- •Обработки призабойной зоны нефтяного пласта. Кислотная обработка ПЗП
- •Уменьшение притока жидкости может быть
- •На забое
- •Сокращение природного притока
- •Закачка растворов кислот в скважину
- •ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
- •ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ.
- •СТРУКТУРА ФОНДА
- •Показатели использования фонда
- •Безопасность при отборе проб нефти и нефтепродуктов
- •Плунжерный лифт
- •Резервуары
- •Нагн. скважины
- •Водозаб. скважины
- •Основные технологические параметры
- •Графитовые смазки для резьбовых соединений труб
- •Центробежные насосы секционные типа ЦНС
- •Технические характеристики ЦНС производительностью
- •Обслуживание нагнетательных скважин
- •Ремонт нагнетательных скважин
- •Предупреждение отложений парафина
- •Утверждена постановлением Госгортехнадзора Срок введения в действие с момента утверждения
- •НАРЯД-ДОПУСК
- •Промывка скважин и нефтесборных коллекторов.
- •2. Перед началом промывки необходимо :
- •4. Заключительные работы после промывки.
- •Схема расстановки спец. техники при промывке скважины
- •ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
- •9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации
- •9.2. Конструкции газлифтных подъемников
- •9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
- •9.4. Методы снижения пусковых давлений
- •9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров
- •9.4.2. Последовательный допуск труб
- •9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
- •9.4.4. Задавка жидкости в пласт
- •9.4.5. Применение пусковых отверстий
- •9.5. Газлифтные клапаны
- •9.6. Принципы размещения клапанов
- •9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
- •9.8. Оборудование газлифтных скважин
- •9.9. Системы газоснабжения и газораспределения
- •9.10. Периодический газлифт
- •9.11. Исследование газлифтных скважин
- •Введение
- •В настоящее время ГРП широко применяется во всем мире как в низкопроницаемых , так и в высокопроницаемых пластах-коллекторах.
- •Образование трещин гидроразрыва и направление их развития
- •Давление гидроразрыва
- •Требования, предъявляемые к жидкости гидроразрыва
- •Свойства жидкости ГРП
- •Подготовительные работы при ГРП
- •Производство ГРП
- •Закачка подушки
- •Закачка проппанта
- •Продавка
- •Подъем пакера
- •Схема расстановки оборудования при ГРП
- •Техника ГРП
- •Технология проведения ГРП
- •Дебит
- •Формы динамограмм по характерным неисправностям
- •Эксплуатация скважин винтовыми насосами
- •ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ
- •Порядок спуска
- •Удлинение штанг
- •Установка устьевого привода
- •Запуск и вывод на режим
- •Смена приводных шкивов
- •Смена приводных ремней
- •Учебный курс
- •Технология добычи нефти
- •Общие сведения
- •Приемка в эксплуатацию
- •Кран
- •Задвижка
- •Таблица 1.
- •2.Прямоточные задвижки.
- •2.1. Задвижка типа ЗМ - 65х21 с ручным приводом.
- •2.3. Задвижка с ручным приводом типа ЗМАД.
- •2.4. Задвижки типов ЗМС, ЗМС1 и ЗМАДП с пневмоприводом.
- •3. Клиновые задвижки.
- •Запорная арматура АО «Тяжпромарматура»
- •Таблица 8
- •Краны шаровые НПО «Искра»
- •Запорная арматура АО «Сибмаш»
- •Шиберные задвижки Воронежского механического завода.
- •МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ
- •Назначение методов и их общая характеристика
- •Обработка скважин соляной кислотой
- •Термокислотные обработки
- •Поинтервальная или ступенчатая СКО
- •Кислотные обработки терригенных коллекторов
- •Техника и технология кислотных обработок скважин
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Учебный курс «Добыча нефти»
Персонал бригады должен находится в безопасной зоне и следить за процессом промывки, в случае обнаружения отклонений от процесса дать сигнал руководителю работ.
Промывка ЭЦН производится в присутствии представителя организации, поставляющей ЭПУ.
Во время промывки нефтью на установке депарафинизации должен находиться исправный огнетушитель.
4.Заключительные работы после промывки.
Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом
задвижку фонтанной арматуры со стороны нагнетания надо закрыть.
Разборку промывочной линии после проведения депарафинизации с помощью АДП следует проводить убедившись, что температура нагрева разбираемого оборудования и приспособлений безопасна для здоровья человека.
При проведении разборки трубопроводов под разбираемые соединения устанавливаются специальные поддоны для сбора нефти.
В случае загрязнения окружающей среды необходимо немедленно принять меры по устранению загрязнения.
После окончания промывки, в случае положительного результата, скважина или нефтепровод запускаются в работу.
Нефтяная компания «ЮКОС»
Стр.5
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Наименование профессии. |
Виды работ. |
1. Оператор по добыче нефти и |
Запуск и остановка скважин в работу. |
газа. |
Замер давлений на скважине. |
|
Вывод скважин на режим. |
|
Обслуживание фонтанной арматуры. |
|
Обслуживание запорной арматуры, предохранительных устройств. |
|
Опрессовка клапанов и подъемных труб. |
|
Отбор проб их скважин. |
|
Смена устьевых сальников. |
|
Смена штуцера и запорной арматуры. |
|
Смена приводных ремней СК. |
|
Откидывание головки балансира СК. |
|
Обслуживание СК. |
|
Определение дебита скважин на АГЗУ. |
|
Обслуживание АГЗУ. |
|
Обслуживание трубопроводов. |
|
Обслуживание КИП и электрооборудования. |
|
Отбивка уровня жидкости в скважине эхолотом. |
|
Снятие динамограмм работы ШГН. |
2. Оператор по поддержанию |
Запуск и остановка скважин в работу. |
пластового давления. |
Замер давлений на скважине. |
|
Вывод скважин на режим. |
|
Обслуживание нагнетательной арматуры. |
|
Обслуживание запорной арматуры, предохранительных устройств. |
|
Смена штуцера и запорной арматуры. |
|
Обслуживание трубопроводов. |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
АВТОМАТИЗАЦИЯ КУСТОВ СКВАЖИН
Согласно современным требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»
и исходя из рациональности получения наиболее полной информации о работе кустов скважин, в настоящее время необходимо при помощи средств телемеханики и местной автоматики воздействовать управлением и контролировать следующие технологические параметры объектов куста скважин:
1. По нагнетательным скважинам:
—расход воды в нагнетательных линиях;
—загазованность в ВРБ.
2. По скважинам с ЭЦН:
—аварийные защиты станции управления;
—контроль подачи продукции (для одиночных скважин);
—состояние электродвигателя (вкл./выкл.);
—загазованность технологической площадки.
3.По скважинам с ШГН:
—усилие на штоке;
—положение балансира;
—состояние электродвигателя (вкл./выкл.);
—контроль подачи продукции (для одиночных скважин);
—загазованность технологической площадки.
4.По АГЗУ:
—уровень в емкости;
—температура в емкости;
—давление в емкости;
—дебит скважины;
—положение ПСМ;
—управление гидроприводом (вкл./выкл.);
—загазованность в технологическом помещении.
5.По блоку местной автоматики:
—несанкционированный вход;
—регулирование температуры в блоке местной автоматики.
Для решения поставленной задачи, например для куста из восьми скважин, необходим комплект местной автоматики, обеспечивающей:
—вход дискретных сигналов — на 32 входа (16X2);
—вход аналоговых сигналов — на 8 входов (4-20 мА);
—релейных выходов — на 16 выходов.
В качестве конкретных примеров таких АСУ ТП являются программно-аппаратные средства — контролеры таких фирм, как «МО01СОМ», «РВОРУ1)» и т. д.
В настоящее время в эксплуатации находятся морально и физически устаревшие, конструктивно ненадежные в работе, системы ТМ-620 (линейная связь) и ТМ-660 (радиосвязь) — это чисто аппаратные
средства, которые позволяют контролировать часть параметров, предусмотренных современными требованиями.
Например: контролируемый пункт системы ТМ-660 «Хазар» КП-2 обеспечивает из
вышеперечисленных параметров следующие:
— расход воды в нагнетательных скважинах — по 2-м скважинам; — контроль состояния мехфонда куста скважин — по 16-ти скважинам;
—дебит нефтяных скважин в АГЗУ;
—положение ПСМ в АГЗУ;
—управление гидроприводом в АГЗУ;
—передачу данных по радиоканалу.
Единственным положительным моментом в развитии систем телемеханики является замена стандартных пультов управления систем ТМ-620 и ТМ-660 на автоматизированные диспетчерские пульты на базе компьютеров «РЕМТ1им», которые намного облегчили работу операторов ПУ по снятию
и обработке информации с кустов скважин. Кроме того, данные продукты имеют возможность передачи текущих данных и отчетов в корпоративную.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
При дальнейшем развитии телемеханики целесообразно:
—в замене линий связи с местной автоматикой кустов скважин на радиоканал;
—в организации автоматизированных рабочих мест: геологов, диспетчеров цехов добычи, технологов
ит. д.;
—в замене устаревших КП на контроллеры.
По всем вышеперечисленным направлениям можно долго дискутировать, насколько это выгодно и оперативно, тем более, что сдвиги по этим позициям реализуются уже в настоящее время.
Но если по вторичной аппаратуре систем телемеханики наблюдается хоть какое-то развитие, первичные датчики остаются на том же уровне, по крайней мере.
Хотя последние играют значительно большую роль в получении более достоверной информации с кустов скважин. На мой взгляд будущее за бесконтактными датчиками. Так, например: один из важнейших параметров — информация о состоянии мех фонда будет более достоверной при использовании данных датчиков.
Из той же серии так называемых «бесконтактных» существуют более совершенные датчики наличия
расхода жидкости, которые могут быть использованы как датчики телесостояния фонтанирующих скважин, а также датчики расхода жидкости или счетчики и т. д. и т. п.
Итак, современные средства контроля и измерения позволяют существенно снизить затраты на эксплуатацию кустов скважин промысла за счет оперативной выдачи информации геологам и промысловикам.