Общие сведения о Четырманском месторождении
СОДЕРЖАНИЕ.
1.Введение.
2.Общие сведения о Четырманском месторождении.
3. Установка для бурения скважины.
4.Породоразрушающий инструмент для сплошного бурения скважины.
5.Элементы бурильной колонны.
6.Конструкция скважины.
7.Структурная карта месторождения.
8.Система разработки залежи.
9.Схема оборудования фонтанной скважины.
10.Схема оборудования газлифтной скважины.
11.Схема установки скважинного штангового насоса.
12.Скважинные штанговые насосы, их элементы.
13.Резьбовые соединения НКТ и насосных штанг.
14.Схема установки погружного электроцентробежного насоса.
15.Схема установки электродиафрагменного насоса.
16.Схема процесса солянокислотной обработки ПЗП.
17.Схема процесса ГРП.
18.Схема установки для ПРС.
19.Инструменты и механизмы для СПО при ПРС.
20.Инструменты для ловильных работ при КРС.
21.Схема оборудования нагнетательной скважины.
22.Схема сбора и транспорта скважинной продукции.
23.Основные сведения об автоматическом контроле технологических параметров добычи нефти и газа.
24.Тхнические средства для измерения давления, температуры, расхода уровня нефти.
25.Приборы для исследования нефтяных скважин.
26.Станции управления электродвигателями нефтяных скважин.
27.Нефтегазосепараторы.
28.Обеспечение требований охраны труда в организации при обслуживании эксплуатационных скважин.
29. Структура нефтегазодобывающей организации.
30.Профили месторождения.
31.Список литературы.
ВВЕДЕНИЕ.
Я, Хакимов Булат Салаватович, студент НФ УдГУ проходил первую учебную практику в ООО «Башнефть-Добыча», НГДУ «Арланнефть» ЦДНГ № 3. С 26.06.17 по 08.07.17г.
В качестве оператора по добыче нефти и газа 5 разряда.
Моя работа заключалась в следующем:
- обход по маршрутам бригады №1;
- работа с вахтовым журналом;
- отбор анализа ГВС в воздухе рабочей зоны;
- слежение за работой СК;
- слежение за давлением на устье нагнетательных и эксплуатационных скважин;
- отбор проб нефти;
- замер дебитов жидкости;
- опрессовка скважин;
- заливка реагентов в затрубное пространство;
- запуск и принятие торпед по нефтепроводу в КПШ;
- замена ремней и сальников;
- покраска выкидных линий;
- уборка куста.
- промывка скважин ЦА-320;
- сдача и прием скважин после КРС, ПРС
В ходе учебно-ознакомительной практики произошло ознакомление с процессами, оборудованием для добычи нефти и газа и принципами его функционирования и обустройством нефтяного месторождения. Также закреплены знания, полученные в курсе "Основы нефтегазопромыслового дела".
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЧЕТЫРМАНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Геологический разрез Четырманского месторождения представлен типичным разрезом платформенной части Башкирии. На описываемой территории он представлен отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной девонской систем и додевонским (бавлинским) комплексом осадков.
В региональном тектоническом плане Четырманское месторождение приурочено к северо-западному погружению Башкирского свода.
На Четырманском месторождении промышленно нефтеносными являются: пласт Скш каширского горизонта; пласты Св1 и Св2 верейского горизонта; пласт Сбш башкирского яруса; пласты CII, CIV0, CIV, CV, CVI0.1, CVI0.2, CVI0.3 тульского горизонта; пласты CVI.1, CVI.2 бобриковского и радаевского горизонтов; пачка СТ турнейского яруса; пачки Dфмс, Dфмн фаменского яруса; пласты Dкн1, Dкн2 кыновского горизонта; пласт DI пашийского горизонта и пласт DII муллинского горизонта. С целью детального изучения разреза продуктивных пластов построены схематические геологические профили отложений среднего и нижнего карбона, турнейского и фаменского ярусов и девона (приложения 2.2 – 2.15).
Всего на Четырманском месторождении пробурено 769 скважин. Со времени последнего подсчета (1990 г.) было пробурено 35 скважин и один боковой ствол, из них 30, давших нефть, 2 – нагнетательные, 3 – водозаборные. Бурение новых скважин позволило уточнить геологическую характеристику месторождения.
ЭЛЕМЕНТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ.
Бурильная колонна (Рис.7) соединяет долото (забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом) и состоит из ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных бурильных труб (УБТ) 13. Верхняя часть бурильной колонны, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу при помощи верхнего переводника 3 ведущей трубы и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника 5 ведущей трубы, предохранительного переводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются при помощи бурильных замков, состоящих из двух деталей (муфты бурильного замка 7 и ниппеля бурильного замка 9), или при помощи соединительных муфт 10. УБТ 12 и 13 непосредственно свинчиваются без применения каких-либо соединительных элементов. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя УБТ 13 с помощью переводника 14 присоединяется к долоту (при роторном бурении) или забойному двигателю с долотом (при турбинном бурении и при бурении с электробуром).
Бурильная колонна применяются для передачи вращения долоту при роторном бурении, подачи промывочной жидкости к турбобуру при турбинном бурении, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора на забой скважины для охлаждения долота, для подъема на поверхность разрушенной горной породы, подъема и спуска долота, турбобура, электробура, грунтоноски и т.д.
Ведущая труба состоит из квадратной толстостенной штанги с прошитым или просверленным каналом, верхнего переводника ведущей трубы для соединения с вертлюгом и нижнего переводника ведущей трубы. Вращающий момент от ротора передается ведущей бурильной трубе (бурильной колонне) через вкладыши, вставляемые в ротор.
 |
Бурильные трубы выпускаются следующих конструкций: а) с высаженными внутрь концами (рис.7, а); б) с высаженными наружу концами (рис.7, б); в) с приваренными соединительными концами.
а б
Рис. 7. Бурильная колонна:
1-верхний переводник ведущей трубы; 2-переводник вертлюга; 3-переводник; 4-ведущая труба; 5-ниж-ний переводник ведущей трубы; 6-предохранительный переводник; 7-муфта бурильного замка; 8-бурильные трубы; 9-ниппель бурильного замка; 10-соединительные муфты; 11-переводник; 12, 13-утяжеленные бурильные трубы; 14-переводник.
Для соединения бурильных труб применяют различные замки (ЗШ, ЗН, ЗУ). Применение бурильных замков для соединения бурильных труб не только ускоряет спускоподъемные операции, но и предотвращает преждевременный износ бурильных труб: при наличии замкового соединения ключами захватываются не бурильные трубы, а ниппель и муфта замка.
Утяжеленные бурильные трубы устанавливаются над долотом (турбобуром, электробуром) в целях увеличения жесткости нижней части бурильной колонны. Применение УБТ позволяет создавать нагрузку на забой коротким комплектом соединенных между собой толстостенных труб, что улучшает условия работы бурильной колонны.
Изготовляются УБТ двух типов: гладкие по всей длине и с конусной проточкой для лучшего захвата их клиньями во время спуска и подъема бурильной колонны. Комплект утяжеленных труб имеет одну наддолотную трубу, имеющую на обоих концах внутреннюю замковую резьбу, и несколько промежуточных труб, снабженных на верхнем конце внутренней, а на нижнем - наружной замковой резьбой.
Переводники служат для соединения элементов бурильной колонны, имеющих различные типы и размеры резьб.
Увеличение глубин скважин заставило изыскивать пути уменьшения веса бурильной колонны. Стальные бурильные трубы стали заменять бурильными трубами из алюминиевых сплавов.
КОНСТРУКЦИЯ СУВАЖИНЫ.
Скважина–это горная выработка (вертикальная или наклонная) круглого сечения, глубиной от нескольких метров до нескольких километров, различного диаметра, сооружаемая в толще земной коры. Верхняя часть скважины называется устьем, нижняя – забоем, а боковая поверхность – стволом скважины. Расстояние от устья скважины до забоя по оси ствола скважины называется длиной скважины. Проекция длины на вертикальную ось называется глубиной скважины.
Скважины бывают: нефтяные, газовые, газоконденсатные, нагнетательные, наблюдательные, оценочные и т.д. Конструкция скважин должна отвечать следующим требованиям:
1. Обеспечивать механическую устойчивость стенок ствола скважины надежное разобщение всех (нефть, газ, вода) пластов друг от друга, свободный доступ к забою скважин спускаемого оборудования, недопущение обрушения горных пород в стволе скважины.
2. Эффективную и надежную связь забоя скважины с продуктивным пластом.
3. Возможность герметизации устья скважины и обеспечение направления извлекаемой продукции в систему сбора, подготовки и транспорта нефти и газа или нагнетания в пласт агента воздействия.
4. Возможность проведения в скважинах исследовательских работ, а так же различных геолого-технических и ремонтно-профилактических работ.
Устойчивость стенок ствола скважины и разобщение пластов друг от друга достигается за счет бурения и спуска в скважину нескольких труб, называемых обсадными. Вначале скважина бурится на глубину 50-100 метров, в нее спускается стальная труба d = 500 мм и более - направление. Пространство между наружной стенкой трубы и стенкой скважины заполняется специальным тампонажным цементным раствором под давлением с целью недопущения обвала верхних пород и перетоков между верхними пластами.
Затем скважина бурится меньшим диаметром долота на глубину 500-600 м, в нее спускается труба диаметром 249 - 273мм и цементируется, как и направление, до устья. Эта колонна труб называется кондуктором и предназначена для предотвращения размыва верхних пластов, а также для создания канала для бурового глинистого раствора. После этого скважина бурится до проектного забоя. В нее спускается эксплуатационная колонна (стальная труба диаметром 146 -168 мм), а пространство между трубой и породой под давлением заполняется цементным раствором до устья. Объем цементного раствора и давление его закачки определяется расчетом.
После затвердения цементного раствора (обычно 48 часов) в межтрубном пространстве между наружной стенкой трубы и породой образуется цементный камень, который разобщает
пласты между собой.
|
В зависимости от характеристики залежи, ее пластового давления, геологического разреза и др. конструкция скважин может быть одноколонной или многоколонной (двух или трех). Последняя колонна называется эксплуатационной.
После завершения бурения, спуска эксплуатационной колонны, ее цементации в скважине в интервале нефтяного или газового пласта делаются сквозные отверстия через стальную трубу и цементный камень с помощью специальных перфораторов. После этого скважина осваивается и вводится в эксплуатацию.
Скважина может быть с закрытым или открытым забоем. Открытый забой используется, когда продуктивный пласт сложен из плотных пород – карбонатных, известковых или плотных песчаников. При открытом забое скважина бурится до кровли продуктивного пласта, спускается эксплуатационная колонна и цементируется. Затем долотом меньшего диаметра через эксплуатационную колонну вскрывают продуктивный пласт. При этом не требуется перфорация, т.к. продуктивный пласт не перекрывается металлической трубой.
Если продуктивный пласт состоит из неустойчивых и слабосцементированных песчаников или известняков, то забой скважины оборудуется закрытым. При этом скважина бурится до проектной глубины (ниже на 15-20 м подошвы продуктивного пласта создается зумпф), в нее спускается эксплуатационная колонна, которая цементируется, а затем делается перфорация продуктивных участков пласта для сообщения пласта с забоем скважины.
Если пласт представлен слабосцементированными песчаниками или алевролитами, то продуктивный пласт можно вскрывать при открытом забое с последующим спуском фильтра-хвостовика. Фильтр представляется в виде отверстий в эксплуатационной колонне в интервале продуктивного пласта. В зависимости от назначения скважины бывают: опорные, параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, контрольные (наблюдательные) и оценочные.
СИСТЕМА РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ.
Под системой разработки нефтяной залежи подразумевается последовательность её эксплуатационного разбуривания в совокупности с методами воздействия на залежь.
Системы разработки, основанные на размещении скважин по равномерной сеткеприменяютпри: 1) разработке залежей любых типов, приуроченных к пластам, неоднородным по своим литолого-физическим свойствам и с низкой проницаемостью (особенно в приконтурных областях), в процессе эксплуатации которых проявляется режим растворённого газа;
2) При разработке залежей массивного типа, подстилаемых по всей площади подошвенной водой.
Сетки по форме подразделяются на треугольные и квадратные. При треугольной сетке площадь дренируется более полно (91% площади), чем при квадратной (79%), но число скважин, приходящихся на единицу площади, увеличивается на 15,4% по сравнению с квадратной.
По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают сплошную и замедленную системы разработки. При сплошной системе все скважины вводятся в эксплуатацию в короткий срок – в течение года. При большем сроке система считается замедленной.
По порядку ввода скважин в эксплуатацию различают системы:
1) сгущающуюся, когда вся площадь вначале покрывается редкой сеткой скважин, а затем в промежутках между первыми скважинами бурят скважины второй очереди;
2) ползущую, когда первые скважины располагаются в одном и том же ряду, а последующие размещаются в определённом направлении, ориентированном по отношению к структурным элементам пласта. Различают следующие ползущие системы:
а) ползущую вниз по падению, когда ряды или группы скважин последовательно наращиваются в направлении падения пласта;
б) ползущую вверх по восстанию, когда ряды или группы скважин последовательно наращиваются в направлении восстания пласта;
в) ползущую по простиранию, когда первая группа скважин накладывается в крест простирания пласта, а дальнейшие группы задаются в направлении простирания пласта.
Фонтанная арматура.
Фонтанная арматура служит для подвески НКТ, герметизации устья скважины, контроля за межтрубным пространством, направления нефти и газа в выкидную линию, проведения геолого-технических операций при эксплуатации скважин, регулирования режима работы скважины, проведения исследований в скважине, создания противодавления на забой и т.д. Фонтанную арматуру собирают из различных тройников, крестовин и арматуры, которые соединяются между собой с помощью болтов. Соединения герметизируют с помощью металлического кольца с овальным поперечным сечением, которое устанавливается в выемке на фланцах, и затем стягивают болтами.
Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространства между НКТ и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных ГТМ.
Фонтанная арматура тройниковая (рис.10) состоит из крестовика 1, тройника 3 и переводной катушки 5. Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным подъемником. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки 4, а второй ряд труб крепится с помощью переводной втулки 2. Если скважина оборудуется одним рядом НКТ, то тройник на арматуре не устанавливается.
Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Фонтанная елка предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважин при необходимости.
Фонтанная елка состоит (рис.10) из тройников 13, задвижек 7, устанавливаемых на выкидных линиях. Буферная задвижка 14 служит для перекрытия и установки лубрикатора, через который в скважину спускаются скребки, различные приборы под давлением, без остановки фонтанной скважины. На буферную задвижку при эксплуатации скважины устанавливают буферную заглушку 9 с манометром 10. Для регулирования режима работы фонтанной елки устанавливают штуцеры 8, которые представляют собой втулки с калиброваными отверстиями от 2 до 20 мм.
Безкомпрессорный газлифт.
При безкомпрессорном газлифте используется нефтяной газ нефтяной залежи или газовые залежи этого месторождения или газопровода с высоким давлением. Широкое применение получил внутрискважинный газлифт, при котором природный газ высокого давления подается непосредственно из пласта к скважине в подъемник.
Регулировка подачи газа осуществляется с помощью внутрискважинных забойных клапанов.
Цилиндры насосов.
Цилиндры глубинных насосов собираются из отдельных коротких чугунных или стальных втулок 2 длиной 300 мм, вставляемых на специальной оправке в кожух 3 и сжатых с торцов муфтами 1 кожуха. Число втулок в насосах НСН-1 от 2 до 7, а в насосах НСВ-1 – от 9 до 27.
Плунжеры.
Плунжеры глубинных насосов изготавливаются из цельнотянутых стальных труб. Длина плунжера 1200 мм, а толщина стенки в зависимости от диаметра от 5 до 9,5 мм. На концах плунжера делается внутренняя резьба для присоединения клапанов, переводников и т.д. Наружная поверхность плунжера тщательно шлифуется, покрывается хромом с целью повышения износостойкости, после чего полируется. Плунжеры изготовляют с гладкой поверхностью, с кольцевыми и винтовыми канавками на внутренней поверхности, а также с резиновыми уплотняющими кольцами.
Рис. 10.3. Плунжеры, применяемые для штанговых глубинных насосов: а – гладкий, б – с кольцевыми канавками, в – с винтовыми канавками, г – типа «пескобрей».
Клапаны.
В глубинных штанговых насосах применяют клапаны шаровой конструкции. Шаровой клапан состоит из шарика и седла шарика, изготавливаемых из легированной стали с последующей термической обработкой для повышения твердости и износостойкости. Шарик должен плотно прилегать к седлу, что достигается притиркой рабочей поверхности седла, которое находится в контакте с шариком.
Рис. 10.4. Клапанные узлы: а - нагнетательный клапан для насосов НСН-1 (43, 55 и 68 мм); б - всасывающий клапан для насосов НСН-1 (43, 55 и 68 мм):1 – клетка клапана, 2 – шарик, 3 – седло клапана, 4 –ниппель или ниппель-конус
Рис. 10.5. Нижний нагнетательный клапан насосов НСН-2 с ловителем для захвата штока всасывающего клапана: 1 – клетка клапана, 2 – шарик , 3 – седло, 4 - корпус ловителя; 5 - ловитель.
НКТ.
 |
НКТ соединяются с помощью резьбы, нарезаемой на их концах, и соединительной муфты. НКТ бывают с гладкими и высаженными (равнопрочными) концами. Трубы с гладкими концами имеют постоянный диаметр по длине и поэтому в местах нарезки под муфтовые соединения несколько ослаблены. Трубы с высаженными наружу концами имеют утолщенные концы в местах нарезки под муфтовые соединения и поэтому повышенную прочность нарезанной части трубы.
Рис. 10. Резьбовые соединения НКТ и муфта.
а – труба с высаженными концами; б – муфта; в – труба гладкая.
Штанги.
Обычные штанги выпускаются четырех номинальных размеров по диаметру тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм. Концы штанги имеют утолщенные головки с квадратным сечением для захвата специальными ключами при свинчивании и развинчивании колонны штанг. На концах головок штанг нарезается резьба, и соединение штанг происходит за счет штанговых соединительных муфт (рис. 10.6).
Рис.10.6. Насосная штанга и соединительная муфта.
Талевая система.
Спускоподъемные операции проводятся с помощью талевой системы, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и талевого каната.
Неподвижные ролики полиспаста, собранные вместе, называются кронблоком(рис32) и устанавливаются на верхней части вышки или мачты. Все ролики кронблока свободно насажены на один вал, укрепленный на раме. Подвижные ролики талевой системы также свободно насажены на одном валу в один узел и называются талевым блоком(рис. 33). Талевый блок висит на стальном канате, который поочередно пропускается через ролики кронблока и талевого блока и обратно в том же порядке. Талевый блок, крюк и
подвешенный на нем груз висят на нескольких струнах каната. Число струн
каната от 2 до 8. Применяемые канаты изготавливают из стальной проволоки с пределом прочности от 140 до 190 кгс/мм, диаметром от 11 до 28 мм.
Штропы эксплуатационные.
Штропы эксплуатационные предназначены для подвешивания элеваторов к крюкам талевых систем в процессе спускоподъемных операций при ремонте нефтяных и газовых скважин. Конструктивно - это замкнутая стальная петля овальной формы, вытянутая по одной оси. Изготавливают их цельнокатаными или сварными.
НЕФТЕГАЗОСЕПАРАТОРЫ.
Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин. На нефтяных месторождениях наиболее распространены горизонтальные сепараторы, которые имеют ряд преимуществ по сравнению с вертикальными.
В настоящее время выпускаются двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и блочные сепарационные установки типа УБС. Наряду с двухфазными сепараторами организовано производство и трехфазных сепараторов, которые помимо отделения газа от нефти служат также для отделения и сброса свободной воды. К трехфазным сепараторам относятся установки типа УПС. Перечисленные сепарационные установки служат в качестве технологического оборудования центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).
В тех случаях, когда на месторождении или группе месторождений пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до ЦПС, применяются сепарационные установки с насосной откачкой или ДНС.
Наибольшее применение нашли сепарационные установки с насосной откачкой типа БН.
Сепараторы типа НГС (рис. 41) широко применяются при обустройстве нефтяных месторождений и предназначаются для отделения газа от продукции нефтяных скважин на пер-вой и последующих ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени.
Рис. 41. Нефтегазовый сепаратор типа НГС: 1-горизонтальная емкость; 2-входной патрубок; 3-распределите-льное устройство; 4, 5-дефлекторы; 6-вертикальный каплеотбойник; 7-патрубок для выхода нефти; 8-горизон-тальный каплеотбойник; 9-диск; 10-патрубок для выхода нефти.
В настоящее время выпускается нормальный ряд сепараторов НГС пропускной способностью по жидкости 2000— 30000 т/сут.
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 6сетчатые 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 2, изменяет свое на-правление 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. не показаны) поступает в газосборную сеть.
Отсепарированная нефть, скопившаяся в нижней секции сбора жидкости сепаратора, через выходной патрубок 10 направляется на следующую ступень сепарации или, в случае использования аппарата на последней ступени, в резервуар. Для устранения возможности воронкообразования и попадания газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти устанавливается диск 9.
Сепараторы НГС поставляются в комплекте со средствами местной автоматики, а средства управления автоматического регулирования предусматриваются в проектах по привязке установок с конкретным объектом. Комплекс приборов и средств автоматизации должен обеспечивать:
1) автоматическое регулирование рабочего уровня нефтегазовой смеси в сепараторе;
2) автоматическую защиту установки (прекращение подачи нефтегазовой смеси в сепаратор) при:
а) аварийном повышении давления в сепараторе;
б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе.
3) сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ТРЕБОВАНИЙ ОХРАНЫ ТРУДА В ОРГАНИЗАЦИИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН.
Охрана труда - система сохранения жизни и здоровья работающих в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-гигиенические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия.
Мероприятия по предупреждению несчастных случаев:
- проведение инструктажа работников перед их выходом на рабочие места;
- обеспечение работников спецодеждой, касками, спецобувью, рукавицами, защитными очка-ми, СИЗ, газоанализаторами и другим оборудованием;
- модернизация технологического и производственного оборудования, а также различных приспособлений и инструментов, в соответствии с требованиями правил безопасности;
- устройство дополнительных предохранительных и защитных приспособлений, блокировок, дублирующих средств безопасности на производственном оборудовании. Обустройство ограждений подвесных площадок, галерей и различных приспособлений для быстрого автоматического включения и выключения работы машин, механизмов и т. д. Устройство ограждений и предохранительных приспособлений у подъемных механизмов (безопасных рукояток, автоматических выключателей подъема, ограничителей перемещения у кранов и т. п.); - устройство постоянных галерей и лестниц для перехода на мостовые. Устройство ограждений или специальных сланей у отверстий, ям, канав, колодцев, амбаров, люков и др.;
- усовершенствование в соответствии с правилами электробезопасности различных приспособлений для автоматического защитного отключения трансформаторных установок, камер, электростанций, линий электропередач, электрофильтров и других систем и агрегатов. Устройство всякого рода заземлений действующих электроустановок сильных токов низкого и высокого напряжений и громоотводов. Установка пусковых приборов и устройство приспособлений с необходимыми блокировками и сигнализацией, автоматического или дистанционного управления различными двигателями, агрегатами, машинами, станками, компрессорами и т. д. для быстрейшей их остановки в целях обеспечения безопасности работающих, в том числе:
- задвижек с дистанционным управлением;
- дистанционного управления приводов, парозапорных вентилей котельных установок;
-оборудования компрессорных станций и передвижных компрессоров автоматическими устройствами для остановки компрессоров па случай повышения давления, температуры, перегрева подшипников и т. д.;
- дистанционного управления противовыбросовым оборудованием;
- рациональная перепланировка расстановки оборудования, вызываемая необходимостью дальнейшего повышения безопасности труда;
- установка средств грозозащиты в полевых условиях, приобретение приборов контроля статического электричества, измерения сопротивления изоляции, контроля взрывоопасной и газонасыщенной сред и др., в том числе:
- автоматических сигнализаторов, предупреждающих о возникновении опасных концентраций газо-воздушных смесей в помещениях;
- стационарных и переносных газоанализаторов для определения концентрации вредных газов в аппаратуре и в воздухе;
- индикатора сероводородного ИСВ-2 и др.;
- приборов типа КПД-1 и ПР-1 для дозиметрического контроля радиоактивности и др.;
- дефектоскопов;
- осуществление автоматической, полуавтоматической и другой двусторонней светозвуковой сигнализации, обеспечивающей безопасные условия работы при обслуживании агрегатов и технологического оборудования;
- приведение в соответствие с требованиями правил безопасности паровых, водяных, нефтяных, газовых, воздушных, кислотных и других производственных коммуникаций;
- механизация процессов разлива и подачи к рабочим местам ядовитых, легковоспламеняющихся горючих жидкостей, а также охлаждающих эмульсий и масс;
ПРОФИЛИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.
Для более полного представления о геологическом строении района составляются профили месторождения - изображения в определенном масштабе вертикальных сечений земной коры от ее поверхности до определенной глубины. По профилям можно судить о мощности и последовательности в залегании и образовании горных пород. Профили, как правило, строятся, по сечениям вкрест простирания слоев, т.е. в направлении, перпендикулярном к линии простирания.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.
1.Проект разработки Четырманского нефтяного месторождения.
2.Кудинов В.И. «Основы нефтегазопромыслового дела», Москва-Ижевск, 2005.
3. Броун С.И. «Нефть, газ и эргономика» - М.: Недра, 1988.
4. Коратаев Ю.П., Ширковский А.Н. «Добыча, транспорт и подземное хранение газа».
5. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Зайцев 3.М. «Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений» - М.: Недра, 1988.
6. Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф., Басниев К.С. «Добыча природного газа».
7. Чичеров Л.Г. «Нефтепромысловые машины и механизмы» - М.: Недра, 1983.
8. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (Госгортехнадзор России) - М.: 1993.
9. «Каталог нефтяного оборудования, средств автоматизации приборов и спецматериалов» Архангельский В.Л., Авакян И.З., Бухленко Е.И. - М.: 1994.
10. Альбом отечественного и зарубежного нефтепромыслового оборудования Крец З.Г., Кольцов В.Л., Лукьянов З.Г., Саруев Л.А. - Томск, 1996.
11.Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти» - М.: Нефть и газ 2003.
12.Кудинов В.И., Сучков Б.М., Интенсификация добычи нефти и карбонатных коллекторов. - Самара: Кн. изд-во, 1996 г.
СОДЕРЖАНИЕ.
1.Введение.
2.Общие сведения о Четырманском месторождении.
3. Установка для бурения скважины.
4.Породоразрушающий инструмент для сплошного бурения скважины.
5.Элементы бурильной колонны.
6.Конструкция скважины.
7.Структурная карта месторождения.
8.Система разработки залежи.
9.Схема оборудования фонтанной скважины.
10.Схема оборудования газлифтной скважины.
11.Схема установки скважинного штангового насоса.
12.Скважинные штанговые насосы, их элементы.
13.Резьбовые соединения НКТ и насосных штанг.
14.Схема установки погружного электроцентробежного насоса.
15.Схема установки электродиафрагменного насоса.
16.Схема процесса солянокислотной обработки ПЗП.
17.Схема процесса ГРП.
18.Схема установки для ПРС.
19.Инструменты и механизмы для СПО при ПРС.
20.Инструменты для ловильных работ при КРС.
21.Схема оборудования нагнетательной скважины.
22.Схема сбора и транспорта скважинной продукции.
23.Основные сведения об автоматическом контроле технологических параметров добычи нефти и газа.
24.Тхнические средства для измерения давления, температуры, расхода уровня нефти.
25.Приборы для исследования нефтяных скважин.
26.Станции управления электродвигателями нефтяных скважин.
27.Нефтегазосепараторы.
28.Обеспечение требований охраны труда в организации при обслуживании эксплуатационных скважин.
29. Структура нефтегазодобывающей организации.
30.Профили месторождения.
31.Список литературы.
ВВЕДЕНИЕ.
Я, Хакимов Булат Салаватович, студент НФ УдГУ проходил первую учебную практику в ООО «Башнефть-Добыча», НГДУ «Арланнефть» ЦДНГ № 3. С 26.06.17 по 08.07.17г.
В качестве оператора по добыче нефти и газа 5 разряда.
Моя работа заключалась в следующем:
- обход по маршрутам бригады №1;
- работа с вахтовым журналом;
- отбор анализа ГВС в воздухе рабочей зоны;
- слежение за работой СК;
- слежение за давлением на устье нагнетательных и эксплуатационных скважин;
- отбор проб нефти;
- замер дебитов жидкости;
- опрессовка скважин;
- заливка реагентов в затрубное пространство;
- запуск и принятие торпед по нефтепроводу в КПШ;
- замена ремней и сальников;
- покраска выкидных линий;
- уборка куста.
- промывка скважин ЦА-320;
- сдача и прием скважин после КРС, ПРС
В ходе учебно-ознакомительной практики произошло ознакомление с процессами, оборудованием для добычи нефти и газа и принципами его функционирования и обустройством нефтяного месторождения. Также закреплены знания, полученные в курсе "Основы нефтегазопромыслового дела".
Общие сведения о Четырманском месторождении
В орогидрографическом отношении территория Четырманского месторождения относится к Буйско–Быстротаныпскому водоразделу. Она представляет собой слабовсхолмленную равнину (абсолютные отметки высот колеблются от 100 до 300 м), осложненную густой сетью речных долин и оврагов. Течения воды в речках направлено с севера на юг. По берегам рек и оврагов иногда встречаются оползни, вызванные наличием водоносных горизонтов, размывающих пористые пермские породы. Месторождение находится в пределах лицензионного участка, расположенного в Янаульском и Татышлинском районах Республики Башкортостан (рисунок 2.1).
Вблизи месторождения расположено семь населенных пунктов (Четырман, Ямады, Югомаш, Салихово, Урал, Андреевка, Зирка), в основном в южной и восточной части. Проселочные дороги в основном плохие, и движение по ним в непогоду затруднено. В южной части расположен нефтесборный парк «Четырман». По территории месторождения проходят трубопроводы: Красный Холм – Кутерем, Чернушки – Калтасы, Калтасы – Камбарка.
Климат района континентальный, зима суровая и продолжительная со снежными заносами и метелями. Средняя температура летом +18 0С, зимой –18 0С. Грунт промерзает зимой до 1,8 м. Ветры преимущественно юго-западного направления.
Население составляют работники с