отчет по РЭНГМ. Ознакомление районом практики
 Скачать 1.15 Mb.
|
|
2 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ 2.1 Должностная инструкция оператора по добыче нефти и газа К работе оператором по добыче нефти и газа допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обучение по соответствующей программе, сдавшие экзамен квалификационной комиссии. Оператор по добыче нефти и газа в административном отношении подчиняется начальнику цеха, в оперативном – мастеру по добыче нефти и газа. В своей работе оператор должен руководствоваться действующими правилами и распоряжениями цеха, Трудовым Кодексом РФ, положениями рабочих инструкций. Рабочая инструкция разработана на основе «Единого тарифно-квалификационного справочника». Ознакомление с ней производится в обязательном порядке под роспись и под личную ответственность начальника цеха. Оператор должен выполнять только ту работу, которая соответствует его разряду. Рассмотрим характеристику работ оператора по добыче нефти и газа 5 разряда: - Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа и обеспечение бесперебойной работы скважин, установок комплексной подготовки, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и другого нефтепромыслового оборудования и установок. - Участие в работе по освоению скважин, выводу их на заданный режим; опрессовке трубопроводов, технологического оборудования. - Монтаж, демонтаж, техническое обслуживание и ремонт наземного промыслового оборудования, установок, механизмов и коммуникаций. - Проведение профилактических работ по предотвращению гидратообразований, отложений парафина, смол, солей и расчет реагентов для проведения этих работ. - Измерение величин различных технологических параметров с помощью контрольно-измерительных приборов. Снятие и передача параметров работы скважины, контроль за работой средств автоматики и телемеханики. Участие в работах по исследованию скважин. Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин (газоманифольдов, газосепараторов, теплообменников). Текущее обслуживание насосного оборудования. Примеры работ Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти и газа и осуществление геолого-технических мероприятий по поддержанию и улучшению режима работы скважины. 1.1 Обслуживание фонтанных скважин: смена уплотнительных прокладок на фланцевых соединениях устья скважины и выкидной линии. Чистка и смена штуцеров. Монтаж, демонтаж исследовательской площадки. 1.2 Обслуживание скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами: осмотр скважины, проверка подачи нефти, нагрева полированного штока, редуктора, исправности канатной подвески, узлов крепления станка-качалки. Парка затрубной задвижки в зимнее время с продувкой от влаги. Смена обратного клапана на затрубе скважины. Опрессовка системы насоса НКТ со снятием показаний манометров. Динамометрирование и определение причин отказа УШГН. Вывод скважин на режим с применением частотного преобразователя. Смена уплотнительных прокладок фланцевых соединений на устье скважин и выкидной линии. Смена сальниковой набивки на задвижках устья и выкидной линии. 1.3 Обслуживание скважин, оборудованных электропогружными насосами: отпарка затрубной задвижки в зимнее время с продувкой от влаги. Внешний осмотр станции управления (СУ), автотрансформатора и скважины, проверка подачи нефти. Проверка состояния сальника на месте ввода электрокабеля в скважину. Смена уплотнительных фланцевых соединений на устье скважины и выкидной линии. Смена обратного клапана на затрубе. Исследование скважин приборами: «ВП-1», «СУДОС-миниплюс»», «Микон». Контроль и снятие информации со станции управления УЭЦН с микропроцессорными блоками. Установка заглушки со стравливанием давления. Смена сальниковой набивки на головке лубрикатора при депарафинизации скребком-пробойником. Очистка, смена штуцера. 1.4 Обслуживание нагнетательных скважин: замена прокладок, колец во фланцевых соединениях. Комплектование крепежом фланцевых соединений арматуры. Смена манометров на устье. Отогрев устья скважины. Замер устьевого давления. Участие при определении приемистости скважин. Смена штуцера. Замена манометров на устье. Установка и снятие лубрикаторов. 1.5 Опрессовка и продувка трубопроводов и технологического оборудования после ремонтно-восстановительных работ. 1.6 Обработка скважин химреагентами против отложений солей, парафина и смол. 1.7 Сезонные и общие работы (независимо от способа эксплуатации): пропарка арматуры, выкидной линии (после проведения ПРС, КРС и перед покраской). Закачка химреагента в скважину. Участие в обработке наземного оборудования и выкидной линии кислотой или растворами. Промывка скважины горячей нефтью (депарафинизация скважины). 1.8 Производство работ по гидравлическому испытанию сосудов, работающих под давлением. 1.9 Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин. 1.10 Подгонка хода плунжера в процессе эксплуатации скважин, оборудованных ШГН. 2.2 Обслуживание и ремонт нефтесборных сетей и водоводов: смена сальника на запорной арматуре. Проведение аварийных работ и ликвидации последствий аварий. 2.3 Обслуживание водораспределительных гребенок (ВРГ): смена уплотнительных колец, сальников секущих задвижек. Ремонт помещения. Снятие-установка датчиков давления. 3 Участие в работе по приемке скважин после подземного и капитального ремонта. 3.1 Сдача скважин в ремонт с составлением акта комплектации и исправности оборудования. 4 Участие в определении неполадок в наземном и подземном оборудовании, средств автоматики и телемеханики с помощью контрольно-измерительных приборов. 5 Определение причин неисправности и устранение несложных повреждений в силовой и осветительной сети, пускорегулирующей аппаратуре и элекродвигателях. 6 Ведение документации по объему выполненных работ и устранению неисправностей на закрепленных объектах, представление информации о работе нефтяных и нагнетательных скважин и другого нефтепромыслового оборудования. 7 Осуществление гидродинамических исследований скважин. 8 Снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы газопровода, расчет расхода газа и жидкости, ведение режимных листов работы УКПГ цеха. Несет ответственность: - нарушение правил внутреннего трудового распорядка; - несоблюдение инструкций по охране труда и пожарной безопасности; - некачественный прием и сдачу смены; - несвоевременную подготовку к ремонту и приему после ремонта технологического оборудования, электрооборудования и средств КИПиА. - неудовлетворительное содержание рабочего места; - нарушение технологии производства работ; - не обеспечение сохранности приборов, оборудования, инструментов, документов. - не применение индивидуальных и коллективных средств защиты; - несвоевременное сообщение руководству цеха о несчастном случае, происшедшем на производстве, пожаре, а также о ситуации, которая создает угрозу жизни и здоровью людей. Необходимые знания: 1. Основные сведения о нефтяном и газовом месторождении; 2. Назначение, правила эксплуатации и обслуживания наземного оборудования скважин и установок, применяемого инструмента и приспособлений, контрольно-измерительных приборов; 3. Технологический процесс добычи, сбора, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, отбора газа; 4. Схему сбора и транспортировки нефти, газа, газового конденсата на обслуживаемом участке; 5. Устройство обслуживаемых контрольно-измерительных приборов, аппаратуры, средств автоматики и телемеханики. 6. Действующие нормы, правила, инструкции по технологии проведения работ, инструкции по охране труда и пожарной безопасности. 2.2 Способы и методы освоения скважин на приток Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию – вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда давление на забой в скважине меньше пластового. Поэтому все работы по освоению скважин заключаются в понижении давления на забой и очистке забоя от грязи, глинистого раствора и песка. Эти работы осуществляются различными способами в зависимости от характеристики пласта, пластового давления, количества газа, содержащегося в нефти, и технической оснащенности. Существует 6 способов вывода скважины на приток: - замена скважинной жидкости на более лёгкую; - компрессорный метод; - аэрация; - откачка глубинными насосами; - тартание; - поршневание. Из выше перечисленных способов в настоящее время используют только 2: - замена скважинной жидкости на более лёгкую; - компрессорный метод. Способы освоения: Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство компрессором нагнетается сжатый воздух, вытесняющий жидкость в НКТ. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым компрессором, можно продавит жидкость. Жидкость в трубах газируется, плотность ее уменьшается, уровень смеси газа и жидкости повышается до выкида и наступает выброс. При дальнейшем нагнетании газа или воздуха в межтрубное пространство плотность жидкости в трубах еще больше уменьшается, что влечет за собой снижение давления на забое и поступление нефти из пласта в скважину. Главный недостаток этого способа освоения скважины – большое и быстрое снижение уровня жидкости в скважине, вызывающее усиленный приток жидкости из пласта, что ведет к образованию мощных песчанных пробок, прихвату НКТ и т.д. При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра нкт спускают на стальном канате поршень или, как его иначе называют сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его вверх клапан закрывается, и весь стол жидкости, находящейся над поршнем, выносится на поверхность. При непрерывном поршневании уровень жидкости, заполняющей скважину, будет постепенно понижаться. В конце концов, пластовое давление превысит давление столба жидкости в скважине, и пласт начнет работать. Вызов притока (независимо от способа) на фонтанных скважинах должен производиться при собранной фонтанной арматуре. Освоение скважин, вскрывшим пласт с низким давлением, начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью. Не рекомендуется промывать забой чистой технической водой, т.к. в этом случае вода чрезвычайно вредно действует на коллектор и затрудняет получение притока. Затем приступают к возбуждению пласта тартания при помощи желонки (это длинное узкое ведро с клапаном в днище, которое спускают в скважину на стальном канате). Многократным спуском желонки скважину очищают от грязи, и столб жидкости в ней постепенно замещается нефтью, поступающей из пласта. После выполнения предприятием, ведущим бурение, плана работ по испытанию эксплутационной скважины на приток, независимо от полученных результатов, скважина передается промыслу для эксплуатации или для проведения дополнительных работ по ее освоению. 2.3 Способы эксплуатации скважин Нефтедобывающие скважины по способу эксплуатации подразделяются на: фонтанные, компрессорные и насосные. При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным, так как не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости на поверхность. Кроме того, при этом способе не требуется закупка дорогостоящего оборудования, требующего к тому же регулярного обслуживания. Оборудование фонтанных скважин состоит из колонной головки, фонтанной арматуры и выкидной линии. Это оборудование относится к наземному. Подземное оборудование состоит из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), которые, как правило, спускают до глубины верхних дыр перфорации. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) в фонтанных скважинах служат для подъема жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скважины, проведения исследовательских работ, борьбы со смолопарафиновыми отложениями, осуществления различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях. Газлифтная эксплуатация является продолжением фонтанной эксплуатации, когда пластовая энергия уменьшается настолько, что подъем жидкости на поверхность ею не обеспечивается и возникает необходимость в дополнительной энергии. В качестве дополнительной энергии используется газ высокого давления. В результате смешивания дополнительно поступающего в скважину газа с пластовой жидкостью образуется газожидкостная смесь пониженной плотностью, что снижает давление на забое скважины. Пониженное забойное давление обеспечивает приток продукции из пласта и подъем газожидкостной смеси на поверхность. Различают компрессорный газлифт и бескомпрессорный газлифт. Если для сжатия газа до необходимого давления и закачки его в скважину применяются компрессоры, то соответственно такой способ эксплуатации называется компрессорным газлифтом. Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом. Преимущества газлифтной эксплуатации: все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание; простота конструкций оборудования; возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны; простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая или уменьшая подачу газа в скважину); возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин; простота исследования скважин. Недостатки газлифтной эксплуатации: необходимость частой замены НКТ, особенно в обводненных скважинах и в пескопроявляющих скважинах; низкий КПД подъемника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях КПД подъемника часто не превышает 5%); большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений; большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями. Насосные способы эксплуатации скважин Существуют следующие виды насосной эксплуатации скважин: установкой штангового глубинного насоса (УШГН); установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН); установкой штангового (либо электропогружного) винтового насоса (УШВН, УЭВН); установкой электродиафрагменного насоса (УЭДН) и др. 2.4 Мероприятия, осуществляемые на промысле, по увеличению МРП Межремонтный период работы скважин устанавливают на каждый квартал при утверждении технологического режима по действующему фонду скважин, проектную продолжительность этого периода отмечают в ведомости технологического режима участка добычи нефти. Межремонтный период работы скважин равен примерно одному месяцу. Средний срок службы штанговых насосов составляет 40 дней. Срок службы штанг равен 4 месяцам, а насосно-компрессорных труб - 6 - 8 месяцам. Межремонтный период работы скважины обычно определяют один раз в квартал; определяют его путем деления количества скважино-дней, отработанных в течение квартала, на число подземных ремонтов, произведенных за то же время в данной скважине. Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважин от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами. Для удлинения межремонтного периода работы скважины большое значение имеет комплексный ремонт - ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважин. Чтобы гарантийный срок работы скважины был выдержан, ремонт наземного оборудования должен быть совмещен с подземным ремонтом скважины. Поэтому заранее должны быть составлены комплексные графики на подземный ремонт скважины и на ремонт наземного оборудования. На основе показателя межремонтный период работы скважин: построена система материальногостимулирования. Как показывает практика, межремонтный период работы скважин с установками ШСН и ЭЦН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок и режима их работы. Существующие многочисленные методики подбора оборудования и режима работы позволяют с разной степенью успешности решать вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин. Значительные осложнения при работе скважин (образование вязких водонофтяных эмульсий, вынос в скважину песка, работа насосов в присутствии свободного газа и сильно искривленный профиль ствола скважин) предъявляют особые требования к проектированию работы насосного оборудования. На современном этапе развития нефтяной науки грамотный выбор оборудования и режима его работы основывается на знании характера изменения состава и физико-химически свойств продукции на различных участках ствола скважин, учете потерь давления на трение при движении газожилкостной смеси в трубах, а также согласовании добывных возможностей скважин с характеристиками подъемника. Образование стойких эмульсий снижает межремонтный период работы скважин из-за обрывов штанг в установках СШН, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок ПЭД. В целом МРП скважин может снизиться в 2 раза и более. В результате проведения гидроразрывов увеличивается межремонтный период работы скважин, т.е. сокращается число ремонтов. В этих случаях экономию за счет сокращения числа ремонтов прибавляют к общей сумме экономии, полученной за счет ГРП. Использование ИИС позволяет существенно увеличить межремонтный период работы скважин: своевременно и гибко планировать ремонты, выявлять развивающиеся дефекты работы оборудования, своевременно обнаруживать и локализовать аварии. Прогрев призабойной зоны, кроме того, удлиняет межремонтный период работы скважин, так как благодаря постоянному прогреву снижается вязкость нефти, повышается ее температура; в этой связи уменьшается и количество парафина, отлагающегося на стенках подъемных труб и в выкидных линиях. Большая роль в разработке эффективных мероприятий по повышению межремонтного периода работы скважин принадлежит многофакторному анализу причин аварий по каждой категории скважин и виду оборудования и т.п. Для практического применения необходима такая методика анализа эксплуатации скважин, которая, с одной стороны, была бы проста, а с другой, удовлетворяла бы практической точности расчетов. Можно с уверенностью сказать, что основной причиной малого межремонтного периода работы скважин после удаления песчаной пробки является плохое качество промывок скважин. Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин, а в ряде случаев они столь велики, что вообще затрудняют эксплуатацию. Необходимо отметить, что указанные мероприятия позволяют прежде всего увеличить межремонтный период работы скважин. В результате внедрения насосов уменьшенного диаметра взамен больших облегчаются условия работы штанговой колонны за счет уменьшения амплитуды знакопеременных нагрузок, подземного оборудования скважин, сокращается расход электроэнергии на подъем жидкости. Все это, в конечном счете, дает прибавку в добыче нефти из пластов. Текущий подземный ремонт скважин следует организовывать и проводить так, чтобы межремонтный период работы скважин при установленном режиме был максимальным и чтобы не было каких-либо аварий и неполадок с оборудованием во время ремонта и после него по причине низкого качества ремонта. Проводится комплекс геолого-технических мероприятий по улучшению работы глубинно-насосного оборудования, увеличению межремонтного периода работы скважин, повышению производительности за счет периодических обработок призабойной зоны скважин. Мероприятием, непосредственно улучшающим условия труда, а также способствующим увеличению межремонтного периода работы скважин, служит автоматизация и механизация производственных процессов. |