производственно технологическая практика в НГДУ альметьевск. отсчет о практике в НГДУ Альметьевск Абдурасулов Ш. Геология района и разработка месторождения
 Скачать 301.33 Kb.
|
|
Содержание Введение .................................................................................................................. 2 Основная часть ...................................................................................................... 3 Геология района и разработка месторождения ........................................... 3 Тектоника ............................................................................................................ 4 Стратиграфия ..................................................................................................... 5 Техника и технология добычи нефти ............................................................ 5 Фонтанная эксплуатация скважин ................................................................ 5 Фонтанная арматура ......................................................................................... 6 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами .................. 7 Установка электроцентробежных насосов ................................................... 9 Основные операции, выполняемые при обслуживании скважин ......... 10 Методы воздействия на прискважинную часть пласта ........................... 11 Сбор и подготовка добываемой продукции ................................................ 13 Охрана труда и окружающей среды на предприятии .............................. 15 Заключение ........................................................................................................... 18 Список использованных источников ............................................................. 19 Введение Основными задачами практики по получению профессиональных умений и опыта профессиональной деятельности являются: -ознакомление студентов с разработкой нефтяных и газовых месторождений (бурение, добыча, ремонт); -закрепление теоретических знаний, полученных в Университете, и знакомство с практикой выполнения работ на месторождении; -осуществление сбора материалов для написания отчета по практике и, впоследствии, написание бакалаврской выпускной работы. Место проведения практики ПАО “ТАТНЕФТЬ” НГДУ Альметьевск. «АЛЬМЕТЬЕВНЕФТЬ», нефтегазодобывающее управление (НГДУ) ПАО «Татнефть». Занимается разработкой нефтяных месторождений, добычей, подготовкой и реализацией нефти, проектированием, строительством и эксплуатацией объектов нефтяной и газовой промышленности. Создано в январе 1952 на базе нефтепромысла №2 нефтегазодобывающего треста «Бугульманефть» (ныне НГДУ «Лениногорскнефть») как нефтегазодобывающий трест «А.», в 1954 преобразован в нефтепромысловое управление (НПУ), в 1970 - в НГДУ. В состав управления входят: 6 цехов добычи нефти и газа (ЦДНГ); 2 цеха комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКППН); цех по приёму и сдаче нефти (ЦПНС); цех поддержания пластового давления (ЦППД); 10 цехов вспомогательного производства (цех автоматизации производства; 4 прокатно-ремонтных цеха; цех капитального и подземного ремонта скважин (ЦКПРС); цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР), цех производственной эстетики и др.); управление технологического транспорта (УТТ); жилищно-коммунальное хозяйство. Имеет спортивный комплекс, базу отдыха. НГДУ разрабатывает центральную и северо-западную части Ромашкинского месторождения. Объектами разработки являются 4 площади терригенного девона (Миннибаевская, Альметьевская, Северо-Альметьевская, Берёзовская), залежи терригенных и карбонатных отложений нижнего карбона. Введены в разработку промышленно-нефтеносные объекты терригенных отложений девона, бобриковского горизонта и карбонатные коллекторы турнейского яруса карбона Бухарского месторождения. Основная часть Геология района и разработка месторождения Под разработкой нефтяной или газовой залежи понимается управление процессом движением жидкостей и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при помощи определенной схемы размещения расчетного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания режима работы скважин и регулирования баланса пластовой энергии. Совокупность указанных данных с учетом охраны недр и окружающей среды, определяет систему разработки залежи или месторождения. На основе полученных сведений в процессе бурения поисковых и разведочных скважин составляется проект разработки, в котором определяются методы и системы разработки, способы извлечения продукции и уровень добычи с точки зрения имеющихся технологий и экономики, срок разработки, объем капиталовложений. Норма отбора нефти и газа из добывающих скважин предусматривает, чтобы дебит соответствовал допускаемым условиям разработки и продуктивной характеристики пластов. Рациональная система разработки – это такая система, при которой месторождение эксплуатируется минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи, высокую конечную нефтеотдачу (газоотдачу), при возможно низкой себестоимости нефти. С развитием техники и технологии в нефтяной отрасли системы разработки месторождений непрерывно совершенствуются. Составной частью разработки месторождений является выделение объектов разработки (эксплуатационных объектов). Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, совокупность пластов, массив) содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Объекты выделяют с учетом геолого-физических свойств пород-коллекторов, физико-химических свойств нефти, воды и газа, фазового состояния углеводородов, близкими значениями приведенных пластовых давлений. Объекты разработки разделяют как самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты предполагается разрабатывать скважинами, которыми эксплуатировали первоочередной объект до его истощения. Технология и техника извлечения нефти из недр на дневную поверхность определяется режимом работы залежи. Системы разработки классифицируют по геометрии расположения скважин на площади и по методу воздействия на продуктивный пласт. По геометрии расположения скважин выделяют системы с равномерной и неравномерной расстановкой скважин. Для систем с равномерной расстановкой характерно расположение скважин по правильным геометрическим сеткам: квадратной или треугольной. Обычно используется в залежах с неподвижным контуром нефтеносности (залежи, изолированные от напора вод, массивные водоплавающие залежи с напором подошвенных вод). Для систем с неравномерным расположением (с перемещающимся контуром нефтеносности) характерно расположение скважин рядами, параллельными перемещающимся контурам или рядам нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами в рядах и между рядами для каждой конкретной залежи определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении залежи, свойствах пластовых флюидов, режимах работы пласта. По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают сплошную и замедленную системы в зависимости от сроков строительства скважин. По порядку разбуривания залежи различают системы сгущающуюся и ползучую. При сгущающейся системе залежь разбуривается вначале разреженной сеткой скважин расположенных равномерно на площади с последующим бурением в промежутках между первыми скважинами. При ползучей системе бурение на залежи начинается в какой либо ее части с заданной степенью уплотнения с распространением в определенном направлении до полного разбуривания всей площади. Режимы работы отдельных скважин и залежи в целом не постоянны на весь период разработки и могут меняться во времени в зависимости от изменения условий и энергетических факторов. Тектоника Зай-Каратайская площадь в тектоническом отношении приурочена к юго-западному склону Южного Купола Татарского свода. По пашийским отложениям (горизонта Д1) Зай-Каратайская площадь представляет собой широкий, почти выположенный юго-западный склон Южного Купола татарского свода, постепенно погружающийся в юго- западном направлении. С севера площадь соседствует с Минибаевским, с востока – Абдрахмановско-Южно-Ромашкинским поднятиями. Структурный план Зай-Каратайской площади по кровле бобриковского горизонта существенно отличается от вышеописанного, отмечается значительное усложнение. От центральной части площади наблюдается погружение бобриковских слоев в северо-западном направлении на юго-запад. Отличаются многочисленные локальные поднятия различных размеров и форм, ориентированиях в меридиальном и широтном направлениях, разделенные сравнительно неглубокими локальными прогибами. Стратиграфия Геологический разрез Зай-Каратайской площади сложен толщей палеозойских (девонские, каменноугольные и пермские) отложений плотностью более 2000м, которые ложатся на гранитно-гнейсовые породы кристаллического фундамента. Девонская система [Д] представлена верхним и средним отделами. В составе среднего девона (эфейского и живейского ярусов) выделяют песчано- алевролитовые пачки ДV, ДIX ДIII ДII. Общая мощность среднедевонских отложений колеблется от 15 до 190м. Отложения верхнего девона ( франский и фаменский ярусы) в нижней части представлены терригенными породами ( пашийский и кыновский горизонты) общей мощностью 63-84м, выше залегают отложения с отдельными прослоями аргиллитов. Пашийские отложения ( горизонт ДI) нижне-франского подъяруса являются основным промышленным объектом на Зай-Каратайской площади. Горизонт ДI представлен (сверху - вниз) восемью песчано- алевролитовыми пачками : ДI – а, ДI – б1 , ДI – б2 , ДI – б3 , ДI – в , ДI – г1 , ДI – г2 , ДI – д , разделяющих кыновский горизонт. В основании прослеживается пачка карбонатных пород. В верхней части выделяется пласт сильноглинистого алевролита. Каменноугольная система (С) представлена нижним, средним и верхним отделами. Общая мощность составляет 640-900м. Сложены они, в основном, известняками и доломитами с частыми прослоями песчаников, алевролитов и аргиллитов. Терригенные отложения малиновского и яснополянского (бобриковский, тульский горизонты) надгоризонтов представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, известняковых алевролитов и аргиллитов, известняков общей мощностью 15-60м. Далее залегает толща переслаивающихся терригенных и карбонатных пород Алексинского горизонта нижнего карбона и отложения среднего карбона. Техника и технология добычи нефти Фонтанная эксплуатация скважин Подъем нефти на дневную поверхность получил название «добыча нефти». Разделяют два вида осуществления этого процесса – фонтанный и механизированный. При фонтанном способе нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механическом способе – прибегают к принудительному способу подъема с помощью различных устройств, спускаемых в скважину. Фонтанный способ добычи экономичен и существует в первоначальный период разработки месторождения, пока запасы пластовой энергии достаточно велики. Затем на смену ему приходят механизированные способы. В зависимости от применяемых методов механизированные способы подразделяют на компрессорный и насосный. Последний включает в себя добычу нефти с помощью штанговых и бесштанговых насосов. Рассмотрим способы добычи нефти, получившие в настоящие время применение. Наиболее простым способом подъема жидкости из фонтанной скважины является использование для этой цели эксплуатационной колонны. При этом возможно возникновение осложнений: а) эрозия колонны за счет воздействия движущейся жидкости и содержащихся в ней компонентов; б) нерациональное использование пластовой энергии вследствие значительного диаметра колонны; в) возникновение осложнений за счет выделяющихся из жидкости компонентов – солей, парафина, мехпримесей. Восстанавливать поврежденную колонну и устранять осложнения трудоемко и не всегда эффективно. Надо также иметь ввиду, что эксплуатационная колонна является в скважинах, как правило, и обсадной колонной и призвана надежно защищать скважину от разрушения и проникновения в нее посторонних агентов в течение всей жизни месторождения. Все оборудование фонтанной скважины можно разделить на две группы – подземное и наземное. Подземное оборудование включает в себя насосно-компрессорные трубы (НКТ), якорь, пакер, клапаны, муфты – все устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны. К наземному оборудованию относится устьевая арматура, рабочие манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки – все оборудование, работающие на поверхности. Рассмотрим назначение и конструкционные особенности оборудования, соответствующие требованиям технологического процесса. Фонтанная арматура Фонтанная арматура относится к оборудованию скважин, которое призвано выполнять следующие функции: а) герметизация кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами; б) направление движения газожидкостной смеси; в) подвески глубинного оборудования; г) создание противодавления на устье; д) проведение исследований, освоения и других технологических операций. Арматура состоит из ряда конструктивных элементов. Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации устья, проведения различных технологических операций. Включает в себя колонный фланец, крестовик трубной головки, тройник трубной головки, переводную катушку. Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины. Включает в себя центральную задвижку, крестовик елки (в тройниковой арматуре тройки), буферную задвижку, буферный патрубок, штуцер. Рис. 1. Фонтанная арматура тройниковая: 1 - крестовик; 2,4 - переводные втулки; 3 - тройник; 5 - переводная катушка; 6 - центральная задвижка; 7 - задвижки; 8 - штуцеры; 9 - буферная заглушка; 10 - манометр; 11 - промежуточная задвижка 12 - задвижка; 13 - тройники; 14 - буферная задвижка Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами Принудительный подъем нефти из скважин с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения. Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН). УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом – станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно- поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса. Осуществление способа производится с помощью установки, схема которой приведена. Подземное оборудование составляют: насосно- компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями. К наземному оборудованию относится привод (станок-качалка), устьевая арматура, рабочий монифольд. Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд (процесс нагнетания). При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ. Станок-качалка является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью – колонной штанг. В конструктивном отношении станок-качалка представляет собой четырехзвенный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Крутящий момент от электродвигателя через клиноременную передачу передается на ведущий вал редуктора, а затем и на ведомый вал. На последнем укрепляется кривошип с противовесами. Кривошип с помощью шатунов и траверсы связан с балансиром, качающимся на опоре, укрепленной на стойке. Балансир со стороны переднего плеча снабжен откидной головкой, на которой монтируется канатная подвеска. Рис. 2 Станок-качалка типа СКД: 1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка; 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама; 14 - противовес; 15 – траверса 16 - тормоз. Установка электроцентробежных насосов УЭЦН (Установка ЭЦН, Установка электроприводного центробежного насоса) УЭЦН относится к погружным бесштанговым насосным установкам. Оборудование УЭЦН состоит из погружной части, спускаемой в скважину вертикально на колонне НКТ, и наземной части соединённые между собой погружным силовым кабелем. Электроприводной центробежный насос для добычи нефти представляет собой многоступенчатую и в общем случае многосекционную конструкцию. Модуль-секция насоса состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего и нижнего радиальных подшипников, осевой опоры, головки, основания. Пакет ступеней с валом, радиальными подшипниками и осевой опорой помещаются в корпусе и зажимаются концевыми деталями. Исполнения насосов отличаются материалами рабочих органов, корпусных деталей, пар трения, конструкцией и количеством радиальных подшипников. В настоящее время выпускается более 78 типоразмеров УЭЦН. Каждый типоразмер имеет определенный шифр. Например, УЭЦНМ (К) 5-125-1200 обозначает: У – установка, Э – привод от электродвигателя, Ц – центробежный, Н – насос, коррозионно устойчивое исполнение, 5 – группа (диаметр обсадной колонны, для которой он предназначен), 125 – подача насоса, куб.м/сут), 1200 – напор. ЭЦН является основным узлом установки. В отличие от поршневых насосов, сообщающих напор перекачиваемой жидкости посредством возвратно-поступательных движений поршня, в центробежных насосах перекачиваемая жидкость получает напор на лопатках быстровращающегося рабочего колеса. При этом происходит превращение кинетической энергии движущейся жидкости в потенциальную энергию давления. Основными конструктивными элементами ЭЦН являются: рабочее колесо, направляющий аппарат, вал, корпус, гидравлическая пята, уплотнения, подшипники. Эти детали – необходимые компоненты любого центробежного насоса, присущи они и ЭЦН. Основными параметрами насоса являются: подача, напор, высота всасывания, потребляемая мощность и коэффициент полезного действия (КПД). Параметры насоса указывают в его паспорте при его работе на пресной воде. Под подачей (Q) понимают объем перекачиваемой жидкости, проходящей через напорный патрубок насоса в единицу времени. Подача выражается в кубических метрах в сутки. Напор (Н) есть разность полной удельной энергии на выходе и входе в насос, выраженная в метрах столба жидкости. Рабочее колесо является основным рабочим органом насоса. Оно состоит из дисков – переднего (по ходу жидкости) в виде кольца с отверстием большого диаметра в центре и заднего – сплошного диска со ступицей (втулкой в центре), через которую проходит вал. Диски расположены на некотором расстоянии один от другого, а между ними находятся лопатки, отогнутые назад по направлению вращения колеса. Колеса ЭЦН изготавливают из легированного чугуна или полиамидной смолы. Направляющий аппарат предназначен для изменения потока жидкости и преобразования скоростной энергии в давление. Он состоит из двух неподвижных дисков с лопатками, напоминающими лопатки рабочего колеса, закрепленные неподвижно в корпусе насоса. Рабочее колесо, собранное совместно с направляющим аппаратом, образует ступень насоса. Каждая ступень развивает напор 4…7 м. Учитывая, что глубина, с которой приходится поднимать нефть достигает 1,5…2 км и более, можно легко рассчитать потребное количество ступеней, образующих насос, достигающее 400 штук и более. Таким образом, электроцентробежный насос является многоступенчатым и, кроме того, секционным, так как в один корпус такое количество ступеней установить невозможно. Вал предназначен для передачи вращения рабочим колесам и представляет собой цилиндрический стержень со шпоночным пазом для крепления рабочих колес. Со стороны протектора конец вала имеет шлицы. Длина и диаметр вала регламентируются габаритами насоса. Вал с укрепленными на нем колесами образуют ротор насоса. Вал ЭЦН работает в весьма жестких условиях, т.к. имеет при незначительном диаметре (17…25 мм) значительную длину (до 5000 мм) и несет на себе большое количество рабочих колес (до 300). Опорами вала являются радиальные подшипники скольжения сверху и снизу. Каждый направляющий аппарат осуществляет кратковременную разгрузку осевых усилий в колесе посредством упора перемещающегося колеса в аппарат и скольжения его по текстолитовой шайбе. Нижняя опора вала перенесена в узел протектора. Основные операции, выполняемые при обслуживании скважин Под основными операциями понимают комплекс работ, направленных на получение данных о параметрах и характеристике пласта и призабойной зоны с целью установления эффективной эксплуатации скважины. Дренирование пласта связано с созданием на него перепада давлений (депрессии), интенсификация которого может привести к осложнениям: обводнению, газообразованию, парафино- и солеобразованию, разрушению пласта. Объем исследовательских работ диктуется задачей исследований. Для месторождения, вступающего в эксплуатацию, он может быть следующим: определение пластового давления, определение температуры пласта, определение характеристики добываемой продукции и отдельных ее компонентов, изучение геологической характеристики призабойной зоны, замер забойного давления и дебитов нефти, газа и воды при различных отборах, определение величины потенциального и оптимального отбора. Таким образом, в зависимости от назначения, исследования могут быть отнесены к одной из следующих групп. Первичные исследования - получение информации на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения для подсчёта запасов и составления проекта разработки. Текущие исследования - получение данных в процессе разработки для установления режимов работы скважин, уточнения параметров пласта. Специальные исследования - получение данных для решения специальных вопросов, например: определение дефекта в обсадной колонне, места нарушения изоляции цементного кольца и т.д. Прямые исследования - непосредственные измерения различных параметров в скважинах приборами. Косвенные исследования — получение информации путём расчёта её по известным зависимостям - графикам, формулам и т.д. Промыслово-геофизические исследования - получение данных с помощью геофизических приборов различного типа. Гидродинамические методы - исследования, проводимые в скважинах на заданных режимах её работы и включают определения таких параметров: уровни, забойные и пластовые давления дебит, газовый фактор, обводнённость, приёмистость, пофиль притока и т.д. Методы воздействия на прискважинную часть пласта Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Для повышения эффективности эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы дают хорошие результаты в карбонатных породах. Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости. Тепловое воздействие применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, для интенсификации химических методов обработки. Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц. К химическим методам относят кислотные обработки, основанные на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов и увеличению проницаемости. Для обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (HCl) и фтористоводородную (HF) кислоты. Соляная кислота растворяет карбонатные породы (известняки, доломиты) продуктивных пластов, а продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - соли хлористого кальция (СaCl2) и хлористого магния (MgCl2), углекислый газ (СО2), вода после обработки легко вымываются с продукцией скважины. Для обработки наиболее часто используют 12 -- 15 процентный раствор соляной кислоты, на один метр высоты пласта берут от 0.4 до 1.5 м3 раствора. Для предохранения металла от коррозии к кислоте добавляют ингибиторы коррозии - в основном ПАВ. В скважинах с отложениями в призабойной зоне асфальто-смолисто- парафиновых отложений (АСПО) ее предварительно промывают горячей нефтью или производят термокислотную обработку. Термокислотная обработка – процесс комбинированный – в первой фазе процесса осуществляется обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, во второй фазе без перерыва за первой, производится обычная кислотная обработка. При реакции соляной кислоты с некоторыми веществами выделяется большое количество тепла, а продукты реакции растворяются. Обычно для нагревания кислоты на забое скважины используют прутковый магний, загруженный в специальный наконечник, который спускают на колонне НКТ в скважину на заданную глубину. Нагнетаемая в колонну НКТ соляная кислота, проходя наконечник, реагирует с магнием и нагретая до температуры в пределах (75–80) 0С задавливается в пласт. Технология обработок соляной кислотой может изменяться в зависимости от физических свойств породы пласта, его толщины и прочих условий. Различают кислотные обработки в виде установки ванн, обработки под давлением, пенокислотные, направленные, циклические и пр. Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола. При прогреве парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Призабойную зону прогревают электронагревателями и газонагревателями, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия на пласт. В скважину спускают электронагреватель на кабель-тросе, которым прогревают зону обычно в течение нескольких суток. Электронагреватель может быть установлен стационарно в лифтовую колонну ниже штангового насоса. Электроэнергия к нагревателю подается по электрическому кабелю, спускаемому вместе с колонной НКТ и прикрепленному к ней снаружи. Закачка в скважину горячих жидкостей (нефть, дизельное топливо и др.) проводится с помощью насосов обычно через межколонное пространство без остановки работы скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струей откачиваемой нефти. При паротепловой обработке скважин теплоносителем служит перегретый водяной пар, вырабатываемый в специальных паропередвижных установках (ППУ),) смонтированных на автомашине. ППУ (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и проникает в призабойную зону пласта. Для предохранения колонны над верхними отверстиями фильтра от воздействия нагнетаемого в скважину пара устанавливают термостойкий пакер. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После этого эксплуатацию скважины возобновляют. Для повышения газоотдачи применяют кислотные обработки, гидравлический разрыв пласта, торпедирование, а также отбор газа из скважин под вакуумом. Сбор и подготовка добываемой продукции Поднятая из скважины на поверхность газожидкостная смесь за счет пластовой энергии или установленных в скважине насосов, доставляется на групповые пункты. Они объединяют до 14 скважин и позволяют осуществлять следующие операции: Замерять дебит скважины; Определять количество воды в жидкости; Отделять газ от жидкости и замерять его объем; Передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и суммарное количество добытой жидкости в целом по групповой установке на диспетчерский пункт. В настоящее время на промыслах получили распространение автоматизированные групповые замерные установки блочного типа (АГЗУ) «Спутник». Они разработаны Октябрьским объединением «Башнефтемашремонт». Рис. 3 Принципиальная схема сбора и подготовки нефти. 1 – скважины; 2, 3 – I и II ступени сепарации; 4 – технологический резервуар; 5 – установка комплексной подготовки нефти; 6 – термохимическая установка подготовки нефти; 7 – горячая ступень сепарации; 8 – резервуар товарной нефти; 9 – установка отбора конденсата; 10 – установка подготовки воды Технологическая схема внутрипромыслового сбора нефти и газа описывается так. Скважинная газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в распределительную батарею групповой установки, рассчитанную на подключение 14 скважин. По заданной программе поочередно каждая из подключаемых скважин специальным вращающимся устройством переключается на замер. Переключатель представляет собой два вставленных один в другой цилиндра. Наружный цилиндр соединен со всеми скважинами, работающими на эту групповую. Внутренний цилиндр имеет возможность вращаться автоматически по заданной программе и, вращаясь, он поочередно подставляет имеющееся на его цилиндрической поверхности отверстие к каждому скважинному трубопроводу, подключенному к наружному цилиндру. Таким образом образуется канал, по которому ГЖС из отдельной скважины поступает в сепаратор. Другие скважины в это время работают в общий трубопровод. Из переключателя ГЖС направляется в сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости, после чего жидкость поступает к турбинному расходомеру, газ – к расходомеру газа. Отсепарированный газ и прошедшая замер жидкость сбрасываются в общий трубопровод. Сепаратор групповой установки выполнен в виде двух горизонтальных цилиндров, снабженных гидроциклонами. В гидроциклоне за счет центробежной силы, возникающей при винтообразном движении ГЖС, жидкость, как наиболее тяжелый агент, отбрасывается к стенкам сосуда, газ остается в центральной части. В верхнем цилиндре происходит сепарация, в нижнем накапливается жидкость. Замерная установка снабжена влагомером, который определяет количество воды в нефти, и блоком местной автоматики, управляющим работой и передающим информацию (БМА). Если сборный пункт расположен на значительном удалении от скважин, их энергии может оказаться недостаточно для доставки туда ГЖС. Тогда сооружают промежуточные насосные станции, получившие название дожимных (ДНС). Здесь поступившая от групповых установок ГЖС проходит частичную сепарацию и водоотделение, после чего жидкость поступает к перекачивающим насосам и подается на сборный пункт. Газ по отдельному трубопроводу направляется на газоперерабатывающий завод. Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) выполняет следующие функции: - Отделяет газ от нефти; - Отделяет воду от нефти; - Очищает нефть от солей; - Очищает нефть от механических примесей; - Производит отбор бензиновых фракций из газа (стабилизация нефти); - Производит откачку нефти товарно-транспортному управлению (ТТУ); - Производит откачку газа газодобывающему промыслу; - Производит откачку бензина газоперерабатывающему заводу; - Подготавливает воду для закачки в пласт. УКПН выполняют заключительные операции с добываемой нефтью и формируют качественные и количественные показатели работы нефтегазодобывающих промыслов. В зависимости от принципа очистки нефти от воды получили применение термохимические (ТХУ) и электрообезвоживающие (ЭЛОУ). Газожидкостная смесь из групповой установки поступает в сепаратор первой ступени, где происходит частичное отделение газа от жидкости. Затем ГЖС поступает в сепараторы второй ступени – концевые сепарационные установки. Здесь происходит окончательное отделение газа, и жидкость через теплообменник направляется в трубчатую печь. По пути движения в жидкость вводят деэмульгатор, который при нагреве жидкости ускоряет процесс разрушения эмульсии. Для очистки от солей в нефть вводят пресную воду, которая отмывает соли. Стабилизация нефти – процесс отделения легких фракций. Он осуществляется путем направления нефти, прошедшей обезвоживание и обессоливание после нагревания в ректификационную колонну. Здесь происходит испарение легких фракций, подъем их вверх и последующая конденсация. Охрана труда и окружающей среды на предприятии Обязанности по обеспечению безопасных условий и охраны труда в организации возлагаются на работодателя. Работодатель обязан обеспечить: безопасность работников при эксплуатации зданий, сооружений, оборудования, осуществлении технологических процессов, а также применяемых в производстве инструментов, сырья и материалов; применение средств индивидуальной и коллективной защиты работников; соответствующие требованиям охраны труда условия труда на каждом рабочем месте; режим труда и отдыха работников в соответствии с законодательством Российской Федерации и законодательством субъектов Российской Федерации; приобретение и выдачу за счет собственных средств специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты, смывающих и обезвреживающих средств в соответствии с установленными нормами работникам, занятым на работах с вредными и (или) опасными условиями труда, а также на работах, выполняемых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением; обучение безопасным методам и приемам выполнения работ по охране труда и оказанию первой помощи при несчастных случаях на производстве, инструктаж по охране труда, стажировку на рабочем месте и проверку знаний требований охраны груда, безопасных методов и приемов выполнения работ; недопущение к работе лиц, не прошедших в установленном порядке обучение и инструктаж по охране труда, стажировку и проверку знаний требований охраны труда; организацию контроля за состоянием условий труда на рабочих местах, а также за правильностью применения работниками средств индивидуальной и коллективной защиты; проведение аттестации рабочих мест по условиям труда с последующей сертификацией работ по охране труда в организации; в случаях, предусмотренных настоящим Кодексом, законами и иными нормативными правовыми актами, организовывать проведение за счет собственных средств обязательных предварительных (при поступлении на работу) и периодических (в течение трудовой деятельности) медицинских осмотров (обследований) работников, внеочередных медицинских осмотров (обследований) работников по их просьбам в соответствии с медицинским заключением с сохранением за ними места работы (должности) и среднего заработка на время прохождения указанных медицинских осмотров (обследований); недопущение работников к исполнению ими трудовых обязанностей без прохождения обязательных медицинских осмотров (обследований), а также в случае медицинских противопоказаний; информирование работников об условиях и охране труда на рабочих местах, о существующем риске повреждения здоровья и полагающихся им компенсациях и средствах индивидуальной защиты; предоставление органам государственного управления охраной труда, органам государственного надзора и контроля, органам профсоюзного контроля за соблюдением законодательства о труде и охране труда информации и документов, необходимых для осуществления ими своих полномочий; принятие мер по предотвращению аварийных ситуаций, сохранению жизни и здоровья работников при возникновении таких ситуаций, в том числе по оказанию пострадавшим первой помощи; расследование и учет в установленном настоящим Кодексом и иными нормативными правовыми актами порядке несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний; санитарно-бытовое и лечебно-профилактическое обслуживание работников в соответствии с требованиями охраны труда; беспрепятственный допуск должностных лиц органов государственного управления охраной труда, органов государственного надзора и контроля за соблюдением трудового законодательства и иных нормативных правовых актов, содержащих нормы трудового права, органов Фонда социального страхования Российской Федерации, а также представителей органов общественного контроля в целях проведения проверок условий и охраны труда в организации и расследования несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний; выполнение предписаний должностных лиц органов государственного надзора и контроля за соблюдением трудового законодательства и иных нормативных правовых актов, содержащих нормы трудового права, и рассмотрение представлений органов общественного контроля в установленные настоящим Кодексом, иными федеральными законами сроки; обязательное социальное страхование работников от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний; ознакомление работников с требованиями охраны труда; разработку и утверждение с учетом мнения выборного профсоюзного или иного уполномоченного работниками органа инструкций по охране труда для работников; наличие комплекта нормативных правовых актов, содержащих требования охраны труда в соответствии со спецификой деятельности организации. Заключение Практика по получению профессиональных умений и опыта профессиональной деятельности является производственно-технологической практикой и направлена на закрепление теоретических знаний и практических навыков. Были выполнены основные задачи практики по получению профессиональных умений и опыта профессиональной деятельности: Ознакомление студентов с разработкой нефтяных и газовых месторождений (бурение, добыча, ремонт); Закрепление теоретических знаний, полученных в Университете, и знакомство с практикой выполнения работ на месторождении; Осуществление сбора материалов для написания отчета по практике и, впоследствии, написание бакалаврской выпускной работы Список использованных источников 1. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М., Недра, 1983 - 510 с. 2. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1979 – 319 с. 3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Уфа. 2000г. 4. Галлеев Р. Г. Повышение нефтеизвлечения трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. Москва, КУбК-а. 1997 – 352 с. 5. «Инструкция по эксплуатации скважин штанговыми насосными установками» (стандарт предприятия), проект.-ОАО «Татефть».-2000г.-199с. 6. Трудовой кодекс РФ. – М.: Ред. Журнала «Охрана труда и социальное страхование», 2002.-150 с. 7. «Сборник инструкций по охране труда и технике безопасности по безопасному ведению работ при текущем и капитальном ремонте скважин НГДУ «ЛН».- г. Лениногорск, 2000г.- 135 с. |