Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Параметрами качества воды для закачки в пласт  являются: количество механических взвешенных частиц (КВЧ); нефти и нефтепродуктов; железа и его соединений, которые при окислении выпадают в виде нерастворимого осадка; сероводорода, существенно повышающего коррозионную активность воды; бактерий и микроорганизмов. Особую роль играет солевой состав воды.

Поддержание пластового давления закачкой газа

Имеется ряд нефтяных месторождений, в разрезе которых встречаются газоносные пропластки, а также месторождения нефти с газовой шапкой. В этих случаях можно использовать ППД закачкой газа, особенно, если отсутствуют источники водоснабжения. В качестве источника газа, кроме перечисленных, может использоваться газ, попутно добываемый с нефтью. Если нефтяное месторождение имеет газовую шапку, очевидно, что закачка газа должна вестись в газовую шапку. Если газовая шапка отсутствует, то возможно ее искусственное формирование в наиболее повышенной части продуктивного горизонта путем бурения специальных газонагнетательных скважин. Основные принципы управления выработкой запасов нефти, изложенные выше, остаются справедливыми и при закачке газа за исключением того, что в этом случае необходимо предотвращать образование газовых конусов в добывающих скважинах. Поддержание пластового давления закачкой газа необходимо осуществлять и в том случае, когда условия закачки пресной воды неблагоприятны. Это касается терригенных нефтенасыщенных объектов разработки, в составе которых имеется значительное количество глинистого материала, разбухающего при контакте с пресной водой. В этом случае заводнение оказывается не только неэффективным, но и создает серьезные проблемы, связанные с низкой приемистостью нагнетательных скважин, которая во времени значительно снижается вплоть до нуля.

 
6.Краткая характеристика видов  работ по обслуживанию и 

ремонту трубопроводов

Обслуживание трубопроводов  заключается в периодических  патрулированиях трубопроводах, внутритрубной инспекции, текущем  и капитальном ремонте трубопроводов. При патрулировании  трубопровода особое внимание должно быть уделено:- наличию признаков утечек нефти;- строительным и земляным работам, в т.ч проводимым сторонними организациями;- эрозии грунта;- льдообразованию;- образованию промоин и размывов;- оползневым участкам;- оседанию грунта над трубопроводом;- оголению трубопровода;- пересечению нефтепроводом водотоков, железных и автомобильных дорог.

С целью  поддержания пропускной способности  и предупреждения скапливания воды и внутренних отложений, а также  с целью подготовки участка нефтепровода к внутритрубной инспекции и  перед испытанием должна проводиться  очистка внутренней полости трубопровода  пропуском очистных устройств. Периодичность очистки МН очистными устройствами определяется индивидуально для каждого нефтепровода в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств перекачиваемого продукта, но не реже одного раза в квартал.

Испытания на прочность нефтепровода или участков должны проводиться:

- после  капитального ремонта с заменой  труб;

- после  реконструкции;

- в случаях,  если они не могут быть подвергнуты  внутритрубной диагностике;

- при  аттестации трубопроводов;

Протяженность испытываемых участков линейной части  трубопроводов  не должна превышать 30-40км.

Нефтепровод считается выдержавшим испытание  на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление осталось в пределах допустимых норм и не были обнаружены утечки.

Аварийный запас труб должен использоваться при  ликвидации аварий.

Количество  аварийного запаса должно составлять:

- труб- 0.1% от протяженности трубопровода;

- линейной  арматуры – по одной штуке  каждого диаметра на 15 установленных  на трубопроводе задвижек;

- соединительных  деталей труб- по две штуки  на каждый диаметр нефтепровода.

Трубы аварийного запаса должны быть пронумерованы несмываемой  краской (высота шрифта 10см) на внутренней полости трубы и на торцевых заглушек. Рядом с местом складирования должен устанавливаться щит-указатель, на котором указываются номера труб,  диаметр, длина, толщина стенки трубы и марка стали согласно сертификату.[10]

 

7.Меры безопасности при  выполнении работ по обслуживанию  и ремонту скважин

 Работы  по обслуживанию скважин и подземного оборудования  выполняют рабочие и специалисты, прошедшие дополнительное обучение и проверку знаний. Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры , схемы их обвязки должны обеспечивать оптимальные режимы  работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства,  возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры. Рабочие давление  фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колоны.   В процессе эксплуатации скважины клапан – отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание  в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка  клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом. На кусте скважин газопроводы газлифта, станки-качалки, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады должны располагаться по одну сторону  от оси куста скважин. Проезд транспорта (кроме технологического) на эту территорию запрещается.

Устье скважины оборудуется запорной арматурой  и сальниковым устройством для  герметизации штока. Обвязка устья  скважины должна позволять  смену  набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры. До начала  работ или перед осмотром оборудования  периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным  или ручным пуском электродвигатель должен  отключаться , контргруз должен быть опущен  в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом  устройстве  вывешен плакат "Не включать, работают люди". На скважинах  с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью "Внимание! Пуск автоматический" Станок-качалка должен быть заземлен. Заземляющие проводники, соединяющие раму станка-качалки с кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены в землю не менее  чем на 0,5 м. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля.

Скважины, эксплуатируемые  с использованием погружных насосов, могут оборудоваться забойными клапанами – отсекателями, позволяющими заменять скважинное оборудование без глушения. Устье скважины оборудуется  фонтанной арматурой  либо специальным устьевым устройством, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространства, возможность их сообщения, проведения  глубинных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного  пространств должна позволять проводить  разрядку скважины, подачу газа в затрубное пространство, поведение технологических операций, включая глушение скважин. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение. Силовой кабель должен быть проложен  от станции управления или от ближайшей клеммной коробки к устью скважины на эстакаде. Допускается прокладка кабеля на специальных стойках-опорах. Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования   электронасосов, осмотр, ремонт, наладку должен проводить электротехнический персонал. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования  в скважину не должна превышать 0, 25 м/с. В наклонно-направленных скважинах с набором кривизны 1,5⁰ на 10 м скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.

Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса должен быть проверен  шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного насоса.

Безопасность  труда  и промышленная санитария

На каждом нефтегазодобывающем предприятии  разработаны "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" направленные на предупреждение аварий и обеспечение промышленной безопасности в процессе строительства, эксплуатации, консервации  и ликвидации опасных производственных объектов, а также на обеспечение  готовности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты , к локализации и ликвидации последствий  аварий и нестандартных ситуаций. К опасным производственным объектам относятся организации или их цехи, участки , площадки , иные производственные объекты , обладающие признаками  опасности, установленными Федеральным законом.

Производственные  объекты на нефтяных промыслах должны постоянно содержаться в чистоте и порядке. Категорически  запрещается допускать загрязнение нефтью производственной территории и помещений. Хранение нефти и других легковоспламеняющихся жидкостей в открытых емкостях не допускается. Вокруг площадок всех объектов и сооружений , расположенных на территории нефтедобывающего предприятия, трава должна быть скошена в радиусе не менее 5 метров. Дороги, подъезды и проезды к сооружениям, водоемам, пожарным гидрантам нельзя загромождать и использовать для складирования. Запрещается применять для освещения эксплуатационных скважин, насосных, пунктов сбора и подготовки нефти, резервуарных парков и других производственных установок и складских сооружений факелы, спички, и другие источники открытого огня.

За герметичностью оборудования устанавливается строгий  контроль. В  случае обнаружения  пропусков должны приниматься  меры к их устранению. Отогревать замерзшую арматуру, аппаратуру, трубопроводы, задвижки и др. разрешается  только паром или горячей водой. Промасленный обтирочный материал должен складываться в специальные металлические ящики с плотно закрывающимися крышками. Спецодежда должна храниться в индивидуальных шкафчиках в специально предназначенных для этих целей помещениях. Запрещается вешать и раскладывать для просушки одежду и другие предметы , пропитанные нефтью, на паровых трубах, радиаторах , котлах и др.

Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти  и газа, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противоаварийной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения. Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды , сблокированную с системой звуковой и световой аварийной сигнализации. Действия персонала при возникновении  аварийных  сигналов должны быть представлены в планах ликвидации аварий (ПЛА). Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции. Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с установленными нормами. Основные технологические параметры  указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления (диспетчерский пункт). Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двустороннюю связь с диспетчерским пунктом.

Система сбора  нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин герметичными. На объектах сбора и подготовки нефти и газа, насосных и компрессорных станциях должна быть технологическая  схема, утвержденная техническим руководителем организации, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме. Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий.

Оборудование, контактировавшее с сернистой нефтью и не используемое в действующей  технологической схеме, должно быть отключено, освобождено от продукта, промыто(пропарено) заполнено инертной средой и изолировано от действующей схемы установкой заглушек. Установка заглушек фиксируется в журнале установки-снятия заглушек.

При наличии  в продукции, технологических аппаратах, резервуарах и других емкостях сероводорода или возможности образования  вредных веществ при пожарах, взрывах, нарушениях герметичности емкостей и других аварийных ситуациях персонал должен быть обеспечен необходимыми средствами индивидуальной защиты от воздействия этих веществ.

Скорость  изменения технологических параметров должна устанавливаться инструкциями по пуску, эксплуатации и остановке установок, утвержденными техническим руководителем организации в соответствии с технологическим регламентом и инструкциями по эксплуатации оборудования заводов-изготовителей.

В случае неисправности  системы пожаротушения и приборов определения довзрывоопасных концентраций должны быть приняты немедленные меры к восстановлению их работоспособности, а на время проведения  ремонтных работ по восстановлению их работоспособности должны быть проведены мероприятия, обеспечивающие безопасную работу установки. Эксплуатация установки с неисправными приборами пожарной защиты запрещается, а при неисправности системы пожаротушения –должна быть согласована с

пожарной  охраной.

Запрещается эксплуатировать аппараты, емкости  и оборудование при неисправных предохранительных клапанах, отключающих и регулирующих устройствах, при отсутствии или неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматики. Электрооборудование установки должно обслуживаться электротехническим персоналом, имеющим соответствующую квалификацию и допуск к работе.

Особое внимание  необходимо обращать на проведение огневых  работ. К огневым работам относятся: электрогазосварочные, кузнечные и котельные, и все прочие работы с применение открытого огня. Ответственность за подготовку и безопасную организацию огневых работ, и соблюдение правил по технике безопасности несет начальник цеха. Огневые работы могут проводиться  только после выполнения всех требований  пожарной безопасности, обусловленных в плане проведения огневых работ.