 %; известняки и доломиты – 0,6-33 %. Проницаемость горных пород Проницаемостью горных пород называется их свойство пропускать сквозь себя жидкость и газ. Проницаемость зависит от размера пор и каналов, соединяющих эти поры. Поровые каналы условно делятся на три категории: сверхкапиллярные d более 0,5 мм; капиллярные d от 0,5 до 0,0002 мм; субкапиллярные d менее 0,0002 мм. Движение в субкапиллярных каналах невозможно. Количественной характеристикой проницаемости служит коэффициент проницаемости. Практической единицей проницаемости служит дарси. Одна дарси проницаемость такой породы (пористой среды) при фильтрации через образец площадью 1 см2 и длиной 1 см, при перепаде давления 1 кгс/см2 расход жидкости вязкостью 1 спз составляет 1 см3/с. Для характеристики проницаемости введены понятия: абсолютная, фазовая, относительная проницаемость. Абсолютная проницаемость – при движении в пористой среде одной лишь фазы (газа или однородной жидкости). Фазовая проницаемость – проницаемость породы для газа или жидкости при содержании в породе многофазных систем. Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной. 3. Технологическая схема закачки воды в пласт для ППД. Рис.7 Принципиальная схема заводнения участка месторождения 14 Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения для поддержания пластового давления в целях достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта. Система ППД должна обеспечивать: объемы закачки воды в продуктивные пласты и давления ее нагнетания по скважинам участка, объектам разработки и месторождения в целом в соответствии с технологическими схемами и проектами разработки; подготовку закачиваемой воды до кондиции (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям технологических схем и проектов разработки; возможность систематических замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, их группам, по пластам и объектам разработки, так и по месторождению в целом, контроль ее качества; герметичность и надежность эксплуатации, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения с использованием сточных вод; возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ГРП и ОПЗ с целью повышения приемистости пластов, охвата их заводнением, регулирования процесса вытеснения нефти к забоям эксплуатационных скважин. мощности сооружений систем заводнения должны обеспечить осуществление максимальной закачки по каждому технологическому блоку (площадке) разработки. Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (см. рис.7) Система нагнетательных скважин; Система трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ); Станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт. 4.Центробежные насосы типа ЦНС 180, ЦНС-500. Техническая характеристика. ЦНС Предназначен для откачки жидкости. Насосы типа ЦНС изготавливаются следующих модификаций: ЦНС – для t перекачиваемой жидкости до 450С. ЦНСГ – для перекачки жидкости с t до 1500С. ЦНСМ – для перекачки турбинного масла марки Л-22. ЦНС-60-50 60 – это подача, м/час. 50 – это напор по воде. Число ступеней – 2. Количество оборотов – 1500 в минуту. Состоит из корпуса и ротора. Корпусные детали: передние и задние кронштейны с упорными подшипниками, передние и задние крышки с фланцами (входным и выходным). Корпуса направляющих аппаратов, направляющие аппараты. Ротор представляет собой вал, на шпонках которого насажены рабочие колеса. Рабочее колесо, направляющий аппарат и корпус направляющего аппарата составляют секцию. Предусмотрены 2 сальника (передний и задний). Секции закреплены стержневыми болтами, их 4 шт. Вал ротора соединяется с валом электродвигателя с помощью полумуфт, в которых предусмотрено мягкое крепление. В конструкции предусматривается разгрузочное устройство, которое служит уравновешиванием сил, возникающих при работе насоса на последней ступени (к нему относится диск, кольцо, втулки, з/у трубка, соединяющая последнюю и первую ступени). Для предупреждения 15 подсоса воздуха через сальник на стороне входной крышки предусмотрен гидрозатвор. Жидкость под давлением первой ступени проходит через сальниковую набивку, охлаждает ее и предупреждает попадание воздуха в насос. Принцип действия: Жидкость попадает на лопатки рабочего колеса, а затем под действием центробежных сил на периферию рабочего колеса. Благодаря направляющему аппарату жидкость изменяет направление движения, теряет скорость, но приобретает напор и поступает через лопатки на прорезь следующего рабочего колеса. Жидкость, последовательно проходя несколько секций, приобретает напор – в каждой следующей секции 35-50 м водяного столба. Производительность насоса зависит от диаметра рабочего колеса и количества оборотов вала. Напор зависит от количества секций. 5.Понятие об «аварии» и «инциденте». Первичные средства пожаротушения, правила пользования ими. Промышленная безопасность опасных производственных объектов (далее промышленная безопасность) - состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий; авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ; инцидент - отказ или повреждение технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, отклонение от режима технологического процесса, нарушение положений настоящего Федерального закона, других федеральных законов и иных нормативных правовых актов Российской Федерации, а также нормативных технических документов, устанавливающих правила ведения работ на опасном производственном объекте (Федеральный закон от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ). Профессиональное заболевание- заболевание, вызванное воздействием вредных условий труда Профессиональное отравление- острая или хроническая интоксикация, вызванная вредным химическим фактором в условиях производства Острое профессиональное заболевание-заболевание, возникшее после одно ( в течении не более одной рабочей смены) воздействия вредных производственных факторов . Хроническое профессиональное заболевание, возникшее после многократного и длительного воздействия вредных производственных факторов. Несчастный случай на производстве- случай воздействия на работающего опасного производственного фактора при выполнении работающим трудовых обязанностей или задания руководителя работ. Несчастные случаи подразделяются на: -происшедшие в быту; -происшедшие вне производства; -происшедшие на производстве. По исходу несчастные случаи подразделяются на: -Легкие; -Тяжелые; - Тяжелые со смертельным исходом. 16 БИЛЕТ №3 1. Назначение трубной головки и фонтанной елки. Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое при закачке рабочего агента давление. Арматура должна обеспечивать герметичность скважины, подвеску насосно-компрессорных труб (НКТ), процессы восстановления приемистости, измерение давления и приемистости скважины. Наиболее часто используют арматуру типа 1АНЛ-60-200 или АН1-65-210 с проходным сечением фонтанной ёлки 60-65 мм на рабочем давление до 20 МПа. Основные части арматуры трубная головка и «елка». Трубная головка -предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ, проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстроразборного соединения. «Елка» - служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Нагнетательная арматура обвязывается с нагнетательной линией скважины (рис.8). 2. Пластовое и забойное давление. Динамический и статический уровень. Пластовое и забойное давление. Условие притока жидкости из пласта в скважину 9 8 4 5 12 3 из ВРБ 11 10 1 Рис. 8 Арматура нагнетательная АНК 1 с обвязкой скважины. 1 – быстросборное соединение; 2 – вентиль с манометром; 3 – центральная задвижка; 4 – тройник; 5 – штуцер; 6 –фланец; 7 – трубная обвязка; 8 – трубная задвижка; 9 – вентиль для замера Ру; 10 – затрубная задвижка; 11 – секущая задвижка; 12 – вентиль для замера рабочего (линейного) давления. Пластовое давление – давление, под которым находится жидкость и газы в залежи. Измеряется глубинным манометром после остановки скважины (т.е. в нерабочей скважине). Теоретически при наличии избыточного давления на устье пластовое давление можно 17 определить по формуле: Рпл Нg Р уст , где Рпл – давление пласта в Па; Н – глубина залегания пласта в м; ρ – плотность жидкости в кг/м3; g – ускорение свободного падения, 9,81 м/с2. Забойное давление – давление на забое скважины во время ее работы. Измеряется глубинным манометром при работающей скважине. Теоретически забойное давление можно определить по формуле: Р заб Нg Р уст Рт , Рт – давление, затраченное на преодоление трения по шлейфу (по манометру после штуцера). Условие притока Движение жидкости или газа из пласта в скважину возможно при условии, если Рпл > Рзаб + Рдоп, где Рпл – пластовое давление; Рзаб – забойное давление; Рдоп – дополнительное давление, необходимое для преодоления сопротивления в призабойной зоне (загрязнение при бурении, освоении, перфорации, эксплуатации). Динамический уровень - это уровень жидкости в скважине при ее работе. Статический уровень – это уровень жидкости в скважине при ее остановке. 3. Технологическая схема закачки газа в пласт для ППД. Для поддержания пластового давления на ряду с закачкой воды используется метод закачки в пласт газа. Для этого с помощью специальных компрессоров в нагнетательные скважины месторождения подается подготовленный газ. Метод может быть эффективен при наличии в продуктивном разрезе глинистых пропластков, пластов, линз, зон, которые при воздействии на них водой набухают, уменьшается проницаемость. При этом следует иметь в виду следующее: а) энергоемкость закачки газа будет значительно выше из-за его меньшей по сравнению с водой плотностью (в 7…15 раз) и необходимостью создания на устье скважин давления, равного по величине забойному. б) газ – сжимаемое вещество, вследствие сего каждый раз при остановках и ремонтах потребуется сжимать газ, заполняющий скважину до величины Рзаб. Потребность в суточной закачке газа V может быть определена так: V = Vн + Vв + Vг Здесь Vн, Vв, Vг – объемы извлекаемой нефти, воды, газа, приведенные к пластовым условиям. Соответственно за сутки, поскольку существуют различные потери газа (утечки, поглощение), объем закачиваемого газа Vнаг должен быть выше расчетного в n раз: Vнаг=n*V n = 1,5…1,20. При закачке газа необходим тщательный контроль как за состоянием герметичности наземных газопроводов, так и за равномерным движением газа в пласте. Прорывы газа в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам наиболее частое осложнение в этой системе. 18 4. Принцип работы насосов ЦНС. Пуск, остановка, эксплуатация. ЦНС Предназначен для откачки жидкости. Насосы типа ЦНС изготавливаются следующих модификаций: ЦНС – для t перекачиваемой жидкости до 450С. ЦНСГ – для перекачки жидкости с t до 1500С. ЦНСМ – для перекачки турбинного масла марки Л-22. ЦНС-60-50 60 – это подача, м/час. 50 – это напор по воде. Число ступеней – 2. Количество оборотов – 1500 в минуту. Состоит из корпуса и ротора. Корпусные детали: передние и задние кронштейны с упорными подшипниками, передние и задние крышки с фланцами (входным и выходным). Корпуса направляющих аппаратов, направляющие аппараты. Ротор представляет собой вал, на шпонках которого насажены рабочие колеса. Рабочее колесо, направляющий аппарат и корпус направляющего аппарата составляют секцию. Предусмотрены 2 сальника (передний и задний). Секции закреплены стержневыми болтами, их 4 шт. Вал ротора соединяется с валом электродвигателя с помощью полумуфт, в которых предусмотрено мягкое крепление. В конструкции предусматривается разгрузочное устройство, которое служит уравновешиванием сил, возникающих при работе насоса на последней ступени (к нему относится диск, кольцо, втулки, з/у трубка, соединяющая последнюю и первую ступени). Для предупреждения подсоса воздуха через сальник на стороне входной крышки предусмотрен гидрозатвор. Жидкость под давлением первой ступени проходит через сальниковую набивку, охлаждает ее и предупреждает попадание воздуха в насос. Принцип действия: Жидкость попадает на лопатки рабочего колеса, а затем под действием центробежных сил на периферию рабочего колеса. Благодаря направляющему аппарату жидкость изменяет направление движения, теряет скорость, но приобретает напор и поступает через лопатки на прорезь следующего рабочего колеса. Жидкость, последовательно проходя несколько секций, приобретает напор – в каждой следующей секции 35-50 м водяного столба. Производительность насоса зависит от диаметра рабочего колеса и количества оборотов вала. Напор зависит от количества секций. 5. Меры и средства защиты от поражения электрическим током. Оказание доврачебной помощи при поражении электротоком. К средствам защиты от поражения эл. тока относятся: -диэлектрические перчатки -диэлектрические коврики -диэлектрические подставки -диэлектрические боты - а так же инструмент электромонтера должен иметь соответствующую диэлектрическую защиту. Во избежание поражения эл. током необходимо помнить что эл. ток пагубно влияет на здоровье человека и несет смертельную опасность при прикосновении к токоведущим частям электроустановок. Прикосновение к токоведущим частям вызывает в большинстве случаев спазматическое состояние. Если пострадавший остается в соприкосновении с токоведущими частями, необходимо освободить его от действия электрического тока. 19 Для этого следует: быстро отключить ту часть установки, которой касается пострадавший, оторвать его от земли или от токоведущих частей, пользуясь при этом сухой палкой (доской). Металлическими или мокрыми предметами пользоваться нельзя; не следует касаться обуви пострадавшего, которая может оказаться мокрой и быть проводником тока; если необходимо коснуться тела пострадавшего, нужно надеть резиновые перчатки, галоши, встать на сухую доску. После освобождения пострадавшего от действия электрического тока необходимо оценить его состояние: а) сознание (ясное, нарушено, отсутствует); б) цвет кожи (розовая, синюшная, черная); в) дыхание (нормальное, отсутствует, нарушено); г) пульс; д) зрачки (узкие, широкие). Если у пострадавшего все это отсутствует, кожа синюшная, а зрачки широкие 0,5 см Ø, можно считать, что он находится в состоянии клинической смерти, и немедленно приступить к оживлению организма с помощью искусственного дыхания и наружного массажа сердца, вызвать медицинскую помощь. БИЛЕТ №4 1. Режимы работы нефтяных залежей. Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр. Различают следующие режимы: водонапорный, упругий и упруговодонапорный, газонапорный или режим газовой шапки, газовый или режим растворенного газа, гравитационный, смешанный. Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки. Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль. В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее 20 эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и более. Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти. По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи. Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4. Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2. Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии 21 2. Скважина, ее назначение. Конструкция скважины. Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, имеющая при малом поперечном сечении весьма значительную глубину. Начало скважины называется устьем, ее конец – забоем, все пространство от устья до забоя называется стволом. Основное назначение скважины – извлечение нефти, газа или воды из недр на поверхность. Весь фонд скважин нефтяных, газовых или водяных, предназначенных для добычи нефти, газа или воды, называется эксплуатационным фондом. Кроме этого имеются скважины нагнетательные (для закачки в продуктивный пласт воды или газа) и контрольные – предназначенные для наблюдения за ходом разработки нефтяной или газовой залежи. Независимо от своего назначения каждая скважина за время ее эксплуатации должна иметь устойчивые стенки и надежное разобщение пластов и пропластов друг от друга по всей пройденной скважиной толще пород. Для этого стенки скважины крепятся обсадными колоннами, а кольцевое пространство заливается цементным раствором. В зависимости от экологических условий, состояния техники и технологии бурения, глубины скважины, ее назначения скважину можно крепить одной или несколькими колоннами с различной высотой подъема цементного раствора за каждой колонной. Наиболее простой и дешевой является одноколонная конструкция, когда в скважину спускается только одна колонна труб, не считая кондуктора и направления. Последняя колонна при любой конструкции называется эксплуатационной колонной. Через эту колонну производится эксплуатация скважин. Наружный диаметр эксплуатационной колонны от 146 до 168 мм, толщина стенки от 7,5 до 12 мм. Совокупность данных, характеризующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, количество, диаметр и длину обсадных колонн, спущенных в скважину, а также интервалы пространства за колоннами, заполненные цементным кольцом, называют конструкцией скважины. 3. Понятие о технологическом режиме нагнетательной скважины. Режим нагнетания - определяется давлением закачки, т.е. в течение всего периода работы нагнетательной скважины давление нагнетания должно быть оптимальным и при данном давлении объем закачиваемой воды должен быть постоянным. Увеличении давления при постоянном закачиваемом объеме или снижение закачиваемого объема при том же давлении – это отклонение от режима, что в свою очередь говорит о загрязнении призабойной зомы или дыр интрвала перфорации эксплуатационной колоны. 4. Технологическая схема и характеристика блочной кустовой насосной станции ( БКНС). Насосы на нефтяных промыслах обычно располагаются в насосных станциях (первого и второго водоподъема, кустовых и нефтяных), представляющих собой закрытое капитальное помещение, в котором располагаются насосы и приводящие двигатели, аппаратура управления и контроля насосных агрегатов, электрическая высоковольтная и низковольтная аппаратура, а также бытовые помещения. В настоящее время на нефтяных промыслах широкое распространение получили блочные насосные станции, блоки которых изготавливаются и комплектуются всем необходимым оборудованием на заводе. Предусматривают такие размеры блоков, которые позволяют транспортировать их по железным дорогам. На монтаж блочного оборудования затрачивают в 8-10 раз меньше времени, чем на сооружение капитального помещения. 22 Блочная кустовая насосная станция (БКНС) (рис. 9) состоит из следующих блоков: насосных, низковольтной аппаратуры, управления, гребенки и бытового. Каждый из блоков имеет фундаментальную плиту, на которой монтируется весь комплекс оборудования и укрытие. Часть оборудования, например некоторое высоковольтное, монтируется без укрытия, если это допускают условия его установки и эксплуатации, а также требования безопасности. БКНС комплектуются насосами ЦНС 180. Рис. 9 План блочной кустовой насосной станции: I - насосные блоки; II - блок низковольтной аппаратуры; III - блок управления; IV - блок гребенки; 1 - бак маслосистемы; 2 центробежный насос; 3 - зубчатая муфта; 4 - электродвигатель; 5 - пост местного управления; 6 - приемный коллектор; 7 - задвижка; 8 - колонка; 9 - всасывающий трубопровод; 10 - трубопровод дренажных вод; 11 - задвижка с электроприводом; 12 обратный клапан; 13 - нагнетательный трубопровод; 14 - трубопровод отвода воды; 15 щиты станции управления; 16 - бак для дренажных вод; 17,25 - печи отопления; 18 общестанционные щиты; 19 - переход; 20,22 - вентили регулировочные; 21 нагнетательные трубопроводы; 23 - сбросный коллектор; 24 — шкаф управления; 26 шкаф дифманометров; 27 - нагнетательный коллектор Подача блочных насосных станций с насосами ЦНС 180 достигает 17280 м3/сут. Блоки БКНС имеют весь необходимый комплект трубопроводов и арматуры для монтажа оборудования. При монтаже обвязку БКНС соединяют с внешними коммуникациями 5.Основные положения Федерального закона «Об обязательном социальном страховании от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний». 1. Обязательное социальное страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний является видом социального страхования и предусматривает: обеспечение социальной защиты застрахованных и экономической заинтересованности субъектов страхования в снижении профессионального риска; возмещение вреда, причиненного жизни и здоровью застрахованного при исполнении им обязанностей по трудовому договору (контракту) и в иных установленных настоящим Федеральным законом случаях, путем предоставления застрахованному в полном объеме 23 всех необходимых видов обеспечения по страхованию, в том числе оплату расходов на медицинскую, социальную и профессиональную реабилитацию; обеспечение предупредительных мер по сокращению производственного травматизма и профессиональных заболеваний. 2. Настоящий Федеральный закон не ограничивает права застрахованных на возмещение вреда, осуществляемого в соответствии с законодательством Российской Федерации, в части, превышающей обеспечение по страхованию, осуществляемое в соответствии с настоящим Федеральным законом. 3. Органы государственной власти субъектов Российской Федерации, органы местного самоуправления, а также организации и граждане, нанимающие работников, вправе помимо обязательного социального страхования, предусмотренного настоящим Федеральным законом, осуществлять за счет собственных средств иные виды страхования работников, предусмотренные законодательством Российской Федерации. Виды обеспечения при несчастных случаях и профессиональных заболеваниях: 1) в виде пособия по временной нетрудоспособности, назначаемого в связи со страховым случаем 2) в виде страховых выплат: - единовременной страховой выплаты застрахованному либо лицам, имеющим право на получение такой выплаты в случае его смерти; - ежемесячных страховых выплат застрахованному либо лицам, имеющим право на получение таких выплат в случае его смерти; 3) в виде оплаты дополнительных расходов, связанных с медицинской, социальной и профессиональной реабилитацией застрахованного при наличии прямых последствий страхового случая, на: - лечение застрахованного - приобретение лекарств, изделий медицинского назначения и индивидуального ухода; - посторонний (специальный медицинский и бытовой) уход за застрахованным, - проезд застрахованного, а в необходимых случаях и на проезд сопровождающего его лица для получения отдельных видов медицинской и социальной реабилитации - медицинскую реабилитацию в организациях, оказывающих санаторно-курортные услуги - изготовление и ремонт протезов, протезно-ортопедических изделий. - обеспечение техническими средствами реабилитации. Пособие по временной нетрудоспособности - в связи с несчастным случаем на производстве или профессиональным заболеванием выплачивается за весь период временной нетрудоспособности застрахованного до его выздоровления или установления стойкой утраты профессиональной трудоспособности в размере 100 процентов его среднего заработка, исчисленного в соответствии с законодательством Российской Федерации о пособиях по временной нетрудоспособности. Единовременные страховые выплаты и ежемесячные страховые выплаты назначаются и выплачиваются: застрахованному - если по заключению учреждения медико-социальной экспертизы результатом наступления страхового случая стала утрата им профессиональной трудоспособности; лицам, имеющим право на их получение, - если результатом наступления страхового случая стала смерть застрахованного. 2. Единовременные страховые выплаты выплачиваются застрахованным не позднее одного календарного месяца со дня назначения указанных выплат, а в случае смерти застрахованного - лицам, имеющим право на их получение, в двухдневный срок со дня представления страхователем страховщику всех документов, необходимых для назначения таких выплат. 24 Б И Л Е Т №5 1. Кислотная обработка, как метод увеличения приемистости нагнетательных скважин. Основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы – известняки, доломиты, доломитизированные известняки, слагающие продуктивные горизонты нефтяных залежей. Химические реакции протекают по схеме: CaCO3 (известняк) + 2HCl (соляная кислота) = CaCl2 (соль) + H2O + CO2 CaCO3MgCO3 (доломит) + 4HCl = CaCl2 + MgCl2 + 2H2O + CO2 Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами, т.е. хлористый кальций и хлористый магний вследствие их высокой растворимости не выпадают в осадок из раствора прореагировавшей кислоты. После обработки они вместе с продукцией скважины извлекаются на поверхность. При обработке пласта соляной кислотой она реагирует с породой как на стенках скважины, так и в пористых каналах. Стенки пласта очищаются от илистых отложений, а в порах образуются узкие длинные кавернообразные каналы. В результате заметно увеличивается область дренирования скважин и их дебиты. В нагнетательных скважинах в основном обрабатываются стенки скважины от илистых загрязнений (кислотная ванна). Происходит распад загрязняющих материалов с переводом в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность обратной промывкой. Эффект от солянокислотной обработки определяется разностью в количестве дополнительной нефти, добытой из скважины после ее обработки. Лучший сорт соляной кислоты имеет показатели: Содержание HCl – не менее 31 %, железа – не более 0,02 %, серной кислоты – не более 0,005 %. Содержание в соляной кислоте железа и серной кислоты нежелательно, т.к. они при реакции образуют осадки, закупоривающие поры пласта: гипс, гидрат окиси железа. Реагенты для обработки скважин: 1) Ингибитор коррозии – применяются: Уникол ПБ-5. При добавлении его в раствор 0,5 % коррозийное действие соляной кислоты снижается в 42 раза. Недостаток – выпадает в осадок. ПАВ – катапин А и К. При очень малых концентрациях 0,01-0,025 % проявляется хорошая активность, и не выпадает в осадок. 2) Стабилизаторы – с целью предупреждения выпадения из раствора прореагировавшей кислоты осадков окисного железа. В качестве стабилизатора применяется уксусная кислота (СН3СООН). Кроме этого, уксусная кислота является замедлителем реакции соляной кислоты с известняками. 3) Интенсификаторы. С целью облегчения выноса с пласта продуктов реакции (воды) в качестве интенсификаторов применяются ПАВ – катапин А, ОП-10. 2. Виды конструкций забоев скважин. При выборе конструкции забоев скважин уделяется внимание созданию наилучших условий притока жидкости и газа к скважине. 1. Открытый забой Если продуктивный пласт сложен плотными породами, и в продуктивной зоне нет газоносных и обводненных пропластов, то пласт вскрывается на всю модность без закрепления его трубами. Скважина бурится до кровли пласта, закрепляется эксплуатационная колонна, цементируется, а затем долотом меньшего размера вскрывается продуктивный пласт. При открытом забое создаются наилучшие условия притока жидкости. Если продуктивный пласт состоит не из цементируемых пород, и нет водяных и 25 газовых пропластов, то скважина оборудуется фильтром-хвостовиком. Если продуктивный пласт имеет водяные или газовые пропласты, то бурение скважины производится до подошвы пласта. Пласт обсаживается эксплуатационной колонной, цементируют до устья скважины, перфорируют, обходя водяной и газовый пропласты. 3. Блочная кустовая насосная станция (БКНС), ее назначение, техническая характеристика). Насосы на нефтяных промыслах обычно располагаются в насосных станциях (первого и второго водоподъема, кустовых и нефтяных), представляющих собой закрытое капитальное помещение, в котором располагаются насосы и приводящие двигатели, аппаратура управления и контроля насосных агрегатов, электрическая высоковольтная и низковольтная аппаратура, а также бытовые помещения. В настоящее время на нефтяных промыслах широкое распространение получили блочные насосные станции, блоки которых изготавливаются и комплектуются всем необходимым оборудованием на заводе. Предусматривают такие размеры блоков, которые позволяют транспортировать их по железным дорогам. На монтаж блочного оборудования затрачивают в 8-10 раз меньше времени, чем на сооружение капитального помещения. Блочная кустовая насосная станция (БКНС) (рис. 10) состоит из следующих блоков: насосных, низковольтной аппаратуры, управления, гребенки и бытового. Каждый из блоков имеет фундаментальную плиту, на которой монтируется весь комплекс оборудования и укрытие. Часть оборудования, например некоторое высоковольтное, монтируется без укрытия, если это допускают условия его установки и эксплуатации, а также требования безопасности. БКНС комплектуются насосами ЦНС 180. Рис. 10. План блочной кустовой насосной станции: I - насосные блоки; II - блок низковольтной аппаратуры; III - блок управления; IV - блок гребенки; 1 - бак маслосистемы; 2 - центробежный насос; 3 - зубчатая муфта; 4 - электродвигатель; 5 - пост местного управления; 6 - приемный коллектор; 7 - задвижка; 8 - колонка; 9 - всасывающий трубопровод; 10 - трубопровод дренажных вод; 11 - задвижка с электроприводом; 12 обратный клапан; 13 - нагнетательный трубопровод; 14 - трубопровод отвода воды; 15 щиты станции управления; 16 - бак для дренажных вод; 17,25 - печи отопления; 18 общестанционные щиты; 19 - переход; 20,22 - вентили регулировочные; 21 26 нагнетательные трубопроводы; 23 - сбросный коллектор; 24 — шкаф управления; 26 шкаф дифманометров; 27 - нагнетательный коллектор Подача блочных насосных станций с насосами ЦНС 180 достигает 17280 м3/сут. Блоки БКНС имеют весь необходимый комплект трубопроводов и арматуры для монтажа оборудования. При монтаже обвязку БКНС соединяют с внешними коммуникациями 4. Местоположение водонагнетательных скважин на месторождении. Местоположение нагнетательных скважин на месторождении зависит применяемого на этом месторождении способа заводнения. Существуют следующие виды заводнения месторождений: законтурное, приконтурное внутриконтурное заводнение На многих месторождениях применяют сочетание этих разновидностей. ЗАКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Недостаточное продвижение контурных вод в процессе разработки, не компенсирующее отбор нефти из залежи, сопровождающееся снижением пластового давления и уменьшением Рис. 11 Схема размещения скважин при законтурном заводнении. дебитов скважин, обусловило возникновение метода законтурного заводнения. Сущность этого явления заключается в быстром восполнении природных энергетических ресурсов, расходуемых на продвижение нефти к забоям эксплуатационных скважин. С этой целью поддержание пластового давления производится закачкой воды через нагнетательные скважины, расположенные за пределами нефтеносной части продуктивного пласта в зоне, занятой водой (за внешним контуром нефтеносности) (рис. 11 ). При этом, линию нагнетания намечают на некотором расстоянии за внешним контуром нефтеносности. Обычно нагнетательные скважины размещают возможно ближе к внешнему контуру нефтеносности – на расстоянии от 0 до 200 –300 м в зависимости от угла наклона пласта и расположения эксплуатационных скважин. 27 Для однородных высокопроницаемых пластов, содержащих легкую нефть малой вязкости и с хорошей гидродинамической связью залежи с водоносной зоной, метод законтурного заводнения является достаточно эффективным, обеспечивающим нефтеотдачу, близкую к естественному водонапорному режиму. Но на практике редко встречается природная система (залежь), идеально сочетающая в себе эти факторы. ПРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности (рис.12). внешний контур нефтеносности; внутренний контур нефтеносности; нагнетательные скавжины; эксплуатационные скавжины Рис. 12. Схема размещения скважин при приконтурном заводнении Первоначально метод приконтурного заводнения был предложен для залежей геосинклинальных областей с резко ухудшенной проницаемостью в зоне ВНК и изолированной от законтурной области. Впоследствии оказалось, что приконтурное заводнение весьма эффективно и для платформенных залежей ВНУТРИКОНТУРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ Полученные результаты законтурного заводнения нефтяных пластов вызвали дальнейшее усовершенствование разработки нефтяных месторождений и привели к целесообразности использования внутриконтурного заводнения, особенно крупных месторождений, с разрезанием пластов рядами нагнетательных скважин на отдельные площади или блоки. При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта (рис. 13 ). 28 внешний контур нефтеносности; внутренний контур нефтеносности; нагнетательные скавжины; эксплуатационные скавжины Рис. 13. Схема закачки воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта 5. Меры безопасности при обслуживании нагнетательных скважин и водоводов. Наружный осмотр трубопроводов. При эксплуатации водоводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является наблюдение за состоянием трассы трубопроводов, элементов и их деталей, находящихся на поверхности земли. Периодичность осмотра трубопровода путем обхода, объезда, или облета устанавливается руководством НГДУ в соответствии с графиком утвержденным главным инженером. При осмотре трассы особое внимание следует обратить на: выявление возможных утечек воды по выходу на поверхность; выявление и предотвращение производства посторонних работ и нахождения посторонней техники; выявление оголений, размывов, оползней, оврагов и т.п.; состояние подводных переходов через реки, ручьи, овраги; состояние воздушных переходов через различные препятствия; состояние пересечений с железными и автомобильными дорогами; появление не узаконенных переездов; состояние вдоль трассовых сооружений (линейных колодцев, защитных противопожарных и противокоррозионных сооружений, указательных знаков). Результаты осмотра фиксируются в вахтовом журнале. Контрольный осмотр Один раз в год все водоводы должны подвергаться контрольному осмотру специально назначенными лицами. Время осмотра следует приурочить к одному из очередных ремонтов. Работы, выполняемые при контрольном осмотре указаны в п.7.5.1.7. (РД 39-132-94). При контрольном осмотре особое внимание должно быть уделено: состоянию зон выхода трубопроводов из земли; состоянию сварных швов; состоянию зон возможного скопления твердых осадков; состоянию фланцевых соединений; 29 правильности работы опор; состоянию и работе компенсирующих устройств; состоянию уплотнений арматуры; вибрации трубопроводов; состоянию изоляции и антикоррозийных покрытий; состоянию гнутых отводов, сварных тройников, переходов и других фасонных деталей. Результаты контрольного осмотра необходимо оформлять актами с записью в журнале контрольных осмотров, и в паспортах трубопроводов. За своевременное устранение дефектов отвечает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов. 1. Замер давления на нагнетательных скважинах и водоводах. Проверьте исправность вентиля высокого давления, при необходимости прочистите резьбу. Пользуясь рожковым ключом, вверните манометр в вентиль, вращая его по часовой стрелке. Для обеспечения герметичности резьбовых соединений рекомендуется использовать ленту ФУМ и манометры с переводниками резьбы. Убедившись, что манометр надежно закреплен, откройте вентиль высокого давления, повернув маховик на нем против часовой стрелки. Определите показания манометра по отклонению стрелки от нулевого значения. Перекройте вентиль высокого давления, повернув маховик по часовой стрелке. Пользуясь рожковым ключом, выверните манометр из вентиля, вращая его против часовой стрелки. 1.2 Смена запорной арматуры (задвижки) на трубопроводах системы ППД. Работы необходимо выполнять в следующей последовательности: При отсутствии манометра на участке, где будет производиться смена арматуры, необходимо его установить. Убедитесь, что манометр исправен и его показания соответствуют действительности. Отсеките участок, где будет производиться смена арматуры, перекрыв задвижки до и после него. Убедившись, что давление на участке, где будет производиться смена арматуры, упало до атмосферного, снимите защитные кожухи с фланцевых соединений. Ослабьте крепление фланцевых соединений запорной арматуры поочередно на каждой стороне. Ослаблять крепления необходимо, поворачивая гайки против часовой стрелки с помощью рожкового, торцевого или накидного ключей. Очередность ослабления шпилек определяется по схеме «крест-накрест» рис 13. Зафиксируйте положение подходящего и отходящего от запорной арматуры (смена которой производится) трубопроводов подложив под них заранее приготовленные деревянные бруски. Снимите крепеж с фланцевых соединений запорной арматуры, оставив с обеих сторон по одной шпильке в верхней части фланцев. Осторожно снимите оставшиеся шпильки и выньте задвижку из фланцевых соединений, при необходимости фланцевые соединения можно раздвинуть зубилом. Помните, что запорная арматура с проходным сечением более 100 мм имеет значительный вес, и работы по ее замене необходимо выполнять в составе бригады, или при наличии крана-манипулятора. 30 Выньте уплотнительные кольца с фланцев или удалите прокладки с фланцев на трубопроводах (к которым крепилась запорная арматура) в зависимости от того, каким образом обеспечивалась герметичность фланцевых соединений. Осмотрите поверхности фланцевых 2 соединений на трубопроводах (к которым крепилась 8 6 запорная арматура) и при необходимости произведите их зачистку, а также зачистку канавок для уплотнительных колец. 3 4 Проверьте запорную арматуру и материалы, необходимые для смены. Размеры фланцевых соединений запорной арматуры должны соответствовать размерам фланцев на трубопроводе. Если герметичность 5 7 фланцев обеспечивается соединением «папа-мама» 1 убедитесь, что выбранная вами запорная арматура подходит для установки и все пазы «папа-мама» Рис 14 Схема «крест-накрест» совпадают. Если герметичность фланцев обеспечивается Цифры 1,2,3… означают установкой уплотнительных колец, убедитесь, что очередность выбора шпилек размеры и форма колец соответствует канавкам. При использовании прокладок проверьте, подходят ли они по размерам. Прокладки или кольца смажьте солидолом и зафиксируйте их на фланцевых соединениях трубопроводов (при необходимости их установки). Поместив запорную арматуру между фланцами трубопровода, закрепите ее 2-3 шпильками с каждой стороны. Проверьте наличие и положение прокладок или уплотнительных колец, при необходимости поправьте их (кольца должны находиться в канавках). Вставьте шпильки и протяните крепление фланцевых соединений запорной арматуры поочередно на каждой стороне, соблюдая следующие требования: Протягивать крепления необходимо постепенно, поворачивая каждую гайку на 3-4 оборота по часовой стрелке с помощью рожкового, торцевого или накидного ключей. Очередность протяжки шпилек определяется по схеме «крест-накрест» рис 1.1. После протяжки все стороны протягиваемых соединений (верхние, нижние, боковые) должны быть равноудалены друг от друга. После протяжки запорной арматуры проверьте герметичность фланцевых соединений, опрессовав арматуру на рабочее давление. 1.3 Смена запорной арматуры на обвязке устья нагнетательной скважины При отсутствии манометра на участке, где будет производиться смена арматуры, необходимо его установить. Убедитесь, что манометр исправен и его показания соответствуют действительности. Отсеките участок, где будет производиться смена арматуры, перекрыв задвижки до и после него, при этом необходимо выполнить следующее: Закройте задвижку на шлейфе данной скважины на распределительной гребенке ППД. Если производится смена секущей задвижки - перекройте центральную и трубную задвижки на фонтанной арматуре. Если производится смена трубной задвижки, перекройте центральную задвижку на фонтанной арматуре. Открыв задвижку на дренажной линии, стравите давление в отсеченном участке до атмосферного, контролируйте снижение давления по показаниям манометра. 31 Убедившись, что давление на участке, где будет производиться смена арматуры, упало до атмосферного, снимите защитные кожухи с фланцевых соединений. Остальные действия выполняйте согласно пункту 1.2 настоящего Приложения. 1.4 Смена, прочистка штуцера (в случае установки штуцеров на скважинах ППД) При смене, прочистке штуцера должно присутствовать не менее 2-х человек!!! Штуцер с колодками и твердосплавным вкладышем устанавливается между фланцами трубной задвижки и отвода обвязки скважины. Работы по его замене или прочистке необходимо выполнять в следующей последовательности: При отсутствии манометра на участке, где будет производиться прочистка или смена штуцера, необходимо его установить. Убедитесь, что манометр исправен и его показания соответствуют действительности. Отсеките участок, где будет производиться прочистка или смена штуцера, перекрыв задвижку в ВРБ (перед счетчиком), центральную и трубную задвижки на фонтанной арматуре. o Открыв задвижку на дренажной линии, стравите давление в отсеченном участке до атмосферного, контролируйте снижение давления по показаниям манометра. o Убедившись, что давление на участке, где будет производиться смена или прочистка штуцера, упало до атмосферного, снимите защитные кожухи с фланцевых соединений. o Ослабьте крепление фланцевого соединения запорной арматуры в том месте, где установлен штуцер. Ослаблять крепления необходимо, поворачивая гайки против часовой стрелки с помощью рожкового, торцевого или накидного ключей. Очередность ослабления шпилек определяется по схеме «крест-накрест» рис 1.1. o Снимите крепеж с фланцевого соединения запорной арматуры, оставив с обеих боковых сторон фланцевого соединения по одной шпильке. o Выньте штуцер из фланцев, при необходимости фланцевые соединения можно раздвинуть зубилом. o Прочистите штуцер заранее подготовленным инструментом, при необходимости замените вкладыш или колодки штуцера. o Осмотрите поверхности фланцевых соединений, и при необходимости произведите их зачистку, а также зачистку канавок для штуцера. o Колодки штуцера смажьте солидолом и, поместив между фланцами, закрепите их 2-3 шпильками с каждой стороны. o Вставьте шпильки и протяните крепление фланцевого соединения запорной арматуры, соблюдая следующие требования: o Протягивать крепления необходимо постепенно, поворачивая каждую гайку на 34 оборота по часовой стрелке с помощью рожкового, торцевого или накидного ключей. o Очередность протяжки шпилек определяется по схеме «крест-накрест» рис 1.1. o После протяжки все стороны протягиваемых соединений (верхние, нижние, боковые) должны быть равноудалены друг от друга. o После установки или прочистки штуцера проверьте герметичность фланцевых соединений, опрессовав их на рабочее давление. 1.5 Организация работ по ликвидации аварий на трубопроводах Работы по ликвидации отказов на трубопроводах выполняются аварийновосстановительными бригадами в соответствии с планом ликвидации аварий, утвержденным главным инженером НГДУ. При возникновении отказа трубопровода (порывы, замораживание, образование пробки и пр.) обслуживающий персонал должен: 1. немедленно сообщить об аварии начальнику цеха (диспетчеру), который, в свою очередь, обязан поставить в известность диспетчера ЦДС. 32 2. при необходимости остановить скважины, работающие в поврежденный трубопровод или перевести в резервную нить, 3. отключить поврежденный участок трубопровода и 4. принять меры по ликвидации возникшего отказа в соответствии с планом ликвидации аварий. Б И Л Е Т №6 1. Методы промывки нагнетательных скважин с целью увеличения их приемистости. Промывки нагнетательных скважин производят во время проведения капитального и планового подземного ремонта скважин. Цель промывок: Очистка забоя и ствола скважин от КВЧ (твердых посторонних частиц, окалины, продуктов реакции соляной кислоты и перфорации). Промывки бывают: прямые и обратные Прямая промывка – закачка производится в НКТ, выход жидкости через затрубное пространство. Обратная промывка – закачка в затрубное пространство, выход жидкости из НКТ. Промывки прямые и обратные производят закачкой жидкости 1200 – 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке.. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности. 2. Вскрытие нефтяных пластов. Гидропескострйная перфорация. В зависимости от местоположения скважины на залежи, литологических и физических свойств пласта продуктивный пласт вскрывается несколькими методами: Если продуктивный пласт сложен плотными породами, и в продуктивной зоне нет газоносных и обводненных пропластов, то пласт вскрывается на всю мощность без закрепления его трубами (открытый забой, самые лучшие условия для гидродинамической связи между пластом и скважиной, наилучшие условия для притока жидкости). Скважина бурится до кровли пласта, закрепляется эксплуатационной колонной, цементируется, а затем долотом меньшего диаметра разбуривается цемент в колонне (остатки) и вскрывается продуктивный пласт. Если продуктивный пласт состоит из несцементированных рыхлых пород, то ниже эксплуатационной колонны, спущенной до кровли пласта, устанавливается фильтрхвостовик. Размеры щелей или отверстий выбирают так, чтобы перед ними могли задерживаться крупные песчинки, которые задерживают мелкие зерна, предотвращая их проникновение на забой скважины. При этом будет обеспечена хорошая фильтрация. Фильтр спускают на левом инструменте. Применяется метод, если в продуктивном пласте нет водяных или газовых пропластов. В противном случае скважина бурится до проектируемой глубины, цементируется эксплуатационная колонна, затем колонна в продуктивной зоне перфорируется, а пропласты водяные или газовые обходят, т.е. не подвергают перфорации. В скважине устанавливают затвор. 33 В зависимости от месторасположения скважины на структуре пласт вскрывается: Если скважина расположена в законтурной части, и скважина предназначена для закачки воды, то пласт вскрывается на всю его мощность, чтобы добиться высокой поглотительной способности скважины. Если скважина располагается в водоплавающей зоне, в этом случае бурение скважины прекращается выше отметки водонефтяного контакта, т.е. вскрывают только верхнюю часть пласта. Если скважина вскрыла газовую шапку, забой, ее необходимо оборудовать так, чтобы нефть, притекающая в скважину, не увлекала газ из газовой шапки. Перфорация – это процесс образования каналов в обсадной колонне, цементном стакане и породе пласта для создания гидродинамической связи скважины с пластом. Виды: пулевая, торпедная, гидропескоструйная, кумулятивная, сверлением. Требования: 1. высокое гидродинамическое совершенство скважины; 2. сохранение прочности и качества крепления скважины; 3. минимум затрат. Наибольшее применение, отвечающее этим требованиям, нашли кумулятивная перфорация и перфорация сверлением. 3. Способы добычи нефти и газа, их характеристика. Существует следующие способы добычи нефти и газа: 1. Фонтанный 2. Механизированный. Фонтанный способ – применим на месторождениях где пластовое давление гораздо выше давления забойного, что является условием фонтанирования. При данном способе добычи продукция скважины поднимается на поверхность только за счет пластового давления. Механизированный способ- это способ добычи с использованием механизмов – насосов. В данном случае для обеспечения подъема продукции на поверхность затрачивается энергия - потребляемая насосом. Газлифт так же является механизированным способом - является продолжением фонтанного способа добычи, но в данном случае фонтанирование происходит за счет подачи газа в затрубное пространство, через пусковые муфты в поток жидкости находящейся в НКТ. Присутствие подаваемого газа снижает плотность жидкости тем самым снижает величину забойного давления, что в свою очередь обеспечивает фонтанирование. 4. Устройство и назначение запорной арматуры (ЗМС1, КППС), техническое обслуживание. Задвижки ЗМС-1, ЗМАД Прямоточные задвижки типа ЗМС-1 с принудительной подачей смазки, уплотнение металл по металлу, однопластинчатые, с ручным управлением. Условный проход 65, 80, 100, 150 мм. Рабочее давление 21, 35 МПа. Состоит из следующих основных частей: корпус; входное и выходное седло; шибер; шпиндель; 34 ходовая гайка; упорный подшипник; маховик (штурвал); шток; тарельчатая пружина; крышки (с кольцами и шпильками); узел сальника; верхний и нижний кожухи; масленки (нагнетательные клапаны); верхняя и нижняя масляные камеры. Герметичность затвора обеспечивается созданием давления на уплотняющей поверхности шибера и седел управляемой средой (жидкостью или газом). Предварительное давление создается тарельчатой пружиной. Герметичности затвора способствует уплотнительная смазка ЛЗ-162 или Ариатол-238, которая подается через нагнетательный клапан. Резьбы шпинделя и ходовой части гайки вынесены из зоны контакта со средой (с помощью сальника). Опора ходовой гайки – опорные подшипники. Уплотнениями для шпинделя и штока служат манжеты из материала АНГ. Для повышенной герметизирующей способности предусмотрена подача уплотнительной смазки в узлы сальника через нагнетательный клапан. Задвижка ЗМАД Прямоточная задвижка, уплотнение металл по металлу, автоматическая подача смазки, 2-хпластинчатая, с ручным управлением, рассчитана на давление 70 МПа. Особенность задвижки – наличие системы автоматической подачи смазки в затвор, состоящий из полости, поршеньков и системы каналов, которые связывают полость с кольцевой канавкой на уплотнительной поверхности щеки и обратными клапанами, расположенными снаружи корпуса и предназначенными для периодической (через каждые 10-15 циклов работы задвижки) нагнетания смазки в полость. Рабочее давление среды внутри корпуса через поршенек передается на смазку, которая заполняет канавку. Пробковый кран КППС-65-14 Состоит из: корпуса, в гнездо которого вставлена коническая пробка. Корпус снизу закрывается крышкой, через которую проходит винт для регулирования зазора между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки. Регулировочный винт уплотняется манжетами (сальниками); кран управляется кулачковой муфтой; в горловину корпуса ввернут резьбовой шпиндель, а в него вмонтирован нажимной болт, с помощью которого нагнетается смазка через клапан в вертикальные и кольцевые канавки, чем достигается герметичность затвора. Смазка ЛЗ-162. После каждого открытия крана необходимо подавать смазку поворотом нажимного болта на 5-6 оборотов. 5. Меры безопасности при эксплуатации скважин, выделяющих сероводород. Сероводород Н2S – бесцветный газ с запахом тухлых яиц, ρ = 1,19. При сгорании образуется сернистый газ. Хорошо растворим в воде. Пределы взрываемости 4,3-45,5 %. Сильный нервно-паралитический яд. 1000 мг/м3 – смертельная доза. Признаки отравления: головная боль, слезотечение, светобоязнь, насморк, боли в 35 глазах (при концентрации 6 мг/м3 и 4 часах воздействия). Жжение в глазах, светобоязнь, металлический вкус во рту (при концентрации 200-280 мг/м3 и 15-30 мин.), затем вызывает тошноту, рвоту, холодный пот, одышка. Меры безопасности на сборных пунктах: 1. Концентрация сероводорода в воздухе производственных помещений не должна превышать 10 мг/м3, в смеси с углеводородами 3 мг/м3; в атмосфере населенных мест 0,008 мг/м3. 2. По газонефтесборному пункту: НГС должен быть огражден, иметь 2 выхода. На входных воротах предупредительная надпись – знак «Осторожно! Ядовитые вещества»; к работе на объектах допускаются лица не моложе 18 лет, имеющие медицинское заключение о пригодности к работе в аппаратах изолирующего типа, прошедшие обучение по профессии и безопасности работ; на объекте должны быть инструкции и ПЛА (план ликвидации аварий); за каждым работником закреплен фильтрующий противогаз марки КД. На сборном пункте должна быть организована работа по контролю газовоздушной среды. Приказом назначен ответственный и лаборант. Должен быть утвержденный главным инженером план-график замера газовоздушной среды и планкарта объекта с обозначенными точками замера. Помещение КИП, насосной, лаборатории должны иметь стационарные газоанализаторы со звуковым сигналом. На сборном пункте должен быть флюгер. При эксплуатации скважин содержащих сероводород. эксплуатация скважин только по НКТ; на шлейфе у устья – клапан-отсекатель; применяется антикоррозийное устьевое оборудование; предусматривается для защиты эксплуатационной колонны применять ингибитор; продувка скважины через стояк Н = 10 м, расположенный на расстоянии 200 м от места работ. Газ должен сжигаться; отбор пробы нефти на скважине, замена шнура, замер уровня нефти на резервуаре (контрольный замер) производится двумя работниками в противогазах КД. При обнаружении сероводорода в воздухе рабочей зоны свыше ПДК необходимо немедленно: надеть изолирующий дыхательный аппарат; оповестить руководителя работ и людей; принять первоочередные меры по ликвидации загазованности в соответствии с ПЛА; лицам, не связанным с принятием первоочередных мер, следует покинуть опасную зону. Руководитель работ должен подать сигнал тревоги и оповестить противоаварийную службу и вышестоящие органы. Оказание помощи при отравлении сероводородом. Во всех случаях отравление Н2S человека нужно немедленно вызвать скорую помощь. До прибытия врача необходимо: немедленно вывести или вынести пострадавшего из загазованной зоны на свежий воздух; положить на спину, расстегнуть одежду для облегчения дыхания и укрыть пальто, 36 одеялом, обложить грелками. Если человек дышит и есть пульс, но он находится в обморочном состоянии, необходимо вывести его из этого состояния: дать понюхать нашатырный спирт, потереть нашатырным спиртом виски, обрызгать водой. Если человек пришел в сознание, напоить горячим крепким чаем, кофе. Следить за тем, чтобы пострадавший не уснул, так как в состоянии сна уменьшается дыхание и поступление кислорода в организм, и пострадавший может погибнуть. Водить и сильно тормошить пострадавшего запрещается, т.к. увеличение физической нагрузки может привести к смерти. При остановке дыхания и при отсутствии пульса немедленно делать искусственное дыхание и непрямой массаж сердца. Наиболее эффективным способом искусственного дыхания является способ «изо рта в рот». Прежде чем приступить к искусственному дыханию, необходимо: быстро расстегнуть ворот, развязать галстук или шарф, расстегнуть пояс пострадавшему; быстро освободить рот от слизи; раскрыть рот. При остановке сердца, не теряя ни секунды, пострадавшего надо уложить на ровное жесткое основание и делать непрямой массаж сердца. Надавливание надо производить быстрыми толчками. Если оживление делает один человек, то на каждые два вдувания он производит 15 надавливаний, если два человека – 1:5 – одно вдувание, пять надавливаний. Делать до приезда врача. Б И Л Е Т №7 1. Методы увеличения приемистости скважин. Все методы по увеличению приемистости скважин направлены на улучшение гидродинамической связи и пропускной способности интервала перфорации эксплуатационной колоны и призабойной зоны позлащающего горизонта. Для увеличения приемистости используются такие методы как: - Солянокислотная обработка - Реперфорация - Гидроразрыв пласта. Солянокислотная обработка - при обработке пласта соляной кислотой она реагирует с породой как на стенках скважины, так и в пористых каналах. Стенки пласта очищаются от илистых отложений, а в порах образуются узкие длинные кавернообразные каналы. В результате заметно увеличивается область дренирования скважин. В нагнетательных скважинах в основном обрабатываются стенки скважины от илистых загрязнений (кислотная ванна). Происходит распад загрязняющих материалов с переводом в состояние шлама, легко выносимого с забоя на поверхность обратной промывкой. Реперфорация – повторная перфорация в интервале существующего перфорированного интервала. Во время эксплуатации (закачки воды в скважину) в отверстиях перфорированной эксплуатационной колоны скапливаются посторонние твердые частицы и отложения солей. Данные отложения в свою очередь со временем полностью забивают отверстия интервала перфорации или ухудшают проход жидкости. Гидроразрыв пласта – Проводится с целью улучшения коллекторских свойств (проницаемости) призабойной зоны пласта. Сущность ГРП состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании 37 высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. В образовавшемся пласте трещины или открывшиеся, имеющиеся нагнетают отсортированный крупнозернистый песок, роль которого состоит в том, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления. Протяженность трещин в глубь пласта может достигнуть нескольких десятков метров. Трещина шириной 1-2 мм, заполненная крупнозернистым песком, обладает огромной проницаемостью, что обусловливает производительность скважины после гидроразрыва пласта в несколько раз. 2. Устройство и правила эксплуатации манометров. Давление измеряется манометром (пружинным или жидкостным). Единицы измерения давления В технической системе единиц за единицу давления принимается кгс/см2 или техническая атмосфера. В международной системе единиц за единицу давления принимается паскаль. Для практического применения Паскаль неудобен (очень маленькая величина: 1 кгс/см2 = 98066,5 Па), поэтому давление чаще принимается в миллионах паскаль – мегапаскаль (МПа). Ориентировочно: 1 кгс/см2 = 0,1 МПа 1 мм.рт.ст. = 133 Па 1 мм вод. ст. = 9,8 Па Размер атмосферного давления равен 10 м 33 см столба воды (при поперечном сечении трубы 1 см2) или 1,033 кгс/см2, или 760 мм.рт.ст. (плотность ртути больше плотности воды в 13,6 раза) Раб = Ризб + 1 атм. Технический манометр устроен следующим образом: К штуцеру припаян конец манометрической пружины (трубка Бурдона). Второй конец запаян, шарнирно связан тягой с рычагом зубчатого сектора. Зубья сектора входят в зацепление с зубчатой шестеренкой (трубкой), насаженной на ось. Для устранения зазора между зубьями зубчатой передачи имеется спиральная пружина, концы которой соединены с корпусом и осью. Под стрелкой находится неподвижная шкала. Детали манометра заключены в корпус со стеклом. В нефтедобыче наиболее распространены пружинные манометры (рис.15.), где в качестве чувствительного элемента применяют трубчатые пружины, как одновинтовые, так и многовинтовые, мембраны и сильфоны. Технические манометры имеют класс точности 1,5; 2,5; 4,0; контрольные – 0,6; 1,0; образцовые – 0,16; 0,25; 0,4. Верхние пределы измерений манометров в зависимости от их типов составляют: 0,16; 1,0; 1,6; 2,5; 4,0; 6; 10; 16; 25; 40; 60; 100; 160; 250; 400; 600; 1000 кгс/см2. Рис.15 Пружинный манометр 38 Пример обозначения манометра: манометр показывающий (МП) с диаметром корпуса 63 мм (63), радиальным штуцером (Р), диапазоном измерения от 0 до 4 МПа, классом точности 2,5 МП 63 - Р (0...4) МПа - 2,5. Принцип действия манометра основан на уравновешивании силы, возникающей под воздействием измеряемого давления, силой упругости, чувствительного элемента прибора. Манометр (см. рис.16) имеет резьбовой штуцер 7 для подключения, трубчатую пружину 5, соединенную со штуцером, стрелку 1 и кинематический узел, состоящий из поводка 6, зубчатого сектора 4 и зубчатой шестерни 2, закрепленной со стрелкой, и противодействующей спиральной пружины. Под воздействием избыточного измеряемого давления трубчатая пружина деформируется (в пределах упругих деформаций), стремясь распрямиться. При этом свободный конец пружины, перемещаясь совместно с поводком 6, разворачивается. При этом свободный конец пружины, перемещаясь совместно с поводком 6, разворачивает относительно оси зубчатый сектор, который, в свою очередь, поворачивает на определенный угол зубчатую шестеренку 2 и стрелку прибора. 2 4 1 6 5 7 Рис. 16 Манометр Трубчатая пружина 5 в сечении имеет эллипсовидную или овальную форму, которая под воздействием измеряемого давления газа или жидкости стремится к окружности. В металле возникают механические напряжения, приводящие к деформации пружины, и сечение трубки будет стремиться к окружности. При подаче на вход манометра избыточного давления трубка разжимается, а при подаче разряжения – сжимается. Технические характеристики манометров МП представлены в табл.2. 39 Таблица 2. Диаметр корпуса D: 40, 50, 63 и 100 мм. Класс точности: 2,5 и 4 для МП-40, 50 и 63; 1,5 и 2,5 для МП-63 и 100. Диапазон измерения: МП-40 и 50: от -0,1 МПа до 0; от 0 до 0,25... 25 МПа; МП-63: от -0,1 до 0...1,5 МПа; от 0 до 0,1... 25 МПа; МП-100: от -0,1 до 0...2,4 МПа; от 0 до 0,06... 25 МПа. Исполнение: корпус: для МП-40, 50, 63 и 100 - синтетическая масса (ABS или полистирол); для МП 100 - также может применяться сталь, окрашенная в черный цвет; стекло - органическое для МП40, 50, 63 и 100; техническое для МП 100; шкала - алюминиевый сплав, окрашенный в белый цвет, или полистирол; трубчатая пружина - медный сплав; штуцер - медный сплав; трибко-секторный механизм - медный или алюминиевый сплавы, синтетические массы. Исполнение корпуса с радиальным расположением штуцера (Р) или с центрально-осевым расположением штуцера на задней стенке корпуса (Т) (кроме МП100). Манометры должны иметь класс точности не ниже (на взрывоопасных объектах) 2,5. 2,5 при рабочем давлении сосуда до 2,5 МПа (25 кгс/см2); 1,5 при рабочем давлении сосуда свыше 2,5 МПа. На сосуде должен быть указан класс точности. Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На корпусе манометра должна быть прикреплена пластина, окрашенная в красный цвет и плотно прилегающая к стеклу манометра. Диаметр манометра 100 мм при высоте установки до 2-х метров, свыше до 5 м d = 160 мм. Угол наклона 300. Между сосудом и манометром должен быть установлен 3-хходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее проводить периодическую проверку с помощью контрольного. Манометр не допускается к применению, если: отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении проверки; просрочен срок проверки; стрелка не садится на нуль; разбито стекло или имеются повреждения. Проверка манометра с клеймлением проводится не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, 1 раз в 6 месяцев проводится проверка контрольным манометром с записью результатов в журнал. 3.Фонтанный способ эксплуатации скважин. Типы фонтанных арматур, схемы изготовления, назначение и устройство. Условие притока Фонтанный способ эксплуатации скважин – применим на месторождениях где пластовое давление гораздо выше давления забойного, что является условием 40 фонтанирования. При данном способе добычи продукция скважины поднимается на поверхность только за счет пластового давления. Фонтанирование возможно при условии, если Рпл > Рзаб + Рдоп, где Рпл – пластовое давление; Рзаб – забойное давление; Рдоп – дополнительное давление, необходимое для преодоления сопротивления в призабойной зоне (загрязнение при бурении, освоении, перфорации, эксплуатации). Фонтанная арматура предназначена - для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а также для проведения исследовательских и технологических операций. Фонтанная арматура собирается по 6-ти схемам тройникового и крестового типов. Изготовляется на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70, 105 МПа. Условный проход в мм от 50 до 150 мм. В зависимости от условий эксплуатации фонтанная арматура изготовляется: для некоррозийных и коррозийных сред; для холодных и умеренных районов. Запорные устройства: ЗМС, ЗМАД, КППС. Фонтанная арматура состоит из крестовика, трубной головки и фонтанной елки. Крестовик предназначен для замера затрубного давления и выполнения технологических операций: стравливания газа с затрубья; задавки (глушения) скважины; промывок (прямой и непрямой) скважины и других операций. Трубная головка предназначена для подвески НКТ. Фонтанная елка – предназначена для направления продукции скважины в выкидные линии, регулирования режима эксплуатации и контроля, для спуска глубинных приборов через лубрикатор, а также для проведения некоторых технологических операций. Фонтанная арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление, указанное в паспорте. При Рр = 7, 14, 21, 35, Рпр = 2Рр, МПа. При Рр = 70, 105 Рпр = 1½Рр, МПа. После установки на устье скважины фонтанная арматура прессуется на давление опрессовки эксплуатацинной колонны (колонна опрессована и принята в эксплуатацию). Результаты опрессовки оформляются актом. Шифр фонтанной арматуры Например: АФК6В-100/65·21Хл·К3·И·Э АФ – арматура фонтанная; К – подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки (коротыше); 6 – смонтирована по 6-й схеме; В – управление задвижками дистанционное, автоматическое; 100/65 – условный проход по стволу и боковым струнам; 21 – рабочее давление; Хл – климатическое исполнение для холодного района; К3 – для содержания в продукции H2S и СО2 до 25 %; К1 – СО2 до 6 %; К2 – СО2 и H2S до 6 %; Э – для эксплуатации скважин с наружным центробежным насосом. 41 3. Меры безопасности при эксплуатации кустовой насосной станции. Кустовая насосная станция - КНС. При эксплуатации кустовых насосных станции необходимо помнить, что основным фактором возможной опасности при эксплуатации системы ППД является высокое давление в оборудовании и трубопроводах. При разгерметизации оборудования и трубопроводов струя воды под высоким давлением может нанести серьезный вред здоровью человека. Кожным покровам и органам зрения в первую очередь. Поэтому все работы на КНС необходимо проводить строго согласно требованиям инструкций по промышленной безопасности. С использование комплекта спец одежды, спец.обуви, и защитных очках. Ниже В приложении приведены примеры безопасного выполнения часто выполняемых работ по обслуживанию оборудования систем ППД. 1. Замер давления на нагнетательных скважинах и водоводах. Проверьте исправность вентиля высокого давления, при необходимости прочистите резьбу. Пользуясь рожковым ключом, вверните манометр в вентиль, вращая его по часовой стрелке. Для обеспечения герметичности резьбовых соединений рекомендуется использовать ленту ФУМ и манометры с переводниками резьбы. Убедившись, что манометр надежно закреплен, откройте вентиль высокого давления, повернув маховик на нем против часовой стрелки. Определите показания манометра по отклонению стрелки от нулевого значения. Перекройте вентиль высокого давления, повернув маховик по часовой стрелке. Пользуясь рожковым ключом, выверните манометр из вентиля, вращая его против часовой стрелки. 1.2 Смена запорной арматуры (задвижки) на трубопроводах системы ППД. Работы необходимо выполнять в следующей последовательности: При отсутствии манометра на участке, где будет производиться смена арматуры, необходимо его установить. Убедитесь, что манометр исправен и его показания соответствуют действительности. Отсеките участок, где будет производиться смена арматуры, перекрыв задвижки до и после него. Убедившись, что давление на участке, где будет производиться смена арматуры, упало до атмосферного, снимите защитные кожухи с фланцевых соединений. Ослабьте крепление фланцевых соединений запорной арматуры поочередно на каждой стороне. Ослаблять крепления необходимо, поворачивая гайки против часовой стрелки с помощью рожкового, торцевого или накидного ключей. Очередность ослабления шпилек определяется по схеме «крест-накрест» рис 1.1. Зафиксируйте положение подходящего и отходящего от запорной арматуры (смена которой производится) трубопроводов подложив под них заранее приготовленные деревянные бруски. Снимите крепеж с фланцевых соединений запорной арматуры, оставив с обеих сторон по одной шпильке в верхней части фланцев. Осторожно снимите оставшиеся шпильки и выньте задвижку из фланцевых соединений, при необходимости фланцевые соединения можно раздвинуть зубилом. 42 Помните, что запорная арматура с проходным сечением более 100 мм имеет значительный вес, и работы по ее замене необходимо выполнять в составе бригады, или при наличии крана-манипулятора. Выньте уплотнительные кольца с фланцев или удалите прокладки с фланцев на трубопроводах (к которым крепилась запорная арматура) в зависимости от того, каким образом обеспечивалась герметичность фланцевых соединений. 2 Осмотрите поверхности фланцевых 8 6 соединений на трубопроводах (к которым крепилась запорная арматура) и при необходимости произведите их зачистку, а также зачистку канавок 3 4 для уплотнительных колец. Проверьте запорную арматуру и материалы, необходимые для смены. Размеры 5 7 фланцевых соединений запорной арматуры должны соответствовать размерам фланцев на 1 трубопроводе. Если герметичность фланцев обеспечивается соединением «папа-мама» Рис. 17 Схема «крест-накрест» убедитесь, что выбранная вами запорная арматура Цифры 1,2,3… означают очередность выбора шпилек подходит для установки и все пазы «папа-мама» совпадают. Если герметичность фланцев обеспечивается установкой уплотнительных колец, убедитесь, что размеры и форма колец соответствует канавкам. При использовании прокладок проверьте, подходят ли они по размерам. Прокладки или кольца смажьте солидолом и зафиксируйте их на фланцевых соединениях трубопроводов (при необходимости их установки). Поместив запорную арматуру между фланцами трубопровода, закрепите ее 2-3 шпильками с каждой стороны. Проверьте наличие и положение прокладок или уплотнительных колец, при необходимости поправьте их (кольца должны находиться в канавках). Вставьте шпильки и протяните крепление фланцевых соединений запорной арматуры поочередно на каждой стороне, соблюдая следующие требования: Протягивать крепления необходимо постепенно, поворачивая каждую гайку на 3-4 оборота по часовой стрелке с помощью рожкового, торцевого или накидного ключей. Очередность протяжки шпилек определяется по схеме «крест-накрест» рис 1.1. После протяжки все стороны протягиваемых соединений (верхние, нижние, боковые) должны быть равноудалены друг от друга. После протяжки запорной арматуры проверьте герметичность фланцевых соединений, опрессовав арматуру на рабочее давление. 4. Виды производственных травм. События, в результате которых работниками или другими лицами, участвующими в производственной деятельности работодателя, были получены увечья или иные телесные повреждения (травмы), в том числе причиненные другими лицами, включая: тепловой удар; ожог; обморожение; утопление; поражение электрическим током (в том числе молнией); укусы и другие телесные повреждения, нанесенные животными и насекомыми; повреждения травматического характера, полученные в результате взрывов, аварий, разрушения зданий, сооружений и конструкций, стихийных бедствий и других чрезвычайных ситуаций, и иные повреждения здоровья, обусловленные воздействием на пострадавшего опасных факторов, повлекшие за собой необходимость его перевода на другую работу, временную или стойкую 43 утрату им трудоспособности либо его смерть (далее - несчастный случай), происшедшие: а) при непосредственном исполнении трудовых обязанностей или работ по заданию работодателя (его представителя), в том числе во время служебной командировки, а также при совершении иных правомерных действий в интересах работодателя, в том числе направленных на предотвращение несчастных случаев, аварий, катастроф и иных ситуаций чрезвычайного характера; б) на территории организации, других объектах и площадях, закрепленных за организацией на правах владения либо аренды (далее - территория организации), либо в ином месте работы в течение рабочего времени (включая установленные перерывы), в том числе во время следования на рабочее место (с рабочего места), а также в течение времени, необходимого для приведения в порядок орудий производства, одежды и т.п. перед началом и после окончания работы, либо при выполнении работ за пределами нормальной продолжительности рабочего времени, в выходные и нерабочие праздничные дни; в) при следовании к месту работы или с работы на транспортном средстве работодателя или сторонней организации, предоставившей его на основании договора с работодателем, а также на личном транспортном средстве в случае использования его в производственных целях в соответствии с документально оформленным соглашением сторон трудового договора или объективно подтвержденным распоряжением работодателя (его представителя) либо с его ведома; г) во время служебных поездок на общественном транспорте, а также при следовании по заданию работодателя (его представителя) к месту выполнения работ и обратно, в том числе пешком; д) при следовании к месту служебной командировки и обратно; е) при следовании на транспортном средстве в качестве сменщика во время междусменного отдыха (водитель-сменщик на транспортном средстве, проводник или механик рефрижераторной секции в поезде, бригада почтового вагона и другие); ж) во время междусменного отдыха при работе вахтовым методом, а также при нахождении на судне (воздушном, морском, речном и др.) в свободное от вахты и судовых работ время; з) при привлечении в установленном порядке к участию в ликвидации последствий катастроф, аварий и других чрезвычайных ситуаций природного, техногенного, криминогенного и иного характера. Б И Л Е Т №8 1. Оборудование устья скважины при насосно-скважинном способе эксплуатации, когда скважины периодически фонтанируют (ОУ- 140/168-65Б) ОУ – оборудование устья 140 – рабочее давление 168/146 – наружный диаметр эксплуатационной колонны, мм 65 – диаметр по стволу, мм А – с концентрической подвеской НКТ Б – с эксцентрической подвеской НКТ Оборудование предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования глубинно-насосной скважины. Скважина оборудована глубинным насосом, а на период фонтанирования – штуцером. В оборудовании устья типа ОУБ колонна НКТ расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить исследовательские работы через межтрубное пространство. В трубной головке предусмотрен патрубок с задвижкой для установки лубрикатора. Подвеска НКТ конусная. 44 НКТ и патрубок для спуска приборов уплотнены разрезными прокладками и нажимным фланцем. В оборудовании применен устьевой сальник с двойным уплотнением. Для перепуска газа с затрубья в систему нефтяного сбора и для предотвращения излива нефти в случае обрыва полированного штока в резервуаре СУС-2 предусмотрены обратные клапаны. Запорные устройства – пробковые краны или ЗМС-1. Штуцер обыкновенный фланцевый. 2. Факторы, влияющие на приемистость скважин. Приемистость характеристика нагнетательной скважины, показывающая возможность закачки рабочего агента (воды, газа, пара и др.) в пласт; определяется объёмом смеси, закачиваемой в пласт в единицу времени. Приемистость скважины зависит: от репрессии, создаваемой на забое скважины (разности забойного и пластового давлений), совершенства вскрытия пласта, его мощности ипроницаемости для закачиваемого флюида. В технологических расчётах используется также коэффициент приемистости скважины, равный отношению количества рабочего агента, закачиваемого в пласт в единицу времени, к репрессии, создаваемой на забое скважины при закачке. Расход рабочего агента измеряется на поверхности (например, расход наиболее распространённого рабочего агента — воды определяется с помощью счётчиков или расходомеров диафрагменного типа, турбинных, электромагнитных и других приборов, устанавливаемых на кустовых насосных станциях, водораспределительных пунктах или на устье скважин) и (или) в скважине, в интервале перфорации пласта-коллектора (с помощью глубинных расходомеров, спускаемых в скважину на кабеле). В последнем случае строится профиль приёмистости вскрытого пласта (пластов), представляющий собой зависимость расхода жидкости или газа от глубины, на которой производятся измерения (интегральный профиль). Данные о приемистости скважины используются при проектировании и регулировании разработки месторождений, в пласты которых производится закачка рабочих агентов (с целью вытеснения нефти водой, горячим паром, газом и др.); при инициировании и поддержании внутрипластового горения, при создании подземных газохранилищ и др. 3. Источники водоснабжения для заводнения пласта. Для заводнения нефтяных пластов преимущественно используют воды поверхности источников, легко доступные и не требующие сложных методов их подготовки для закачки в нефтяные залежи. Так, источниками водоснабжения для заводнения пластов нефтяных месторождений служат реки и другие естественные или искусственные пресноводные водоемы. Наряду с речной и морской водой для заводнения пластов используют подземную воду из неглубоко залегающих водоносных горизонтов. Серьезное внимание как возможным источникам водоснабжения при заводнении нефтяных месторождений уделяется также сточным водам нефтедобывающих предприятий. Применение сточных вод нефтедобывающих предприятий в системе заводнения позволит сократить расход дефицитной пресной воды для закачки в пласты и предотвратить загрязнение водоемов. Кроме того, сточные воды нефтедобывающих предприятий имеют повышенную температуру и низкое поверхностное натяжение и благодаря этому обладают большей по сравнению с речной водой нефтевымывающей способностью.. Из сказанного выше следует, что при заводнении продуктивных пластов прежде всего должны использоваться сточные воды нефтедобывающих предприятий. В отдельных случаях можно использовать и бытовые сточные воды. 45 Большой практический интерес с точки зрения изыскания источников заводнения пластов представляют сточные воды нефтегазоперерабатывающих заводов, находящихся вблизи нефтяных месторождений. 4. Схема оборудования устья скважин при газлифтном способе эксплуатации. Газлифтная эксплуатация является логическим продолжением фонтанной эксплуатации с режимом растворенного газа. Для подъема жидкости на поверхность участвует энергия пласта и энергия газа, подаваемого извне. Конструкция любого газлифтного подъемника должна обеспечивать в скважине наличие 2-х каналов: для закачки газа и для подъема газожидкостной смеси на поверхность. Газлифт может быть компрессорным и бескомпрессорным. При компрессорном газлифте газ закачивают в газлифтные скважины с помощью компрессора. При этом закачиванемый газ подвергается очистке и осушке. При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из газовых скважин. На НГСП осуществляется его очистка, подогрев, по отдельному газопроводу в затрубье газлифтной скважины. Если нефтяная и газовая залежи залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи может быть организован внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Устье скважины при газлифтной эксплуатации оборудовано: фонтанной арматурой имеющей в обвязке штуцер. К затрубному прстранству подводится трубопровод для подачи подготовленного газа. 5.Ответственность за нарушения Правил и норм охраны труда. В зависимости от характера и степени нарушений к рабочему могут быть применены следующие меры взыскания: дисциплинарная ответственность – замечание, выговор, строгий выговор, увольнение с работы. Привлекаются как за нарушение трудовой дисциплины; уголовная ответственность – когда нарушение содержит признаки преступного действия; материальная ответственность – выражается во взыскании с работника сумм материальных убытков (полностью или частично) за причинение предприятию материального ущерба; меры общественного воздействия: обсуждение нарушителя на бригадных собраниях, в товарищеском суде, помещение критических заметок в стенной печати. Кроме указанных выше видов взысканий, к работнику могут применяться следующие меры воздействия за нарушение требований техники безопасности: снижение размеров премий (например, снижение коэффициента трудового участия); снижение премии по итогам квартала и года. 46 Б И Л Е Т №9 1. Схемы закачки подземных вод в скважины. Технологическая схема ППД определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин. Можно выделить следующие принципиальные системы ППД: а) автономную систему, когда объект закачки (насосная станция) обслуживает одну нагнетательную скважину и располагается в непосредственной близости от нее; б) централизованную систему, когда насосная станция обеспечивает закачку агента в группу скважин, расположенных на значительном удалении от насосной станции. В свою очередь, централизованная система ППД подразделяется на групповую и лучевую. При групповой системе несколько скважин снабжаются одним нагнетательным трубопроводом: разновидностью групповой системы является применение распределительных пунктов (РП), в этом случае группа скважин подключается непосредственно к РП. При лучевой системе от насосной станции к каждой нагнетательной скважине подводится отдельный нагнетательный водовод. Автономная система включает в себя водозаборное сооружение, станцию подъема, нагнетательную насосную станцию, нагнетательную скважину. Водозаборное сооружение является источником водоснабжения: здесь осуществляется добыча воды для целей закачки в пласт. Водозаборы подразделяются на: а) подрусловые; б) открытые. В подрусловых водозаборах вдоль русла рек бурятся подрусловые скважины глубиной 12…15 м и диаметром 300 мм до водоносного горизонта. Подъем воды производится спускаемым в скважину артезианским или электрическим насосом. В сифонных водозаборах откачка воды из скважин производится под действием вакуума, создаваемого специальными вакуум-насосами в вакуум- котле, и откачка поступающей в них воды насосами на насосную станцию П подъема и объекта закачки. В открытых водозаборах насосный агрегат устанавливается вблизи водоисточника и откачивает из него воду на объект закачки. Могут применяться заглубленные насосные станции с расположением насосов ниже уровня реки. В последние годы все большую долю закачиваемой в пласт воды занимают сточные воды, которые проходят очистку на специальных сооружениях и ими же откачиваются на объекты закачки. Централизованная система закачки включает в себя водозабор, станцию второго подъема, кустовую нагнетательную насосную станцию и нагнетательные скважины. Кустовая насосная станция (КНС) представляет собой специальное сооружение, выполненное из бетона или кирпича, в котором размещается насосное и энергетическое оборудование, технологическая обвязка, пусковая и регулирующая аппаратура. В последние годы получили распространение блочные НКС, которые изготовляются на заводах в виде отдельных блоков и доставляются к месту монтажа в собранном виде. 47 2. Понятие о поглощающей Коэффициент приемистости. способности нагнетательной скважины. Поглащающая способность (приемистость) - характеристика нагнетательной скважины, показывающая возможность закачки рабочего агента (воды, газа, пара и др.) в пласт; определяется объёмом смеси, закачиваемой в пласт в единицу времени. Коэффициент приемистости скважины - это отношению количества рабочего агента, закачиваемого в пласт в единицу времени, к репрессии, создаваемой на забое скважины при закачке. (Репрессия - разность забойного и пластового давлений при закачке воды в пласт.) 3. Методы освоения нагнетательной скважины. При освоении нагнетательных скважин используют следующие технические приемы. 1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 – 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 – 3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности. 2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами. а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа). б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием. в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ. г) Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6 – 15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременными изливами удается в 4 – 6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ. 3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8 – 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 – 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание. 4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом 48 необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала. 5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов. Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черпая водопесчаная смесь с ржавчиной, по через 20 – 30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в водоводах. 6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП» после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки. 7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ). Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытости естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости. Для расширения интервала поглощения иногда закачивают в скважину 2 – 5 м3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО на 1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью примерно 500·10-3 Па-с для уплотнения поглощающего прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выравнять или расширить профиль приемистости. При получении отрицательных результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым раствором НСL и последующей промывкой скважины. 4. Схема штанговой насосной установки. Станки-качалки типа СК и СКД. Станок-качалка балансирный индивидуальный, механический привод, штангового скважинного насоса. Основные узлы станка-качалки: рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами, электродвигатель комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотные салазки. Выпускается станоккачалка 7 типоразмеров. Шифр СК 3-1,2х630 СК – станок-качалка 3 – наибольшая допустимая нагрузка на головку балансира в тоннах. 1,2 – максимальная длина хода в метрах. 630 – наибольший допустимый крутящий момент на ведомом валу редуктора в кгс·м. 49 По способу уравновешивания станки-качалки подразделяются с балансирным уравновешиванием (СК-2), с комбинированным уравновешиванием (СК-3), с кривошипным (роторным) от СК-4 до СК-12. Редуктор: предназначен для уменьшения числа вращения, передаваемого от электродвигателя кривошипам станка-качалки. Редуктор 2-хступенчатый, с цилиндрической шевронной зубчатой передачей. На концах ведущего вала насажен ведомый шкив клиноременной передачи. На втором конце насажен шкив 2-хколодочного тормоза. На оба конца ведомого вала насажены кривошипы. Смазка: картерная (окунанием). Тормоз:2-хколодочный, на внутренней поверхности колодок имеется лента Феррадо. С помощью стяжного устройства колодки зажимают тормозной шкив, насаженный на ведущий вал редуктора. Стяжное устройство состоит из ходового винта с правой и левой резьбой и двух гаек, закрепленных на подвижных концах колодок. Рукоятка тормоза, насаженная на стяжной винт, вынесена в конец рамы. Электродвигатель: привод станка-качалки осуществляется от электродвигателя; скоростью вращения 750, 1000 и 1500 об/мин. Электродвигатель трехфазный, короткозамкнутый, асинхронный с повышенным пусковым моментом. На валу электродвигателя установлена конусная втулка, на которую насажен ведущий шкив клиноременной передачи. Изменение длины сальникового штока возможно, если переставить нижние концы шатунов из одних отверстий в другие. Число качаний балансира СК изменяют или подбором двигателя с соответствующей характеристикой, или изменением диаметра шкива на валу электродвигателя. Вращение от электродвигателя на ведущий вал редуктора передается при помощи клиновых ремней. Тип и число клиновых ремней определяется в зависимости от мощности электродвигателя СК 9от 3 до 6). Натяжение ремней можно проверить визуально при подвешивании контрольного груза к средней части каждой ветви. При обрыве одного или двух ремней необходимо заменить весь комплект. СКД: выпускается 6 типоразмеров. Отличительные особенности СКД. кинематическая схема преобразующего механизма несимметрична (дезаксиальна) с углом дезаксиала 90; меньшие габариты и масса; редуктор установлен непосредственно на раме СК. 5. Виды инструктажей. Порядок их проведения. Допуск вновь принятых рабочих к самостоятельной работе. Со всеми поступающими на предприятие работниками независимо от их образования, квалификации и стажа работы по данной профессии должен проводиться вводный инструктаж. Вводный инструктаж проводит инженер службы техники безопасности, оформляется в «Журнале регистрации вводного инструктажа персонала». Начальник цеха своим распоряжением направляет в бригаду по добыче нефти и газа. На рабочем месте мастер проводит первичный инструктаж. При инструктаже работнику должны быть разъяснены: основные обязанности и правила поведения на рабочем месте; содержание инструкций по безопасному ведению работ; порядок содержания рабочего места; требования безопасности при обслуживании механизмов и машин; порядок и правила применения и пользования средствами индивидуальной защиты (начиная от касок, противогазов и т.д.); требования пожарной безопасности; методы и способы оказания первой помощи. 50 Первичный инструктаж оформляется в «Журнале регистрации инструктажей персонала на рабочем месте». После первичного инструктажа на рабочем месте перед допуском к самостоятельной работе производится проверка знаний требований безопасности. Состав комиссии – начальник цеха (председатель), мастер, механик, энергетик. Результаты проверки знаний оформляются протоколом, в котором фиксируется оценка знаний (удовлетворительно или неудовлетворительно). Дается заключение о допуске к самостоятельной работе. Рабочие, показавшие при проверке неудовлетворительные знания требований безопасности, к самостоятельной работе не допускаются. С ними должно быть проведено дополнительное обучение, и в течение 2-х недель они подвергаются дополнительной проверке. Лица, переводимые из других цехов, не проходят вводный инструктаж. Все остальное так же. Виды инструктажа: Инструктаж подразделяется на два вида: вводный инструктаж и инструктаж на рабочем месте. Инструктаж на рабочем месте подразделяется на первичный, дополнительный, внеплановый, целевой. Дополнительный инструктаж проводится для рабочих, занятых на основном производстве, через каждые 3 месяца работы. Дополнительный инструктаж проводится с целью более глубокого усвоения и закрепления знаний требований безопасности. Проводится по тем же вопросам, что и первичный инструктаж. Дополнительно включаются следующие вопросы: ознакомление с приказами, распоряжениями руководства предприятия; разбор и анализ нарушений правил и инструкций по технике безопасности, причин аварий, несчастных случаев. Внеплановый инструктаж проводится: при изменении производственного процесса, замене или модификации оборудования; когда в бригаде или на предприятии произошел несчастный случай; при перерыве в работе более 60 календарных дней; при введении новых правил и инструкций; по приказу или распоряжению руководства предприятия, вышестоящих органов и представителей органов государственного надзора. Целевой инструктаж проводится: при выполнении рабочими задания на выполнение работ, не входящих в круг основных обязанностей, или работ в условиях повышенной опасности, выполняемых по наряду-допуску. Целевой инструктаж проводится ответственным руководителем работ и фиксируется в наряде-допуске или в «Журнале регистрации персонала на рабочем месте», если работа проводится без наряда-допуска. 51 Б И Л Е Т №10 1. Понятие об исследовании нагнетательных скважин. При исследовании нагнетательных скважин проводятся мероприятия по определению: -Пластового давления. -Забойного давления. Данные величины измеряются путем опускания на забой скважины глубинных приборов – манометров. (опускают на проволоке, через лубрикатор). Забойное давление - измеряют во время работы без остановки закачки в скважину. Пластовое давление – измеряют при остановке закачки в скважину. Разница между забойным и пластовым давлением называется – репрессией. Т.е. репрессия - это величина характеризующая нагрузку и пропускную способность призабойной зоны пласта – коллектора. Данная величина позволяет определять возможности поглощения и коэффициэнт приемистости нагнетательной скважины. Так же при исследовании нагнетательных скважин, с помощью глубинных приборов, определяется профиль приемистости. Цель определения профиля приемистости – определить приемистость каждого перфорированного горизонта по всему стволу скважины. 2. Основные требования к воде, закачиваемой в продуктивный пласт. В настоящее время для целей ППД используется несколько видов воды, которые определяются местными условиями. Это – пресная вода, добываемая из специальных артезианских или подрусловых скважин, вода рек или других открытых водоисточников, вода водоносных горизонтов, встречающихся в геологическом разрезе месторождения, пластовая вода, отделенная от нефти в результате ее подготовки. Все эти воды отличны друг от друга физико-химическими свойствами и, следовательно, эффективностью воздействия на пласт не только для повышения давления, но и повышения нефтеотдачи. Основными качественными показателями вод, делающими возможным их применение, являются: 1) содержание взвешенных частиц: оценивается характеристикой заводняемого пласта и регламентируется величиной 40…50 мг/л и размером 5…10 мкм; 2) содержание кислорода – до 1,0 мг/л; 3) содержание железа – до 0,5 мг/л; 4) концентрация водородных ионов (рН) – 8,5…9,5; 5) содержание нефти – до 30 мг/л. Пластовые воды отличаются большим содержанием солей, механических примесей, диспергированной нефти, высокой кислотностью. Так, вода пласта Д1 Туймазинского нефтяного месторождения относится к высокоминерализованным рассолам хлоркальциевого типа плотностью 1040…1190 кг/куб.м. с содержанием солей до 300 кг/куб.м. (300 г/л). Поверхностное натяжение воды на границе с нефтью составляет 5,5…19,4 дин/см, содержание взвешенных частиц – до 100 мг/л, гранулометрический состав взвешенных веществ характеризуется преимущественным содержанием частиц до 2 мкм (более 50% весовых). Пластовые воды с процессе отделения от нефти смешиваются с пресными, с деэмульгаторами, а также с технологической водой установок по подготовке нефти. Именно эта вода, получившая название сточной, закачивается в пласт. 52 Характерной особенностью сточной воды является содержание нефтепродуктов (до 100 г/л), углеводородных газов до 110 л/куб.м., взвешенных частиц – до 100 мг/л. Закачка в пласт такой воды не может проводиться без очистки до требуемых нормативов, которые устанавливаются по результатам опытной закачки. 3. Скважинные штанговые насосы типа НСН и НСВ, преимущества и недостатки. Скважинные штанговые насосы бывают двух типов: вставные; невставные. Вставные – замковая опора спускается на трубах, насос с плунжером спускается на штангах. Невставные – корпус с цилиндром спускается на трубах, а плунжер – на штангах. Основные узлы насосов: цилиндр, плунжер, клапанный узел, узел замковой опоры. Цилиндр насоса представляет собой кожух со вставными втулками, затянутыми переводниками, или цельнотянутый. Втулки всех насосов имеют длину 300 мм, изготовлены из легированных сталей с полированной поверхностью. Плунжер представляет собой полый цилиндр длиной 1200, 1500, 1800 мм с гладкой отполированной поверхностью, с кольцевыми канавками и канавками типа «пескобрей». Канавки на рабочей поверхности уменьшает износ плунжера и цилиндра при наличии песка в жидкости. Для КПД насоса большое значение имеет величина зазора плунжера и цилиндра. По этому признаку насосы подразделяются на 4 группы: 0 – от 0 до 0,045 мм 1 – до 0,07 мм 2 – до 0,12 мм 3 – до 0,17 мм Для легкой нефти и нефти с пониженной вязкостью применяется нулевая или первая группа. Нефть с высокой температурой и повышенной вязкости – насосы 2 и 3 группы. Клапанный узел (всасывающий, нагнетательный) состоит из седла, шарика и клетки. Узел замковой опоры служит для жесткой посадки насоса и герметизации пространств между НКТ и эксплуатационной колонной. Жесткость создается за счет конусного кольца и седла. Диаметр плунжеров насоса: 28, 32, 38, 43, 55 мм. Для НСН дополнительно: 68, 94 мм. НСВ-1 – вставной с замком наверху; НСВ-2 – вставной с замком внизу; НСН-1 – невставной с захватным штоком; НСН-2 – невставной с ловителем. Преимущества НСВ перед НСН: сокращение времени на смену насоса, поднимаются только штанги, трубы не поднимаются; уменьшается износ труб, т.к. замену замковой опоры производят на практике редко. Нет необходимости производить подъем труб. Преимущества НСН перед НСВ: сокращена утечка жидкости в насосе, т.к. нет конусной пары; увеличена производительность установки за счет спуска насосов 68, 94 мм. 53 4. Коллекторские свойства пласта Пористость, проницаемость, гидропроводность. Если горная порода обладает свойствами, которые обеспечивают подвижность нефти и газа в ее пустотном пространстве и, следовательно, возможность их изменения, то ее называют коллектором. По происхождению горные породы делят на 3 класса: магматические, метаморфические, осадочные. Все горные породы могут быть коллектором нефти и газа, но лишь 1 % запасов нефти приурочен к магматическим и метаморфическим породам. В основном скопления нефти и газа приурочены к осадочным породам. Осадочные породы в зависимости от происхождения разделяются на три группы: Терригенные – состоящие из обломков материала (пески, песчаники, алевролиты, глины, аргелиты и др.). Хемогенные – образовавшиеся из минеральных веществ, выпавших из водных растворов (каменная соль, гипсы, ангидриды, доломиты и др.). Органогенные – сложенные из скелетных останков животного и растительного мира (мел, известняки). Пористость горных пород Под пористостью горных пород понимают наличие в породе пустот (пор), незаполненных твердым веществом. Пористость – показатель, используемый для характеристики коллекторных свойств пласта и определения запасов нефти и газа в залежи. Численная величина полной (абсолютной) пористости определяется коэффициентом пористости: Vпор m 100 (в процентах), V0 породы где m – коэффициент пористости; Vпор – объем пор в породе; V0 – видимый объем породы. Величина пористости зависит от размера и формы зерен, складывающих породу, степени неоднородности зерен, уплотнения и других факторов. Например: глины – 6-50 %; пески – 6-52 %; песчаники – 3,5-29 %; известняки и доломиты – 0,6-33 %. Проницаемость горных пород Проницаемостью горных пород называется их свойство пропускать сквозь себя жидкость и газ. Проницаемость зависит от размера пор и каналов, соединяющих эти поры. Поровые каналы условно делятся на три категории: сверхкапиллярные d более 0,5 мм; капиллярные d от 0,5 до 0,0002 мм; субкапиллярные d менее 0,0002 мм. Движение в субкапиллярных каналах невозможно. Количественной характеристикой проницаемости служит коэффициент проницаемости. Практической единицей проницаемости служит дарси. 54 Одна дарси проницаемость такой породы (пористой среды) при фильтрации через образец площадью 1 см2 и длиной 1 см, при перепаде давления 1 кгс/см2 расход жидкости вязкостью 1 спз составляет 1 см3/с. Для характеристики проницаемости введены понятия: абсолютная, фазовая, относительная проницаемость. Абсолютная проницаемость – при движении в пористой среде одной лишь фазы (газа или однородной жидкости). Фазовая проницаемость – проницаемость породы для газа или жидкости при содержании в породе многофазных систем. Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной. 5. Меры безопасности при смене задвижек, штуцеров, манометров. Смена штуцеров: На скважине колодочный штуцер. 1. Перевести работу скважины на резервную нитку, при отсутствии резервной нитки закрыть задвижки до и после штуцера. 2. Стравить давление через вентиль на выкиде (вентиль для отбора проб в жидкости; стоять с наветренной стороны, жидкость слить в ведро). 3. Отсоединить нижнюю шпильку от себя и слить оставшуюся нефть в ведро. Отсоединить все остальные шпильки и с помощью специального приспособления разжать фланцы. 4. Вынуть штуцерную колодку и заменить штуцер. 5. При установке штуцерной колодки необходимо смазать уплотнительные кольца и кольцевую канавку, не допускать попадания песка, пыли и т.д. 6. Завернуть гайки на шпильках. Сначала от руки, затем с помощью спомогача. При завороте не допускать перекоса колец. Произвести опрессовку, открывая задвижку на фонтанной арматуре, а затем задвижку на выкиде (шлейфе). Смена штуцера производится одним оператором. На скважинах, в продукции которых содержится сероводород, работа производится двумя операторами, с фильтрующими противогазами марки КД. Б И Л Е Т № 11 1. Классификация насосных станций (1-го и 2-го подъема), кустовые насосные станции, блочные насосные станции. Насосные станции первого подъема. - используются только при сифонном водозаборе. Оборудование такой станции располагается в бетонном бункере на одном уровне с природным или техническим источником воды (водоемом или прудом испарителем). Содержит необходимое количество насосных агрегата, один из которых является резервным. В этом же бункере установлены системы автоматического управления, контроля и измерения параметров всего технологического и электрического оборудования. Насосные станции второго подъема. - основное назначение этих станций — распределение подготовленной воды через распределительный водовод среднего давления к КНС. Используются центробежные насосы в необходимом количестве (с учетом резервных) с соответствующими подачами и напорами. Насосные станции второго подъема обеспечивают не только распределение воды по КНС, но и создают определенный подпор на приеме насосов КНС. 55 КНС Кустовые насосные станции - предназначены для повышения давления подготовленной воды до необходимой величины и для закачки ее по водоводам высокого давления в нагнетательные скважины. Расположены в основном на месторождении, в непосредственной близости с нагнетательными скважинами. Имеют кирпичные или бетонные строения внутри, которых расположены насосные агрегаты, трубопроводы, запорная арматура и средства автоматизации. Количество нагнетательных скважин, приходящихся на одну КНС, различно и зависит не только от их взаиморасположения по отношению к КНС, но и от приемистости конкретной скважины данного куста. Кустовые насосные станции оборудуются центробежными насосами, специально разработанными для систем ППД - насосы ЦНС. Эти насосы имеют широкий спектр рабочих параметров: по подаче — от 150 до 720 м'/сут; по развиваемому давлению — от 9,5 до 25 МПа. Изготавливаются они в обычном исполнении и из нержавеющей стали (для перекачки агрессивных сточных вод). БКНС Блочные кустовые насосные станции - (БКНС) - изготавливаемые в виде отдельных насосных блоков в заводских условиях. БКНС состоит - из основного блока — насос, электродвигатель с масляной системой и другими элементами, а также вспомогательных блоков, в которых размещаются электрические распределительные устройства, распределительная гребенка водовода высокого давления, низковольтное оборудование и блок управления и автоматики. Блоки укрыты металлической утепленной кабиной. БКНС могут работать при температурах до 55°°С, а внутренний обогрев осуществляется за счет тепловыделения от электродвигателей. Кабины оборудованы вентиляционной системой. Не останавливаясь на недостатках БКНС, которые также присущи и этой насосной станции, отметим, что эти станции сильно сократили сроки строительно-монтажных работ и позволили реализовать ППД на ранних стадиях разработки месторождений. КНС и БКНС относятся к классу высокоавтоматизированных объектов, которые могут длительное время работать без обслуживающего персонала, т.к. обеспечены системой периодического автоматического контроля работы отдельных узлов и элементов оборудования с помощью унифицированного блока местной автоматики. Управление блоком местной автоматики может быть как местным (собственным), так и дистанционным с центрального диспетчерского пункта. 2. Сущность метода самоизлива нагнетательных скважин для увеличения приемистости. С помощью самоизлива производится вынос на поверхность твердых посторонних частиц осевших на забой скважины в течении эксплуатации. тем самым производится очистка забоя и интервала перфорации скважины. Самоизлив проводится путем интенсибного сброса воды из скважины в передвижную емкость или дренажную систему. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6 – 15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ и очистке забоя.. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременными изливами удается в 4 – 6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ. 56 3. Какими приборами нагнетательную скважину. замеряется количество закачиваемой воды в Количество закачиваемой в скважину воды измеряется расходомерами. Расходомеры устанавливаются на шлейфе нагнетательных скважин для обеспечения проведения индивидуального замера каждой скважины. Расходомер может быть расположен как у устья скважины так и около распределительной пребенки ППД. (БКНС или КНС). Расходомеры подразделяются на следующие типы: -диафрагменные, -турбинные, -электромагнитные -ультразвуковые В последнее время для измерения количества закачиваемой воды широко используются ультразвуковые расходомеры. (например «Панаметрикс» ). 4. Эксплуатация скважин погружными центробежными насосами. Схема УЭЦН. Электроцентробежная насосная установка - комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединенного с погружным электродвигателем. ЭЦН для нефтяных скважин включает центробежный насос с 50-600 ступенями; асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом; протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды; кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления. Ступень центробежного насоса содержит направляющий аппарат с рабочим колесом (рис.18). Направляющие аппараты стянуты в цилиндрическом корпусе насоса, а рабочие колеса зафиксированы шпонкой на валу, подвешенном на осевой опоре и вращающемся в концевых промежуточных радиальных опорах. Детали отливаются из спец. чугуна, бронзы, коррозионно- и абразивостойких сплавов и полимерных материалов. Для уменьшения попадания в насос свободного газа перед ним устанавливается гравитационный, гидроциклонный или центробежный (центрифуга) газосепаратор. Электродвигатель состоит из статора, содержащего цилиндрический корпус с запрессованными пакетами электротехнической стали, в пазах которых размещена обмотка, и подвешенного на осевой опоре ротора с закрепленными на валу стальными пакетами , где размещена короткозамкнутая обмотка типа “беличье колесо”; между пакетами расположены радиальные опоры. Протектор содержит уплотнение вала (торцевое, набивное, эластичное), систему компенсации температурного расширения масла, в некоторых случаях гидравлический затвор с 57 жидкостью большой плотности, чем скважинная среда и нейтральной по отношению к ней и маслу электродвигателя. Трехжильный бронированный плоский или круглый кабель большого сечения имеет герметичный ввод в электродвигатель и соединяет последний через трансформатор со станцией управления. Станция осуществляет управление, контроль и электрическую защиту ЭЦН от короткого замыкания, перегрузки, срыва подачи напряжения, снижения сопротивления изоляции. Трансформатор преобразует напряжение сети в рабочее, имеет ступенчатую регулировку для подбора режима работы. Применяются также преобразователи частоты для бесступенчатой регулировки частоты вращения ЭЦН и датчики давления и темп-ры электродвигателя, передающие сигнал об отклонении этих параметров от безопасных значений по силовому кабелю или сигнальной жиле. Длина ЭЦН 25-30м. При длине центробежного насоса и электродвигателя св. 5-8 м (в зависимости от диаметра) они состоят из отд. секций для удобства транспортировки и монтажа, ЭЦН монтируется в вертикальном положении непосредственно в процессе спуска в скважину. Корпуса секций соединяют фланцами, валы - шлицевыми муфтами. Установка опускается на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах, подвешенных к устьевой арматуре с герметичным вводом кабельной линии в скважину. Кабельная линия крепится к насосно-компрессорным трубам снаружи поясами. При работе ЭЦН продукция подается на поверхность по насоснокомпрессорным трубам. Реже применяют ЭЦН без насосно-компрессорных труб с пакером, подвеской на кабель-канате и подачей продукции по обсадной колонне. Производительность ЭЦН для нефтяных скважин от 15-20 до 1400-2000 м3/сут, напор до 2500-3000м, мощность электродвигателя до 500 кВт, напряжение до 2000В, температура откачиваемой среды 180 0 С, давление до 25 Мпа. ЭЦН для воды содержит заполненный водой электродвигатель и насос с 5-50 ступенями. Производительность его до 3000 м3/ сут, напор до 1500 м, мощность электродвигателя до 700 кВт, напряжение 3000В, температура воды до 400 С. 5. Порядок расследования несчастных случаев на производстве. Учёт несчастных случаев ведется в Журнале регистрации несчастных случаев на производстве подлежит хранению в организации в течение 45 лет. Групповые несчастные случаи на производстве (в том числе с тяжелыми последствиями), тяжелые несчастные случаи на производстве и несчастные случаи на производстве со смертельным исходом регистрируются соответствующими государственными инспекциями труда, а несчастные случаи на производстве, происшедшие с застрахованными, - также исполнительными органами страховщика (по месту регистрации страхователя), в установленном порядке. Акты о расследовании несчастных случаев, квалифицированных по результатам расследования как не связанные с производством, вместе с материалами расследования хранятся работодателем (юридическим или физическим лицом) в течение 45 лет. Копии актов о расследовании указанных несчастных случаев и материалов их расследования направляются председателем комиссии в соответствующую государственную инспекцию труда. - расследование несчастных случаев (в том числе групповых), в результате которых пострадавшие получили повреждения, отнесенные в соответствии с установленными квалифицирующими признаками к категории 58 легких, проводится в течение трех дней; - расследование иных несчастных случаев проводится в течение 15 дней. Сроки расследования несчастных случаев исчисляются в календарных днях, начиная со дня издания работодателем приказа об образовании комиссии по расследованию несчастного случая. Несчастные случаи, о которых не было своевременно сообщено работодателю (его представителю) или в результате которых нетрудоспособность наступила не сразу, расследуются в установленном порядке по заявлению пострадавшего или его доверенных лиц в течение одного месяца со дня поступления указанного заявления. В случае невозможности завершения расследования в указанный срок в связи с объективными обстоятельствами председатель комиссии обязан своевременно информировать пострадавшего или его доверенных лиц о причинах задержки сроков расследования В ходе расследования каждого несчастного случая комиссия производит осмотр места происшествия, выявляет и опрашивает очевидцев несчастного случая и должностных лиц, чьи объяснения могут быть необходимы, знакомится с действующими в организации локальными нормативными актами и организационно-распорядительными документами (коллективными договорами, уставами, внутренними уставлениями религиозных организаций и др.), в том числе устанавливающими порядок решения вопросов обеспечения безопасных условий труда и ответственность за это должностных лиц, получает от работодателя (его представителя) иную необходимую информацию и по возможности объяснения от пострадавшего по существу происшествия. Работодатель (его представитель) в трехдневный срок после завершения расследования несчастного случая на производстве обязан выдать один экземпляр утвержденного им и заверенного печатью акта формы Н-1пострадавшему, а при несчастном случае на производстве со смертельным исходом - доверенным лицам пострадавшего (по их требованию). 59
