отчет по практике. Отчет по практике. Структурная карта месторождения (по месту практики)
 Скачать 477.73 Kb.
|
|
Устройства для борьбы с отложениями парафина в подземном оборудовании Борьба с отложениями парафина в скважинах осуществляется следующим образом: 1) Оборудование, штанг пластинчатыми металлическими скребками длиной 150 - 200 мм, изготовленных, из стали 2,5-3 мм. Ширина скребков на 2-3 мм меньше внутреннего диаметра НКТ. Расстояние между скребками на штангах, устанавливается немного меньше, чем длина хода полированного штока. 2) Распространенным методом является очистка парафина прокачкой горячей нефтью (100-120 град. C) в объеме 20-25 м3 без остановки скважины через затрубное пространство. Также методом удаления парафина является закачка острого пара (300 град. С) в затрубное пространство при обязательно работающей скважине. 3) В последнее время распространенным методом является использование АДП (агрегат депарафинизационный), а также с помощью ингибиторов парафиноотложений, которые дозируются в затрубное пространство. Можно применять закачку раствора жидких легких фракций углеводородов. 4) Методом борьбы с отложением парафина является также спуск НКТ остеклованных, эмалированных, покрытых эпоксидными смолами и т.д. 5) Механические методы: а) металлические скребки, спускаемые на проволоке в лифты фонтанных скважин через лубрикатор; б) замена запарафиненных НКТ или подъем их из скважин для очистки от парафина с помощью ППУ, пропарочных, камер, стационарных, стеллажей вблизи котельной и т.д. Схема групповой замерной установки. Групповая сепарационно-замерная установка оборудована распределительным коллектором 5, на который поступает по выкидным линиям продукция отдельных скважин. Распределительный коллектор позволяет при открытии и закрытии соответствующих задвижек продукцию любой из скважин направить в замерный сепаратор 6, в то время как продукция всех остальных скважин, подключенных к данной сепарационно-замерной установке, направляется в рабочий сепаратор первой ступени 8. В рабочем сепараторе с помощью регулятора давления 2 поддерживается давление до 0,6 МПа. Под этим давлением газ, отделяемый в рабочем сепараторе, направляется в газосборную сеть, а нефть поступает на вторую ступень сепарации в сепаратор 1, в котором поддерживается давление, близкое к атмосферному, так что газ, выделившийся на второй ступени сепарации, сжигается на факеле. Переключение скважин на замер и измерение дебита осуществляется вручную. Измерение дебита нефти и воды по отдельным скважинам проводят в замерном сепараторе 6 или мернике 3 (при этом уровень жидкости в замерном сепараторе 6 поддерживается регулятором уровня 4), а газа-при помощи диафрагменного расходомера 7. Нефть из рабочего сепаратора второй ступени и из мерника поступает в самотечный коллектор 2, по которому направляется в резервуары участкового сборного пункта.  Схема групповой сепарационно-замерной установки Схема ДНС Дожимные насосные станции (ДНС) применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС. Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков: буферной емкости; сбора и откачки утечек нефти; насосного блока; свечи аварийного сброса газа. Схема дожимной насосной станции (ДНС)  Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для: приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов; сепарации нефти от газа; поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов. Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор. Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных: Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться. Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней. Принцип работы ДНС. Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией. Автоматизация работы установок скважинных насосов Взрывобезопасный блок управления БУС-2 скважины, оборудованной станком - качалкой, смонтированный в специальном металлическом шкафу, устанавливается на фундаменте или эстакаде около двигателя станка - качалки. Предназначен он для автоматического отключения электродвигателя СК при перегрузках, коротких замыканиях, обрывах одной из фаз и для предохранения оборудования от ударов молнии. При чрезмерном давлении в выкидном трубопроводе в результате его запарафинивания, в ЭКМ срабатывает контакт, в результате чего подается команда в блок управления БУС-2 на отключение электродвигателя. Для автоматического самозапуска электродвигателей СК поочередно через определенные промежутки времени в блоках, управления устанавливают реле времени. Ручное управление осуществляется кнопкой ручного управления. Таким образом, автоматизация скважин предусматривает: а) автоматическое отключение электродвигателя при аварийных состояниях оборудования СК, связанных с ударными перегрузками, обрывом фаз, тактовыми перегрузками и короткими замыканиями электродвигателя; б) индивидуальный самозапуск СК после кратковременных перерывов в электроснабжении; в) ручное управление СК; г) пуск и остановка СК по командам с групповой установки с использованием гидравлического канала связи. Скважина, эксплуатируемая с помощью погружного электронасоса оснащается станцией управления, с ее помощью выполняют следующие операции: а) автоматический запуск двигателя при перерывах в электроснабжении; б) автоматическое отключение двигателя при коротком замыкании и значительных перегрузках; в) защита от перегрузок тока с выдержкой времени 2 мин; г) автоматическое отключение ЭЦН при снижении тока нагрузки ниже 0,85 рабочего (срыв подачи); д) защита установки от замыкания "на землю" токоведущих частей; е) непрерывный контроль изоляции, с отключением двигателя при снижении сопротивления систем кабель-электродвигатель ниже 30 кОм. Функциональные обязанности оператора по добыче нефти и газа 1. Оператор по добыче нефти и газа обязан вовремя прибывать на свое рабочее место, в противном случае он должен заблаговременно предупредить своего мастера или предоставить объяснительную записку. 2. Оператор должен содержать свой вещевой ящик в чистоте, а также спецодежду; никаких, посторонних, вещей в ящике не должно находиться. 3. Прибыв на рабочее место, оператор обязан выслушать сводку от мастера, сделать необходимые заявки. 4. Рабочее место, а именно, кусты (при кустовом способе добычи нефти), скважины необходимо содержать в чистоте, площадки у устья скважины должны постоянно очищаться от грязи, снега и мазута; на кусту не должно быть лишних, предметов, металлолома, изношенных ремней. 5. Обслуживая скважины, оператор обязан строго выполнять требования техники безопасности; ежеквартально оператор должен проходить проверку знаний техники безопасности. 6. При добыче нефти механизированным способом, т.е. станком-качалкой, оператор обязан ежедневно осматривать состояние крепежей, работоспособность всех подшипников, наличие посторонних стуков в редукторе, скрип в пальцах, а также поворот пальцев. При обнаружении неполадок необходимо, если возможно, устранить их, в противном случае сообщить мастеру или дать заявку бригаде слесарей или электриков. 7. Раз в неделю оператор должен собирать поверхностные пробы со всех работающих скважин и предоставлять их в лабораторию на промысле. 8. Оператор обязан аккуратно вести журнал замеров и журнал ежедневного обхода. Обеспечение требований по охране труда при обслуживании добывающих скважин. Обслуживание скважин оборудованных электропогружными насосами. 1. Оператор должен следить за нагрузкой и наличием напряжения по приборам станции управления, систематически проверять герметичность арматуры, наличие крепежа и своевременно устранять выявленные недостатки. 2. В случае увеличения нагрузки выше номинальной для данной установки и снижения напряжения на 15% от номинального значения, установку необходимо отключить и сообщить об этом диспетчеру ЦДНГ. 3. При отключении ЭЦН разрешается производить повторный запуск не более 2-х раз с перерывами между запусками не менее 15 мин. 4.Установка немедленно аварийно отключается от сети при: а) несчастном случае или угрозе с человеком, требующем немедленного отключения установки; б) появлении дыма или огня из пускорегулирующей аппаратуры. 5. Оператору по добыче нефти и газа разрешается только запускать и останавливать ЭЦН. Другие пуско-наладочные работы производить запрещается. 6. Оператор не должен допускать попадания посторонних предметов в станцию управления и в автотрансформатор, постоянно. должен следить за герметичностью сальникового уплотнения на пьедестале и за наличием и исправностью заземления. 7. При ремонтных работах на скважине, на пусковыx устройствах необходимо вывесить предупредительный плакат "Не включать. Работают люди''. 8. Кроме того, оператор должен выполнять все пункты по обслуживанию фонтанных скважин настоящей инструкции. Обслуживание глубинно-насосных скважин. 1. Перед запуском станка-качалки оператор должен убедиться, что: а) задвижки на манифольде открыты, б) нет пропусков нефти и газа через сальниковые уплотнения полированного штока и задвижек арматуры; в) ограждение СКН и клиноременной передачи, а также заземляющие устройства исправны; г) редуктор станка-качалки не заторможен; д) есть напряжение на всех трех фазах в станции управления СКН по показаниям приборов; е) отсутствуют люди и посторонние предметы вблизи движущихся частей СКН исправны средства КИП и автоматики. 2. Оператор должен следить за нагрузкой и наличием напряжения по приборам станции управления СКН. В случае увеличения нагрузки выше номинального для данной установки и снижения напряжения более чем на 15% от номинального значения, необходимо отключить СКН и сообщить об этом диспетчеру ЦДНГ. 3. При набивке сальника ГНС остановить СКН, стравить давление, крышку устьевого сальника удерживать на полированном штоке специальным зажимом. При отключении СКН разрешается производить повторный запуск не более 2-х раз с перерывами между запусками не менее 15 мин. 4. При неисправностях оборудования и электроустановки необходимо СКН и сообщить об этом диспетчеру ЦДНГ. 5. Электродвигатель немедленно аварийно отключается от сети при: а) несчастном случае или угрозе с человеком, требующей немедленной остановки электродвигателя б) Появление дыма или огня из электродвигателя или пускорегулирующей аппаратуры в) вибрации сверх допустимых норм, угрожающей целостности электродвигателя или СКН г) поломке приводного механизма и нарушении балансировки СKH д) нагреве подшипников сверх допустимой температуры, указанной в инструкции завода-изготовителя е) значительном снижении числа оборотов двигателя, сопровождающимся быстрым нагревом корпуса электродвигателя. Примечание: набивку сальника полированного штока производит оператор по добыче нефти. Отчетная документация в бригаде по добыче нефти Ежедневно проводится оперативное совещание со всеми членами бригады. Операторы по добычи ведут журнал замеров дебита скважины, устьевых давлений, показания работы со станции управления ШГН и ЭЦН. Мастера ведут отчеты по проверки знаний всех членов бригады, журнал проведения инструктажей, проверки СИЗ, журнал по учету промыслового оборудования, журнал по отбору проб. Структура нефтегазодобывающего предприятия  Структура нефтегазодобывающего предприятия В нефтегазодобыче основное производство включает процессы искусственного продвижения нефти и газа к забою скважины, подъем нефти и газа на дневную поверхность, подготовку товарной нефти и газа. К цехам основного производства нефтегазодобывающего предприятия относятся: цех поддержания пластового давления (ЦППД), цехи по добыче нефти (промыслы), группы (или комплексные механизированные звенья—КМЗ) по обслуживанию скважин и добыче нефти и газа, цех комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКППН) и газокомпрессорный (газовый) цех (ГКЦ). К цехам вспомогательного производства нефтегазодобывающего предприятия относятся: цех подземного и капитального ремонтов скважин (ЦПКРС), прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО), прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭО), цех автоматизации производства (ЦАП), цех пароводоснабжения (ЦПВС). В нефтегазодобывающем предприятии могут быть также структурные подразделения, осуществляющие хозяйственным способом капитальное строительство. Производственная структура нефтегазодобывающих предприятий определяется многими факторами. Основными из них являются: масштабы производства, степень его специализации и кооперирования, уровень автоматизации и механизации производственных процессов, природные условия нефтяных районов и др. Поэтому единая структура нефтегазодобывающих предприятий для всех регионов Российской Федерации отсутствует. Многие нефтяные компании постоянно совершенствуют свою производственную структуру исходя из своих производственно-экономических условий. Отсутствует и единообразие в названии структурных подразделений компаний, выполняющих аналогичные производственные функции. Совершенствование производственной структуры предприятий обуславливается вступлением многих старых нефтегазодобывающих предприятий в позднюю стадию разработки месторождений, что сопровождается сокращением объемов добычи нефти. В целях сокращения управленческого персонала происходит объединение таких предприятий и их дальнейшая специализация. Из прежних нефтегазодобывающих предприятий полностью выделяется вспомогательное производство и остается только основное производство. Контроль и управление процессами добычи нефти в местах разработки месторождений осуществляют небольшие супервайзерские группы. Общее руководство осуществляется через создание укрупненных структур управления в масштабах нефтяных компаний. В результате совершенствования производственных структур обеспечивается более широкое внедрение новой техники и технологии, улучшается оперативное влияние на ход производства, повышается культура обслуживания, сокращаются управленческие расходы. Требования по охране окружающей среды при добыче нефти 1. Охрана воздушного бассейна. 2. Контроль за состоянием воздушного бассейна. 3. Сбор продукции скважин осуществлять в герметизированную систему. 4. Предусмотреть максимальную утилизацию газа. 5. Сбор и подготовку нефти и воды осуществлять в соответствии с унифицированными технологическими схемами и комплексами сбора и подготовки нефти, газа и воды в нефтедобывающих, районах. 6. Охрана и рациональное использование водных ресурсов. 7. Использование замкнутой системы водопользования на буровой. 8. Предусмотреть очистку сточных вод, используемых в системе ППД до установленных кондиций со строительством установок предварительного сбора попутной воды. 9. Контроль за качеством воды поверхностных водоемов на "входящих", "выходящих" и "внутренних" створах рек, дренирующих район нефтедобычи. 10. Охрана и рациональное использование земель. 11. Применение оборудования с герметизированной системой для технологических жидкостей (глинистый раствор, пластовая вода и другие промывочные жидкости). 12. Установление цементных мостов в ликвидируемых скважинах против интервалов продуктивных пластов, а устье скважины оборудуется цементной тумбой. 13. В эксплуатационных, нагнетательных скважинах поводить термометрирование и другие геофизические исследования для определения герметичности колонны и состояния затрубного пространства. 14. Нагнетательные скважины, закачивающие сточные воды, оборудовать пакером, а межтрубное пространство заполнить антикоррозийной жидкостью. 15. В скважинах, оборудованных ШГН применять самоуплотняющиеся сальники. 16. Организация систематического контроля за химическим составом пресных подземных вод в пределах месторождения путем опробования родников, колодцев, артезианских скважин. 17. Организация систематического контроля за изменением общего ионно-солевого состава попутных вод и содержанием в них ценных микрокомпонентов и сероводорода. 18. Систематический контроль за термодинамическими условиями продуктивных горизонтов. 19. Учет экологических аспектов возможного использование новых методов повышения нефтеотдачи. 20. При увеличении доли закачки в продуктивные пласты пресных и сточных вод, а также их смеси для ППД провести комплекс исследований совместимости закачиваемых пластовых вод. |