Трубы для нефтепромысловых коммуникаций

1. Федоровское газонефтяное месторождение

месторождение нефть газовый добыча

Федоровское газонефтяное месторождение (рис.1) находится на правом берегу р. Оби, в 35-45км от нефтепроводов Нижневартовск-Усть-Балык-Омск и Тюмень-Курган-Альметьевск. В геоморфологическом отношении район представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную, неравномерно заселенную равнину, приуроченную к широтному течению р. Оби. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75 м.

Основная водная артерия района - р. Обь. Ширина реки колеблется от 850м до 4300м, глубина 8-18м. Дорожная сеть в районе из-за сильной заболоченности местности развита слабо. Железная дорога связывает г. Сургут с г. Тюменью, Нижневартовском и Уренгоем.

Грунтовые воды встречаются на глубине от 4м до 15м. Толщина торфяного слоя доходит до 5м.

Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием на водоразделах хвойных пород деревьев и тальниковыми кустарниками по берегам рек и протоков.

Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой, теплым, непродолжительным летом и короткой весной и осенью. Характерной особенностью района является резкое колебание температуры в течении года, месяца и даже суток. По данным многолетних наблюдений среднегодовая температура низкая и колеблется от -3.2°С до -2.6°С. Наиболее высокая температура летом достигает +30°С, зимой температура падает до -50°С. Количество осадков достигает 400мм в год. Максимальное их количество приходится на май-август.

Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце апреля. Грунт промерзает до 1.5м, на болотах- до 0.20м.

Район относится к слабонаселенным. Населенные пункты расположены по берегам р. Оби и число их незначительно. В непосредственной близости от месторождения находится г. Сургут, в котором сосредоточенны основные промышленные предприятия - нефтеперерабатывающий завод, ГРЭС-1, ГРЭС-2, нефтедобывающие управления, в том числе НГДУ «Федоровскнефть», занимающиеся разработкой крупнейшего Федоровского месторождения, производственное объединение Сургутнефтегаз.

Крупнейшая в Западной Сибири ГРЭС работает на базе утилизации попутно-добываемого газа нефтяных месторождений Среднего Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района.

В г. Сургуте имеется большой аэропорт и речной порт. Сургут является станцией на железной дороге Тюмень-Уренгой.

С 1974 года на месторождении производится закачка воды в продуктивные пласты с целью поддержания пластового давления, для чего используются воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса, а также сточные и пресные воды.

В Сургутском районе и непосредственно на территории месторождения имеются огромные запасы торфа, гравия, песка, песчано-гравийной смеси, керамзитовых и кирпичных глин и других строительных материалов, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства автодорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.


Рисунок.1


. История освоения месторождения


Федоровское газонефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 30-35км к северо-западу от г. Сургута. Федоровское месторождение вступило в промышленную разработку 1973 году, разбуривание начато в 1972 году.

Разбуривание месторождения было начато согласно первичному документу «Обоснование опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Федоровского месторождения», выполненного институтом Гипротюменнефтегаз и утвержденного в 1972 году ЦКР Миннефтепрома (протокол №360) для пластов БС1и БС10.

Проектные документы на разработку месторождения составлялись по мере прироста и утверждения запасов нефти.

Последним документом, согласно которому в настоящее время разрабатывается месторождение, является «Технологическая схема разработки Федоровского месторождения», составленная СибНИИНП в 1994 году и утвержденная ЦКР МТЭ протоколом № 1827 от 13.04.95г.

По мере эксплуатационного разбуривания месторождения уточнялось геологическое строение пластов.

Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1983г и составил 35млн.т при темпе отбора 5.0% от начальных и 6.4% от текущих извлекаемых запасов нефти.

На а месторождении пробурено, на 1.01.99г. 4790 скважин, из них добывающих 2593, нагнетательных 1018, 7 газовых, 103 водозаборные. Действующий фонд добывающих скважин- 2365, в бездействии находятся 227 (8,8% от всего добывающего фонда).

По состоянию на 1.01.99г на месторождении добыто 441,4млн.т нефти или 64,8% от утвержденных ГКЗ СССР начальных извлекаемых запасов нефти категорий В+С1. Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,239 при текущей обводненности продукции 89,7%. Утвержденный КИН по месторождению- 0,369.

С начала разработки в целом, по месторождению добыто 1319,2млн. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 1827,8млн. м3 воды. Текущий средний дебит добывающей скважины по нефти- 8,8т/сут, по жидкости- 85,8т/сут.

За период 1991-98гг. на месторождении проведено 99 ГРП, дополнительно получено 782,5тыс.тонн нефти. Пробурено 173 горизонтальных скважины, дополнительная добыча нефти составила 2597,5тыс. Тонн. В результате физико-химического воздействия от закачки в пласт 333тыс. м3 реагентов дополнительно получено 3013тыс. тонн нефти. За счет проведения 1258 прочих мероприятий по повышению продуктивности скважин дополнительно добыто 2035,7тыс. тонн нефти. Всего за анализируемый период за счет методов воздействия на пласты дополнительно добыто 8428,7тыс. тонн нефти, что составляет 12,3% от ее общей добычи за тот же период.

Фактические уровни добычи нефти на месторождении превышают проектные. В 1998г на месторождении добыто 6997тыс. тонн нефти, что выше проекта на 959тыс. т или 15,9%, за счет увеличения метража бурения (проект- 200тыс. м, факт - 364тыс.м).

Снижение добычи нефти по истощаемым объектам разработки - пластам АС9, БС1-2, БС101, БС10 компенсируется вводом запасов нефти на пластах АС5-8.

На участке разработки объекта АС5-8 с применением горизонтальных скважин был проведен анализ соответствия фактических показателей принятых в технологической схеме в областях разработки, бурения и добычи нефти. Выданы рекомендации по улучшению качества строительства и условий эксплуатации горизонтальных скважин.


. Оборудование общего назначения


Классификация оборудования, применяемого при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Оборудование, применяемое при различных эксплуатационных работах, можно выделять в группы:. Оборудование, применяемое при различных эксплуатационных работах.. Оборудование для освоения скважин.. Оборудование для подъема продукции пластов из скважин.. Оборудование для воздействия на пласт.. Оборудование для ремонтных работ на скважине.. Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа к транспортированию.

Задачей данной работы является освещение оборудования всех групп.

4. Оборудование ствола скважины, законченной бурением


В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть. При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным насосно-компрессорным трубам - НКТ, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации.

Устье скважины оснащают колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте.

Конструкция колонной обвязки предусматривает возможность:

  • восстановления герметичности межколонных пространств подачей в межпакерную полость консистентного смазочного материала;
  • опрессовки фланцевых соединений;
  • контроля и разведки давления среды в межколонных пространствах;
  • проведение цементирования скважины.

Иногда колонная головка может иметь сальник, чтобы эксплуатационная колонна могла перемещаться в вертикальном направлении (например, при закачке теплоносителя).

Основные параметры колонных обвязок: число обвязываемых колонн; их диаметры; давления, на которые рассчитаны корпуса колонных обвязок, в умеренном и холодном макроклиматических районах; исполнение коррозионно-стойкое К2, К2И, КЗ для скважин, продукция которых содержит (по объему) сероводород и углекислый газ соответственно до 6% без ингибирования рабочей среды и с ингибированием до 25%.

Для обозначения колонных обвязок принята система шифрования. Полный шифр оборудования обвязки обсадных колонн условно представляется в виде ОККХ-X1-X2X3X4X5, где ОК - оборудование обвязки колонн; К - подвеска клиньевая; Х - число колонн, подвешиваемых на клиньях; X1 - рабочее давление; X2 - диаметр эксплуатационной колонны; X3 - диаметр первой промежуточной колонны; X4 - диаметр направления; X5 - исполнение по коррозионной стойкости.

Например, оборудование обвязки колонн с клиньевой подвеской двух колонн, диаметром эксплуатационной колонны 168 мм, диаметром эксплуатационной колонны направления 324 мм для сред, содержащих Н2 и СО2 до 6%, обозначается ОКК2-350-168x245х324хК2.

Трехкорпусная колонная обвязка (рисунок 2) состоит из однофланцевой колонной головки 1 и двухфланцевых колонных головок 2 и 4. Колонные головки включают корпуса 9, 13, 16, клиньевые подвески 8, 12 и 15, пакеры, состоящие из опорных (нижних) и нажимных 6 (верхних) колец и упругих уплотнителей 5, 7. На боковых отводах корпусов колонных головок устанавливают манифольды контроля давления, состоящие из запорных устройств 10, 14, 17, манометров 11 соответствующего класса, фланцевых или резьбовых заглушек 3.

Промышленностью выпускается также колонные головки типа ОКБ, конструкция которых принципиально отличается тем, что она позволяет в одном корпусе обвязать три обсадных колонны.


Рисунок 2 - Трехкорпнусная колонная обвязка ОК

5. Трубы


Трубы при добыче применяются для крепления стволов скважин и для образования каналов внутри скважин, подвески оборудования в скважине, прокладки трубопроводов по территории промысла.

Основные группы труб: 1 - насосно-компрессорные (НКТ); 2 - обсадные; 3 - бурильные; 4 - для нефтепромысловых коммуникаций.

Насосно-компрессорные трубы

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по НКТ, которые применительно к способам эксплуатации еще называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми.

Насосно-компрессорные трубы используются также для различных технологических процессов (например, для солянокислых обработок пластов, разбуривания цементных пробок и т.д.).

Ограничением при выборе диаметра проходных отверстий скважинного трубопровода служит скорость потока рабочей среды. Для нефтяных скважин она не должна превышать 10 м/с, а для газовых - 24 м/с. Это связано с резко увеличивающимся эрозионным износом трубопровода и устьевого оборудования. Иногда увеличивают диаметр трубопровода с целью обеспечения эрозионной и коррозионной стойкости.

В таблице 1 представлены основные размеры НКТ, предусмотренные существующим стандартами.


Таблица 1

Условный диаметр трубы, мм27334248607389102114Толщина стенки, мм33.53.54.05.06.5 ¸ 7.08.06.57.0

Отечественная промышленность выпускает НКТ диаметром 60, 73, 89, 114 мм и муфты к ним из стали группы прочности «Д», «К» и «Е». Механические свойства которых приведены в таблице 2.


Таблица 2

ПоказателиГруппа прочности сталиДКЕВременное сопротивление sВ, МПа655379699Предел текучести sТ, МПане менее491552не более552-758Относительное удлинение e,%, не менее14,312,013,0

Длина насосно-компрессорных труб 5.5 ¸ 10.5 м. На толщину стенки установлен минусовой допуск в 12.5% от толщины. Внутренний диаметр НКТ проверяется шаблоном. Шаблоны НКТ (размеры в мм):


наружный диаметр трубы48.3 ¸ 73.088.9 ¸ 114.3разность диаметра шаблона и внутреннего диаметра трубы2.43.2длина шаблона1067

Насосно-компрессорные трубы заводом-изготовителем маркируются по ГОСТ 633-80 клеймением и краской.

Например, Синарский трубный завод. На каждой трубе, на расстоянии 0.4 ¸ 0.6 м от ее конца, снабженного муфтой, должна быть четкая маркировка (ударный способ, накатка): условный диаметр трубы, мм; номер трубы; группа прочности; толщина стенки трубы, мм (без запятой); товарный знак завода; месяц изготовления; год изготовления. На муфте клеймением наносится товарный знак завода и группа прочности.

НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки «Д 16». Такие трубы можно спускать глубже стальных, они более коррозионностойкие в сероводородосодержащих средах.

Эффективно применение фиберглассовых труб, а также безрезьбовых НКТ длиной по 6000 м на барабанах.

Для защиты НКТ от парафина и коррозии и снижения гидросопротивления на 20 ¸ 30% применяются защитные покрытия (стекло, стеклоэмали, лакокрасочные материалы и др.).

Расчет НКТ на прочность определяют по параметрам:

  • нагрузке, вызывающей страгивание резьбового соединения;
  • эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки;
  • циклической переменной нагрузке;
  • усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы.

Трубы обсадные

Обсадные трубы служат для крепления ствола скважины. По ГОСТ 632-80 отечественные обсадные трубы выпускаются следующих диаметров и толщины:


Таблица 3

Æ, мм114127140146168178s, мм5.2 - 10.25.6 - 10.26.2 - 10.56.5 - 9.57.3 - 12.25.9 - 15.01942192452732993243405.2 - 10.27.6 - 15.17.9 - 15.97.1 - 16.58.5 - 14.88.5 - 14.08.4 - 15.43513774064264735089.0 - 12.09.0 - 12.09.5 - 16.710.0 - 12.011.111.1 - 16.1

Группа прочности стали «Д», «К», «Е», «Л», «М», «Т». Трубы маркируются клеймением и краской. При спуске в скважину обсадные трубы шаблонируют.

Обсадные трубы могут применяться вместо НКТ, например, при отборе 5000 ¸ 7000 м3/сут. воды из скважин большого диаметра. Иногда для этого используют бурильные трубы.

Бурильные трубы

Бурильные трубы приспособлены к длительному свинчиванию - развенчиванию. Промышленность выпускает бурильные трубы длиной 6 ± 0.6; 8 ± 0.6; 11.5 ± 0.9 м, наружным диаметром 60, 73, 89, 102 мм. Трубы диаметром 114, 127, 140 и 168 мм выпускают длиной 11.5 ± 0.9 м.

Бурильные трубы изготавливаются из такой же стали, как и обсадные. Для уменьшения веса бурильной колонны применяют алюминиевые бурильные трубы (АБТ), изготавливаемые из сплава «Д 16». Применяются колонны труб с наружным диаметром 2 7/8 для бурения забойными двигателями.

Трубы для нефтепромысловых коммуникаций

Для нефтепромысловых коммуникаций используются электросварные горячекатаные стальные трубы, пригодные по прочности и гидравлическому сопротивлению:

  • трубы стальные бесшовные, горячедеформированные - ГОСТ 8732-78, наружным диаметром от 20 до 550 мм, с толщиной стенок от 2.5 мм и более сталь 10; ЮГ 2; 20 12ХН 2А и др.);
  • трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов - ГОСТ 20295-85, диаметром от 159 до 820 мм (сталь К 34, К 50, К 60 и др.).

Для выкидных линий могут поменяться гибкие непрерывные колонны труб диаметром до 2 7/8.


6. Скважинные уплотнители (пакеры)


Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем. Уплотнители для эксплуатационных нужд подразделяются по своему назначению.

. Уплотнители, применяемые при отборе нефти и газа из пласта в случае:

а) оборудования, требующего создания в скважине двух изолированных каналов (например, НКТ и уплотненнее снизу пространств между НКТ и обсадными трубами при раздельной эксплуатации нескольких пластов);

б) беструбной эксплуатации (подъеме жидкости по обсадной колонне, в нижней части которой установлено уплотнение);

в) предохранения от выброса при газопроявлениях (пакер с клапаном-отсекателем).

. Уплотнители, применяемые при исследовании или испытании в случае:

а) раздельного исследования пластов, вскрытых одной скважиной;

б) проверки герметичности обсадной колонны или герметичности изоляции пластов цементным кольцом.

. Уплотнители, применяемые при воздействии на пласт или его призабойную зону при:

а) гидроразрыве пласта;

б) поддержание пластового давления;

в) подаче в пласт теплоносителей.

По способу посадки пакеры подразделяют на механические «М» (рисунок 3, а, б), гидравлические «Г» (рисунок 3, в, г) и гидромеханические «ГМ». Механический пакер расширяется при воздействии осевой нагрузки (масса НКТ), оболочка гидравлического пакер расширяется при подаче в нее жидкости.

Во всех пакерах должна быть опора (якорь):

  • упор на забой через хвостовик;
  • переход диаметра обсадной колонны;
  • шлипсовый захват за обсадную колонну (якорь);
  • шлипсовый захват и торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении.

Пакеры выпускают диаметром от 88 до 245 мм, для обсадных труб - 114 ¸ 273 мм, которые обеспечивают перепад давления: 14, 21, 35, 50 и 70 МПа.

Различают следующие виды пакеров:

ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вверх;

ПН - тоже, направленного вниз;

ПД - то же, направленного как вниз, так и вверх.

Заякоривающие устройства (якорь) могут быть: «Г» - гидравлические (по способу посадки); «М» - механические; «ГМ» - гидромеханические.


Рисунок 3 - Пакеры

1 - НКТ; 2 - обсадная колонна; 3 - пакер механический; 4 - пакер гидравлический; 5 - заглушка.


Пример обозначения пакера: 2ПД-ЯГ-136НКМ-35К1. 2 - номер модели; ПД - тип пакера; Я - наличие якоря; Г - способ посадки пакера (гидравлический); 136 - наружный диаметр пакера, мм; НКМ - резьба гладких высокогерметичных насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80); 35 - рабочее давление, МПа; К1 - исполнение по коррозионной стойкости (для сред с объемной концентрацией СО2 до 10%).

Пример обозначения якоря: ЯГ-118-21. Я - якорь; Г - гидравлический способ посадки; 118 - наружный диаметр якоря, мм; 21 - рабочее давление, МПа.

Пакеры способны воспринимать усилие от перепада давления, направленного как вверх, так и вниз, могут оставаться в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъемных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, ЗРК, 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной подъемных труб. Пример обозначения разъединителя колонн: РК 89/145-80-350. РК - разъединитель колонн; 89 - условный диаметр, мм; 145 - диаметр пакера, мм; 80 - диаметр проходного отверстия, мм; 350 - рабочее давление, кг/см2.


. Оборудование фонтанных скважин


Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на наземное (устьевое) и скважинное (подземное).


8. Наземное оборудование


К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами).

Трубная обвязка - часть фонтанной арматуры, устанавливаемся на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

Фонтанная елка - часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рисунке 4.


Рисунок 4 - Типовые схемы фонтанных елок тройниковые - схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые - схемы 5 и 6; (1 - переводник к трубной головке; 2 - тройник; 3 - запорное устройство; 4 - манометр с запорно-разрядным устройством; 5 - дроссель; 6 - ответный фланец 7- крестовина).


Типовые схемы фонтанных елок (рисунок 5) включают либо один (схемы 2 и 1), либо два (схемы 3 и 4) тройника (одно или двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура - схемы 5 и 6).

Устьевое (до штуцера) и затрубное давления измеряют с помощью манометров. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку. Манифольд монтируют в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. В общем случае они обеспечивают обвязку двух струн со шлейфом струн с затрубным пространством, струн и затрубного пространства с факелом или амбаром и т.д.

Комплекс устьевого фонтанного оборудования представлен на рисунке 5.


Рисунок 5 - Комплекс устьевого фонтанного оборудования

1 - оборудование обвязки обсадных колонн; 2 - фонтанная арматура; 3 - манифольд; 4 - станция управления арматурой.


9. Подземное оборудование фонтанных скважин


К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы. Для предупреждения открытых фонтанов применяются комплексы типа КУСА и КУСА-Э при эксплуатации фонтанных скважин. Они могут обслуживать от одной до восьми скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов - пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневматическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0.45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0.15 МПа (порыв трубопровода).


. Обязанности оператора по добычи нефти и газа


Оператор должен регулировать работу скважины так, чтобы не разрушить фильтр.

Оператору необходимо точно знать оборудование забоя каждой обслуживаемой скважины и все работы на скважине проводить с учетом особенностей конструкции забоя.

Оператор должен иметь понятия о путях повышения эффективности производства, повышении производительности труда, грамотном и экономном расходовании материальных ресурсов на порученном участке работы промысла, охраны недр и окружающей среды.

Обслуживание газосборной сети оператором состоит в постоянном контроле за давлением и температурой в трубопроводах, за состоянием трубопроводной арматуры, утечками газа и гидратодавление и температуру контролируют автоматически или периодически измеряют.

Данные замера операторы передают диспетчеру.

При монтаже и эксплуатации запорной и регулирующей арматуры операторы должны выполнять следующие требования: перед установкой арматуры присоединительные трубопроводы необходимо очистить от песка, грязи, окалины; устанавливать арматуру таким образом, чтобы направление движения потока среды совпадало с направлением стрелки, нанесенной на корпусе арматуры; при монтаже фланцевой арматуры необходимо обеспечить соответствие фланцев арматуры соединительным патрубкам и соосность болтовых отверстий в этих фланцах; устанавливать арматуру в местах, обеспечивающих доступ к ней для осмотра и обслуживания; при гидравлическом испытании трубопроводов на прочность затворы промежуточной арматуры должны быть полностью открыты; использовать запорную арматуру в качестве регулирующей не допускается; запорную арматуру следует открывать полностью до упора и закрывать с нормальным усилием для создания плотности; при закрывании и открывании арматуры применять добавочные рычаги не допускаегся; наружную резьбу шпинделей необходимо смазывать не реже одного раза в месяц.

Оператор поддерживает заданный режим (расход, давление, концентрацию) подачи ингибитора в скважины.

При централизованной подаче ингибитора оператор обслуживает автоматизированную систему подачи ингибитора.

Операторам необходимо помнить, что все ингибиторы гидратообразования имеют коррозирующую способность, которая возрастает с повышением температуры и давления.

В процессе эксплуатации газовых скважин операторам необходимо контролировать и регулировать их работу, чтобы обеспечивать непрерывную и надежную подачу газа потребителям.

Группу скважин, а иногда и одиночные высокодебитные или удаленные скважины обслуживают операторы; дежурство их организуется круглосуточно.

Для обслуживания скважин в ночное время операторы пользуются переносными взрывобезопасными аккумуляторными лампами.

Все сведения о работе скважин периодически передаются операторами в диспетчерский пункт газового промысла, и диспетчер дает операторам распоряжения об изменениях режима работы скважин.

В обязанности оператора входит своевременное обнаружение любых нарушений нормальной эксплуатации скважин, принятие срочных мер но устранению неполадок и вызов соответствующих служб добывающего предприятия для полного устранения причин подобных нарушений.

Оператору запрещается проводить работы по устранению дефектов уплотнений и восстанавливать наполнение сальников при наличии давления в газопроводе.

Учебный материал основан на требованиях программы подготовки и повышения квалификации рабочих на производстве по профессии «Оператор по добыче нефти и газа», утвержденной Управлением кадров и социального развития ОАО «Газпром».

Все виды работ по капитальному ремонту скважины операторы проводят в соответствии с нарядом, при изменении или дополнении плана работ - с дополнительным нарядом.

Оператор по добыче нефти и газа 3-й разряд

Характеристика работ. Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации. Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов. Отбор проб для проведения анализа. Участие в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ.

Должен знать: конструкцию нефтяных и газовых скважин; назначение, правила обслуживания наземного оборудования скважин, применяемого инструмента, приспособлений, контрольно-измерительных приборов; основные сведения о технологическом процесса добычи, сборе, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа; основные химические свойства применяемых реагентов; принцип действия индивидуальных средств защиты.

Оператор по добыче нефти и газа 4-й разряд

Характеристика работ. Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других объектов, связанных с технологией добычи нефти, газа и газового конденсата и подземного хранения газа. Разборка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов простого нефтепромыслового оборудования и арматуры. Очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками и с использованием реагентов, растворителей, горячей нефти и пара. Обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий. Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке. Расшифровка показаний приборов контроля и автоматики. Представление информации руководителю работ и оператору о всех замеченных неполадках в работе скважин и другого нефтепромыслового оборудования. Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин (газоманифольдов, газосепараторов, теплообменников) под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы газопровода, расчет расхода газа и жидкости, ведение режимных листов работы УКПГ, цеха.

Должен знать: основные сведения о нефтяном и газовом месторождении; назначение, правила эксплуатации и обслуживания наземного оборудования скважин и установок, применяемого инструмента и приспособлений, контрольно-измерительных приборов; технологический процесс добычи, сбора, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа; схему сбора и транспортировки нефти, газа и конденсата на обслуживаемом участке; устройство обслуживаемых контрольно-измерительных приборов, аппаратуры, средств автоматики и телемеханики.


Теги: Трубы для нефтепромысловых коммуникаций  Отчет по практике  Геология
Просмотров: 3552
Найти в Wikkipedia статьи с фразой: Трубы для нефтепромысловых коммуникаций
Назад