Краснонивского месторождения

123

•в начале смены произвести осмотр рабочего места, проверить состояние технологического процесса, состояние и работу оборудования, его герметичность, исправность электрооборудования, КИП, дренажных систем,

предохранительных, блокирующих, ограждающих и заземляющих устройств, наличие и исправность противопожарного оборудования, а в случае обнаружения неполадок, угрожающих безопасности, принять меры к их немедленному

устранению;

•вести технологический процесс в соответствии с разделом технологического регламента «Нормы технологического режима»;

•не допускать резких изменений давления в аппаратах и трубопроводах во избежание их аварийной разгерметизации;

•при обнаружении пропуска перекачиваемой среды неисправный участок отключить и принять меры согласно плану ликвидации аварий;

•при нарушении норм технологического режима принимать меры по устранению этих нарушений;

•разогрев ледяных пробок не допускается производить открытым огнем, отогрев производить горячей водой или паром от передвижных установок (ППУ);

•не пользоваться ломами, крюками для открытия и закрытия замерзших задвижек, вентилей и другой запорной аппаратуры;

•сосульки, корки льда и снега, образующиеся на арматуре, технологическом оборудовании, лестницах,

металлоконструкциях, обслуживающих площадках необходимо своевременно убирать. Площадки, переходные мостики

в зимнее время должны посыпаться песком;

Консорциум « Н е д р а »

124

•своевременно проверять действие запорной арматуры. Задвижки и вентили необходимо регулярно во время остановок прокручивать и смазывать;

•запорная арматура должна открываться плавно и медленно во избежание возникновения гидроударов, что может привести к порыву водоводов. Не подтягивать крепеж фланцевых соединений оборудования, находящихся под давлением. Для этого давление необходимо сбрасывать;

•манометры, КИП, их поверка и обслуживание должны соответствовать требованиям инструкций и правил центра стандартизации, метрологии и сертификации. Поверка манометров и КИП должна проводиться не реже одного раза в год. На циферблате манометра должна быть нанесена красная черта, соответствующая разрешенному рабочему давлению в трубопроводе;

•не допускается разведение открытого огня на территории насосных станций, вблизи складских помещений с ЛВЖ.

Курение разрешается в специально отведенных и оборудованных местах;

•все виды ремонта, кроме аварийного, должны выполняться в соответствии с графиком планово-

предупредительного ремонта (ППР);

•работы, подлежащие выполнению, проводятся на основании плана мероприятий по безопасному проведению работ. Лица, ответственные за подготовку и проведение работы, назначаются из числа ИТР. Перед началом работы все работающие должны быть проинструктированы по методам безопасной работы;

•все технологическое оборудование, подлежащее ремонту, демонтажу или реконструкции должно быть освобождено от продукта, отключено запорной арматурой. На всех подводящих линиях должны быть установлены заглушки, зафиксированные в журнале. Заглушки должны удовлетворять условию прочности, и рассчитаны на давление,

Консорциум « Н е д р а »

125

не ниже давления в трубопроводе. На закрытых запорных арматурах и кнопках «пуск-стоп» вывешиваются предупреждающие таблички, плакаты: "Не включать! Работают люди". При ремонте и демонтаже электрооборудования дополнительно необходимо обесточить станцию управления, разобрать электросхему и отделить кабель от электродвигателей и затем присоединить их к заземляющему устройству;

•ремонт трубопроводов производится в соответствии с действующими правилами по ремонту и эксплуатации трубопроводов. Для предотвращения вытекания продукта из повреждённого трубопровода и загрязнения окружающей среды допускается временная установка хомутов на поврежденные участки водовода до проведения основных ремонтных работ. Ремонт поврежденного участка трубопровода возможен после оформления наряда-допуска на данный вид работ, указания в нем всех опасных факторов и необходимых мер безопасности при производстве работ. Технология производства ремонта зависит от характера и объемов повреждения;

•при проведении ремонтных работ рабочие должны быть соответственно экипированы, а рабочие места подготовлены в соответствии с требованиями техники безопасности;

•при возникновении нарушений в ходе работ, угрожающих жизни работающих или целостности оборудования все работы немедленно прекращаются, а люди эвакуируются из опасной зоны;

•рабочие места, объекты, проезды в темное время суток должны быть освещены. Кроме рабочего освещения необходимо предусматривать аварийное освещение.

•все потенциально опасные места объектов ДНС должны иметь ограждения, закрывающие доступ к ним со всех сторон. Открывать дверцы заграждений и снимать ограждения следует после полной остановки оборудования или

Консорциум « Н е д р а »

126

механизма. Пуск оборудования или механизма разрешается только после установки и надежного закрепления всех съемных частей ограждения. Ограждение должно быть быстросъемным и удобным для монтажа;

•по окончании ремонтных работ оборудование должно быть опрессовано, испытано на прочность и герметичность

исдано в эксплуатацию по акту;

приемка оборудования из ремонта проводится на основании актов и документации с записью в паспорте оборудования о проделанной работе.

Основные выводы и рекомендации.

На месторождении применяется напорная герметизированная система сбора нефти и газа. Необходимо заменить

100 % трубопроводов на новые. АГЗУ работают в нормальном режиме.

На ДНС осуществляется разгазирование продукции, далее транспортируется на УПСВ Подгорненска.

С УПСВ выходит продукция с обводненностью до 2%, что является хорошим результатом.

На УПН производится нефть только 1 группы качества ГОСТ Р 51858-2002

Источником для системы ППД является пресная вода из реки Самара. Необходимо переоборудовать ДНС в УПСВ и брать отделенную воду для ППД.

Невозможно замерить приемистость каждой нагнетальной скважины, для исправления ситуации необходимо установить счетчики расхода жидкости на каждой скважине.

Произведен расчет одно и двухфахных трубопроводов, согласно которому потери на трение незначительны,

установка дополнительных насосов не требуется.

Консорциум « Н е д р а »

127

Произведен расчет отстойника и сепаратора, по результатам которого сепаратор перегружен, отстойник недогружен. Необходима установка дополнительного сепаратора.

Приведены требования охраны труда на рассмотренных установках и аппаратах.

Список использованной литературы:

1.Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. Учеб. для вузов/ – М.: Альянс, 2005. – 319 с.

2.vgenergy.ru Поиск исследователей в области нефти и газа.

3.Курс лекций и практических занятий по дисциплине «Сбор и подготовка нефти, газа и воды».

4.Курс Сбор и подготовка нефти, газа и воды для ФДО и ЗО. САМАРА 2008г.

5.Технологический регламент УПСВ Подгорненская.2011г.

6.Технологический регламент ДНС Краснонивская. 2012г.

7.Технологический режим работы добывающих скважин ОАО «Самаранефтегаз» 2015 г.

8.Перечень трубопроводов ОАО «Самаранефтегаз».

Литературный обзор на тему: «Схемы сбора продукции скважин на нефтяных месторождениях с термическим воздействием на пласт» Любое термическое воздействие на пласт приводит к изменению структуры и прочности коллекторов. В результате, на поверхность выносится большое количество твёрдых частиц различного фракционного состава. Самые крупные частицы диаметром от 0,01 до 0,1 мм собираются в отстойных аппаратах и трубопроводах,

Консорциум « Н е д р а »

128

образуя пробки и снижая объём рабочей зоны. Более мелкие частицы существенно повышают стойкость водо – нефтяных эмульсий.

Попутный газ таких месторождений не только содержит, как правило, большое количество агрессивных компонентов (H2S; SO2; CO; CO2; NO2 и др.), но и способствует сильному пенообразованию (особенно при использовании внутрипластового горения). Сепарация газа из такой смеси в герметичной системе сбора протекает довольно медленно, что способствует образованию газовых пробок в системе сбора и подготовки нефти, а так же существенно затрудняет процесс осаждения механических примесей.

Применение теплового воздействия на пласт, особенно паротеплового, вызывает увеличение обводнённости продукции скважин на более ранней стадии эксплуатации, что, в свою очередь, приводит к преждевременному образованию аномально устойчивых водо – нефтяных эмульсий.

Наконец, целевая продукция подобных месторождений, как правило, обладает высокой вязкостью (более 1000

мПа.с), что существенно затрудняет её сбор.

Проведённые ВНИИПИНефтью исследования показали, что для получения с подобных месторождений конкурентноспособной товарной нефти не ниже 1 группы (согласно существующей классификации) уже в системе сбора необходимо осуществлять не только предварительное разгазирование, но и отделение механических примесей и возможно большего количества воды от продукции скважин, используя все доступные средства интенсификации отстоя.

Типичное оформление подобных схем приведено на рис.4.1.

Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) поступает в специальный переключатель (3), направляющий её либо в сборный коллектор (4), либо в сборный коллектор (5). По коллектору (4) продукция попадает в газосепаратор

Консорциум « Н е д р а »