практика. Отчет по практике оп 21. 02. 01 01 пм. 01 05

• Название: Отчет по практике оп 21. 02. 01 01 пм. 01 05
• Анкор: практика
• Дата: 27.12.2022
• Размер: 0.65 Mb.
• Имя файла: Valuev.docx
• Тип: Отчет; #866706

Министерство образования и науки Республики Башкортостан

Государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение

Октябрьский нефтяной колледж им. С. И. Кувыкина

ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ

ОП 21.02.01 01 ПМ.01 05

Выполнил

студент гр. 4Эд3-19 Р.М.Валиев

Проверила М.А.Шонгурова

2022

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1. Общие сведения о предприятии и районе работ……………………………………………………………………………..………....................5-6

2. Характеристика фонда скважин…………..………………………..…………………………………………………………………..8

3. Характеристика применяемого оборудования……………………………….………………..………………………………………….

4. Обслуживание скважин. Обслуживание скважин, оборудованных скважинными насосными установками (СШНУ) ………………..…………………

4.1. Замена верхних сальниковых манжет…………………………………………….

4.2. Обслуживание электроцентробежной насосной установки………..

5. Система сбора и подготовки скважинной продукции………………..….…

6. Методы увеличения нефтеотдачи……………………………………………………………………….……………..….

7. Осложнения…..…………….…………..…………………...

8. Технический режим ШГН………………….……….………………………………………………………………………...

ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………..……………………………………………………………...

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………………………………………………………………...

Введение

Проходил практику c 17 августа по 23 ноября 2022 года, ООО «Башнефть». Башнефть - одно из старейших предприятий нефтяной отрасли России – ведет добычу с 1932 года.
Накопленная добыча на территории Башкирии -- более 1,65 млрд. тонн
В промышленной эксплуатации – более 170 месторождений. Добыча более 15 млн. тонн нефти в год.


Целью практики является освоение практических навыков оператором по добыче нефти и газа, а именно:

-контроль за режимом работы и дебитом скважины;

-осуществление мелкого текущего ремонта работающих механизмов скважины (обслуживание скважины);

-своевременное выполнение подготовительных работ;

-содержание в рабочем состоянии производственных фондов;

-принятие мер по охране окружающей среды и недр;

-контроль основных показателей разработки месторождений;

-поддержка оптимального режима работы скважин.



1 Общие сведения о предприятии и районе работ

Туймазинское нефтяное месторождение — в Российской Федерации, Башкортостан, близ города Туймазы. Относится к Волго Уральской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1937 году.Нефтесодержащие песчаники девона и карбона на глубине 1-1,7 км. Средняя плотность нефти 0,89 г/см³, содержание серы 2,7-3,0 %.



Месторождение размером 40х20 км приурочено к очень крупной Туймазинской антиклинальной складке.Крылья складки пологие (до 3-40 и менее).Нефтеносны продуктивные горизонты (песчаники)терригенного девона (Д-I, Д-II, Д-III и Д-IV), песчаники бобриковского горизонта нижнего карбона, карбонатные коллекторы фаменского и турнейского ярусов на глубине 1,0-1,7 км. В декабре 1948 г. на месторождении впервые в истории страны было осуществлено законтурное заводнение пластов.На Туймазинском месторождении вообще впервые в мировой практикеосуществлялась разработка с поддержанием пластового давления сочетанием законтурного, приконтурного, внутриконтурного и очагового заводнения пластов.Благодаря этому основная масса извлекаемых запасовбыла добыта за 20 лет.Из девонских пластов отобрано нефти в 2 раза больше,чем удалось бы извлечь обычными способами без закачки воды.





2 Характеристика фонда скважин 

Распределение по фондам	Характеристика скважин	Количество скважин
Эксплуатационный фонд скважин	Действующий фонд  в том числе:  ЭЦН ШГН ЭДН	143   16 123 4
	Бездействующий фонд: По техническим причинам Нерентабельные	13 11 2
	Итого по эксплуатационному фонду	156
Не эксплуатационный фонд скважин	Водозаборные	2
	Наблюдательные	8
	В консервации	1
	Пьезометрические	22
	В ожидании ликвидации	8
	Ликвидированные после эксплуатации	91
	Ликвидированные после бурения	46
	Итого по не эксплуатационному фонду	178
Итого:		334

3 Характеристика применяемого оборудования



4 Обслуживание скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (СШНУ).

Осмотр при работающем СК:

-проверить исправность фундамента;

-осмотреть состояние крепления узлов СК (отсутствие в них вибраций, надежность крепления стойки с рамой);

-проверить исправность заземления;

-убедится в отсутствии посторонних шумов в редукторе и в подшипниках при работе СК (уровень шума работающего СК не должен превышать 90дБ);

-проверить состояние канатной подвески (канат должен быть без повреждений и смазан. Смазка каната производится после удаления старой смазки. Очистка каната от старой смазки производится при помощи металлической щётки);

-проверить герметичность и исправность фланцевых соединений устьевой арматуры;

-проверить герметичность устьевого сальника и температуру устьевого штока (при пропуске жидкости или газа через уплотнение устьевого сальника, производят подтяжку или замену сальниковых манжет);



-проверить исправность устьевой запорной арматуры (если шток проворачивается вместе со штурвалом- задвижка неисправна);

-проверить исправность манометра (на шкале манометра должна быть нанесена красная черта или прикреплена к корпусу металлическая пластина красного цвета. Манометр не допускается к применению если: отсутствует пломба с отметкой о проведенной поверки, просрочен срок поверки, стрелка при отключении манометра не возвращается к нулевой отметке, разбито стекло или имеются повреждения);

-проверить наличие подачи скважины (проверяют подачу скважины по показаниям контрольно-измерительных приборов и замеры в АГЗУ);

-проверить исправность защитных ограждений;

-проверить состояние лестниц и рабочих площадок;

-проверить исправность станции управления (на скважинах с автоматическим и дистанционным управлением СК вблизи пускового

устройства на видном месте должна быть укреплена табличка с надписью «Внимание! Пуск автоматический!»);

-проверить уравновешенность СК;

-проверить исправность тормоза

Осмотр при остановленном СК:



-проверить исправность редуктора (проверить уровень масла в редукторе, проверить состояние масла в редукторе, убедится в герметичности корпуса и сальников редуктора);

-проверить состояние подшипников;

-проверить исправность клиноременной передачи;

-пустить СК;

-снять и записать технологические параметры работы скважины.



4.1 Замена верхних сальниковых манжет

Перед началом работ нужно остановить СК, повесить плакат «Не включать! Работают люди!», закрыть задвижки.

Порядок проведения работ по замене верхних сальниковых манжет устьевого сальника:

-затянуть нижние сальники на 3-4 оборота для герметизации скважины (необходимо считать число оборотов, на которое производится затяжка сальников, т.к. после замены верхних манжет нужно будет ослабить нижние сальники до их первоначального состояния);

-отвернуть крышку устьевого сальника;

-поднять крышку и вытащить грундбуксу устьевого сальника;

-закрепить крышку и грундбуксу на устьевом штоке с помощью зажима;

-достать отработанные верхние сальниковые манжеты устьевого штока с помощью крючка;

-произвести набивку сальниковых манжет, с помощью устройства для их уплотнения смазывая устьевой шток;

-с помощью деревянной лопатки смазать резьбу устьевого сальника для защиты от коррозии резьбового соединения;

-снять зажим с устьевого штока;



-опустить грундбуксу так, чтобы не было перекоса;

-опустить и завернуть крышку устьевого сальника, затянув сальники так, чтобы обеспечить нормальную работу устьевого сальника. Перетяжка сальников ведет к их перегреву и выходу из строя, а слабая затяжка-к пропуску газа и жидкости;

-ослабить нижние сальниковые манжеты до первоначального положения;

-смазать устьевой шток

--открыть линейную, внутреннюю, затрубную и трубную задвижки;

-пустить СК;

-дождаться подачи скважины;

-записать технологические параметры работы скважины.



4.2 Обслуживание электроцентробежной насосной установки

При обслуживании скважин оборудованных погружными электроцентробежными насосами (ЭЦН), операторам по добыче нефти и газа разрешается производить только пуск и остановку УЭЦН, а также переводить их на автоматическую работу.

Открывать дверку станции управления и окно трансформатора запрещается.

Производить ремонтные и наладочные работы УЭЦН, станции управления, автотрансформаторов и пусковых устройств разрешается только электромонтерам сервисной организации по обслуживанию УЭЦН.

Оператор по добыче нефти и газа обязан вести контроль за герметичностью сальникового уплотнения на арматуре, за состоянием укладки кабеля от устья скважины до станции управления, заземления станции управления и брони кабеля.

При обслуживании поглощающих скважин оператор по добыче нефти и газа обязан проверять исправность запорной арматуры состояние сварных швов, изоляции трубопроводов, обваловки скважины. На устьевой арматуре поглощающих скважин не должно быть каких-либо пропусков через фланцевые соединения и задвижки. На всех фланцах, не имеющих металлических уплотнительных колец, должны устанавливаться защитные кожухи. При открытии задвижек следует убедиться в прочности крепления втулок на сальниках.

Эксплуатация манометров.

Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерений рабочего давления находился во второй трети шкалы.

На шкале манометра должна быть нанесена красная черта или металлическая пластина, окрашенная в красный цвет и плотно прилегающая к стеклу манометра, указывающее максимальное рабочее давление в сосуде.

Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были видны.

Оператор ДНГ производит замеры следующих параметров работы установки:

-дебит скважины;

-буферного, затрубного и линейного давлений;

-рабочего тока;

-динамического уровня;

-сопротивления изоляций, через 1 сутки -после вывода на стабильный режим (контрольный замер).

При проведении обслуживания полученные данные (давление, диаметр штуцера) сравниваются с режимными параметрами и фиксируются в журнале установленной формы.




5 Система сбора и подготовки АГЗУ

К оборудованию для сбора и подготовки нефти,газа и воды относятся: АГЗУ(автоматизированная групповая замерная установка),ДНС(дожимная насосная станция),ЦППН(центральный пункт подготовки нефти),КС(компрессорная станция),УПСВ(установка предварительного сброса воды).

Для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины но наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважины или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций применяют блочные автоматизированные групповые замерные установки, в основном двух типов: «Спутник А» и «Спутник Б» и в СНГ достаточно широко применяют АГЗУ типа АСМА. Спутник А позволяет измерять дебит по жидкости, Спутник Б дебит по жидкости, по газу и обводненность. АСМА позвляет измерять дебит скважины в массовых единицах.(кг/сут)

Примеры модификации установок первого типа: «Спутник А-16-14/400», «Спутник А- 25 -10/1500», «Спутник А-40-14/400».

В указанных шифрах первая цифра обозначает рабочее давление в кгс/см², на которое рассчитана установка, вторая - число подключенных к групповой установке скважин, третья - наибольший измеряемый дебит в м³/сут.




1- выкидные линии; 2 - специальные обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин ПСМ; 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка, 8 - турбинный счетчик; 9 - поплавковый регулятор уровня; 10 - гидропривод;

11- электродвигатель; 12 - отсекатели; 13 - сборный коллектор; 14 - сило­вой цилиндр; 15 - БМА



6 Методы увеличения нефтеотдачи

1. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, включают в себя различные методы интенсификации притока жидкости и скважине и их комбинации:

• 
  Гидравлический разрыв пласта (ГРП), Газодинамический разрыв пласта (ГДРП);
  
• 
  Щелевая разгрузка прискважинной зоны продуктивного пласта;
  
• 
  Реагентная обработка скважин;
  
• 
  Технология акустической обработки скважин;
  
• 
  Технология электрогидравлической обработки скважин (ЭГУ);
  
• 
  Азотно-импульсная обработка;
  
• 
  Объемное волновое воздействие на месторождение;
  
• 
  Виброволновое воздействие на породы продуктивного пласта;
  
• 
  Технология электрической обработки скважин;
  
• 
  Реагентно-гидроимпульсно-виброструйная обработка;
  

2. Третичные методы увеличения нефтеотдачи:

• 
  Физико-химические методы (заводнение с применением поверхностно-активных веществ, полимерное заводнение, мицеллярное заводнение и т.п.);
  
• 
  Газовые методы (закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа, азота, дымовых газов);
  
• 
  Тепловые методы (вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций);
  
• 
  Микробиологические методы (введение в пласт бактериальной продукции или ее образование непосредственно в нефтяном пласте).
  

6 Осложнения

Виды осложнений:

-отложения в подъемном оборудовании или выкидных линия, а также в ПЗС асфальтенов, смол и парафинов;

-образование песчаных пробок на забое скважины и в подъемнике;

-отложение солей в различных элементах системы;

-пульсации;

-открытое фонтанирование при повреждении устьевой арматуры.

Парафиноотложение.

При движении нефти с забоя скважины снижаются температура и давление, происходит выделение газа, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти и при этом выделяется твердый парафин, асфальтены и смолы. Наиболее интенсивно парафин откладывается в НКТ. Отложения приводят к снижению дебита.

На образование парафиновых отложений влияет:

-состояние поверхности;

-способность нефти растворят парафины;

-концентрация парафиновых соединений в нефти;

-темп снижения давления в потоке нефти;

-скорость нефтегазового потока.

Методы борьбы с парафиноотложением:

1.Механическое воздействие.

При механическом способе используют скребки, которыми соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спускают до глубины начала отложения парафина и поднимают на проволоке через лубрикатор.

2.Применение защитных покрытий.

3.Применение химреагентов.

Добавки в поток химических реагентов способствуют гидрофилизации стенок труб, увеличению центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могут быть водо- нефтерастворимые поверхностно-активные вещества (ПАВ).

4.Тепловое воздействие.

При тепловом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти или перегретого пара. При этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ. Для получения водяного пара используют паропередвижные установки типа ППУА, такой процесс называется пропариванием НКТ, а для нагрева нефти-агрегат депарафинизации передвижной.

Песчаные пробки.

Эти осложнения связаны либо с фильтрацией в рыхлых слабосцементированных коллекторах, либо с недопустимым снижением забойного давления и разрушением даже хорошо сцементированных терригенных коллекторов.

Предотвратить образование песчаной пробки можно использованием специальных хвостовиков, которые представляют собой НКТ трубы меньшего, чем подъемник, диаметра и спускается до нижних

перфорационных отверстий. Скорость движения продукции в хвостовике должна быть большей, чем скорость осаждения песчинок.

Эффективными являются и сконструированные для этих целей струйные насосы.

Солеотложение.

Основной причиной солеотложений является пересыщение вод неоргоническими солями. Причины пересыщения делятся на 2 группы:

-гидрогеохимические условия продуктивных горизонтов;

-состав вод, закачиваемых в пласт.

Методы борьбы с солеотложениями: использование химических растворителей, с помощью которых производят промывки.

Пульсации.

Пульсация вызывает преждевременное прекращение фонтанирования в результате кратковременного увеличения плотности столба жидкости в НКТ, его дегазации и увеличения давления на забое.

Пульсации вызывают нерациональный расход энергии, снижают КПД подъема продукции, прекращение фонтанирования.

Открытое фонтанирование.

Для исключения открытого фонтанирования используют отсекатели, которые установлены в скважине и которые при нарушении заданного технологического режима ее работы отсекают продукцию пласта и ее поступление в подъемник.

7 Технический режим ШГН

Вариант компоновки штанговой насосной установки и режима ее работы, обеспечивающего заданный плановый отбор нефти, выбирается следующим образом:

1. Задаются набором исходных данных для расчета зависимостей объемного коэффициента нефти и количества растворенного в нефти газа от давления.

2. Строится кривая распределения давления по стволу скважины, начиная от забоя и до глубины, где давление становится минимально допустимым или газосодержание достигает максимально допустимой величины.

3. Выбирается глубина спуска насоса. С одной стороны, глубина спуска насоса должна быть достаточной для обеспечения высоких значений коэффициента наполнения, с другой – по возможности минимальной, чтобы не произошло чрезмерного роста нагрузок на штанги и станок-качалку, а также увеличения затрат на оборудование и подземный ремонт.

4. Выбор скважинного штангового насоса. Выбирать тип и размер насоса следует в соответствии с действующей Инструкцией по эксплуатации скважинных штанговых насосов, согласно которой при выборе учитываются состав откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды) и ее свойства, дебит скважины и высота подъема жидкости.



5. Выбор колонны насосно-компрессорных труб. НКТ, применяемые при насосной эксплуатации скважин, выпускаются с гладкими и высаженными концами. Диаметр НКТ выбирается в зависимости от типа и условного размера скважинного штангового насоса.

6. По кривой распределения давления по стволу скважины для выбранной глубины спуска насоса определяются давление Р_пр и газосодержание b_прна его приеме.

7.Вычисляется коэффициент сепарации газа и трубный газовый фактор. Коэффициент сепарации газа у приема погружного оборудования k_с, характеризуется отношением объема свободного газа, уходящего в межтрубное пространство Q_{г меж} к общему объему свободного газа Q_г у приема (при данных термодинамических условиях): k_с = Q_{г меж}/Q_г

8. По методике Ф.Поэттмана и П.Карпентера рассчитывается давление на выходе из насоса Р_вых.

9. Определяется максимальный перепад давления, обусловленный движением продукции через всасывающий и нагнетательный клапаны насоса, а также оценивается минимально необходимое давление на приеме насоса при откачке дегазированной жидкости.

10. Вычисляются утечки в зазоре плунжерной пары q_ут, коэффициент наполнения насоса h_нап и коэффициент h_г, учитывающий количество растворенного в нефти газа; затем подбираются длина хода плунжера S_пл и число ходов N, которые бы обеспечивали необходимую подачу насоса по газожидкостной смеси W_нас;

11. Подбирается конструкция штанговой колонны. Затем определяются: потери хода плунжера от упругих деформаций штанг l_шт и труб l_тр и длина хода полированного штока S,

12. Экстремальные нагрузки Р_мах и Р_мин и приведенное напряжение σ_пр в точке подвеса штанг;

13. Силы сопротивления, действующие при работе установки;

14. Максимальный крутящий момент на кривошипном валу редуктора станка-качалки М_{кр мах}.

15. Выбирается станок-качалка.

16. Рассчитываются такие энергетические показатели работы штанговой насосной установки, как мощность, затрачиваемая на подъем жидкости, полная и полезная, потери энергии в подземной и наземной частях установки, удельный расход энергии и к.п.д. установки.

17. Проводится оценка показателей надежности установки (вероятная частота обрыва штанг l и общее число подземных ремонтов N_рем), и определяется коэффициент ее эксплуатации.



Заключение

В результате прохождения производственной практики по профилю специальности в ООО «БАШНЕФТЬ» с 17.08.2022 по 23.11.2022 все цели и задачи, поставленные вначале практики были достигнуты, а именно: приобретение практических навыков работы в сфере управления персоналом, опыта профессиональной деятельности, углубление и закрепление знаний, умений и навыков, полученных в процессе теоретического обучения, а также освоение профессиональных навыков.

Список литературы

1.ООО «БАШНЕФТЬ». Официальный сайт https://www.bashneft.ru/

2.Покрепин,Б.В. Оператор по добыче нефти и газа, 2011.

3. Акульшин А.И., Бойко В.С. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» - М.: Недра, 1989.

4. Лутошкын Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - М. Альянс, 2005.

5.Тырсин Ю.А. Справочник рабочего «Эксплуатация скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками» Часть 3 – г. Оренбург, 2012 г