Внутриконтурное заводнение

Основна цель -повышение интенсивности выработки запасов из крупных нефтяных месторождений и сокращение сроков разработки. Увеличивается ли при этом конечная нефтеотдача, является до сегодняшнего дня дискутируемым вопросом.

Разрезание рядами нагнетательных скважин возможно на различные фигуры: полосы, кольца и др. Выбор конкретного расположения разрезающих рядов зависит, в первую очередь, от геологического строения объекта, а также материальных затрат и получаемого эффекта. Блочное заводнение - целесообразно на крупных, слабо изученных, неоконтуренных месторождениях (когда пробурены только разведочные скважины. Каждый блок может иметь самостоятельную систему добывающих скважин в виде трех или пяти рядов между двумя рядами нагнетательных скважин. При полном изучении месторождения и его оконтуривании ранее введенные в разработку блоки объединяются в общую единую систему разработки месторождения(поэтапная выработка запасов из месторождения). Избирательная система заводнения предназначена для разработки сильно неоднородных объектов при достаточно хорошо изученном их геологическом строении и применяется, как правило, на более поздних этапах разработки как дополнительная система к основной системе заводнения. Разновидность избирательного заводнения - очаговое заводнение - в качестве нагнетательной скважины можно использовать одну из добывающих, которая дренирует хорошо проницаемый объем и имеет хорошую гидродинамическую связь с окружающими добывающими скважинами. Среди всех видов заводнения особое место занимает площадное заводнение- наиболее интенсивным способом воздействия на разрабатываемые объекты и обеспечивает достаточно высокие темпы извлечения запасов.

№2. Фонтанная эксплуатация скважин. Осложнения при фонтанной эксплуатации скважин и методы борьбы с ними

Обслуживание: бригады по добыче нефти и газа наблюдают за давлением на устье с (в затрубном пространстве, на буфере перед штуцером) и в трапе, за дебитами нефти и газа, процентом воды и содержанием песка в отбираемой продукции, за исправностью устьевого оборудования, выкидной линии, трапа, за работой парафиновых скребков и т.п. и проводят текущий и мелкий ремонт.

Признаком нарушения - изменение давления в С (зарубного), а также изменение дебита нефти, процента воды и песка. Основными причинами нарушения нормальной работы фонтанных С являются запарафинивание подъемных труб, образование песчаной пробки, разъедание штуцера (Ш), забивание песком, парафином Ш или выкидной линии, появление воды в С и др.

Мероприятия по восстановлению режима эксплуатации С, зависят от причины, вызвавшей его нарушение.

-Падение буф дав и повыш затруб давл одновременно с паден дебита нефти ---засорение фонтанных труб.

- Снижение давл в затруб пр-ве ---образовании пробки на забое( пораб без Ш или подкач в затруб пр-вонефть.

-Падение давл на буф при одновременном увеличении дебита С --- разъедание Ш песком(надо перевести фонтанную струю на другой выкид и тут же сменить Ш.

-Если давл на буф и в затруб пр-ве увеличивается при резком сниж дебита--- засорился Ш или выкидная линия( перевести фонтанную трубу на запасной выкид и проверить Ш и выкид.

- Очистка подъемных труб от парафина. Методы очистки: механические, тепловые, химические.

№3 . Уровнемер ОА-6. Назначение, устройство, принцип действия. Неисправности и их устранение

АО – автомат откачки. Держит уровень в баке. Неисправности: налипание парафина на поплавок, заедание заслонки. Предназначен для откачки жид-ти из открытых и закрытых промысловых емкостей. Осуществляет оперативный контроль за уровнем жид-ти с рабочим давлением до 1 мПа. Принцип действия основан на преобразовании хода поплавка между фиксированными уровнями жид-ти в емкости в электросигнал. При изменении уровня поплавок, поворачивая вал, воздействует на кнопки микропереключателей. Производя тем самым включение или отключение управления эл двигателя насоса.

№4. Основные причины травмирования

1) Организационные

-неправильная организация труда -неправ организация рабоч места - неприменение СИЗ(средства инд защиты) - нарушение трудовой дисциплины - недостатки в обучении и инструктаже работника

2) Санитарно-гигиенические

-неблагоприят погодные условия - большой уровень шума и вибрации - нерационал недостаточн освещение

- превышение ПДК в воздухе рабоч зоны вредных веществ

3) Технические

- несовшенство технологич процесса - несовершенство и конструктивные недостатки оборудования

- несоверш КИП и автоматики- несоверш средств малой механизации

4)Психофизиологические

- несоответсв анатомо-физиологических и психологических особенностей организма чел-ка условиям труда

- неудовлетвор психологич климат в коллективе - ослабление контроля сос стороны мастера и инженерно-технических работников, самоконтроля -ненужный риск

№5. Порядок оказания первой помощи пострадавшим при несчастном случае

1) Убрать травмирующий фактор

2) Принять действия для сохранения жизнедеятельности организма

3) Сообщить вышестоящему руководителю

Билет №5

№1 Понятие о скважине. Конструкции нефтяных скважин

Скважина -цилиндрическую горную выработку пространственной ориентации, диаметр которой существенно меньше ее длины, предназначенную для сообщения продуктивного горизонта с земной поверхностью.

Начало скважины называется устьем, ее конец — забоем. Все полое пространство скважины, от ее устья до забоя, называется стволом.

Скважины могут быть вертикальными, наклонно-направленными, горизонтальными или даже с наклоном вверх (при бурении из шахт).

Основное назначение скважины — извлечение нефти, газа или воды из недр на поверхность.

По своему назначению скважины подразделяются:

1. Разведочные.

2. Добывающие (нефть, газ, вода).

3. Нагнетательные (вода, газ, пар, воздух и т.д.).

4. Контрольные (пьезометрические).

5. Наблюдательные и др.

Добывающие скважины относятся к эксплуатационному фонду. Кроме эксплуатационных нефтяных, газовых или водяных скважин имеются еще вспомогательные скважины: нагнетательные, контрольные и наблюдательные.

-Нагнетательные скважины служат для закачки в продуктивные или поглощающие пласты воды ила воздуха (газа) со специальными целями.

-Контрольные и наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за ходом разработки нефтяной или газовой залежи при помощи различных приборов, спускаемых в эти скважины.

Независимо от категории и назначения буровых скважин техника их сооружения (бурения) одинакова: скважины бурят вращательным способом, при котором горные породы на забое скважины разрушаются под действием непрерывного вращения специального инструмента — долота, спускаемого в скважину на толстостенных стальных трубах.

Совокупность данных характеризующих, диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, количество, диаметр и длину обсадной колонн, спущенных в скважину, а также интервалы пространства за колонами, заполненные цементным кольцом, называется конструкцией скважины.

Обсадные колонны по своему назначению подразделяются следующим образом.

Направление (или направляющая) - колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения. Направление, как правило, одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направлениями.

Кондуктор - колонна обсадных труб - предназначен для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колон.

Промежуточная обсадная колонна - служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин. Их может быть несколько.

Эксплуатационная колонна - последняя (в порядке установки) колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от всех остальных пород и извлечения из скважины нефти, воды, песка, газа или, наоборот, для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью) последняя промежуточная колонна.

Промежуточные обсадные колонны могут быть нескольких видов;

-сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;

-потайные - для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину;

-летучки - специальные промежуточные обсадные колонн (установленные впотай), служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.

№2 Техническое обслуживание трубопроводов

При эксплуатации промысловых трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является наблюдении за состоянием трассы трубопроводов, элементов трубопроводов и их деталей, находящихся на поверхности.

Во время наружного осмотра трассы особое внимание следует обращать на выявление:

1.Возможных утечек нефти по выходу на поверхность;

2.оголений, размывов, оползней, оврагов и т.п.;

3.производства посторонних работ и нахождение посторонней техники;

4.необходимо обратить внимание на подводные переходы через реки, ручьи, овраги, воздушные переходы, через различные препятствия, пересечение с железной и автомобильной дорогой, объекты находящиеся вдоль трассовых сооружений (линейные колодцы, защитные противопожарные сооружения и т.д.);

При осмотре наружной поверхности трубопровода и их деталей необходимо обращать внимание на:

а)показания приборов, по которым осуществляется контроль за давлением в трубопроводе;

б)герметичность не заглубленных участков трубопроводов, мест выхода из земли трубопроводных узлов, сварных и фланцевых соединений на запорной арматуре;

в)утечки транспортируемой продукции из кожухов на пересечении железной и автомобильной дороги.

При контрольном осмотре особое внимание уделяют:

а)зон выхода трубопровода из земли;

б)сварных швов;

в)зон возможного скопления пластовой воды, конденсата, твердых осадков;

г)фланцевых соединений;

д)компенсирующих устройств;

е)изоляции и антикоррозийных покрытий;

ж)гнутых отводов, сварных тройников, переходов и других фасонных соединений;

з)уплотнения арматуры;

и)правильности работы опор вибрационных трубопроводов;

Периодичность диагностики проводят не реже одного раза в год для трубопроводов категории I, в 2 года – II, в 4 года - III, в 8 лет – IV.

№3. Порядок расследования несчастных случаев на производстве

Тяжёлые

Групповые( если болел не более 60 дней, потери трудоспособности не более 20 %)

Легкие

Смертельные

Тяжелые, групповые, смертельные расследуются спец комиссиями(Ростехнадзор). Лёгкие расследуются самими работодателями. Клинико-экспертная комиссия дает заключение о несчастном случае.

Легкие:

- Приказ на создание комиссии по расследованию: 2 чел ка от работодателя, 1 чел от профсоюза по охране труда;

- на расследование 3 суток,

- если комиссия установила, что это производственная травма, то составляется акт по форме № 1(хранится 45 лет), если застрахованы(3экз), если застрахован и командиров(4 экз).

- если комиссия признала , что травма бытовая, но произошла на производстве, заявление( 30 суток на расследование)

№4. Техника безопасности при применении сильно действующих ядовитых и вредных веществ

По степени воздействия на человека, подразделяются на 4 класса опасности:

Чрезвычайно-опасные

Высокоопасные

Умеренно-опасные

Малоопасные

Могут попасть в организм 3 путями: через дых пути; через пищевод; через кожу и слизист оболочки.

Вредные вещества: сероводород H₂S, соляная кислота HCl, плавиковая кислота HF, нефть, каустическая сода NaOH, окись углерода CO, углекислый газ CO₂, метиловый спиртCH₃OH

Требования к одежде: резиновые сапоги, костюм оператора, брюки поверх сапог, пуговицы застёгнуты, карманы закрыты, каска. рукавицы

Билет №6

№1. Обводненность нефти. Понятие о нефтяных эмульсиях

При извлечении из пласта, движении по НКТ в стволе скв, а так же по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия – мех смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жид-ей.

В эмульсиях следует различать дисперсионную(внешнюю сплошную) среду и дисперсную(внутреннюю разобщенную) фазу. По характеру дисперсионной среды и дисперсной фазы различают 2 типа эмульсии: «нефть в воде», «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объема фаз, а так же от температуры, пов натяжения на границе «нефть-вода». Одной из важнейших хар-к эмульсии является диаметр капель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения.

№2. Назначение, устройство и характеристика скважинных насосов НГВ(насос глубинный вставной)

Вставной насос состоит из 3 основных узлов: цилиндра, плунжера, замковой опоры цилиндра.

Цилиндр насоса на нижнем конце имеет закрепленный наглухо всасывающий клапан, а на верхнем конце – конус, который служит опорой насоса и разобщает полость подъемных труб над насосом от скв. Поверх опорного конуса на цилиндре монтируется направляющий киппель штока плунжера.

Плунжер подвешивается к колонне штанг при помощи штока, коней которого выступает из насоса и имеет соответствующую резьбу для соединения со штангами. С целью уменьшения объема вредного пространства нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера.

Под замковой опорой, которая закреплена на нижнем конце колонны подъемных труб, монтируется направляющая труба, обеспечивающая правильную установку насоса на место. Узел замковой опоры состоит из переводника, присоединяемого к НКТ, седла конуса, пружинного замка и опорной муфты.

Пружины замка раздвигаются при усилии 2000Н, поэтому для установки насоса на место достаточно приложить к нему часть веса штанг.

Для подъема насоса так же не требуется создавать большого усилия, так как концы пружин находятся на конусной пов-ти буртика и при небольшом натяжении легко раздвигаются им.

При нормальной работе вставного насоса плунжер перемещается по цилиндру, не изменяя его положения в трубах, насос работает как обычный турбинный насос.

№3 .Устройство и порядок применения огнетушителей ОП-10

ОП-10 огнетушитель порошковый, V=10 литров

- t хранения и работы от-50 до +504

-длина струи до 3 метров;

-объем от 2 до 50 литров для других типов;

-для тушения электрических установок под напряжением до 1000В;

-время действия от 15 до 30 секунд;

Способ приведения в действие:

1.Подвести к очагу возгорания на расстояние в пределах 3-6 метров;

2.Выдернуть чеку, взять в руки шланг с насадко-распылителем и нажать на рычаг клапана;

3.Тушение проводить только с наветренной стороны, струю порошка направлять на горящую поверхность, стараясь создавать наибольшую концентрацию порошка в зоне горения;

4.Тушение горюющих жидкостей с площадью огрения более 5 метров и времени горения больше 1 минуты следует производить несколькими огнетушителями с привлечением нескольких человек.

№4. Санитарно-бытовые помещения на производстве

Проветриваются, соблюдение чистоты, менять постельное белье.

№5. Воздействие на организм отравляющих и удушающих газов, их ПДК

Опасная зона там, где действуют опасные производственные факторы.

ПДК – предельно-допустимые концентрации – концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны, которые при ежедневной работе в течение 8 часов или другой продолжительности , но не более 40 ч в неделю в течение всего стажа работы, не могут вызвать заболеваний или отклонений в состоянии здоровья работников.

1) Бензин топливный – 100мг/м³ – 4 класс опасности

2) Бензол – 5 мг/м3 – 5 кл

3) Бутан – 300мг/м3 – 4 кл

4) Кислота соляная – 5 мг/м3 – 5 кл

5) Масла минеральные(нефтяные) – 5 мг/м3 – 3 кл(умеренно опасные)

6) Сероводород H₂S – 10 мг/м3 – 2кл(высокотоксичные)

7) H₂S + УВ – 3 мг/м3 – 3 кл

8) Сода кальценированная – 2 мг/м3 – 3 кл

9) Сода каустическая – 0,5 мг/м3 – 2 кл

10) Спирт метиловый – 5 мг/м3 – 3 кл

11) Углеродоокись = 20 мг/м3 – 4 кл

СИЗ: одежда, обувь

Билет №7

№1. Техническое обслуживание АГЗУ(автоматизированные групповые замерные установки)

1 Общие указания

1.1Техническое обслуживание установки производится в зависимости от способа обслуживания, в следующие сроки:

а)при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня;

б)один раз в 3 месяца;

в)один раз в 6 месяцев.

Работы производят операторы по добыче нефти и служба автоматики и телемеханики

2 Порядок технического обслуживания

2.1 Виды технического обслуживания, проводящиеся при посещении обслуживающим персоналом:

-проверка показаний счетчиков и неисправности работы всех узлов (при отсутствии телемеханики);

-проверка герметичности наружных фланцев;

-проверка герметичности технологического оборудования;

-проверка герметичности соединений привода ГП и других приборов и средств автоматики;

-проверка давления в сепарационной емкости;

-проверка предохранительного клапана;

-проверка фиксации каретки ПСМ;

-слив грязи из сепарационной емкости и фильтра;

-уборка помещений от загрязнений.

2.2 Виды технического обслуживания, проводящиеся один раз в три месяца:

-проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров);

-проверка работы счетчика жидкости турбинного ТОР;

-проверка хода рейки ПСМ;

-проверка хода и фиксации каретки ПСМ;

-проверка герметичности каретки ПСМ;

2.3 Виды технического обслуживания, проводящиеся один раз в шесть месяцев:

-осмотр уплотнений средств автоматизации;

-проверка датчика положения ПСМ;

-проверка работы ПСМ.

⇐ Предыдущая 123 4 Следующая ⇒