Стадия подготовки месторождений (залежей) к разработке

Объект исследования: месторождения и залежи, имеющие промышленное значение

Типовой комплекс включает те же работы, что и на предыдущей стадии, а также повторную интерпретацию геолого-геофизических материалов с учетом данных по пробуренным скважинам и проведение детализационных геолого-геофизических работ на площади (сейсморазведка, структурное бурение) и в скважинах (ВСП, СК, электроразведка и т. д.). В ряде случаев предусматривается бурение опережающих добывающих скважин.

По результатам проведения разведочного этапа выполняется подсчет запасов нефти и газа и оценка экономической эффективности проведенных работ.

Все это деление геологоразведочного процесса на этапы и стадии направлено на установление наиболее рациональной последовательности выполнения разных видов работ и общих принципов оценки их результатов для повышения эффективности прогнозирования нефтегазоносности, поисков и разведки месторождений (залежей) нефти и газа.

- геофизические методы (в том числе сейсмический, гравиметрический, электрометрический, магнитометрический, термометрический, радиометрический, спектрометрический, электромагнитный);

- аналитические методы (газогеохимические, битуминологический, гидрогеохимический, литогеохимический, изотопный, биогеохимический газового каротажа, спиртобензольной, хлороформенной, петролейно-эфирной экстракции, термовакуумной и химической дегазации, вакуумной декриптонометрии и т.д.). Эти методы решают задачу выявления аномалий углеводородов по прямым признакам их наличия в различных средах и полях и по косвенным, по признакам влияния углеводородов на вмещающую среду и поля;

- геологические методы (традиционная геологическая съемка, составление геологических профилей, гидрогеологический метод и др.).

2. Фонтанная эксплуатация скважин: сущность, виды, преимущества и недостатки. Оборудование скважины при фонтанной эксплуатации

Данный способ эксплуатации нефтяной скважины подразумевает поднятие жидкостей от забоя наверх по всей скважине, стимулятором чего будет только энергия нефтяных пластов. К преимуществам такого способа относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит естественным путем и не требует дополнительной траты сил и времени на это. Особое оборудование при этом способе эксплуатации также не требуется, и можно сэкономить как на его стоимости, так и на техническом обслуживании. Для обустройства фонтанирующей скважины потребуется головка для колонны, арматуры и линия выкидного типа из наземной техники, а также сама колонна из подземной. Трубы НКТ опускаются до верхних отверстий, образованных перфорацией. Трубы необходимы для обеспечения поднятия жидкости наверх по скважине, а также ряда других работ:

Регулировка режима функционирования.
Обеспечение работ по изучению скважины.
Устранение отложений смолы и парафинов.
Технологические мероприятия.
Защита скважинной колонны от воздействия коррозии.
Устранение пробок из песчаного материала.
Процесс глушения скважины, который проводится перед проведением ремонтных работ в стволе.
Защита от высокого давления и его перепадов.

Оборудование скважины при фонтанной эксплуатации.

Оборудование фонтанной скважины состоит из колонны насос-но-компрессорных труб и устьевой фонтанной арматуры с выкидными линиями. К. вспомогательному оборудованию относятся отсекатель для отключения скважины в случае ее неисправности, манометр для контроля за давлением, штуцер для регулирования дебита скважин, камера пуска шара для очистки выкидных нефтепроводов от парафина (рис. 3).

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для подъема на поверхность земли продукции фонтанной скважины. Их выпускают с внутренним диаметром от 40,3 до 100,3 мм. Диаметр НКТ подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Чем больше дебит скважины, тем больше диаметр

Для предотвращения отложения парафина в колонне НКТ внутренние стенки их покрывают эпоксидными смолами, остекловывают или эмалируют.

Для подвешивания колонны НКТ, герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и колонной НКТ, контроля за работой скважины и направления газожидкостной смеси в выкидную линию устье скважины оборудуют стальной фонтанной арматурой, которая состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Выпускается тройниковая и крестовая фонтанная арматура. Фонтанный способ добычи нефти наиболее дешевый и наименее трудоемкий по сравнению с другими. Однако при эксплуатации фонтанных скважин иногда возникают осложнения. К ним относятся запарафинивание подъемных труб, отложение солей в трубах, образование песчаных пробок, появление воды и т. д. Для предотвращения отложения парафина в выкидных линиях после отсекателя устанавливается устройство для периодического запуска вручную резиновых шаров. Шар движется за счет энергии потока газонефтяной смеси, по мере его продвижения по трубам внутренние стенки их очищаются от отложений парафина.

В последние годы для очистки труб от парафинов стали широко применять специальные химические реагенты-ингибиторы парафинообразования, а также различные растворители на углеводородной основе, в том числе получаемые в качестве побочного продукта на установках подготовки нефти.

3. Характеристика износа и причины выхода из строя нефтеперекачивающих насосов.

Работая в условиях реальной скважины, насос находится под воздействием многих факторов, влияющих на его работу. Область применения УЭЦН четко оговорена техническими условиями. Зачастую условия наших скважин сильно отличаются от указанных выше. Как правило, это - повышенное содержание КВЧ, повышенное содержание свободного газа при низких уровнях, высокая температура перекачиваемой жидкости и недостаточное охлаждение установки, и еще целый ряд неблагоприятных факторов. Все это ведет к преждевременному износу и выходу из строя оборудования. Износ деталей насоса порождает вибрацию (точнее многократно усиливает ее, так как вибрация неизбежно присутствует при работе установок).

4.Требования к манометрам, устанавливаемым на нефтегазопромысловом оборудовании.

Каждый сосуд и самостоятельные полости с разными давлениями должны быть снабжены манометрами прямого действия. Манометр может устанавливаться на штуцере сосуда или трубопроводов до запорной арматуры. Манометры должны иметь класс точности не ниже:

-2,5- при рабочем давлении сосуда до 2,5 Мпа (25 кгс\см2);

-1,5-при рабочем давлении сосуда свыше 2.5 Мпа (25 кгс\см2).

Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На шкале манометра должна быть нанесена красная черта, указывающая максимальное рабочее давление в сосуде. Взамен красной черты разрешается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластину, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра. Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу.

Номинальный диаметр корпуса манометров, устанавливаемых на высоте до 2м от уровня площадки наблюдения за ними, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м – не менее 160 мм. Установка манометров на высоте более 3м от уровня площадки не разрешается. Между манометром и сосудом должен быть установлен трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее проводить периодическую проверку манометра с помощью контрольного манометра. На сосудах, работающих под давлением выше 2,5 Мпа (25 кгс\см2) или при температуре среды выше 250 С, а также с взрывоопасной средой или вредными веществами 1 и 2 классов опасности, вместо трехходового крана допускается установка отдельного штуцера с запорным органом для подсоединения второго манометра. Манометры и соединяющие их с сосудом трубопроводы должны быть защищены от замерзания. Манометр не допускается к применению в случаях, когда:

-отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении проверки;

-просрочен срок проверки;

-стрелка при его отключении не возвращается к нулевому показанию шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора;

-разбито стекло или имеются повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний.

Проверка манометров с их пломбированием или клеймением производится не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, не реже одного раза в 6 месяцев владелец сосуда должен производить дополнительную проверку рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнале контрольных проверок. При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку производить рабочим манометром, имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.

5. Виды инструктажей на производстве: сроки и порядок их проведения.

Вводный инструктаж

Вводный инструктажпо безопасности труда проводит инженер по охране труда или лицо, на которое возложены эти обязанности, со всеми вновь принимаемыми на работу не зависимо от их образования, стажа работы по данной профессии или должности, с временными работниками, командированными, учащимися и студентами, прибывшими на производственное обучение или практику, а также учащимися в учебных заведениях. О проведении вводного инструктажа делают запись в журнале регистрации вводного инструктажа с обязательной подписью инструктируемого и инструктирующего, а также в документе о приеме на работу или контрольном листе. Проведение вводного инструктажа с учащимися регистрируют в журнале учета учебной работы.

Первичный инструктаж

Первичный инструктаж по охране труда на рабочем месте до начала производственной деятельности проводит непосредственный руководитель работпо инструкциям по охране труда, разработанным для отдельных профессий или видов работ:

- со всеми работниками, вновь принятыми в организацию, и переводимыми из одного подразделения в другое;

- с работниками, выполняющими новую для них работу, командированными, временными работниками;

- со строителями, выполняющими строительно-монтажные работы на территории действующей организации;

- со студентами и учащимися, прибывшими на производственное обучение или практику перед выполнением новых видов работ, а также перед изучением каждой новой темы при проведении практических занятий в учебных лабораториях, классах, мастерских, участках.

Лица, которые не связаны с обслуживанием, испытанием, наладкой и ремонтом оборудования, использованием инструмента, хранением и применением сырья и материалов, первичный инструктаж не проходят.

Перечень профессий и должностных работников, освобожденных от первичного инструктажа на рабочем месте, утверждает руководитель организации по согласованию с профсоюзным комитетом и службой охраны труда. Все работники, в том числе выпускники профтехучилищ, после первичного инструктажа на рабочем месте должны в течение первых 2 - 14 смен (в зависимости от характера работы, квалификации работника) пройти стажировку по безопасным методам и приемам труда на рабочем месте под руководством лиц, назначенных приказом (распоряжением) по предприятию (подразделению, цеху, участку и т.п.). Ученики и практиканты прикрепляются к квалифицированным специалистам на время практики.

Повторный инструктаж

Повторный инструктажпроходят все работающие, за исключением лиц, освобожденных от первичного инструктажа на рабочем месте, не зависимо от их квалификации, образования и стажа работы не реже чем через 6 месяцев. Его проводят с целью проверки знаний правил и инструкций по охране труда, а также с целью повышения знаний индивидуально или с группой работников одной профессии, бригады по программе инструктажа на рабочем месте. По согласованию с соответствующими органами государственного надзора для некоторых категорий работников может быть установлен более продолжительный (до 1 года) срок прохождения повторного инструктажа.

Повторный инструктаж проводится по программам первичного инструктажа на рабочем месте.

Внеплановый инструктаж

Внеплановый инструктаж проводится:

• при введении в действие новых или переработанных стандартов, правил, инструкций по охране труда, а также изменений к ним;

• при изменении, технологического процесса, замене или модернизации оборудования, приспособлений и инструмента, исходного сырья, материалов и других факторов, влияющих на безопасность труда;

• при нарушении работающими и учащимися требований безопасности труда, которые могут привести или привели к травме, аварии, взрыву или пожару, отравлению;

• по требованию органов надзора;

• при перерывах в работе - для работ, к которым предъявляются дополнительные (повышенные) требования безопасности труда, более чем 30 календарных дней, а для остальных работ - более двух месяцев.

Внеплановый инструктаж проводят индивидуально или с группой работников одной профессии. Объем и содержание инструктажа определяют в каждом конкретном случае в зависимости от причин или обстоятельств, вызвавших необходимость его проведения. Внеплановый инструктаж отмечается в журнале регистрации инструктажа на рабочем месте с указанием причин его проведения.

Внеплановый инструктаж проводит непосредственно руководитель работ (преподаватель, мастер).

Целевой инструктаж

Целевой инструктаж проводится:

• при выполнении разовых работ, не связанных с прямыми обязанностями работника по специальности (погрузка, выгрузка, уборка территории, разовые работы вне предприятия, цеха и т.п.);

• при ликвидации последствий аварии, стихийных бедствий, производстве работ, на которые оформляется наряд-допуск, разрешение и другие документы.

Целевой инструктаж проводится непосредственно руководителем работ и фиксируется в журнале инструктажей и необходимых случаях - в наряде-допуске.

Б и л е т № 2

1.Заключительные работы после фактического окончания бурения и крепления скважины.Сдача скважины в эксплуатацию.

Продолжительность твердения цементных растворов для кондукторов - 16 ч, а для промежуточных и эксплуатационных колонн – 24 и 48 часов соответственно.

По истечении срока схватывания и твердения цементного раствора (ОЗЦ) в скважину спускают электротермометр для определения фактической высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве (ОЦК). При схватывании и твердении цементного раствора наибольшее количество тепла выделяется в течение 5 - 10 ч после его затвердения, поэтому для получения четкой отбивки высоты подъема цементного раствора необходимо, чтобы электротермометр был спущен в течение 24 ч после окончания цементирования скважины.

В последние годы широко используется акустический метод контроля качества цементирования скважин (АКЦ). Он основан на том, что часть обсадной колонны, не закрепленная цементным камнем, при испытании акустическим зондом характеризуется колебаниями значительно больших амплитуд по сравнению с высококачественно зацементированной колонной.

После обвязки устья скважины в обсадную колонну спускают долото на бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны в случае необходимости приступают к разбуриванию заливочных пробок, остатков затвердевшего цементного раствора и деталей низа обсадной колонны (нормализация забоя).

Перед опрессовкой, жидкость в колонне заменяют водой. При проверке герметичности давление опрессовки должно на 20 % превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной колонны.

Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также, если за 30 мин испытания давление снижается не более чем на 0,5 МПа при опрессовке давлением более 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при опрессовке давлением менее 7 МПа. Отсчет времени начинают спустя 5 мин после создания давления.

Также в скважинах герметичность колонны проверяют снижением уровня жидкости, если плотность бурового раствора была менее 1400 кг/м3, или заменой более тяжелого бурового раствора на воду. Колонна считается выдержавшей испытание, если уровень жидкости в течение 8 ч поднимается не более чем на 1 м в 146- и 168-мм колоннах и на 0,5 м в 194- и 219-мм колоннах и больше (не считая первоначального повышения уровня за счет стока жидкости со стенок колонны).

Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 1155; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 123 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!