Ответственность и оценка деятельности
Должностная инструкция по рабочей профессии
Общие положения
1.1. Настоящая должностная инструкция определяет и регламентирует полномочия, функциональные и должностные обязанности, права и ответственность оператора по добыче нефти и газа 3-го разряда [Наименование организации в родительном падеже] (далее — Компания).
1.2. Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда назначается на должность и освобождается от должности в установленном действующим трудовым законодательством порядке приказом руководителя Компании.
1.3. Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда относится к категории рабочих и подчиняется непосредственно [наименование должности непосредственного руководителя в дательном падеже] Компании.
1.4. Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда отвечает за:
· своевременное и качественное выполнение им задач по предназначению;
· соблюдение исполнительской и трудовой дисциплины;
· соблюдение мер безопасности труда, поддержание порядка, выполнение правил пожарной безопасности на порученном ему участке работы (рабочем месте).
1.5. На должность оператора по добыче нефти и газа 3-го разряда назначается лицо, имеющее среднее профессиональное образование по данной специальности и стаж работы не менее 1 года.
1.6. В практической деятельности оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда должен руководствоваться:
· локальными актами и организационно-распорядительными документами Компании;
|
|
|
· правилами внутреннего трудового распорядка;
· правилами охраны труда и техники безопасности, обеспечения производственной санитарии и противопожарной защиты;
· указаниями, приказаниями, решениями и поручениями непосредственного руководителя;
· настоящей должностной инструкцией.
1.7. Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда должен знать:
· конструкцию нефтяных и газовых скважин;
· назначение, правила обслуживания наземного оборудования скважин, применяемого инструмента, приспособлений, контрольно-измерительных приборов;
· основные сведения о технологическом процессе добычи, сборе, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа;
· основные химические свойства применяемых реагентов;
· принцип действия индивидуальных средств защиты.
1.8. В период временного отсутствия оператора по добыче нефти и газа 3-го разряда, его обязанности возлагаются на [наименование должности заместителя].
Должностные обязанности
Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда осуществляет следующие трудовые функции:
2.1. Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации.
|
|
|
2.2. Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов.
2.3. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов.
2.4. Отбор проб для проведения анализа.
2.5. Участие в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ.
В случае служебной необходимости оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда может привлекаться к выполнению обязанностей сверхурочно, в порядке, предусмотренном законодательством.
Права
Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда имеет право:
3.1. Знакомиться с проектами решений руководства предприятия, касающимися его деятельности.
3.2. Вносить на рассмотрение руководства предложения по совершенствованию работы, связанной с обязанностями, предусмотренными настоящей должностной инструкцией.
3.3. Сообщать непосредственному руководителю обо всех выявленных в процессе исполнения своих должностных обязанностей недостатках в производственной деятельности предприятия (его структурных подразделений) и вносить предложения по их устранению.
|
|
|
3.4. Запрашивать лично или по поручению непосредственного руководителя от руководителей подразделений предприятия и специалистов информацию и документы, необходимые для выполнения своих должностных обязанностей.
3.5. Привлекать специалистов всех (отдельных) структурных подразделений Компании к решению возложенных на него задач (если это предусмотрено положениями о структурных подразделениях, если нет – с разрешения руководителя Компании).
3.6. Требовать от руководства предприятия оказания содействия в исполнении своих должностных обязанностей и прав.
Ответственность и оценка деятельности
4.1. Оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда несет административную, дисциплинарную и материальную (а в отдельных случаях, предусмотренных законодательством РФ, — и уголовную) ответственность за:
4.1.1. Невыполнение или ненадлежащее выполнение служебных указаний непосредственного руководителя.
4.1.2. Невыполнение или ненадлежащее выполнение своих трудовых функций и порученных ему задач.
4.1.3. Неправомерное использование предоставленных служебных полномочий, а также использование их в личных целях.
|
|
|
4.1.4. Недостоверную информацию о состоянии выполнения порученной ему работы.
4.1.5. Непринятие мер по пресечению выявленных нарушений правил техники безопасности, противопожарных и других правил, создающих угрозу деятельности предприятия и его работникам.
4.1.6. Не обеспечение соблюдения трудовой дисциплины.
4.2. Оценка работы оператора по добыче нефти и газа 3-го разряда осуществляется:
4.2.1. Непосредственным руководителем — регулярно, в процессе повседневного осуществления работником своих трудовых функций.
4.2.2. Аттестационной комиссией предприятия — периодически, но не реже 1 раза в два года на основании документированных итогов работы за оценочный период.
4.3. Основным критерием оценки работы оператора по добыче нефти и газа 3-го разряда является качество, полнота и своевременность выполнения им задач, предусмотренных настоящей инструкцией.
Условия работы
5.1. Режим работы оператора по добыче нефти и газа 3-го разряда определяется в соответствии с правилами внутреннего трудового распорядка, установленными в Компании.
5.2. В связи с производственной необходимостью оператор по добыче нефти и газа 3-го разряда обязан выезжать в служебные командировки (в том числе местного значения).
4 Контроль и поддержание оптимальных режимов разработки и эксплуатации скважин
4.1 Технология термометрирования
ермометрирование позволяет определять параметры пласта не только при водонапорном режиме, как это было показано, но и при режиме растворенного газа. Правда, метод определения этих параметров достаточно сложный.
Контрольное термометрирование характерных точек оборудования РУ ВВЭР-1000 проводится в период пусконаладочных работ в составе проектной системы пусконаладочных измерений (СПНИ) с целью экспериментального подтверждения того, что оборудование данной РУ по условиям изготовления, монтажа и эксплуатации соответствует требованиям проекта в части непревышения интенсивности температурных воздействий. В процессе термоконтроля должны быть выявлены возможные процессы, не предусмотренные проектом и влияющие на ресурс оборудования, определены и отработаны мероприятия, обеспечивающие проектные условия проведения эксплуатационных режимов. Для получения полной картины условий натурных испытаний на прочность необходимо наряду с данными термометрирования располагать сведениями о полях деформаций исследуемой детали и в первую очередь в зонах максимальных термомеханических напряжений.
Следует также отметить, что до настоящего времени промышленностью не выпускаются надежно работающие токосъемные устройства, позволяющие производить термометрирование вращающихся с высокими окружными скоростями роторов ВД и СД. Зарубежные формы широко применяют для исследования теплового состояния так называемые тепловизоры и даже целые комплексы типа Термовизион - 780, в состав которых входят: мощная ЭВМ, кино - и фотоаппаратура и другие устройства для регистрации, обработки и графического представления материала. Для этой цели один из указанных ГМК был переоборудован на систему испарительного ВТО атмосферного давления, а другой оставлен с существующей системой открытого водяного охлаждения с градирней. В объем измерений по каждому агрегату входило индицирование рабочего, процесса, термометрирование как деталей - так и охлаждающих сред, определение износов, изменения качества и расхода смазочного масла МС-20 и нагарообразования, а также оценка накипеобразования в области зарубашечного пространства силовых цилиндров.
В НАТИ проведена большая работа по созданию моторной установки для испытаний масел групп Б, В, Г Была принята двухконтурная система охлаждения, оборудована система наддува, повышена прочность и жесткость основных узлов двигателя. Для выбора режима испытания и обеспечения воспроизводимости получаемых результатов предусмотрено термометрирование цилиндропоршневой группы и изучено влияние температуры и состава охлаждающей жидкости, а также нагрузки и давления наддува на тепловое состояние поршневой группы.
Существующие экспериментальные методики и аналитические методы оценки теплового и напряженного состояний рабочих и сопловых лопаток газовых турбин основаны на рассмотрении, как правило, натурной лопатки или модели, геометрически ей подобной. Весьма сложная геометрическая форма лопатки не позволяет использовать методы точного аналитического решения задач нестационарной теплопроводности и термоупругости. Вследствие этого в настоящее время анализ термонапряженного состояния лопаток газовых турбин.
При проводении на основании термометрирования весьма сложных, трудоемких и дорогостоящих экспериментах в натурных условиях либо в условиях, близких к натурным, на специальных стендах с использованием приближенных методик численных расчетов.
Большое внимание при обследовании уделяется термометрированию с помощью "черного ящика". Данное устройство состоит из микропроцессорного запоминающего устройства и термопар, вмонтированных в изделие, в котором необходимо получить температурный график во времени. В процессе нагрева запоминающее устройство фиксирует поступающий от термопар сигнал с частотой 1-60 сек. и в результате разработанная методика позволяет получить достоверную информацию о температурных полях в изделиях и их изменении во времени.
Технология термометрирования с помощью "черного ящика" является достаточно гибкой и позволяет обследовать с ее помощью широкий круг нагревательных, термических и обжиговых печей как периодического, так и непрерывного действия.
Методика обследования с помощью "черного ящика" позволяет: а) получить достоверные данные о поле температур в садке изделий, сделать вывод о влиянии конструкции печи на тепловой и температурный режимы работы агрегата;
б) определить соответствие реального температурного режима технологической инструкции;
в) выяснить причину неравномерности нагрева изделий, которая может являться возможной причиной брака;
в) составить тепловой баланс и определить качественные показатели работы теплового агрегата;
е) оптимизировать теплотехнические и технологические процессы путем выдачи рекомендаций по корректировке режимов, изменению конструкции и возможной замене оборудования печи и/или проведения работ по реконструкции.
4.2 Технология расходометрии
Расходометрия заключается в измерении скорости перемещения жидкости в колонне скважины спускаемыми в нее на каротажном кабеле приборами, получившими название расходомеров. С их помощью решаются следующие основные задачи: в действующих скважинах выделяют интервал притока или поглощения жидкости интервалами строят профили притока или приемистости по отдельным участкам пласта или для пласта в целом. Различают гидродинамические и термокондуктивные расходомеры, которые по условиям измерения делятся на пакерные и беспакерные.
Измерительным элементом гидродинамического расходомера является турбинка с лопастями, расположенная в канале так, что через нее проходит поток жидкости, заставляющий ее вращаться. При вращении турбинка приводит в действие магнитный прерыватель тока, по показаниям которого определяют частоту ее вращения. Чем выше дебит, тем быстрее вращается турбинка и тем больше импульсов в единицу времени поступит в измерительный канал.
Частота импульсов преобразуется блоком частотомера в пропорциональную ей величину напряжения и по линии связи поступает на поверхность, где фиксируется регистрирующим прибором.
Применяют пакерные, с управляемым пакером и беспакерные приборы.
Пакерный прибор РГД-5 дает возможность измерять весь приток жидкости в эксплуатационной колонне нагнетательной скважины диаметром 146-168 мм. Спуск беспакерного прибора или с управляемым пакером ДГД-8 возможен также при наличии в колонне насосно-компрессорных труб диаметром 50,8-63,5 мм.
Расходометрия является одним из основных методов исследования динамики отбора и поглощения жидкости в добывающих и нагнетательных скважинах. Методы расходометрии позволяют выделить интервал притока или поглощения жидкости в действующих скважинах, выявить наличие перетока жидкости по стволу скважины, определить суммарный дебит ( расход) жидкости отдельных пластов, построить профиль притока ( приемистости) как по отдельным участкам пласта, так и для пласта в целом и провести разделение добычи жидкости из совместно эксплуатируемых пластов. Расходометрия ставится в технологических и наблюдательных скважинах ПВ для оценки фильтрационных свойств проницаемых зон в условиях заданных режимов в пределах рудовмещающего горизонта. Измерения производятся при устаноЕившемся гидродинамическом уровне на стадии возбуждения скважин (откачки, нагнетания, наливы) при двух-трех ступенях положения раствора. Необходимость дальнейшей детализации с шагом менее 1-2 м устанавливается из анализа графиков измерения расхода жидкости от глубины скважины. Перед производством расходометрии очищают стенки скважины и рабочей части фильтра от шлама и глинистого раствора. С помощью расходометрии также определяются нарушения герметичности эксплуатационных и обсадных колонн (их место, число), а также утечки растворов через образовавшиеся отверстия.
Механическая расходометрия позволяет устанавливать количество поглощаемой жидкости по пластам или их частям (интервалам), оценивать полноту участия пластов в заводнении.
Отечественная расходометрия нуждается не в отдельных, а во многих экземплярах ОРУ, которые начинают становиться принадлежностью НИИ, ОКБ, заводов. Они должны быть относительно недорогими, компактными и удобными в эксплуатации.
Механическая дебитометрия - расходометрия производится с помощью глубинных приборов с датчиком турбинного типа - свободно вращающейся вертушкой. Частота вращения вертушки пропорциональна объемному расходу жидкости. Меньшее применение получили приборы с датчиками других типов - поплавковыми, дисковыми и др. Результаты исследования механическими дебитомерами представляются в табличном и графическом видах. Таблица содержит сведения о глубине Я каждой точки измерения и дебите жидкости q в каждой точке.
Термокондуктивная дебитометрия - расходометрия основана на зависимости температуры подогреваемого термодатчика от скорости потока. Термодатчиком в приборах служит резистор, нагреваемый током до температуры выше температуры окружающей среды. К сожалению, на показания датчика влияет не только скорость потока, но и ряд других, трудно учитываемых факторов. Поэтому диаграммы термокондуктивных расходомеров используются главным образом для качественной интерпретации - выделения работающих w неработающих пластов, но не для получения количественных сведений о дебитах отдельных интервалов.
Применяемый в настоящее время весьма ограниченный комплекс геофизических исследований скважин (ГК, КС, кавернометрия, расходометрия и в отдельных скважинах ГГК) устаревшей аппаратурой, а также наземные методы электроразведки ВЭЗ и сейсморазведки МПВ в неблагоприятных геолого-технических условиях не удовлетворяют требованиям полного и объемного изучения массива горных пород. В этот комплекс входят: электромагнитная локация муфт, гамма-каротаж, термометрия, барометрия, влагометрия, расходометрия (механическая и термокондуктивная), плотностометрия.
Планирование и проведение миграционного эксперимента наиболее эффективно при осуществлении предварительных или параллельных гидрогеофизических исследований в опытных скважинах (расходометрия, резистивиметрия, термометрия), которые позволяют: дифференцировать проницаемость (трещиноватость) опробуемого комплекса по вертикали и обоснованно выбрать интервал опробования, осуществить контрольные определения естественных и опытных скоростей фильтрации в точках расположения наблюдательных скважин вести непрерывное прослеживание индикаторной волны по наблюдательной скважине.
Исключительно важными и полезными дополнениями для успешного планирования и проведения эксперимента являются гидрогеофизические исследования в опытных скважинах (расходометрия, резистивиметрия и термометрия), которые, в частности, позволяют:
1) детализировать гидрогеологическое строение опытного участка. Выделить различающиеся по проницаемости профильные зоны для более обоснованного выбора опытных интервалов;
2) оценить интенсивность внутрискважинных перетоков и тем самым наметить оптимальные точки отбора проб и желательную степень их дифференциации вдоль ствола скважины;
3) определить направление и скорость регионального потока подземных вод, а также осуществить контрольные определения скоростей фильтрации в точках расположения наблюдательных скважин в процессе инъекции индикатора в пласт;
4) вести непрерывное прослеживание индикаторной волны по наблюдательным скважинам;
5) оценить гидрохимическую инерционность пьезометров.
Особое место отводится гидрогеофизическим работам в оценке качества изоляции опытных интервалов и состояния фильтров скважин.
Наконец, сочетание запусков и расходометрии не только увеличивает вероятность правильной диагностики фильтрационного процесса при откачке но и заметно повышает качество интерпретации запусков; в частности, если расходометрия наблюдательной скважины при откачке выявляет наличие интенсивных перетоков по ее стволу, то более надежно устанавливаются возможные интервалы миграции трассера.
5 Контроль за работой наземного и скважинного оборудования на стадии эксплуатации
5.1 Технология измерения динамического уровня, дебита при эксплуатации скважин
Дебит - это главная характеристика скважины, которая показывает, какое максимальное количество воды она может дать в единицу времени. Дебит измеряется в м3/час, м3/день, л/мин. Чем больше дебит скважины, тем выше её производительность, тем более производительный насос можно использовать для подачи воды. Для определения дебита скважины потребуется высокопроизводительный насос и, желательно, большая мерная ёмкость для выкаченной воды. Для исследования глубиннонасосных скважин применяют специальные глубинные манометры -- лифтовые, которые устанавливают под насосом. Такие манометры спускают в скважины на трубах вместе с насосом. Часовой механизм манометра заводится на длительное время (до 10 суток и более). За этот период проводят весь цикл исследования скважины.
Исследование насосной скважины с непосредственным замером забойных давлений глубинным манометром связано с остановками скважины и потерей добычи нефти. Поэтому такие исследования насосных скважин проводят в исключительных случаях: при необходимости определения пластовых давлений в различных частях залежи.
Для построения карт изобар или для разовой проверки данных, полученных при исследовании скважин другими методами.
В большинстве случаев Технология измерения динамического уровня, дебита при эксплуатации скважин при исследовании глубиннонасосных скважин находят зависимость "дебит -- динамический уровень" или определяют забойное давление по высоте динамического уровня жидкости в скважине.
Расстояние от устья до динамического уровня измеряют эхолотом или маленькой желонкой, спускаемой на проволоке в затрубное пространство скважины при помощи лебедки (аппарата Яковлева).
Широкое распространение получили различные эхометрические установки для замера динамического уровня, основанные на принципе отражения звуковой волны от уровня жидкости в затрубном пространстве скважин.
Если у устья скважины создать выстрелом или воздушной хлопушкой звуковую волну, то эта волна, распространяясь по стволу скважины, дойдет до уровня жидкости, отразится от него и в виде эхо снова возвратится к устью скважины. Момент возбуждения и возвращения звуковой волны отмечается пером прибора на ленте, движущейся с постоянной скоростью. Умножив время, прошедшее от момента возбуждения до возвращения волны, на скорость звука, получают расстояние, которое прошла звуковая волна, равное удвоенной глубине уровня.
Из элементарной физики известно, что звуковые волны распространяются в различных газах со скоростью 250--400 м/с в зависимости от природы газа, его плотности и температуры.
Приборы для определения уровней в скважинах, построенные на принципе отражения звуковой волны от уровня жидкости, называются эхолотами или эхометрами. В НГДУ широкое распространение получили эхолоты конструкции В.В. Сныткина.
Рисунок 2 - Схема эхометрической установки.
Эхолот состоит из пороховой хлопушки 1, представляющей собой тройник из сваренных под углом двух цельнотянутых труб. Открытый конец прямой трубы (колена хлопушки), на который навинчен конус, при помощи резиновой трубки герметично вставляется в отверстие планшайбы на устье скважины. В верхнем конце этой прямой трубы имеется ударник -- устройство для возбуждения взрыва пороха, заряд которого помещен в специальной гильзе. В средней части трубы находится пламегаситель 2, представляющий собой металлическую шайбу с мелкими отверстиями, которая, понижая температуру пороховых газов, предотвращает взрыв газовой среды в межтрубном пространстве скважины. Выстрел производят ударом руки по ударнику.
В другой трубе, приваренной под углом к прямой трубе, помещен термофон 3. Это вольфрамовая нить, по которой протекает постоянный электрический ток силой 0,2--0,3 А, нагревающий ее до температуры 100°С. Термофон получает питание от батарейки напряжением 3--6 В. Звуковые импульсы, воздействуя на вольфрамовую нить, вызывают изменение ее температуры, в результате чего изменяется сила тока в цепи термофона. Это изменение силы тока в цепи термофона передается через усилитель 4 регулятору 5, который фиксирует соответствующие пики на диаграмме 6, движущейся с постоянной скоростью от электромоторчика 7. Эхолот питается от сети напряжением 220 В.
При создании взрыва в хлопушке звуковая волна распространяется по стволу скважины со скоростью звука, отражается от уровня жидкости и снова возвращается к устью скважины, где улавливается термофоном.
Так как определение скорости распространения звука в газовой среде скважины связано со значительными техническими трудностями, на колонне насосных труб устанавливают отражатели звука -- реперы, расстояние от которых до устья скважины предварительно точно измеряют.
Репер (рисунок 3) представляет собой патрубок длиной 300--400 мм, который приваривают к верхнему торцовому концу муфты насосной трубы и спускают в скважину ближе к уровню жидкости, но так, чтобы он не мог оказаться под уровнем.
1 - насосная труба; 2 - репер; 3 - стопорный винт; 4 - обсадная колонна.
Рисунок 3 - Схема установки репера.
Рисунок 4 - Типовая эхограмма.
По времени прохождения звуковой волны до репера (что фиксируется на эхограмме) определяют скорость звука в скважине и по ней уже находят глубину стояния динамического уровня.
Лента прибора движется с постоянной скоростью, равной 100 мм/с, и по измеренному расстоянию между пиками (отражение волн рисуется на эхограмме в виде пик) можно определить время прохождения звука до репера и до уровня (рисунок 4).
5.2 Технология отбора проб
Таблица 1- Методы отбора проб
| Применение | Тип тары | Процедура | |
| Жидкости с давлением паров по Рейду более чем 13,8 кПа и не более чем 101 кПа (14,7 фунт/кв. дюйм - psia) [3] | Резервуары для хранения, судовые/ баржевые танки, автоцистерны, ж/д цистерны | Отбор проб бутылкой | |
| Жидкости с давлением паров по Рейду 101 кПа (14,7 psia) и менее | Резервуары для хранения с кранами для слива | Отбор проб желонкой. Отбор пробы из крана | |
| Донный отбор жидкостей с давлением паров по Рейду 13,8 кПа (2 psia) или менее | Резервуары для хранения с кранами для слива | Отбор проб из крана | |
| Жидкости с давлением паров по Рейду 101 кПа (14,7 psia) или менее | Трубопроводы или линии | Отбор проб из линии | |
| Жидкости с давлением паров по Рейду 13,8 кПа (2 psia) или менее | Резервуары для хранения, суда, баржи | Отбор проб бутылкой | |
| Жидкости с давлением паров по Рейду 13,8 кПа (2 psia) или менее | Свободно или открыто выгружающийся поток | Отбор проб черпаком | |
| Жидкости с давлением паров по Рейду 13,8 кПа (2 psia) или менее | Цистерны, бочки, канистры | Отбор проб с помощью трубки | |
| Отбор со дна или желонкой жидкостей с давлением паров по Рейду 13,8 кПа (2 psia) или менее | Автоцистерны, резервуары для хранения | Отбор проб желонкой |
5.3 Технология борьбы с осложнениями в скважинах
К основным осложнениям при эксплуатации скважин относятся: отложения парафина, отложения солей, отложения смол и асфальтенов, вынос песка из пласта, прорыв воды.
Отложения парафина на стенках НКТ, устьевой арматуре приводит к снижению производительности скважины.
В результате парафинизации внутренних стенок труб уменьшается их внутреннее сечение. Запарафинирование поверхностных коммуникаций приводит к удорожанию внутрипромысловой перекачке нефти.
Борьба с отложениями парафина введется следующими способами:
1) Механическим, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность. В скважину, оборудованную ЭЦН, скребки опускают на проволоке в НКТ. В скважинах оборудованных ШГН применяют непрерывную очистку труб скребками, устанавливаемыми на штангах.
2) Применение НКТ, с гладкой внутренней поверхностью (покрытие внутренней поверхности эмалями, лаками, стеклом).
3) Тепловым, при котором скважина промывается парами или горячей нефтью (закачка в затрубное пространство, при этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ). Для получения водяного пара используют ППУ, для нагретой нефти - агрегат депарафинизации передвижной АДН.
4) Химический - впрыск в поток пластовой жидкости ингибиторов, предотвращающих кристаллизацию парафина в НКТ и их закупорку - ингибитор ХТ-48.
5) Закачка ПАВ (водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества).
6) Закачка растворителей (бензин, толуол, керосин),
7) Физический - применение магнитного поля (увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложения парафина).
5.3.1 Отложения парафина
Часто встречающимся осложнением при работе фонтанных скважин является выпадение из нефти парафина, солей, вынос песка, прорывы газа.
По содержанию парафина нефти принято делить на три класса:
1 - беспарафинистая (содержит менее 1% парафина по массе); 2 -слабопарафинистая (содержит 1-2% парафина по массе); 3 - парафинистая (содержит более 2% парафина по массе).
Безводная девонская нефть Чекмагушевского нефтяного месторождения,например, содержит от 3,7 до 5,5% парафина: пласт Д1 - 5%, пласт Дп - 6%,турнейский - 1,9%, угленосный - 3,7%. Месторождения содержат 15-20% парафина.
Добыча нефти при наличии в ней парафина осложняется выпадением парафиновых отложений в трубах, затрубном пространстве, в выкидных линиях, в резервуарах.
Парафиновые отложения состоит из парафина, нефти, смолистых компонентов нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка.
Парафиновые отложения нарушают нормальную работу скважин: их приходится останавливать на ремонт, что приводит к потере добычи нефти.
В условиях Башкирии затраты на депарафинизацию промыслового оборудования составляют около 10% от себестоимости добываемой нефти.
Начало отложения парафина отмечается на глубине 800-900 м. Наибольшие отложения наблюдаются примерно на глубине 100-200 м.
Фонтанный лифт диаметром 73 мм при дебите скважины 75 т/сут. Полностью запарафинивается примерно за пять суток. За это время в лифте скапливается более 1000 кг парафина. Средний дебит скважины при этом снижается до 50 т/сут.
Рассмотрим некоторые факторы, влияющие на выпадение парафина из нефти. В пластовых условиях парафин обычно находится в растворенном состоянии. При снижении давления и температуры нарушается первоначальное физико-химическое равновесие. В результате начинает выделяться из раствора парафин в виде мельчайших кристаллов, которые сначала находятся в нефти во взвешенном состоянии, а впоследствии осаждаются на твердых поверхностях оборудования.
Выпадению парафина способствует снижение температуры в лифте. Температура начала кристаллизации парафина для месторождений Татарии Башкирии находится в пределах 15-35 градусов С. Снижение температуры в лифтовых трубах происходит в связи с выделением газа из нефти, которое обусловлено в свою очередь снижением давления по мере перемещения частиц газа в нефти от забоя скважины к устью, а также при снижении устьевого давления.
Метод борьбы с парафином, в основу которого положено свойство парафина прилипать только к шероховатым поверхностям. Группой ученых объединения "Башнефть" и НГДУ "Чекмагушнефть", институтов "УралНИТИ" и "ОФ ВНИИКанефтегаз" были разработаны рецептуры материалов и созданы установки для их нанесения на внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб. Были испытаны поверхности, выполненные из стекла, эмали, эпоксидной смолы. Свойство покрытий различны: стекло температуростойко, кислотоупорно, но хрупко. Вследствие больших нагрузок, действующих на насосно-компрессорные трубы в скважине и разных величин деформаций металла и стекла, стекло отделяется от труб, осыпается, образуя стеклянные пробки.
Эмаль более прочна, чем стекло, стойка к агрессивным жидкостям, но также разрушается при механическом воздействии. Следует сказать, что процесс нанесения стекла и эмали требует нагрева трубы до 700оС и выше, что вызывает изменения в структуре металла и ведет к снижению прочности.
Следует упомянуть и метод борьбы с парафином, заключающийся в периодическом соскабливании его с поверхности НКТ. Для этой цели была создана целая система, состоящая из скребков переменного сечения, опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой, программного реле времени и концевых выключателей.
Конструктивно скребки были выполнены так, что при движении вниз они уменьшали свой диаметр, что обеспечивало им свободной проход даже при наличии на стенках труб отложений парафина. При подъеме же они увеличивали диаметр и срезали парафин.
Скребки в некоторых нефтяных районах применяются и в настоящее время. Очистка устьевой арматуры, а также труб от парафина производится парафинизационным передвижным агрегатом, представляющим собой автомобиль, на котором установлен нагреватель.
5.3.2 Отложения солей
Интенсификация процессов добычи путем заводнения нефтяных пластов позволяет резко увеличить нефтедобычу, однако наблюдаемое при этом опреснение пластовых вод приводит, на ряде месторождений, к образованию гипсовых отложений.
Образование отложений неорганических солей происходит в скважинах, нефтепромысловом оборудовании, системе сбора, подготовки нефти и воды, а также в призабойной зоне пласта. По преимущественному содержанию в отложениях неорганических солей определенного вида выделяются две группы солей: карбонатные и сульфатные.
Самым распространенным видом отложений неорганических солей являются осадки, содержащие в основном сульфат кальция (60-80%) и карбонаты кальция и магния (5-16%). Влага и углеводородные соединения составляют 7-27%. При определенных условиях каждая молекула сульфата кальция связывает две молекулы воды, в результате чего образуются кристаллы гипса, поэтому такие осадки называют гипсовыми отложениями. Если при этом в составе осадков содержится более 15% твердых и тяжелых углеводородных соединений нефти, то они классифицируются как гипсоуглеводородные отложения.
В составе отложений в виде примесей присутствуют до 0,5-4,0% окислов железа и до 0,5-3,0% кремнезема, наличие которых объясняется коррозией оборудования и выносом песчинок жидкостью в процессе эксплуатации скважины.
Изучение структуры позволяет выделить три вида осадков.
1. Плотные микро и мелкокристаллические осадки. В поперечном сечении таких осадков не удается выделить отдельные слои, поскольку отложения представлены сравнительно однородными кристаллами длиной до 5 мм с равномерным включением твердых углеводородов. В ряде случаев такие осадки имеют накипеобразный характер.
2. Плотные осадки с преобладанием кристаллов гипса средних размеров 5-12 мм с включением твердых и жидких углеводородов. При поперечном срезе образца отложений хорошо различим слой мелкозернистого осадка толщиной 3-5 мм в пристенной части, затем прослеживается слой среднекристаллического осадка призматического или игольчатого строения. В этом слое преобладают кристаллы длиной 5-12 мм. В наружном слое пространство между средними и крупными кристаллами заполнено более мелкими.
3. Плотные крупнокристаллические осадки. Крупные игольчатые кристаллы гипса образуют каркас. Между крупными кристаллами гипса длиной 12-25 мм находятся более мелкие кристаллы солей и углеводородные соединения. В некоторых случаях в насосно-компрессорных трубах (НКТ) нет сплошных отложений гипса, а осадок представлен в виде одиночных друз кристаллов длиной 20-27 мм с включением у их оснований мелких
Методы предотвращения солеобразований
Для удаления солей применяют различные способы в зависимости от характера солевых отложений, места отложения неорганических солей и их состава. Для ликвидации отложений солей в обсадной колонне применяют механический способ - разбуривание солевых пробок с последующей дополнительной перфорацией в интервале продуктивного пласта.
На промыслах России и за рубежом широко используют химические способы удаления солей. Нередко различные способы используются одновременно для обеспечения более полного удаления солей. Отложения сульфата бария удаляются, как правило, механическим способом. Поэтому в каждом случае, в зависимости от состава солевых отложений, необходимо выбирать соответствующие методы и реагенты, чтобы обеспечить наибольшую эффективность проводимых обработок.
Для удаления гипса наибольшее распространение получили следующие реагенты: водный раствор едкого натра (каустической соды), водные растворы соляной кислоты с добавкой хлористого натрия или хлористого аммония, водные растворы углекислого натрия (кальцинированной соды).
На скважинах НГДУ "Чекмагушнефть" наблюдалось отложение солей в призабойной зоне.
Это наиболее ярко проявилось при испытании ингибиторов, в тщательно оборудованных для постоянной подачи ингибитора скважинах. Хвостовики были спущены до интервала перфорации, ингибитор подавали постоянно с помощью дозировочных насосов, работа которых находилась под постоянным наблюдением. Тем не менее, через 3-4 месяца эксплуатации дебит скважин начал снижаться. Подъем оборудования и его ревизия показали полное отсутствие отложений солей на поверхности оборудования. После проведения обработок призабойной зоны продуктивность скважин была восстановлена.
Бывают случаи солепроявления за счет неправильного прорыва вод различного состава к забою скважины.
Таким образом, даже при должной организации работ по предупреждению отложений солей не исключается необходимость в периодическом проведении работ по удалению отложения неорганических солей. Эффективность действия каждого реагента оценивают по скорости растворения образцов, причем исследования проводят при различных температурах (от -7 до +80оС) и различной концентрации исходного раствора реагента (от 5 до 35 массовых долей % ).Из всех испытанных реагентов для удаления гипса наиболее эффективен и технологичен 20-25%-ый раствор едкого натра. Солянокислотная обработка эффективна только тогда, когда в составе отложений в большем количестве присутствуют карбонаты. Для повышения эффективности обработок рекомендуется применение стимуляторов растворения осадков.
5.3.3 Механические примеси
Механические примеси, содержащиеся в откачиваемой глубинным насосом жидкости, не только приводят к абразивному износу самого насоса и оборудования, но могут привести к сложным авариям. При остановках насоса механические примеси осаждаются из жидкости и накапливаются над насосом, попадают в зазор между плунжером и цилиндром и заклинивают плунжер.
Конструкция штангового насоса следующая. Плунжер в верхней своей части жестко закрепляется с одной или несколькими полыми штангами, которые наглухо закрыты и соединены с колонной обычных штанг. На полых штангах смонтированы кольцевые наклонные полки-пескоприемники. Над полками выполнены отверстия, через которые добываемая насосом жидкость из плунжера поступает в подъемные трубы. Полки-пескоприемники выполнены, во-первых, наклонными и, во-вторых, каждая нижерасположенная полка имеет несколько больший диаметр кольца, чем вышерасположенная. Такое конструктивное расположение полок обеспечивает равномерное заполнение механическими примесями межполочных объемов при остановках насоса и снижает гидромеханическое сопротивление потоку жидкости при выходе из плунжера и поступлении в подъемные трубы.
Кроме того, при последующем запуске насоса в работу осевший в межполочных объемах песок полностью выносится из них под действием струи жидкости из отверстий.
Наклон полок-пескоприемников позволяет обеспечить лучшие условия смыва механических примесей при любой производительности насоса, сократить общее число полок.
6 Профилактика и безопасность условий труда на нефтяных и газовых месторождениях
6.1 Промышленная безопасность на предприятии или в цехе
Персонал производственных объектов в зависимости от условий работы и принятой технологии производства должен быть обеспечен соответствующими средствами коллективной защиты. Каждый производственный объект, где обслуживающий персонал находится постоянно, необходимо оборудовать круглосуточной телефонной (радиотелефонной) связью с диспетчерским пунктом или руководством участка, цеха, организации.
На рабочих местах, а также во всех местах опасного производственного объекта, где возможно воздействие на человека вредных и (или) опасных производственных факторов, должны быть предупредительные знаки и надписи.
Рабочие места, объекты, подходы к ним, проходы и переходы в темное время суток должны быть освещены.Искусственное освещение должно быть выполнено в соответствии с установленными нормативами и, кроме особых случаев, оговоренных настоящими Правилами, обеспечить установленный санитарными нормами уровень освещения. Замеры уровня освещенности следует проводить перед вводом объекта в эксплуатацию, после реконструкции помещений, систем освещения, а также ежегодно на рабочих местах.
В производственных помещениях, кроме рабочего, необходимо предусматривать аварийное освещение, а в зонах работ в ночное время на открытых площадках аварийное или эвакуационное освещение.
Светильники аварийного (эвакуационного) освещения должны питаться от независимого источника. Вместо устройства стационарного аварийного (эвакуационного) освещения допускается применение ручных светильников с аккумуляторами.
Выбор вида освещения производственных объектов и вспомогательных помещений должен производиться с учетом максимального использования естественного освещения.
Расстояние между отдельными механизмами должно быть не менее 1 м, а ширина рабочих проходов - 0,75 м. Для передвижных и блочно-модульных установок и агрегатов ширина рабочих проходов допускается не менее 0,5 м.
Объекты, для обслуживания которых требуется подъем рабочего на высоту до 0,75 м, оборудуются ступенями, а на высоту выше 0,75 м лестницами с перилами. В местах прохода людей над трубопроводами, расположенными на высоте 0,25 м и выше от поверхности земли, площадки или пола, должны быть устроены переходные мостики, которые оборудуются перилами, если высота расположения трубопровода более 0,75 м.
Маршевые лестницы должны иметь уклон не более 60° (у резервуаров не более 50°), ширина лестниц должна быть не менее 65 см, у лестницы для переноса тяжестей не менее 1 м. Расстояние между ступенями по высоте должно быть не более 25 см. Ступени должны иметь уклон вовнутрь 2-5°С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой не менее 15 см, исключающую возможность проскальзывания ног человека. Лестницы должны быть с двух сторон оборудованы перилами высотой 1 м.
6.2 Экологическая безопасность на предприятии или в цехе
Начальным этапом при разработке мер экологической безопасности для конкретного предприятия является экологический аудит. Он заключается в обследовании объекта и окружающей среды, на которую последний оказывает влияние, оценке опасности выявленных факторов и сравнении их с действующими нормами экологического законодательства. Конечная цель проведения экологического аудита — это оценка того, как данный субъект соблюдает нормативы по охране окружающей среды, а также требования международных стандартов в этой области. Она должна быть объективной, комплексной и подтвержденной документально, исходя из нее даются рекомендации для изменения факторов хозяйственной деятельности, оказывающих негативное влияние на окружающую среду. Экологический аудит может быть назначен как сторонней организацией, так и заказа самим предприятием, в случае, если последнее заинтересовано в повышении эффективности своей работы и охране окружающей среды. Проводя его, предприятие преследует следующие цели:
Дата добавления: 2019-09-13; просмотров: 142; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!