Отчёт по практике профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти. отчет. Отчет по учебной ознакомительной практике направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти
 Скачать 4.08 Mb.
|
|
Схема сбора и транспорта скважинной продукции  Существует две основные системы сбора и транспорта скважинной продукции: самотечная и напорная. Однако из-за большого количества недостатков самотечную систему перестали использовать, и встретить ее можно лишь на старых промыслах. На рисунке показана принципиальная схема напорной системы сбора и транспорта и подготовки нефти и газа. Эта схема не является стандартной, а в зависимости от местных условий может изменяться. Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6…0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального сборного пункта (ЦСП), где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение нефти. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10…12 м) в сырьевые резервуары.  1 - скважины; 2 - сепаратор 1-й ступени; 3 - регулятор давления типа «до себя»; 4 - газопровод; 5 - насосы; 6 - нефтепровод; 7 - сепаратор 2-й ступени; 8 - резервуар. Основные сведения об автоматическом контроле технологических параметров добычи нефти и газа При проектировании и строительстве новых и реконструкции действующих нефтегазодобывающих предприятий руководствуются следующими основными положениями в области телемеханизации и автоматизации. Все нефтяные (независимо от способа эксплуатации), газовые и нагнетательные скважины не являются объектами телемеханизации и имеют только минимум средств местной автоматики, контроля и блокировки, рассчитанных на остановку при аварийном режиме, и пуск при восстановлении нормальных условий, контроль за давлением на буфере или выкидной линии, контроль за количеством закачиваемой воды в нагнетательных скважинах и т.п. Периодически эксплуатирующиеся скважины работают по программе, задаваемой местным устройством. 1. Фонтанные скважины оснащаются отсекателями, которые перекрывают выкидную линию при резком повышении или понижении давления в последней против номинального. Скважины со станками-качалками оснащаются средствами автоматической блокировки при обрыве штанг и устройствами автоматического самозапуска. Вся автоматика монтируется в блоке управления скважиной. Скважины с погружными электронасосами оснащаются местным прибором контроля сопротивления изоляции кабель-двигатель и устройством автоматического самозапуска. Указанные приборы поставляются комплектно с новыми станциями управления ЭЦН. 2. Средствами телемеханизации и дистанционного контроля оборудуются следующие основные производственные объекты: групповые замерные установки; сепарационные установки; компрессорные станции; установки подготовки нефти; нефтяные насосные станции (водяные), электроподстанции, расположенные на площади. На районный диспетчерский пункт поступает информация со следующих объектов: - с групповых замерных установок - о дебитах жидкости, нефти и газа по скважинам и о срабатывании защиты при повышении давления в измерительном сепараторе; - с сепарационных установок - обобщённый аварийный сигнал и о суммарной производительности групповых установок, подключённых к сепарационной установке; - с компрессорных станций - о расходе отпущенного газа и о нарушении работы станции; - с установок подготовки нефти - обобщённый аварийный сигнал; - с нефтяных станций - о расходе нефти и обобщённый аварийный сигнале; - с кустовых насосных станций - о количестве воды, закачанной в пласт, и обобщённый аварийный сигнал при нарушениях работы станции; - с установок сдачи товарной нефти - о расходе товарной нефти и аварийный сигнал о возврате некондиционной нефти на повторную обработку. 3. Промысловые сооружения и установки оснащаются средствами местной автоматики, контроля и защиты: - групповые замерные установки - с автоматическим переключением скважин на замер по местной программе, измерением количества жидкости, газа и чистой нефти, контролем за производительностью скважин, автоматической защитой от аварийных режимов; - сепарационные установки первой ступени - местным регулированием давления и уровня; - водяные насосные станции - защиты насосов при аварийных режимах, автоматическим включением резервного насоса; - нефтяные насосные станции - защиты насосов при аварийных режимах; - компрессорные станции - регулированием и местным контролем за режимными параметрами, защитой при аварийных режимах. На автоматизированных нефтедобывающих предприятиях предусматривается создание районных диспетчерских пунктов, на площадях с законченным технологическим циклом; центральных диспетчерских пунктов предприятий, осуществляющих управление работой нескольких диспетчерских пунктов; центрального диспетчерского пункта объединения (управления) осуществляющего управление работой центральных диспетчерских пунктов нефтегазодобывающих предприятий. Связь между районным диспетчерским пунктом и последующими ступенями управления осуществляется по телефону, компьютеру или с использованием радиоканалов. Технические средства для измерения давления, температуры, расхода уровня нефти Пластовое и забойное давление измеряются с помощью глубинных манометров. На промыслах применяют глубинные манометры и дифманометры следующих типов: геликсные, пружинно-поршневые, дифференциальные. Забойные давления в глубинно-насосных скважинах при небольшой глубине скважин замеряют с помощью малогабаритных глубинных манометров, для чего устье скважин оборудуется эксцентричной планшайбой, а низ НКТ - фонарем. В этом случае глубинный манометр опускается в затрубное пространство через отверстие в планшайбе.Глубинно-насосные скважины, оборудованные электроцентробежными погружными насосами, исследуют с помощью лифтовых глубинных или дистанционных манометров. Температуру по разрезу пласта в скважинах измеряют электротермометрами, которые спускаются в скважину на электрическом кабеле. Температура по разрезу пласта дистанционно передается на поверхность и фиксируется на бумажной ленте. Кроме этого, существуют также термометры расширения: технические стеклянные (капилляр и расширяющаяся в ней жидкость), манометрические (замкнутая система, состоящая из термобаллона, капилляра, упругой манометрической пружины и рычажной системы; при повышении температуры изменяется давление в замкнутой системе, что вызывает деформацию пружины), дилатометрические (различие коэффициентов линейного расширения металлов и сплавов), биметаллические (различие коэффициентов линейного расширения металлов). Для определения профиля притока в добывающих скважинах или расхода в нагнетательных скважинах применяются дебитомеры-расходомеры. По принципу действия различают турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске. Приборы спускаются в работающие скважины и регистрируют распределение величин дебита или расход жидкости по разрезу пласта (соответственно сверху вниз или снизу вверх). Общая величина дебита или расхода жидкости измеряется на ГЗУ или поверхностными расходометрами. Минимальная толщина интервала разреза, в пределах которой измеряются дебиты или расходы, не менее 1 м. Некоторые дебитомеры-расходомеры могут опускаться в скважину в НКТ, а другие только в эксплуатационную колонну. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры-расходомеры испльзуют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами. Приборы для исследования нефтяных скважин Эхолот работает следующим образом. В межтрубное пространство посылается звуковой импульс, который отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирующим устройством, записывающим все сигналы на бумажной ленте в виде диаграммы. Измеряя расстояние между двумя пиками диаграммы, соответствующими начальному импульсу и отраженному, и зная скорость распространения звука, можно определить глубину этого уровня. Однако состав газовой среды межтрубного пространства отличается от состава воздуха, так же отличаются и скорости звука. Для вычисления скорости звука используют репер - утолщенную муфту на НКТ, на 50-60% перекрывающую межтрубное пространство. Глубина нахождения репера известна. Соответственно, на диаграмме появляется третий пик, соответствующий отраженному от репера импульсу, и, зная время, находим скорость. В случае эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами используют также динамографы. Они используются для вычисления нагрузки на полированный шток без подъема насоса на поверхность. На бумаге в виде диаграммы записываются нагрузки при ходе вверх и вниз в зависимости от перемещения штока. Записанная диаграмма называется динамограммой. Простейшая теоретическая динамограмма нормальной работы скважинного насоса имеет форму параллелограмма, причем по оси ординат в масштабе откладываются нагрузки в точке подвески штанг, а по оси абсцисс - перемещения штока. Отклонение от параллелограмма означает наличие неполадок в работе насосной установки. По динамограмме осуществляют оперативный контроль за работой насоса: определяют причины, вызвавшие снижение или прекращение подачи насоса, выбирают и назначают нужный вид подземного ремонта, проверяют качества произведенного ремонта. Также в эту группу приборов можно отнести приборы для каротажа скважин: электрического, электромагнитного, радиоактивного (импульсного нейтронного гамма-каротажа, углеродно-кислородного и др.), акустического и др. Приборы для исследования спускаются в работающие скважины. Учитывая, что спуск приборов через НКТ в фонтанных и газлифтных скважинах осуществляется при наличии избыточного давления на буфере, измерительные приборы в действующую скважину вводят через специальное герметизирующее сальниковое устройство, называемое лубрикатор. Станции и блоки управления электродвигателями нефтяных скважин Станции управления предназначены для управления работой и защиты электродвигателей нефтяных скважин и могут работать в ручном и автоматическом режимах. Станции оснащены необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевозможными реле (максимальные, минимальные, промежуточные, реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и установка отключается. Станции управления выполнены в металлическом ящике, могут устанавливаться на открытом воздухе, но часто размещаются в специальных будках. Сепараторы нефтегазовые типа НГС Используются для очистки попутного газа для дегазации непенящихся нефтей, а также для подготовки продукции нефтяных месторождений в установках сбора. Нефтегазовый сепаратор НГС также применяется для входных, промежуточных и концевых ступеней в промысловых установках для подготовки нефти и газа. Устройство и принцип работы нефтегазосепараторов НГС Конструкция нефтегазосепаратора НГС представляет собой цилиндрический аппарат горизонтального типа с отбойником для грубого разделения потока рабочей среды. Внутри также предусмотрена вертикальная перегородка из просечно-вытяжных листов, которая служит для выравнивания скоростей потоков по сечению аппарата, пеногасящая насадка, струнный каплеуловитель для очистки рабочей среды, а также штуцеры для входа и выхода продуктов, участвующих в разделении  Нефтегазовый сепаратор - принцип работы (типа НГС - 2-фазный) Сепаратор типа НГС состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который осуществляется выход газа, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники. Кроме того, аппарат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы. Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 3, изменяет свое направление на 90°, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние 5. Отделившийся из нефти газ проходит сначала вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99%), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа. Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан (на рис.1 не показаны). Общие требования безопасности при обслуживании нефтяных и газовых скважин Основное условие безопасности при обслуживании нефтяных и газовых скважин - соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них. Работники помимо, знания технологии извлечения нефти и газа на поверхность, должны обладать навыками работ и выполнять свои обязанности таким образом, чтобы не допускать возникновение опасностей, а также знать, что предпринимать при их возникновении. Производственные и гигиенические условия труда предопределяют специальные требования к рабочим, занятым добычей нефти и газа. Находясь на территории нефтепромысловых объектов, рабочие должны соблюдать эти требования. Например, оператор по добыче и газа должен содержать территорию куста в надлежащем порядке, не допускать захламления и замазученности, зимой необходимо регулярно расчищать снежные заносы на подходах к скважинам, наземным сооружениям, рабочим площадкам. Оператор должен следить за чистотой рабочих мест и всего оборудования. Лубрикаторные площадки и лестницы необходимо содержать в исправном состоянии, двери производственных помещении должны закрывать на замок. Выполняя текущие работы на скважинах, операторы и слесари обязаны следить за исправностью всего оборудования, установленного на обслуживаемом ими кусте, за герметичностью фланцевых соединений нефтегазокоммуникаций и устьевого оборудования, исправностью задвижек и принимать меры по ликвидации утечек и пропусков. После вывода скважины на заданный режим необходимо проверить работу средств КИП и А. В случае отказа системы автоматики, влекущего за собой нарушение технологического режима, оператор обязан перевести работу куста на ручное управление. При отказе в управлении многоходового (ПСМ) крана АГЗУ следует перевести скважину на перепускную линию. Оператор обязан ежедневно тщательно осматривать скважины и все оборудование куста, проверять соответствие фактического режима их работы установленному по технологической карте. Оператор должен контролировать: Состояние технологических систем и устройств переключения. Состояние КИП и А, запорной, регулирующей и предохранительной арматуры, вентиляционного оборудования, систем отопления и освещения; Состояние средств защиты, средств связи и телемеханики. Оператор в зимнее время должен контролировать состояние запорной и предохранительной арматуры и оголенных участков трубопроводов обвязки, предотвратить возможности образования ледяных пробок в продувочных и других линиях. Запорную арматуру должны по мере необходимости смазывать, она должна легко открываться. Запрещается закрывать и открывать задвижки вентилей и других запорных устройств ломами, трубами. Осматривать и ремонтировать оборудование периодически работающей скважины с автоматическим или дистанционным управлением можно после отключения пускового устройства и вывешиванием на нем знака безопасности «Не включать работают люди».Об остановке скважины на осмотр или ремонт оборудования и КИП и А необходимо сообщить диспетчеру и сделать запись в вахтовом журнале. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением вблизи пускового устройства должен быть прикреплен плакат «Внимание! Пуск автоматический». Каждый раз перед замером дебита скважин необходимо убедится в исправности предохранительного клапана и манометра на замерной установке. В помещении замерной установки (АГЗУ) должна действовать общеобменная приточно-вытяжная вентиляция, обеспечивающая удаление вредных веществ. До входа в помещение установки необходимо включить вентилятор на 10 минут. При пребывании людей и проведении работ профилактического и ремонтного характера внутри помещения вентилятор должен работать беспрерывно. Работы связанные со вскрытием и ремонтом оборудования в технологическом помещении ГЗУ, должны проводить не менее двух человек. При ремонте переключателя скважин, отсекателей, дебитозамерной установки, турбинного расходомера или переводе скважины на перепускную линию и в процессе проверки работы блока местной автоматики необходимо выключать рубильник и автоматический выключатель гидропривода, а на пульте включения вывесить знак безопасности «Не включать - работают люди». В случаях гидратообразования или замораживания скважины, участка трубопровода, обвязки скважины, запорной арматуры следует отогревать их горячей водой или паром. При этом отогреваемый участок должен быть отключен от работающей системы. Все виды работ внутри помещений газового манифольда, АГЗУ, а также у устья скважин должны выполнятся искробезопасным инструментом. У операторов и других рабочих, занятых обслуживанием и ремонтом скважин и оборудования на кусте, обувь должна быть без стальных подковок и гвоздей. При возникновении аварийных ситуаций оператор должен безотлагательно принять соответствующие меры согласно плану ликвидации возможных аварий. Например в случае пропуска газа, нефти или воды, прорыва трубопровода следует отсечь поврежденный участок и сообщить о случившемся мастеру или сменному технологу. В случае воспламенения газа на пламя набрасывают мокрую кошму, брезент или сбивают пламя инертным газом. Заключение В ходе прохождения учебной практики передо мной стоял ряд задач, которые были достигнуты. Я приобрел навыки в области избранной профессиональной деятельности. Благодаря учебной практике, я ознакомился с основами будущей профессиональной деятельности. В ходе практики также были достигнуты стоящие передо мной задачи. Я ознакомился с процессами эксплуатации нефтяных месторождений, добычей нефти и обустройством нефтяного месторождения и получил определенные практические знания и опыт, способствующие лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности. ПЕРЕЧЕНЬ УЧЕБНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела: Учебник для вузов. – Москва – Ижевск, Институт компьютерных исследований, УдГУ, 2011.- 728 с. Хавкин А. Я. Основы нефтегазодобычи : учеб. пособие. - Моск. гос. ун-т им. М. В. Ломоносова, Высш. шк. инновац. бизнеса, ОАО "Институт геологии и разработки горючих ископаемых" (ИГиРГИ), Удмурт. гос. ун-т. - М. : [ИИКИ], 2012. - 398 с.. Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа : учеб. для вузов. - 2-е изд., испр. и доп. - М.: Издат. дом Альянс, 2010. - 586 с. Экология нефтегазового комплекса: Учебное пособие: в 2 т. / под общей редакцией А.И. Владимирова. – Нижний Новгород: «Вектор ТиС». 2007. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 2012. -480 с. Бренц А.Д. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающими предприятиями: Учебник для вузов/ А.Д.Бренц, В.Е.Тищенко, Ю.Н.Малышев и др. - М.: Недра, 2009. - 511 с. Бренц А.Д. Планирование на предприятиях нефтяной и газовой промышленности: Учебник для вузов./ А.Д.Бренц и др. - М.: Недра, 2012. - 510 с |