Ответы на вопросы по основам нефтегазового дела. Билет №1. Оао нк Янгпур Оператор по добыче нефти и газа
 Скачать 28.58 Kb.
|
|
ОАО «НК «Янгпур» Оператор по добыче нефти и газа /переподготовка/ БИЛЕТ № 1 Права и обязанности оператора по добыче нефти и газа. К самостоятельной работе в качестве оператора ДНГ допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр, обучение по профессии, инструктажи, стажировку в объеме 10 рабочих смен и проверку знаний инструкций по охране труда в установленном порядке. Оператор ДНГ должен иметь 1 группу по электробезопасности. Периодичность проверки знаний 1 раз в год, повторного инструктажа не реже 1 раза в 6 месяцев, периодический медицинский осмотр – не реже 1 раза в 2 года. Кроме знаний производства работ, оператор обязан: – соблюдать правила внутреннего трудового распорядка; – соблюдать требования по охране труда, а также правила поведения на территории организации, в производственных, вспомогательных и бытовых помещениях; – уметь оказывать первую доврачебную помощь в соответствии с рекомендациями, изложенными в «Инструкции по оказанию первой помощи пострадавшим при несчастных случаях»; – использовать и правильно применять средства индивидуальной защиты и коллективной защиты, а в случаях отсутствия средств индивидуальной защиты немедленно уведомлять об этом мастера, общественного инспектора; – знать и соблюдать при выполнении работ требования личной гигиены; – проходить в установленном порядке медицинские осмотры, подготовку (обучение), переподготовку, стажировку, инструктаж, повышение квалификации и проверку знаний по вопросам охраны труда; – с использованием всех средств связи – радиостанция, телефон – немедленно сообщать мастеру, а в случаях его отсутствия – начальнику цеха, о любой ситуации, угрожающей жизни или здоровью работающих и окружающих, несчастном случае, произошедшем на производстве, ухудшении состояния своего здоровья, нарушениях технологического процесса, в том числе и порывах водоводов, неисправности оборудования, инструмента, приспособлений, транспортных средств, средств защиты; – оказывать содействие по принятию мер для оказания необходимой помощи потерпевшим и доставки их в организацию здравоохранения; – оказывать содействие и сотрудничать с руководством цеха в деле обеспечения здоровых и безопасных условий труда; – знать требования экологической политики и выполнять заложенные в ней принципы и обязательства; – соблюдать требования природоохранного законодательства; – соблюдать требования мер пожарной безопасности на объектах ОАО «НК «Янгпур», а также требования пожарной безопасности на объектах цеха добычи нефти и газа, уметь пользоваться средствами пожаротушения, следить за их исправностью; – знать места хранения аварийного инструмента и средств индивидуальной защиты органов дыхания. – оператор должен знать обслуживаемое оборудование, технологическую схему нефтепроводов, назначение технологических трубопроводов и задвижек, чтобы в процессе работы быстро и безошибочно производить необходимые переключения. Технологическая схема должна быть расположена на видном месте. – территория скважин, закрепленных за оператором, должна быть спланирована, регулярно очищаться от сухой травы, посторонних предметов, замазученности. Ступени, лестницы и площадки должны регулярно очищаться от снега, льда и грязи. Штанги насосные, их назначение, типоразмеры. Насосные штанги, передающие движение плунжеру глубинного насоса, являются наиболее ответственными элементами глубинно-насосной установки. В процессе работы штанги испытывают значительные нагрузки, изменяющиеся в широких пределах в течение каждого хода станка–качалки. Насосные штанги воспринимают нагрузки, которые в процессе работы передаются на головку балансира станка-качалки. К этим нагрузкам относятся: статические, возникающие от силы тяжести штанг и жидкости, а также от сил трения плунжера в цилиндре и штанг о грубы; силы инерции движущихся масс жидкости и штанг, ударные нагрузки, возникающие в результате несоответствия скоростей движения плунжера и жидкости. Долговечность штанг понижается яри их работе в коррозионной среде. Насосные штанги изготавливают из сталей разных марок и подвергают термической обработке. Для нефтяной промышленности машиностроительные заводы выпускают штанги и муфты к ним. Которые изготавливают: 1) для легких условий работы из стали 40, нормализованные; 2) для средних и среднетяжелых условий работы из стали 20НМ, нормализованные; 3) для тяжелых условий работы из стали марки 40, нормализованные с последующим поверхностным упрочнением тела штанги по всей длине токами высокой частоты (ТВЧ), и из стали ЗОХМА, нормализованные с последующим высоким отпуском и упрочнением тела штанги по всей длине ТВЧ; 4) для особо тяжелых условий работы из стали 20НМ нормализованные с последующим упрочнением штанги ТВЧ. Насосные штанги поставляются диаметрами 12, 16, 19, 22 и 25 мм и длиной 8000 мм. Резьба штанг должна быть накатанной. Кроме насосных штанг нормальной длины, для подбора необходимой длины подвески изготавливают штанги укороченные. Для соединения штанг одинаковых размеров выпускают соединительные муфты – и для штанг разных размеров – переводные. Муфты каждого типа изготавливают двух исполнений – с лысками и без лысок. Интенсификация притока жидкости к забою скважины. Для увеличения суммарного объема добычи нефти из пласта, поддержания темпа добычи и улучшения качества добываемой продукции проводят работы по интенсификации притока. Цель воздействия – восстановление и улучшение фильтрационной характеристики призабойной зоны, главным образом за счет увеличения ее проницаемости и снижения вязкости флюидов, снижения темпов обводнения добывающих скважин. Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов. Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны скважин можно условно разделить на химические, физические и тепловые. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода воздействия на призабойную зону скважины определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества. Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород, по нефти. Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. Наибольшее применение среди химических методов имеют СКО и ГКО. Солянокислотная обработка скважин основана на способности соляной кислоты проникать вглубь пласта, растворяя карбонатные породы. В результате на значительное расстояние от ствола скважин простирается сеть расширенных каналов, что значительно увеличивает фильтрационные свойства пласта и приводит к повышению продуктивности скважин. Глинокислотная обработка (ГКО) наиболее эффективна на коллекторах, сложенных из песчаников с глинистым цементом, и представляет собой смесь плавиковой и соляной кислот. При взаимодействии ГКО с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Глина утрачивает пластичность и способность к разбуханию, а ее взвесь в воде теряет свойство коллоидного раствора. Пенокислотная обработка скважин применяется для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты вглубь пласта, что повышает эффективность обработок. Сущность способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ) в соляной кислоте. Термокислотная обработка – это комбинированный процесс: в первой фазе его осуществляется тепловая обработка забоя скважины, а во второй – кислотная обработка. При термокислотной обработке для нагрева раствора соляной кислоты используется тепло экзотермической реакции. Для этого применяют специальный забойный наконечник со стержневым магнием. Окончательная температура раствора после реакции 75 – 90"С. К физическим методам относятся: – дополнительная перфорация и перестрел старых интервалов; Новые технологии интенсификации: Кислотная обработка призабойной зоны. Применяется для воздействия кислотой на карбонатные породы, слагающие продуктивный пласт, с целью увеличения его проницаемости. Оборудование и материалы: – Колтюбинговая установка; – установка для кислотной обработки скважин, имеющая специализированный насос; – емкость для запаса кислоты; – кислота. В некоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен подогрев кислоты. Описание технологии В процессе выполнения данной операции гибкую трубу, при обеспечении непрерывной циркуляции воды, спускают на глубину перфорации. Затем в скважину через нее закачивают расчетный объем кислоты, после чего ее продавливают в пласт. При закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб должна быть закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента через перфорационные отверстия в пласт. Процесс закачки и продавки выполняют при максимально возможной подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы давление в зоне перфорационных отверстий не превышало давления, при котором происходит разрыв пласта. (В ряде случаев, при обработке малопроницаемых пластов процесс закачки жидкости может выполняться в режиме гидроразрыва пласта). После выдерживания скважины под давлением в течение заданного периода времени реакции кислоты с породой продуктивного пласта выкидную задвижку открывают, гибкую трубу приподнимают и начинают операцию по вызову притока. Практика использования колтюбингового оборудования показывает, что расход реагентов при обработке скважины в этом случае сокращается по сравнению с традиционными технологиями на 25–30%, кроме того сокращается общее время обработки скважины. Гидравлический разрыв пласта Для интенсификации притока нефти (газа) к забою скважины, вскрывающей низкопроницаемые коллекторы, необходимо создать в их призабойной зоне систему трещин. Для раскрытия естественных микротрещин и создания новых в материале призабойной зоны пласта следует создать давление, которое превысило бы прочность слагающего его материала. Это достигается за счет закачки технологической жидкости в продуктивный пласт с расходом, величина которого превышает расход жидкости, поглощаемой пластом. После фиксации образовавшихся трещин путем нагнетания в них песка гидравлическое сопротивление призабойной зоны существенно снижается и дебит скважины увеличивается. Описание технологии Основные принципы выполнения ГРП с использованием колтюбинговых установок соответствуют существующим, разработанным для выполнения этих работ по классической технологии – с помощью агрегатов капитального ремонта скважин. Отличия, обусловленные преимуществами колтюбинга, следующие: проведение процесса может быть выполнено при спуске оборудования в колонну лифтовых труб, что позволяет начать эксплуатацию скважины сразу после выполнения ГРП; сокращается время выполнения работ, поскольку отпадает необходимость извлечения колонны лифтовых труб, находящихся в скважине, и спуска колонны НКТ с пакером для выполнения процесса; исключается операция глушения скважины для извлечения технологического оборудования и сопровождающая ее операция по вызову притока. Существующие системы сбора нефти и газа, преимущества и недостатки. Каждое нефтяное месторождение имеет свои особенности, свойства нефти, условия эксплуатации скважин, климат, характер местности и др. Поэтому универсальной системы сбора нефти не существует. По степени герметизации выделяют системы сбора открытые, смешанные (частично герметизированные), герметизированные. По числу сборных трубопроводов для транспорта продукции скважин - одно, двух и трехтрубные. По величине напора – самотечные, напорные (низко и высоконапорные). По типу мерно-сепарационных установок – с индивидуальными и групповыми установками. На ранних этапах развития нефтяной промышленности применялся открытый способ добычи, сбора и хранения нефти. Нефтяной газ и легкие фракции нефти улетучивались в атмосферу. В ОАО «НК «Янгпур» система сбора закрытая под давлением с ГЗУ. Меры безопасности при обслуживании фонтанных скважин. Установленная на скважине ФА должна соответствовать рабочему давлению. При необходимости проведения работ по смене штуцера, замене прокладок и других ремонтов элементов оборудования, находящихся под давлением, нужно отключить ремонтируемый участок от рабочих участков закрытием задвижек и снизить давление до атмосферного. Все задвижки ФА должны содержаться в исправном состоянии, плотно закрываться и легко открываться, иметь штурвалы с надписью «открыто – закрыто» ФА должна монтироваться с полным комплектом шпилек Крепление фланцевых соединений необходимо производить только накидными ключами. При необходимости очистки от грязи, замазученности, отогрева ФА и ее узлов применять только пар или горячую воду. Запрещается эксплуатировать задвижки в полуоткрытом состоянии. В процессе технического обслуживания визуально проверять отсутствие пропусков газа, газового конденсата в нефти на фланцах, резьбовых соединениях и коммуникациях. Перед спуском скребка в скважину, проверить исправность и крепление лебедки, тормозной системы, а также крепление скребка. Перед спуском скребка необходимо проверить: – герметичность сальникового уплотнения лубрикатора; – закрытие вентиля в лубрикаторе; – открытие буферной задвижки. При спуске скребка надо притормаживать барабан лебедки с помощью специального тормоза. Осмотр и перевязку скребка производят через 10 спусков, находясь на площадке у устья скважины. Оператор должен остерегаться петли, которая может образоваться при резкой остановке спускаемого скребка. Дать определение сосуда. Маркировка сосудов. Сосуд – герметически закрытая емкость, предназначенная для ведения химических, тепловых и других технологических процессов, а также для хранения и транспортирования газообразных, жидких и других веществ. Границей сосуда являются входные и выходные штуцера. На каждом сосуде, на видном месте должна быть прикреплена табличка, выполненная в соответствии с ТНПА. Для сосудов наружным диаметром менее 325 мм допускается табличку не устанавливать. При этом все необходимые данные должны быть нанесены на корпус сосуда электрографическим методом. На табличке должны быть нанесены: товарный знак или наименование изготовителя; наименование или обозначение сосуда; порядковый номер сосуда по системе нумерации организации– изготовителя; год изготовления; рабочее давление, МПа; расчетное давление, МПа; пробное давление, МПа; допустимая максимальная и (или) минимальная рабочая температура стенки, °С; масса сосуда, кг. Утверждены 2018 г. |