Организация деятельности нефтегазодобывающего управления "Повхнефтегаз"

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Знакомство с предприятием. Вводный инструктаж и инструктаж по технике безопасности на рабочем месте. Противопожарные мероприятия. Меры оказания первой помощи

2. Бурение нефтяных и газовых скважин. Безамбарное бурение, система контроля технологических параметров бурения. Конструкция скважин

3. Освоение скважин. Технология освоения скважин с применением струйных насосов, пенных систем

4. Фонтанная эксплуатация, артезианское и газлифтное фонтанирование. НКТ, типы труб и расчет колонны. Устьевое оборудование. Технологические режимы работы

5. Газлифтная эксплуатация. Схемы работы газлифта. Оборудование газлифта. Плунжерный лифт

6. УЭЦН отечественного и зарубежного производства. Эксплуатация насосов в осложненных условиях

7. Штанговые глубинно-насосные установки. Схемы ШСНУ

8. Эксплуатация скважин другими методами: ГПН, ЭДН, ЭВН, ШВНУ и другие. Состав оборудования. Преимущества и недостатки этих методов добычи

9. Поддержание пластового давления. Типы применяемого оборудования. Схема ППД на базе установок Реда. Типы центробежных насосов на КНС

10. Подземный и капитальный ремонт скважин. Виды ремонта, техника и инструмент. Подъемники отечественного и импортного производства. Колтюбинговые технологии, установки гибкой трубы, Стюарт и Стивенсов, Хайдра Риг

11. Сбор и подготовка нефти воды и газа на месторождении. УПСВ Хитер-Тритер. Замерные установки Асма-Т, Квант, приборы контроля Микон, Сигма. Схемы и оборудование ДНС

12. Зональность распространения многолетних мерзлых пород в Западной Сибири. Особенности протаивания и промерзания многолетних мерзлой пород

Заключение

Список литературы



ВВЕДЕНИЕ

Нефтегазодобывающая промышленность является ведущей отраслью народного хозяйства Российской Федерации. Ежегодно в стране добывается несколько сот миллионов тонн нефти и сотни миллиардов кубометров природного и попутного газа. На развитие нефтегазодобывающей промышленности и разведку новых месторождений расходуются большие материальные и денежные средства.

Бурение скважин является самой капиталоемкой отраслью нефтегазодобывающей промышленности. В этой отрасли имеются значительные резервы, выявление и использование которых способствует сокращению сроков разведки новых, улучшению эффективности эксплуатации разрабатываемых месторождений, удешевлению добычи нефти и газа. Немалые резервы заключаются в совершенствовании качества вскрытия нефтяных и газовых пластов при бурении, ускорении опробования и испытания, в совершенствовании конструкций скважин и уменьшении металлоемкости, в повышении долговечности крепления и разобщения нефтегазоводоносных горизонтов.

Производственные объекты на нефтяных и газовых промыслах рассредоточены на большой территории, разнохарактерны по виду работ и технологических процессов. Для длительной бесперебойной работы всех этих объектов без вмешательства человека необходимо, чтобы технологические процессы, протекающие в них, и работа механизмов и машин были автоматизированы.

Подготовкой нефти занимаются специалисты в области разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Процесс подготовки нефти и воды является завершающим процессом добычи нефти. От стабильности и качества ведения процесса подготовки зависит конечный результат работы всех служб управления добычи нефти, поэтому проблема комплексной подготовки нефти, повышения ее качества всегда была и остается в центре внимания инженерно - технических работников. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений включает совокупность средств и способов деятельности, связанных с проектированием, техникой и технологией извлечения продукции газонефтяных месторождений.

Объектами профессиональной деятельности инженера являются технология разработки и эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, технические устройства, аппараты и средства для извлечения и подготовки продукции скважин.

Целью данной производственной практики является теоретическое ознакомление с основами разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений на примере конкретного предприятия нефтегазового сектора в нашем регионе.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

- ознакомиться с инструктажем по технике безопасности и промышленной санитарии нефтегазового предприятия;

- изучить основы эксплуатации основных видов нефтяных скважин;

- рассмотреть различные методы воздействия на скважины;

- выявить последовательность ремонтных работ на скважинах на примере основных из них: подземного и капитального.

При написании отчета по производственной практики использовались такие методы, как анализ и сравнение учебной и периодической литературы о нефтегазовом секторе, в частности об основах разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений.



1. Знакомство с предприятием. Вводный инструктаж и инструктаж по технике безопасности на рабочем месте. Противопожарные мероприятия. Меры оказания первой помощи

Нефтегазодобывающее управление «Повхнефтегаз» (далее - НГДУ «Повхнефтегаз») является одним из структурных подразделений ОАО «Сургутнефтегаз». НГДУ «Повхнефтегаз» было создано 5 мая 1977 года для выполнения работ по добыче нефти и газа. Это одно из наиболее динамично развивающихся предприятий не только Сибири, но и России.

НГДУ «Повхнефтегаз» в своей деятельности руководствуется Положением о НГДУ «Повхнефтегаз» - структурном подразделении открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз» и Уставом Общества, законодательными и подзаконными актами Российской Федерации, нормативными документами Общества, местных органов управления и заключёнными договорами.

НГДУ «Повхнефтегаз» выделено на отдельный баланс, без образования юридического лица, с целью организации и ведения внутрипроизводственного учета и отчетности. Отдельный баланс составляется без наличия системы показателей, отражающих финансовые результаты деятельности подразделения, так как они являются прерогативой юридического лица.

В своей работе НГДУ «Повхнефтегаз» выступает от имени ОАО «Сургутнефтегаз» и под ответственность ОАО «Сургутнефтегаз». НГДУ «Повхнефтегаз» имеет закрепленное за ним имущество, принадлежащее ОАО «Сургутнефтегаз». Руководитель НГДУ назначается генеральным директором ОАО «Сургутнефтегаз» и действует на основании положения о структурном подразделении и выданной доверенности.

НГДУ «Повхнефтегаз» не является самостоятельным налогоплательщиком. Структурное подразделение, работающее с единого расчетного счета, ежемесячно передает в аппарат управления ОАО «Сургут-нефтегаз» сведения для централизованного перечисления налога отдельно в отношении каждого фонда.

Главной задачей НГДУ «Повхнефтегаз» является удовлетворение потребностей ОАО «Сургутнефтегаз» в производстве продукции (добыча нефти и газа), выполнении работ и услуг в целях получения Обществом прибыли. Основными задачами НГДУ «Повхнефтегаз»:

- обеспечение, на основе внедрения достижений науки и техники, передового опыта, высоких темпов добычи нефти и газа;

- подготовка нефти и газа;

- разработка нефтяных месторождений;

- использования эксплуатационного фонда скважин и ввода в эксплуатацию новых скважин;

- осуществление своевременной и качественной закачки воды в пласт.

Тип организационной структуры управления НГДУ «Повхнефтегаз» - иерархический, так как данная структура характеризуется многоуровневым управлением и незначительным объемом управления на каждом уровне; централизованным принятием решений и четко определенной ответственностью.

Вид организационной структуры - линейно-функциональный, так как полномочия от начальника управления передаются по всем функциональным отделам предприятия и начальникам более низкого звена, последние в свою очередь - своим подчиненным.

Оперативное руководство деятельностью НГДУ «Повхнефтегаз» осуществляет начальник. Начальник назначается на должность Обществом и в своей деятельности подчинен и подотчетен последнему.

Таким образом, выбранный тип и вид организационной структуры управления НГДУ «Повхнефтегаз» является наиболее эффективным, поскольку это позволяет своевременно и оперативно принимать решения по средствам быстрой обработки информации на всех уровнях управления.

Производственная структура НГДУ «Повхнефтегаз» - это состав основных и вспомогательных цехов, хозяйств производственного назначения и их производственные связи. Производственная структура предприятия оказывает большое влияние на экономику предприятия. Рациональное построение производственной структуры предприятия это предпосылка целесообразного разделения труда и его кооперации, роста производительности труда, снижения себестоимости работ по добыче нефти и газа, ускорения производственных процессов, а также необходимое условие оперативного и качественного управления производством.

НГДУ «Повхнефтегаз» включает в себя 27 подразделений. НГДУ «Повхнефтегаз» сегодня - это более 700 км промысловых дорог, 11 дожимных насосных станций, 21 кустовая насосная станция, 2 товарных парка с коммерческим узлом учета нефти, Обский водозабор, 4700 км трубопроводов разного диаметра, разных назначений, 4217 скважин, из которых 2943 - добывающих.

В состав НГДУ входят:

ЦИТС - центральная инженерно-технологическая служба

БПО - база производственного обслуживания

ЦДНГ - цех добычи нефти и газа

УВС - участок водоснабжения

ЦАП - цех автоматизации производства

ЦНИПР - цех научно-исследовательских и производственных работ

ЦТОРТ - цех технического обслуживания и ремонта трубопроводов

ЦПРС - цех подземного ремонта скважин

ЦПКРС - цех подземного и капитального ремонта скважин

ЦППН - цех подготовки и перекачки нефти

ЦКПН - цех комплексной подготовки нефти

ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования

ЦОПТ - цех по обеспечению производства трубой

ЦПВСиК - цех пароводоснабжения и канализации

УКРЗиС - участок по капитальному ремонту зданий и сооружений

УЭСХ - управление электросетевого хозяйства

УМТО - участок материально-технического обслуживания

УТТ - управление технологического транспорта

Производственная структура НГДУ характеризуется специализацией, отделением основного производства от вспомогательного. В качестве основного производства выделены цеха по добычи нефти и газа (ЦДНГ), которые обеспечивают необходимую технологию добычи, организуют бесперебойную работу системы сбора, транспортировки и хранения, добычу запланированных объемов сырья и руководят работой групп по добыче нефти и газа. Операторы по добыче ведут профильный ремонт наземного оборудования скважин, поддерживают заданные параметры технологического режима, выполняют необходимые исследовательские работы. Цех поддержания пластового давления входит в состав ЦДНГ.

Вспомогательные производства, связанные с обслуживанием скважин, объединены в базу производственного обслуживания. Ее руководство координирует деятельность цехов вспомогательного производства и обеспечивает бесперебойную работу скважин по плановому графику.

Существуют цеха вспомогательного производства, не входящие в состав БПО: ЦППН, ЦНИПР. Круглосуточное оперативное руководство производством и координацию деятельности всех цехов и служб осуществляет ЦИТС. Она также проводит сбор и обработку информации по всем производственным объектам, организует работы по ликвидации аварий и составляет комплексные графики-планы, включающие в себя все необходимые работы по скважинам.

Цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ - 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10) обеспечивают сбор, подготовку и транспортировку нефти с ДНС (дожимная насосная станция) на ЦППН, а газа в систему газопроводов управления по внутрипромысловому сбору и использованию нефтяного газа (УВСИНГ). Газ, выделяющийся в аварийном режиме из газосепараторов, подается на факела, которые являются источниками залповых выбросов.

Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) - доведение нефти до товарной кондиции, в процессе подготовки и перекачки нефти задействованы термические установки, резервуарный парк, очистные резервуары.

Цех водоснабжения (ЦВС) осуществляет забор воды из реки Обь и ее транспортировку до КНС (кустовая насосная станция) ЦДНГ. Основное оборудование и сооружения: водоприемные сооружения на р. Обь, насосы перекачки пресной воды, низконапорные водопроводы пресной и пластовой воды. Сброс стоков осуществляется на технологические очистные сооружения ЦППН с последующим использованием в системе поддержания пластового давления.

Вся добытая и предварительно подготовленная продукция, после окончательной ее дегазации в сепараторах, накапливается в товарных резервуарах ЦКПН. Выделившийся на сепараторах газ утилизируется на прием компрессоров УВСИНГ и далее на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Вспомогательные цеха и участки, обеспечивающие технологические процессы на всех ступенях нефтегазодобычи:

ЦПРС, ЦПКРС - ремонт скважин, промывка оборудования, замена насосов, имеется механический участок, сварочный пост.

Демонтаж, сдачу и ремонт эксплуатационного оборудования, его монтаж после ремонта, металлообработка, изготовление нестандартного оборудования осуществляется ПРЦЭО.

ЦНИПР - проведение физико-химических анализов нефти, жидкости, сточных вод, поверхностных вод, почв, гидродинамических исследований.

ЦТОРТ - текущий ремонт трубопроводов, устранение порывов нефтепроводов, ликвидация последствий аварий, загрязненных участков, диагностика трубопроводов, ингибиторная защита.

УЭСХ - эксплуатация электрооборудования, получение электроэнергии, электроснабжение нефтепромысловых объектов, технологического оборудования КНС, ДНС.

ЦАП обеспечивает эксплуатацию систем контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА).

Водотеплоснабжение и канализация промысловых объектов производится цехом пароводоснабжения и канализации (ЦПВСиК).

Участок капитального ремонта зданий и сооружений (УКРЗиС) осуществляет деятельность по ремонту административно-бытовых, производственных помещений.

Участок материально-технического снабжения (УМТО), обеспечивающий бесперебойное обеспечение производства необходимыми материалами, инструментами, инвентарем и т.д.

Сбор с месторождений, отбраковку, очистку, ремонт, хранение и выдачу для повторного использования труб НКТ производит ЦОПТ.

Приобретение, хранение и выдача цехам материалов и оборудования осуществляется отделом материально-технического снабжения.

Структурным подразделением НГДУ является управление технологического транспорта (УТТ), которое обеспечивает автотракторной и спецтехникой цеха НГДУ для проведения технологических процессов по ремонту скважин, осуществляет перевозки грузов и людей на нефтегазовые месторождения.

ЦИТС НГДУ является органом оперативного управления основным производством, обеспечивающим добычу нефти и газа с соблюдением установленной технологии. В состав ЦИТС входят: ЦДНГ - 1ч8, ЦВС, ЦАП, ЦНИПР. В состав БПО входят: ЦПРС, ЦПКРС, ПРЦЭО, ЦОПТ, ЦПВСиК, УКРЗиС, ЦТОРТ.

НГДУ «Повхнефтегаз» характеризуется непрерывным типом производства. Таким образом, сложившаяся производственная структура наиболее точно подходит применительно к рассматриваемому предприятию, так как нефтегазодобывающая отрасль характеризуется большим количеством работ, что требует деления на основное, вспомогательное и обслуживающее производства.

Характеристика продукции НГДУ «Повхнефтегаз». Целью деятельности НГДУ «Повхнефтегаз» является извлечение на поверхность нефти и газа попутного, а также выполнение работ и услуг, связанных с ним, для получения Обществом ОАО «Сургутнефтегаз» прибыли и удовлетворение потребностей на мировом уровне.

Для подготовки нефти до товарного качества по I и II группе на больших месторождениях создаются ЦППН (центральный пункт подготовки нефти).

Качество нефти месторождений является средним в ряду продукции других российских производителей, содержание серы - около 1%. В то же время нефть отвечает требованиям мировых стандартов качества и является конкурентоспособной на мировом рынке. Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасыщенных горизонтов (пласты от АС₄ до ЮС₂), залегающих на глубинах от 1860 м до 3000 м и существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.

Конкуренты у НГДУ «Повхнефтегаз» отсутствуют, так как данное подразделение работает на основании заданий по добыче нефти и заключенным договорам. Однако конкуренция проявляется между подразделениями ОАО «Сургутнефтегаз» по поводу распределения объема работ и заказов на оказание услуг.

В основном добыча нефти осуществляется механизированным способом. С помощью установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) - 87% от общей добычи, с помощью штанговых глубинных насосов - 12%. Это, безусловно, благоприятная тенденция, т.к. УЭЦН имеют ряд технических преимуществ, например, возможность более простого обслуживания установки, небольшие её размеры и продолжительный межремонтный срок. В НГДУ «Повхнефтегаз» ведётся постоянная работа по внедрению в производство передового опыта, новейших достижений науки и техники, рационализаторских предложений работников предприятия.

Характеристики производственной и ресурсной базы позволяют НГДУ «Повхнефтегаз» руководствоваться стратегией максимального использования выгод от работы в традиционном районе нефтедобычи. Это существенно снижает затраты на освоение месторождений и себестоимость добываемого сырья за счет использования готовой транспортной, энергетической и социальной инфраструктур, а также возможности привлекать подготовленный высококвалифицированный персонал.

Главной задачей НГДУ «Повхнефтегаз» является добыча нефти и газа, выполнение работ и услуг в целях удовлетворения потребностей и получения прибыли. Производственная структура НГДУ характеризуется специализацией, отделением основного производства от вспомогательного. В качестве основного производства выделены цеха по добычи нефти и газа (ЦДНГ). Вспомогательные производства, связанные с обслуживанием скважин, объединены в базу производственного обслуживания (БПО).

Одним из способов увеличения добычи нефти является повышение

производительности труда прежде всего персонала основного производства, непосредственно занятого извлечением нефти. Одной из предпосылок повышения производительности труда является совершенствование оплаты труда на основе оценки персонала.

Инструктаж работников по безопасному ведению работ.

Целью инструктажа по охране труда является сообщение работникам знаний, необходимых для правильного и безопасного ведения работ, входящих в круг их непосредственных обязанностей.

Инструктажи рабочих и служащих по характеру и времени проведения подразделяются на вводный инструктаж и инструктаж на рабочем месте. Инструктаж на рабочем месте, в свою очередь, подразделяется на первичный, повторный, внеплановый, целевой.

Вводный инструктаж.

1. Вводный инструктаж по безопасности труда проводят со всеми вновь принимаемыми на работу, независимо от их образования, стажа работы по данной профессии или должности, с временными работниками, командированными, учащимися и студентами, прибывшими на производственное обучение или практику.

2. Вводный инструктаж по безопасному ведению работ проводится с целью ознакомления работников с общими правилами и нормами безопасности, основными положениями трудового законодательства, правилами внутреннего трудового распорядка, правилами поведения на территории управления, характеристиками основных и вредных производственных факторов и другими вопросами.

3. Вводный инструктаж проводится в методическом кабинете управления инженером отдела охраны труда со всеми вновь принятыми на работу без исключения, в том числе с временными работниками, командированными, студентами, прибывшими на производственную практику.

4. Вводный инструктаж проводится, по программе, разработанной работниками отдела охраны труда, отдела кадров, отдела организации труда и заработной платы, юристом. Программа утверждается начальником управления по согласованию с первичной профсоюзной организацией. В программу вводного инструктажа включаются вопросы пожарной безопасности. Для повышения эффективности инструктажа и большей информативности излагаемого материала рекомендуется составлять в соответствии с программой текст вводного инструктажа для его озвучивания.

5. Вводный инструктаж проводится в полном объеме как для группы рабочих однородной профессии, так и для отдельных рабочих и служащих разных специальностей и должностей. Продолжительность инструктажа должна быть не менее двух часов. Время проведения вводного инструктажа (дни, часы) конкретно устанавливается в соответствии с действующим в управлении регламентом работы.

6. Результаты проведения вводного инструктажа фиксируются в специальном прошнурованном, пронумерованном, скрепленном печатью и подписью руководителя службы охраны труда «Журнале регистрации вводного инструктажа» с обязательной подписью инструктируемого и инструктирующего, а также в документе о приеме на работу.

После прохождения вводного инструктажа работники направляются на работу в цех, на участок для прохождения инструктажа на рабочем месте.

Инструктаж: на рабочем месте.

Инструктаж на рабочем месте до начала производственной деятельности проводится:

- со всеми рабочими и служащими, принятыми на работу или переводимыми (независимо от срока перевода) из одного подразделения (цеха) в другое, с одной работы на другую или другой участок с иным характером работы (при изменении производственных условий);

- с работниками, командированными для работы в данном управлении;

- с учащимися и студентами, прибывшими на производственную практику. Инструктаж на рабочем месте подразделяется на первичный, повторный, внеплановый, целевой.

Противопожарные мероприятия.

Опасность возникновения пожаров на предприятиях нефтяной и газовой промышленности определяется, прежде всего, физико-химическими свойствами нефти, газоконденсата, нефтяного и природного газа, который добывается и транспортируется, и используется в процессе производства. Степень пожарной опасности зависит также от особенностей технологического процесса производства. Для предприятий нефтяной и газовой промышленности характерно наличие большого объема нефти, нефтепродуктов и др. горючих жидкостей, их паров и горючих газов в технологической аппаратуре; применение высоких давлений в аппаратах, оборудовании и системе трубопроводов; применение высоких рабочих температур и открытого огня с огнеопасными веществами. Причинами возгорания могут быть также:

- пропуски дизельного топлива из топливной линии, разливы нефтепродуктов и горючих веществ;

- нарушение герметичности выхлопных коллекторов двигателей, касание их к сгораемым конструкциям;

- неисправность искрогасителей;

- применение открытого огня, курение, проведение электрогазосварочных работ вблизи мест хранения горюче-смазочных материалов, сгораемых конструкций и горючих веществ;

- неисправности в электрооборудовании, вызывающие искрение, короткое замыкание, нагрев продуктов;

- прокладка силовой и осветительной сети с нарушением правил непосредственно по сгораемым конструкциям и по местам, где возможно соприкосновение с горюче-смазочными материалами;

- перегрузка электропровода;

- неисправность оборудования или некачественный его ремонт;

- атмосферное электричество;

- нарушение противопожарного режима, производственной и трудовой дисциплины.

Организационно-технические мероприятия по пожарной безопасности включают:

1. Организация пожарной охраны, организация ведомственных служб ПБ в соответствии с законодательством.

2. Паспортизация веществ, материалов, изделий, технологических процессов, зданий и сооружений объектов в части обеспечения ПБ.

Организацию обучения работающих правилам ПБ на производстве.

Разработка и реализация норм и правил ПБ, инструкций о порядке обращения с пожароопасными веществами и материалами, о соблюдении противопожарного режима и действиях людей при возникновении пожара.

Изготовление и применение средств наглядной агитации по обеспечению ПБ.

Порядок хранения веществ и материалов, тушение которых недопустимо одними и теми же средствами в зависимости от их физико-механических и химических свойств.

Надежно отключать аппаратуру от коммуникаций и полностью удалять из нее огнеопасные продукты при остановках на чистку, профосмотр, ремонт и т.п.

Оборудовать помещения эффективными вентустановками, исключающими возможность образования в них взрывоопасной смеси, а также обеспечить нормальную работу вентиляции в процессе ее эксплуатации.

Предупреждать перегрев подшипников и других трущихся деталей и механизмов путем своевременной и высококачественной их смазки, контроля за температурой.

Изолировать огнедействующие производственные установки и отопительные приборы от сгораемых конструкций и материалов, а также соблюдать режим их эксплуатации.

Создавать условия, обеспечивающие ПБ при проведении огневых работ.

Правильно выбирать электрооборудование и способы его монтажа с учетом характера окружающей среды, обеспечивать исправность защитных аппаратов и устройств, плотность соединений проводов пайкой, спецнаконечниками. Осуществлять постоянный контроль за эксплуатацией электроустановок силами электротехнического персонала.

Изолировать самовозгорающиеся вещества от других веществ и материалов, выполнять правила безопасного их хранения и систематически контролировать состояние этих веществ.

Предупреждать появление искровых разрядов статического электричества и вторичных проявлений атмосферного электричества при обработке пылей, газов и жидкостей, склонных к электризации.

Улавливать огнеопасные производственные отходы, собирать промасленные обтирочные материалы и удалять их в специально отведенные места.

Устраивать места для курения с соответствующим оборудованием их и т.п.

Меры оказания первой помощи

Первая помощь - это комплекс мероприятий, направленных на восстановление или сохранение жизни и здоровья пострадавшего. Ее должен оказывать тот, кто находится рядом с пострадавшим, или сам пострадавший до прибытия медицинского работника.

От того, насколько умело и быстро оказана первая помощь, зависит жизнь пострадавшего и, как правило, успех последующего лечения. Поэтому каждый должен знать, как оказывать первую помощь, и уметь оказать ее пострадавшему и себе.

Для того чтобы первая помощь была своевременной и эффективной, на производственных участках находятся аптечки с набором необходимых медикаментов и медицинских средств для оказания первой помощи, обозначенные условными знаками (красный крест).

Оказывающий помощь должен знать основные признаки нарушения жизненно важных функций организма человека, а также уметь освободить пострадавшего от действия опасных и вредных факторов, оценить состояние пострадавшего, определить последовательность применяемых приемов первой помощи, при необходимости использовать подручные средства при оказании помощи и транспортировке пострадавшего.

Последовательность действий при оказании первой помощи пострадавшему заключается в следующем:

- устранение воздействия на организм пострадавшего опасных и вредных факторов (освобождения его от действия электрического тока, вынос из зараженной атмосферы, гашение горящей одежды, извлечение из воды и т.д.);

- оценка состояния пострадавшего;

- определение характера травмы, создающей наибольшую угрозу для жизни пострадавшего, и последовательности действий по его спасению;

- выполнение необходимых мероприятий по спасению пострадавшего в порядке срочности (восстановление проходимости дыхательных путей; проведение искусственного дыхания, наружного массажа сердца; остановка кровотечения; иммобилизация места перелома; наложение повязки и т.п.);

- вызов скорой медицинской помощи или врача либо принятие мер для транспортировки пострадавшего в ближайшее лечебное учреждение.

В случае невозможности вызова медицинского персонала на место происшествия необходимо обеспечить транспортировку пострадавшего в ближайшее лечебное учреждение. Перевозить пострадавшего можно только при устойчивом дыхании и пульсе.

В том случае, когда состояние пострадавшего не позволяет его транспортировать, необходимо поддерживать его основные жизненные функции до прибытия медицинского работника.

2. Бурение нефтяных и газовых скважин. Безамбарное бурение_, система контроля технологических параметров бурения. Конструкция скважин.

Скважиной называют вертикальную или наклонную горную выработку с круглым поперечным сечением диаметром порядка нескольких сантиметров и глубиной до нескольких километров. Дно скважины называют забоем, боковую поверхность - стволом, а выход на поверхность - устьем.

Рисунок 1. Конструкция скважины

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III^: промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна

При бурении и эксплуатации скважины ее стенки должны быть надёжно укреплены для исключения их обвалов. Все пласты, через которые пробурена скважина, должны быть разобщены друг от друга. Для этого в скважину спускают металлические обсадные трубы, а пространство между ними и горной породой заполняют жидким цементным раствором, который, застывая, образует кольцо цементного камня.

В зоне расположения продуктивного пласта в колонне обсадных труб и цементном камне создают ряд отверстий, соединяющих пласт с внутренней полостью обсадных труб. Полученный после выполнения всех этих работ вертикальный или наклонный канал, соединяющий продуктивный пласт с трубопроводами, расположенными на поверхности земли, и является скважиной.

Способы бурения скважин

Буровая скважина создается путем последовательного разрушения горных пород и выноса обломков их на поверхность. Породоразрушающим инструментом при этом является долото. В настоящее время существуют два способа бурения: ударный и вращательный.

Вращательный способ бурения - при этом способе горные породы разрушаются в результате непрерывного вращения долота.

В зависимости от вида механизма, приводящего во вращательное движение долото различают следующие способы бурения: роторный, турбинный и электробурение.

Роторное бурение - долото приводится в движение от вращательного механизма - ротора, установленного на дневной поверхности.

Турбинное бурение - долото приводится в движение с помощью гидравлической турбины (турбобура), установленного над долотом. Вращение ротора турбобура происходит за счет энергии бурового раствора, движущегося по колонне буровой трубы в направлении к долоту.

Электробурение - долото приводится в движение с помощью погружного электродвигателя (электробура), установленного над долотом. Бурильный инструмент не вращается. Питание электробура током осуществляется с поверхности через кабель, секции которого укреплены внутри буровой колонны.

Бурение с использованием винтового забойного двигателя - винтовой забойный двигатель состоит из статора, к внутренней поверхности которого привулканизирована резиновая прокладка с десятью винтовыми профилированными зубьями, и эксцентрично расположенного винтового ротора с девятью профилированными зубьями. Следовательно, статор и ротор представляют собой пару с винтовым зубчатым зацеплением.

При движении бурового раствора ротор совершает планетарное движение, перекатываясь по зубьям статора. Ось ротора при этом движется по окружности с диаметром, равным двойному эксцентриситету.

Схема 1. Цикл строительства скважин

Комплекс работ, начиная с подготовки площадки под буровую и кончая демонтажем бурового оборудования, перевозкой его на новую точку и рекультивацией земельных угодий, называют циклом строительства скважин. Все виды работ, входящих в цикл строительства скважин группируются в следующие этапы:

1. Подготовительные работы к монтажу БО (планирование площадкипод буровую, устройство подъездных дорог, прокладка водопровода, подводэлектролиний и т.д.).

2. Монтаж БО (устройство фундаментов и установка блоков оборудования на них, обвязка оборудования, укрытие вышки и оборудования, установка емкостей и бытовых блоков).

3.Подготовительные работы к бурению скважины (установка направления, оснастка тал. Системы, бурение под шурф и установка в нем трубы.

4. Монтаж и опробование приспособлений малой механизации, присоединение бурового шланга к вертлюгу и стояку, подвешивание машинных ключей, центрирование вышки).

5. Бурение скважины, крепление ее стенок обсадными колоннами, разобщение пластов.

6. Вторичное вскрытие продуктивного пласта, испытание, освоение и сдача скважины в эксплуатацию.

7. Демонтаж бурового оборудования.

8. Перевозка оборудования на новую точку.

Наиболее распространена такая форма организации труда, когда все работы по этапам 1, 2, 3, 6 и 7 выполняет комплексная вышкомонтажная бригада, по этапу 4 - буровая бригада и по этапу 5 - бригада по испытанию и освоению.

Бурильная колонна

Бурильная колонна соединяет долото (забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом) и состоит из свинченных друг с другом ведущей трубы. Бурильная колонна предназначена для передачи вращения от ротора к долоту, подвода промывочной жидкости к турбобуру при турбинном бурении, к забою скважины при всех способах бурения, восприятия реактивного момента забойного двигателя, монтажа отдельных секций токопровода при бурении с электробуром, создания нагрузки на долото, подъема и спуска долота, забойного двигателя, проведения вспомогательных работ.

Условия работы бурильной колонны при роторном способе и при бурении с забойными двигателями различны. При роторном способе бурильная колонна, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на забой, испытывает целый ряд нагрузок. В результате часто случаются аварии с бурильными трубами, бурильными замками и другими элементами бурильных колонн.

При бурении скважины с «забойным двигателем условия работы бурильной колонны значительно облегчаются, она в этом случае не вращается. Таким образом, бурение с забойным двигателем в значительной степени снизило требования к бурильной колонне. Стало возможным применять для бурильной колонны трубы с меньшей толщиной стенок, что сократило расход металла, а следовательно, уменьшило ее стоимость. Число аварий с бурильной колонной при любых условиях ее работы с забойным двигателем всегда меньше, чем при роторном бурении.

Промывка скважин и буровые растворы.

При бурении скважин вращательным способом буровой раствор должен выполнять следующие функции:

очищать забой скважины от вырубленной породы и выносить ее на поверхность;

1) удерживать вырубленные частицы породы во взвешенном состоянии при прекращении промывки;

2) создавать противодавление на стенку скважины, а следовательно, предотвращать обвалы пород и проникновение в скважину газа, нефти и воды из разбуриваемых пластов;

3) глинизировать стенку скважины;

4) охлаждать долото, забойный двигатель и бурильную колонну;

5) смазывать трущиеся детали долота, забойного двигателя;

6) передавать энергию турбобуру, винтовому двигателю;

7) защищать буровое оборудование и бурильную колонну от коррозии.

При выполнении всех перечисленных функций буровой раствор должен быть инертным к воздействию температур, минерализованных пластовых вод и обломков выбуренных пород. Свойства бурового раствора контролируют измерением плотности и условной вязкости сразу же после отбора пробы раствора непосредственно на буровой. Остальные показатели измеряют в лаборатории.

Буровые установки

Скважины бурят в разнообразных геологических и климатических условиях глубиной от нескольких сот до нескольких тысяч метров. Основные параметры БУ - допускаемая нагрузка на крюке и условная глубина бурения.

Первый параметр характеризует возможность буровой установки воспринимать все виды вертикальных нагрузок от веса бурильной, обсадной колонн и нагрузок, возникающих при ликвидации аварий и осложнений в скважине.

Второй параметр условный, так как предельная глубина бурения с помощью данной установки может увеличиваться или уменьшаться в связи с возможным изменением конструкции скважины, определяющей вес бурильных и обсадных колонн.

Бурильная установка любого класса состоит из следующего оборудования:

комплекта спуско-подъемного оборудования (вышка, лебедка и т.д.);

оборудования для вращения буровой колонны (ротор, вертлюг);

комплекта оборудования и емкостей для промывки скважины (буровые насосы, блок очистки);

блока приготовления промывочной жидкости;

- вспомогательного оборудования (крана для погрузки, труб на стеллажах, вспомогательной лебедки, бытовых помещений, запасных емкостей);

Некоторые БУ укомплектованы крупными блоками (вышечным, лебедочным, силовым, насосным и т.д.), что позволяет осуществлять крупноблочный монтаж и демонтаж оборудования и быструю перевозку блоков на новую площадку транспортными средствами.

Рисунок 2. Размещение оборудования

1 - буровая вышка; 2 - лебедка; 3 - ротор; 4 - бурильные трубы; 5 - стеллажи; 6 - инструментальная площадка; 7 - площадка отработанных долот; 8 - хозяйственная будка; 9 - площадка глинохозяйства; 10 - площадка ловильного инструмента; 11 - площадка горюче-смазочных материалов; 12 - приемные мостки; 13 - верстак слесаря; 14 - стеллаж легкого инструмента; 15 - очистная система; 16 - запасные емкости; 17 - глиномешалка; 18 - силовой привод; 19 - насосы.



3. Освоение скважин. Технология освоения скважин е применением струйных насосов пенных систем

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию - вызов притока жидкости из пласта.

Часто скважины осваиваются при помощи сжатого воздуха (или газа). При этом в межтрубное пространство компрессором нагнетается сжатый воздух, вытесняющий жидкость в насосно-компрессорные трубы. В этом случае трубы спускают не до фильтра, а только до глубины, с которой давлением, создаваемым компрессором, можно продавить 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 забой 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 песчаных пробок, прихвату насосно-компрессорных труб и т.д.

При освоении скважин поршневанием в спущенные до фильтра насосно-компрессорные трубы спускают на стальном канате поршень или, как его иначе называют, сваб, имеющий клапан, открывающийся вверх. Поршень свободно погружается в жидкость, при подъеме же его наверх клапан закрывается, и весь столб 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 на фонтанных скважинах должен производиться при собранной фонтанной арматуре.

Освоение скважин, вскрывших пласт с низким давлением, начинают с промывки забоя водным раствором специальных химических реагентов или нефтью. Не рекомендуется промывать забой чистой технической водой, так как в этом случае вода чрезвычайно вредно действует на коллектор и затрудняет получение притока. Затем приступают к возбуждению пласта тартанием 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 эксплуатационной скважины на приток, независимо от полученных результатов, скважина передается промыслу для эксплуатации или для проведения дополнительных работ по ее освоению. Передача оформляется соответствующим актом.

Струйные насосы

Струйно-насосная установка представляет собой насосную систему механизированной добычи нефти, состоящую из устьевого наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование включает сепаратор, силовой насос, устьевую арматуру, КИП; погружное оборудование - струйный насос с посадочным узлом (рисунок ниже).

Струйные насосы отличаются отсутствием подвижных частей, компактностью, высокой прочностью, устойчивостью к коррозии и абразивному износу, дешевизной. КПД струйной установки приближается к КПД других гидравлических насосных систем. Рабочие характеристики струйного насоса близки к характеристикам электропогружного насоса. Струйный насос приводится в действие под влиянием напора рабочей жидкости (лучше нефти или воды), нагнетаемой в НКТ 1, соединенные с соплом 2. При прохождении узкого сечения сопла струя перед диффузором 4 приобретает большую скорость и поэтому в каналах 3 снижается давление. Эти каналы соединены через полость насоса 5 с подпакерным пространством 6 и пластом, откуда пластовая жидкость всасывается в насос и смешивается в камере смешения с рабочей. Смесь жидкостей далее движется по кольцевому пространству насоса и поднимается на поверхность по межтрубному пространству (насос спускают на двух концентрических рядах труб) под давлением нагнетаемой в НКТ рабочей жидкости. Насос может откачивать высоковязкие жидкости и эксплуатироваться в сложнейших условиях (высокие температуры пластовой жидкости, содержание значительного количества свободного газа и песка в продукции и т.д.).

4. Фонтанная эксплуатация, артезианское и газлифтное фонтанирование. НКТ, типы труб и расчет колонны. Устьевое оборудование. Технологические режимы работы

Процесс добычи нефти включает перемещение флюидов (нефти, газа и воды) в пласте к забоям добывающих скважин, подъем добываемой нефти с забоев на поверхность и промысловый сбор продукции скважин. Подъем нефти в стволе скважины называется способом эксплуатации.

Устьевое оборудование. НКТ, типы труб.

Скважина считается фонтанирующей, если пластовая энергия обеспечивает подъем жидкости (газа) до устья скважины, и остается запас давления, необходимый для транспортировки нефти до пункта сбора.

Для эксплуатации фонтанных нефтяных и газовых скважин используется наземное и скважинное оборудование, обеспечивающее отбор продукции в установленном режиме, проведение требуемых технологических операций в процессе эксплуатации, предупреждающее возникновение открытых фонтанов и загрязнение окружающей среды.

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их работы, а также для проведения различных технологических операций. Арматура включает трубную головку и фонтанную елку, состоящую из набора тройников. Крестовин, переводников, запорных и регулирующих устройств.

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов НКТ, их герметизации и выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Подвеска колонн НКТ осуществляется на резьбе или на муфтах.

Фонтанная елка предназначена для направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования режима эксплуатации, установки лубрикатора, замера давления и температуры потока, а также для проведения некоторых технологических операций.

Для эксплуатации нефтяных и газовых скважин применяются стальные бесшовные насосно-компресорные трубы различных групп прочности. В фонтанных скважинах колонну НКТ обычно спускают до верхних отверстий перфорации. При этом обеспечиваются наиболее высокие скорости движения жидкости в нижней части подъемника, что способствует более полному выносу механических примесей и предотвращению образования водяных подушек на забое при эксплуатации обводненных скважин. Кроме ТОО, имеется возможность подкачки жидкости с поверхности при образовании песчаных пробок на забое.

Устье насосных скважин оснащается специальным оборудованием, которое состоит из планшайбы и тройника-сальника. Оборудование предназначено для подвески насосных труб, направления продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья скважины. В связи с применением напорных систем сбора нефти и газа широкое распространение получили сальники, работающие при повышенных давлениях.

5. Газлифтная эксплуатация скважин

Если скважина не фонтанирует, то ее переводят в механизированную добычу. В нефонтанирующей скважине нефть не доходит до устья скважины, а останавливается на определенном уровне, который называется статическим уровнем. Если в скважину опустить какой-либо механизм для добычи, то при ее работе уровень жидкости будет понижаться до определенной величины, называемой динамическим уровнем. Газлифтный метод основан на вытеснение нефти газом, нагнетаемом в скважине от постороннего источника, давление нагнетательного газа 110-150 атм. В качестве газа используется попутный газ-газ добываемый вместе с нефтью (компрессорный газ лифт). Для обеспечения непрерывной работы газлифта, НКТ опускают под динамический уровень.

При газлифтном способе эксплуатации газ, поступающий с поверхности или из газового пласта в разрезе той же скважины, вводится в поток пластовой жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси уменьшается, и давление на забое нефтяного пласта оказывается достаточным не только для обеспечения из скважины заданного отбора, но и для создания на устье необходимого напора для транспортировки продукции до сборного пункта.

Газлифтный способ эксплуатации обладает рядом преимуществ перед другими механизированными способами, основными из которых являются: простота оборудования и обслуживания, более высокий коэффициент эксплуатации, возможность эксплуатировать скважины, продукция которых содержит большое количество газа и песка. Но способ чаще всего требует значительных капиталовложений, поэтому применяется на крупных месторождениях с высокими пластовыми давлениями и с высокими коэффициентами продуктивности скважин.

нефтяной бурение скважина ремонт оборудование

6. УЭЦН отечественного и зарубежного производства. Эксплуатация насосов в осложненных условиях

Установка погружного центробежного электронасоса для добычи нефти (УЭЦН) состоит из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой и насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления или комплектного устройства.

Приводом погружных центробежных насосов служат маслонаполненные погружные асинхронные электродвигатели трехфазного переменного тока с коротко замкнутым ротором вертикального исполнения. Для обеспечения подачи оптимального напряжения на электродвигатель применяются трансформаторы с масляным охлаждением, предназначенные для установки на открытом воздухе.

Область применения УЭЦН - это высокодебитные обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 10-1300 м³/суток и высотой подъема 500-2000 м. Межремонтный период УЭЦН составляет до 320 суток и более.

Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении типов УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки продукции нефтяных скважин, содержащих нефть, воду, газ и механические примеси.

Установки типа УЭЦНМ имеют обычное исполнение, а типа УЭЦНМК - коррозионностойкое.

Установка (рисунок ниже) состоит из погружного насосного агрегата, кабельной линии, спускаемой в скважину на насосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторной подстанции).

Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны.

В зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы - 5; 5А и 6:

- установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют в скважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121,7 мм;

- установки группы 5А поперечным габаритом 124 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 130 мм;

- установки группы 6 поперечным габаритом 140,5 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 148,3 мм.

Условия применимости УЭЦН по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей не более 0,5 г/л, свободного газа на приеме насоса не более 25%; сероводорода не более 1.25 г/л; воды не более 99%; водородный показатель (рН) пластовой воды в пределах 6-8,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не более +90°С (специального теплостойкого исполнения до + 140°С).

Пример шифра установок - УЭЦНМК5-125-1300 означает: УЭЦНМК -установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 - группа насоса; 125 - подача, м³/сут; 1300 - развиваемый напор, м вод. ст.

7. Штанговые глубинно насосные установки. Схемы ШСНУ

Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин - от десятков килограмм в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200 - 3400 м.

Электродвигатель через клиноременную передачу и редуктор придает двум массивным кривошипам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам и через них плунжеру ШСН.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, Находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШСНУ- поршневой насос одинарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг-двойного действия.

Жидкость из НКТ вытесняется через тройник в нефтесборный трубопровод. ШСНУ включает:

а) наземное оборудование - станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Рисунок 3. Штанговая насосная установка