Функции СКРМ в проведении исследований
Содержание
1.Введение…………….……………………………………………………………...3
1.2 Теоретическая часть ……..…………………………………………...…………4
1.3 Техническая часть …………..……………………………………………….….7
1.4 Организационная часть ……………….………………………………............10
1.5 Заключение ………………………………..…………………………………... 12
1.6Список использованных источников ………………..………………………..13
Введение
Я проходила производственную практику по профессиональному модулю «Выполнение работ по профессии рабочего «Оператор по исследованию скважин» в ЦДНГ-3 (Гожан) в бригаде №0308 и в Службе по контролю за разработкой месторождений в период с 30.04.18 по 27.05.18. Моим наставником был назначен мастер по ДНГи К Никитин В.А.
Целью прохождения производственной практики является формирование основных профессиональных умений и навыков в соответствии с квалификационной характеристикой специалиста.
Задачами производственной практики являются:
1. Овладение практическими навыками профессиональной деятельности;
2. Развитие профессионального мышления;
3. Проверка готовности будущего специалиста к самостоятельной трудовой деятельности.
За время прохождения практики мне было необходимо овладеть следующими практическими компетенциями:
1. ПК 4.1 Измерение уровней жидкости в скважине, прослеживания восстановления (падения) уровня жидкости.
2. ПК 4.2 Проведение замеров дебита нефти, газа, определение соотношения нефти и газа в пласте.
|
|
|
3. ПК 4.3 Участие в проведении исследований с помощью дистанционных приборов.
4. ПК 4.4 Определение результатов исследовательских работ.
Теоретическая часть
Общие сведения о предприятии
ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ – лидер нефтедобычи Пермского края. Одно из крупнейших предприятий Западного Урала входит в тройку лидеров по объему добычи углеводородов среди организаций Нефтяной Компании «ЛУКОЙЛ». Общество ведет работу по поиску, разведке и добыче нефти и газа. «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» ведет свою деятельность в 26 районах Прикамья, Татышлинском районе республики Башкортостан и республике Коми. На балансе – 101 нефтегазовое месторождение, на которых эксплуатируется порядка 6,8 тыс. добывающих скважин. Годовая добыча нефти – 15000 тыс. тонн.
Наиболее разрабатываемые месторождения: Уньвинское, Сибирское, Шершневское, Гагаринское, Москудьинское, Шагиртско-Гожанское, Павловское, Ножовское, Красноярско-Куединское, Осинское.
В структуру Группы предприятий "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" входят:
• Нефтегазодобывающие подразделения: цеха добычи нефти и газа № 1-12;
• Газотранспортные подразделения: цеха транспортировки газа № 1-3;
|
|
|
• Зависимое предприятие ЗАО "ПермТОТИнефть".
Цель ЦДНГ – обеспечение добычи нефти и газа при соблюдении технологических режимов работы объектов, на основании утвержденных норм отбора извлекаемой жидкости и газа, промышленной безопасности, охраны труда и охраны окружающей среды.
Краткая характеристика ЦДНГ–3:
Добыча нефти на месторождениях ЦДНГ № 3 осуществляется механизированным способом. Действующий фонд скважин составляет 1096 ед., из них оборудованных:
· электроцентробежными погружными насосами – 200 скважин;
· штанговыми насосами – 851скважин;
· струйными насосами – 3 скважин;
· электровинтовыми насосами – 29 скважин;
· штанговыми винтовыми насосами – 1скважина;
При расчете запасов по классификации доказанные запасы нефти составили 42,123 млн.т, вероятные и возможные – 11,790 млн.т.
Численность работников ЦДНГ – 330 человек
Организационная структура ЦДНГ:
Служба по контролю за разработкой месторождений (СКРМ) – контролирует процесс разработки залежи;
Оперативно-производственная служба – обеспечение выполнения производственных планов добычи, подготовки, и сдачи нефти и газа в соответствии с заданной технологией;
Технологическая служба, проводимые работы: поиск новых направлений деятельности группы компаний; организация работ по новым проектам, разработка конструкторской документации, сопровождение изготовления и испытаний опытных образцов новой продукции, подготовка технической документации, участие в сертификации новых изделий и сопровождение внедрения их в серийное производство;
|
|
|
Служба механиков – обеспечение бесперебойной работы оборудования;
Служба КИПиА – техническое обслуживание и ремонт контрольно-измерительных приборов и автоматики;
Бригада ОВР занимается обслуживанием многочисленных объектов цеха;
Служба энергетиков – обеспечивает и несет ответственность за бесперебойное энергоснабжение всего предприятия и за соблюдением заданных параметров электроэнергии.
Функции СКРМ в проведении исследований
· осуществление контроля проведения геофизических, гидродинамических и геолого-промысловых исследований на скважинах;
· подготовка предложений для составления годового, квартального, месячного плана по геофизическим, гидродинамическим и геолого-промысловым исследованиям;
· организация проведения гидродинамических, геофизических, геолого-промысловых исследований скважин в рамках утвержденных бюджетов и норм.
|
|
|
Опорный фонд предназначен для контроля за энергетическим состоянием залежей разрабатываемых месторождений и построения карт изобар и замеров пластовых давлений.
Техническая часть
Технология проведения исследований по определению динамического уровня в затрубном пространстве нефтяных скважин, периодичность исследований, решаемые задачи.
Определение уровня жидкости происходит путём измерения времени прохождения акустического сигнала от устья скважины до границы раздела фаз «газ-жидкость» по величине измеренного времени и введенному значению скорости распространения акустического сигнала производиться вычисление уровня.
УПАС присоединяется к патрубку затрубного пространства исследуемой скважины и в газовую среду генерируется акустический сигнал. Для скважин с избыточным давлением генерация сигнала производиться путём кратковременного открытия клапана для скважин без избыточного давления с помощью «гармошки» или насоса с помощью УГАС.
Воздействующие и отраженные акустические сигналы регистрируются в виде эхограммы и запоминаются в оперативной памяти БР соединенного с УПАС.
Вычисленное значение уровня жидкости, давление в атм. и количество зарегистрированных откликов выводится на индикатор БР.
Основной погрешностью в определении уровня вносит неопределенность скорости звука для исследуемой скважины, которое зависит от давления, температуры, газового состава и других параметров определяющих величину скорости, погрешность измерения давления определяются погрешностями УПАС и БР образующих каналы измерения давления. Предел погрешностей эхолота не превышает 1%.
· Кратковременно открыть задвижку патрубка затрубного пространства, убедиться в её исправности и отсутствии выброса жидкости, закрыть задвижку. При отсутствии избыточного давления вместо клапана присоединяют УГАС.
· Присоединяют УПАС к патрубку затрубного пространства устьевого оборудования.
· Открыть задвижку.
· Соединить с помощью кабелей БР и УПАС.
· Включить БР
· Подготовить БР к регистрации уровня жидкости.
· Создать акустическое воздействие, оценить результаты исследований и при необходимости сохранить в памяти БР
· Выключить БР.
· Отсоединить кабель от УПАС.
· Закрыть задвижку, стравить давление (в скважинах с избыточным давлением) нажатием на рычаг клапана.
· Отсоединить УПАС от патрубка.
Требования к формированию акустического воздействия.
Для качественных исследований с избыточным давлением с помощью клапана он открывается на время 0.1 - 0.3 секунды путём резкого удара на пятку рычага с силой достаточной для полного открытия клапана, не надо удерживать клапан в открытом состоянии.
Для генерации акустического сигнала гармошкой надо плавно вытянуть гофру на себя и резко ударить по торцу гармошки.
Для генерации акустического сигнала насосом надо сделать 20-30 качаний для создания избыточного давления 2-3 атм. и резко потянуть ручку на себя произведя выброс сжатого газа в скважину.
Проведение замера уровня.
После ввода параметров и установки УПАС на патрубке скважины приступают к снятию эхограммы, резким ударом по рычагу клапана создается зондирующий импульс если его уровень достаточен, то на экране наблюдается процесс регистрации эхограммы в реальном времени.
Если отклики на эхограмме чёткие можно прекратить дальнейшую регистрации эхограммы после появления 1 или нескольких откликов.
На экране отображается эхограмма, значение уровня, давление, количество откликов, режим сохранения.
Если после измерения нет чётко выраженных отраженных сигналов надо повторить.
Измерение несколько раз при этом регистрируемые сигналы эхограммы при включенном режиме сложения эхограмм суммируются, что может привести к более чёткому выделению полезного сигнала.
Если такой сигнал стабильно фиксируется, можно рассчитывать на достоверность определения уровня, чтобы замеры были корректными делать следующий замер не ранее чем через 1 минуту.
Организационная часть
Техника безопасности при проведении исследований по замеру динамического уровня в затрубном пространстве нефтяных скважин.
К эксплуатации допускаются лица изучившие курс и достигшие 18 лет.
Запрещается производить УПАС на ниппель устьевой арматуры в случае:
· Не допустимой изношенности присоединительной резьбы
· Наличия на поверхности резьбы грязевых и абразивных включений
· Неисправность запорного (вентильного) оборудования
Замена аккумулятора производиться во вне взрывоопасной зоны.
Завинчивание УПАС на патрубок затрубной арматуры производить без перекосов до упора.
Запрещается при подаче акустического сигнала на скважине с избыточным давлением находиться по направлению выброса газа в секторе ограниченном 45 °.
Контроль за резьбами.
При частой сборке/разборке (свинчивании/развинчивании) резьбовых соединений, а также эксплуатирующийся в агрессивных средах необходимо производить их контроль не реже 1 раза в 6 месяцев.
Контроль должен быть:
· Визуальный
· Резьбовыми калибрами (пробка и кольцо) для наружным и внутренних резьб согласно ГОСТ
· Испытания резьбы под давлением согласно ПР.
Заключение
Во время прохождения практики я закрепил теоретические знания, полученные в колледже с помощью практических навыков.
Мной были закреплены умения:
· определение технологических параметров работы скважин по показаниям КИП;
· определение неисправности устьевого оборудования скважин и запорной арматуры;
· оценка технического состояния приборов, их неисправности и соответствие требованиям выполнения работ;
· выполнение подготовки приборов перед замером;
· обработка геологической информации о месторождении:
· проведение подбора инструмента( УГАС, клапан) для работы на скважинах;
· проведение монтажа- демонтажа эхолот- динамографа, применяя безопасные приемы работы;
· анализ показаний приборов "Геостар- 111, 112","Panametriks"
Также за время прохождения производственной практики я научился работать с нормативной документацией, пользоваться приборами такие как эхолот-динамограф, проводить монтаж-демонтаж эхолота-динамографа, применяя безопасные приемы работы и т.д.
Итак, можно сделать вывод, что практика пройдена успешно, поставленные задачи выполнены, а полученный опыт поможет в дальнейшем более продуктивному освоению работы оператора по исследованию скважин.
Дата добавления: 2021-11-30; просмотров: 59; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!