Анализ деятельности нефтегазодобывающей компании

Размещено на http://allbest.ru

Размещено на http://allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

Одно из самых ценных ископаемых и товаров в сегодняшнем мире ? нефть. Нефтяная промышленность ? это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Нефть ? наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики. Для России, как и для большинства стран ? экспортеров, нефть ? один из важнейших источников валютных поступлений. С учетом того, что большинство стран в современном мире зависят от нефти, профессия нефтяника очень важна. Именно работники нефтегазовой отрасли добывают «черное золото» и «голубое топливо», обеспечивая основу стабильности экономики и социальной ситуации нашего региона.

Следы нефтяных промыслов, обнаруженные в Ираке, насчитывают более 4000 лет. В Москве нефть впервые увидели в XVI веке и назвали её «горящей водой». Буровые скважины придумали только ближе к средине XIX века и тогда же приступили к их использованию, как основного способа нефтедобычи. До 1823-го года никто не знал, что нефть можно очищать и извлекать из неё керосин. Профессия нефтяник получила своё распространение уже в XX веке, когда началось широкое использование этого топлива. Мы уже привыкли следить за увеличением цен на нефть и газ ? как за индикатором благосостояния нашей страны. При этом, на пике роста котировок у большинства вместо радости за пополнение бюджета возникает корыстный вопрос: «Почему же я не нефтяник? Ну, или газовик...» Высокие зарплаты, возможности роста. Однако, вопрос кадров в данной отрасли очень актуален. «Сейчас на рынке наблюдается высокая потребность в технических специалистах с отличными знаниями в своей сфере деятельности, таких как технологи по добыче, инженеры разной специализации. Число новых нефтегазовых проектов с каждым годом растёт, растёт и потребность компаний в новых сотрудниках. Человек, занимающийся добычей настолько важного природного ресурса, может приносить большую пользу как стране в целом, так и ее экономике. Актуальность профессии напрямую зависит от ряда факторов: региона, в котором проживает специалист, его согласия на долгое время покинуть родной дом. Ведь в нефтяниках нуждаются там, где происходит добыча нефти. Поэтому, чтобы найти работу, нефтяники вынуждены уезжать из родного города. Работа предполагает вахтовый график, поэтому необходимо быть готовым к такому непростому распорядку.

Добывающие мощности компании в основном сконцентрированы в Ханты-Мансийском автономном округе. По данным ОАО «Сургутнефтегаз», принадлежащие компании извлекаемые запасы нефти и природного газа составляют около 2,5 млрд. тонн нефтяного эквивалента.

Базовым месторождением компании является Сургутское ? в 2008 году ОАО «Сургутнефтегаз» получил с него 9,9 млн. т (16 % добычи, в 1983 году объём добычи здесь составил 36 млн. т), также среди крупнейших месторождений (в порядке убывания объёма добычи в 2010 году) ? Лянторское, Западно-Сургутское, Быстринское, Северо-Лабатьюганское, Конитлорское, Юкъяунское, Вачимское, Талаканское и др. Компания имеет в своем активе семь нефтегазодобывающих управлений (НГДУ): «Сургутнефть», «Быстринскнефть», «Федоровскнефть», «Комсомольскнефть», «Лянторнефть», «Нижнесортымскнефть», «Талаканнефть» (Якутия). «Сургутнефтегаз» контролирует нефтеперерабатывающий завод Киришинефтеоргсинтез в городе Кириши Ленинградской области, Сургутский газоперерабатывающий завод. Имеется ряд сбытовых подразделений в Центральном и Северо-Западном федеральных округах России ? «Псковнефтепродукт», «Калининграднефтепродукт», «Тверьнефтепродукт» и «Новгороднефтепродукт». Помимо этого, в составе компании есть научно-исследовательская база: институт «СургутНИПИнефть» и проектный институт «Ленгипронефтехим».



1. ОЗНАКОМЛЕНИЕ СО СТРУКТУРОЙ И ХАРАКТЕРОМ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ. ИНСТРУКТАЖ ПО ОХРАНЕ ТРУДА И ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ

Все виды инструктажей следует считать элементами учебы. При инструктаже особое внимание надо уделять рабочим со стажем до 1 года, а также опытным рабочим с большим стажем. Эти категории рабочих наиболее подвержены травматизму. В первом случае ? из-за неопытности, во втором ? из-за чрезмерной самоуверенности. Разбор несчастных случаев, проработка приказов есть также своеобразная форма обучения. По характеру и времени проведения инструктажи подразделяют на:

? вводный;

? первичный;

? повторный;

? внеплановый;

? целевой.

Виды инструктажей по охране труда:

Инструктажи по охране труда по характеру и времени проведения подразделяются на:

? вводный;

? первичный на рабочем месте;

? повторный;

? целевой;

? внеплановый.

Вводный инструктаж:

Вводный инструктаж по безопасности труда проводит инженер по охране труда или лицо, на которое возложены эти обязанности, со всеми вновь принимаемыми на работу не зависимо от их образования, стажа работы по данной профессии или должности, с временными работниками, командированными, учащимися и студентами, прибывшими на производственное обучение или практику, а также учащимися в учебных заведениях. О проведении вводного инструктажа делают запись в журнале регистрации вводного инструктажа с обязательной подписью инструктируемого и инструктирующего, а также в документе о приеме на работу или контрольном листе. Проведение вводного инструктажа с учащимися регистрируют в журнале учета учебной работы.

Первичный инструктаж по охране труда на рабочем месте до начала производственной деятельности проводит непосредственный руководитель работ по инструкциям по охране труда, разработанным для отдельных профессий или видов работ:

? со всеми работниками, вновь принятыми в организацию, и переводимыми из одного подразделения в другое;

? с работниками, выполняющими новую для них работу, командированными, временными работниками;

? со строителями, выполняющими строительно-монтажные работы на территории действующей организации;

? со студентами и учащимися, прибывшими на производственное обучение или практику перед выполнением новых видов работ, а также перед изучением каждой новой темы при проведении практических занятий в учебных лабораториях, классах, мастерских, участках.

Лица, которые не связаны с обслуживанием, испытанием, наладкой и ремонтом оборудования, использованием инструмента, хранением и применением сырья и материалов, первичный инструктаж не проходят. Перечень профессий и должностных работников, освобожденных от первичного инструктажа на рабочем месте, утверждает руководитель организации по согласованию с профсоюзным комитетом и службой охраны труда. Все работники, в том числе выпускники профтехучилищ, после первичного инструктажа на рабочем месте должны в течение первых 2-14 смен (в зависимости от характера работы, квалификации работника) пройти стажировку по безопасным методам и приемам труда на рабочем месте под руководством лиц, назначенных приказом (распоряжением) по предприятию (подразделению, цеху, участку и т.п.). Ученики и практиканты прикрепляются к квалифицированным специалистам на время практики.

Повторный инструктаж проходят все работающие, за исключением лиц, освобожденных от первичного инструктажа на рабочем месте, не зависимо от их квалификации, образования и стажа работы не реже чем через 6 месяцев. Его проводят с целью проверки знаний правил и инструкций по охране труда, а также с целью повышения знаний индивидуально или с группой работников одной профессии, бригады по программе инструктажа на рабочем месте. По согласованию с соответствующими органами государственного надзора для некоторых категорий работников может быть установлен более продолжительный (до 1 года) срок прохождения повторного инструктажа. Повторный инструктаж проводится по программам первичного инструктажа на рабочем месте.

Внеплановый инструктаж проводится:

? при введении в действие новых или переработанных стандартов, правил, инструкций по охране труда, а также изменений к ним;

? при изменении, технологического процесса, замене или модернизации оборудования, приспособлений и инструмента, исходного сырья, материалов и других факторов, влияющих на безопасность труда;

? при нарушении работающими и учащимися требований безопасности труда, которые могут привести или привели к травме, аварии, взрыву или пожару, отравлению;

? по требованию органов надзора;

? при перерывах в работе ? для работ, к которым предъявляются дополнительные (повышенные) требования безопасности труда, более чем 30 календарных дней, а для остальных работ ? более двух месяцев.



2. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. ОПТИМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Разработка нефтяных и газовых месторождений ? комплекс работ по извлечению нефтяного флюида из пласта-коллектора. Добываемые нефть и попутный газ на поверхности подвергаются первичной обработке. Ввод нефтяного месторождения в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой, газом, нефтью, пластовые давления, температуры и др. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки, производят экономическую оценку вариантов и выбирают оптимальный.

Системы разработки предусматривают: выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания месторождений, методы воздействия на продуктивные пласты с целью максимального извлечения нефти; число, соотношение, расположение и порядок ввода в эксплуатацию добывающих, нагнетательных, контрольных и резервных скважин; режим их работы; методы регулирования процессами разработки; мероприятия по охране окружающей среды. Принятая для конкретного месторождения система разработки предопределяет технико-экономические показатели ? дебит скважин, изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи, капитальные вложения, себестоимость 1 т нефти и др. Рациональная система разработки нефтяных месторождений обеспечивает заданный уровень добычи нефти и попутного газа с оптимальными технико-экономическими показателями, эффективную охрану окружающей среды.

Основные параметры, характеризующие систему разработки: отношение площади нефтеносности месторождения к числу всех нагнетательных и добывающих скважин (плотность сетки скважин), отношение извлекаемых запасов нефти месторождения к числу скважин ? извлекаемые запасы на одну скважину (эффективность системы разработки), отношение числа нагнетательных к числу добывающих скважин (интенсивность выработки запасов); отношение числа резервных скважин, пробуренных после ввода месторождения в разработку с целью более полного извлечения нефти (надёжность системы разработки).

Система разработки характеризуется также геометрическими параметрами: расстоянием между скважинами и рядами скважин, шириной полосы между нагнетательными скважинами (при блоково-рядных системах разработки) и др.

В системе разработки без воздействия на пласт при малоподвижном контуре нефтеносности используют равномерное четырёхугольное (четырёхточечное) или треугольное (трёхточечное) расположение добывающих скважин; при подвижных контурах нефтеносности расположение скважин учитывает форму этих контуров. Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт в России применяют редко, большей частью месторождение разрабатывается с заводнением. Наиболее широко используется блоково-рядное внутриконтурное заводнение. Создают также площадные системы заводнения с расстоянием между скважинами 400-800 м.

Наряду с выбором системы разработки большое значение имеет выбор эффективной технологии разработки. Система и технология в принципе независимы; при одной и той же системе применяют различные технологии разработки.

Основные технологические показатели процесса разработки: текущая и накопленная добыча нефти, воды, жидкости; темп разработки, обводнённость продукции скважин, пластовое давление и температура, а также эти параметры в характерных точках пласта и скважины (на забое и устье скважины, на границах элементов и т.д.); газовый фактор в отдельных скважинах и по месторождению в целом. Эти показатели изменяются во времени в зависимости от режимов пластов (характера появления внутрипластовых сил, движущих нефть к забоям скважин) и технологии разработки. Важным показателем разработки нефтяных месторождений и эффективности применяемой технологии является текущая и конечная величина нефтеотдачи. Длительная разработка нефтяных месторождений при упругом режиме возможна только в отдельных случаях, т.к. обычно пластовое давление в процессе разработки падает и в пласте возникает режим растворённого газа.

Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке в этом режиме невелик, редко достигает (при хорошей проницаемости пласта и низкой вязкости нефти) величины 0,30-0,35. С применением технологии заводнения конечный коэффициент нефтеотдачи увеличивается до 0,55-0,6 (в среднем 0,45-0,5). При повышенной вязкости нефти (20-50*10^-3 Па*с) он не превышает 0,3-0,35, а при вязкости нефти свыше 100*10^-3 Па*с ? 0,1.

Заводнение в этих условиях становится малоэффективным. Для повышения конечной величины коэффициента нефтеотдачи применяют технологии, основанные на физико-химических и тепловых методах воздействия на пласт.

При физико-химических методах используют вытеснение нефти растворителями, газом высокого давления, поверхностно-активными веществами, полимерными и мицеллярно-полимерными растворами, растворами кислот и щелочей.

Применение этих технологий позволяет снижать натяжение на контакте "нефть ? вытесняющая жидкость", либо ликвидировать его (вытеснение нефти растворителями), улучшать смачиваемость горных пород вытесняющей жидкостью, загущать вытесняющую жидкость и тем самым уменьшать отношение вязкости нефти к вязкости жидкости, делая процесс вытеснения нефти из пластов более устойчивым и эффективным.

Физико-химические методы воздействия на пласт увеличивают нефтеотдачу на 3-5% (поверхностно-активные вещества), на 10-15% (полимерное и мицеллярное заводнение), на 15-20% (углекислота). Применение методов вытеснения нефти растворителями теоретически позволяет достичь полной нефтеотдачи.

Однако опытно-промышленные работы выявили ряд трудностей практического осуществления этих методов извлечения нефти: сорбция поверхностно-активных веществ пористой средой коллекторов, изменение их концентрации, разделение композиций веществ (мицеллярно-полимерное заводнение), экстракция только лёгких углеводородов (углекислота), снижение коэффициента охвата (растворители и газ высокого давления) и др.

Развиваются также исследования в области термохимических методов извлечения нефти при совместном воздействии на пласт теплом и химическими реагентами ? термощелочное, термополимерное заводнение, использование катализаторов внутрипластовых реакций и др. Исследуются возможности повышения нефтеотдачи пластов путём воздействия на них биохимическими методами, основанными на вводе в нефтяной пласт бактерий, в результате жизнедеятельности которых образуются вещества, улучшающие текучесть и облегчающие извлечение нефти.

В разработке нефтяных месторождений выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).

На всех этапах разработки нефтяных месторождений осуществляют контроль, анализ и регулирование процесса разработки без изменения системы разработки или с частичным её изменением. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений позволяет повысить эффективность вытеснения нефти.

Воздействуя на залежь, усиливают или ослабляют фильтрационные потоки, изменяют их направление, вследствие чего вовлекаются в разработку ранее не дренируемые участки месторождения и происходит увеличение темпов отбора нефти, уменьшение добычи попутной воды и увеличение коэффициента конечной нефтеотдачи.

3. ХАРАКТЕРИСТИКА И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ НАЗЕМНОГО И СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Эксплуатация оборудования сопровождается непрерывными и необратимыми изменениями в деталях и сопряжениях, вызываемыми изнашиванием, деформациями, коррозией и другими факторами, накопление и наложение которых друг на друга приводит к снижению рабочих характеристик и отказу. Работы по техническому обслуживанию и ремонту оборудования позволяют снизить вероятность возникновения неисправностей и поддержать работоспособность изделий на должном уровне.

Техническое обслуживание ? это комплекс работ для поддержания работоспособности или исправности оборудования для нефтедобычи.

Техническое обслуживание предусматривает:

? осмотр, систематическое наблюдение и выявление неисправностей;

? эксплуатационный уход за оборудованием;

? контроль (проверка, испытание) режимов работы и надежности в соответствии с требованиями действующих правил и норм, производственных инструкций;

? устранение мелких дефектов.

Основой планирования и организации технического обслуживания и ремонта является структура ремонтного цикла.

Структура ремонтного цикла ? это последовательность чередования плановых операций технического обслуживания и ремонта, определяемая периодичностью их проведения.

Непрерывность процесса добычи нефти в первую очередь зависит от правильной эксплуатации, технического обслуживания и ремонта нефтяных скважин. Необходимость организации специального обслуживания и ремонта добывающих скважин связана с износом эксплуатационного оборудования, а также с осуществлением мероприятий по охране недр.

Основные цели ремонтных цехов и служб ? поддержание в работоспособном состоянии эксплуатационного фонда скважин и предупреждение последствий износа оборудования при необходимом соблюдении правил охраны недр.

Цели системы полного технического обслуживания оборудования предполагает осуществление следующего комплекса мероприятий:

? формирование и поддержание оптимальной структуры парка оборудования с учетом особенностей выпускаемой продукции, технологии и объемов производства;

? обеспечение эффективной работы каждой единицы оборудования за счет конкретных усовершенствований как самого оборудования, так и системы его технического обслуживания;

? изменение обязанностей всех работающих таким образом, чтобы каждый рабочий-оператор не только выполнял производственные функции, но и самостоятельно обслуживал то оборудование, на котором работает;

? систематическое повышение квалификации и обучение рабочих-операторов и обслуживающих бригад;

? создание специальных организационных структур, ответственных за состояние оборудования и выполняющих функции календарного планирования ремонта, обеспечения запасными частями, осуществления модернизации оборудования и т.п.

Производственные задачи технического обслуживания в добыче нефти:

1. Улучшение организации обслуживания и ремонта скважин ? большая производственно-техническая проблема. Вследствие большого удельного веса ручных работ, а также индивидуального характера производства запасных частей промыслового оборудования и других подсобно-вспомогательных работ затраты на ремонт на нефтедобывающих предприятиях весьма велики. Поэтому необходимо ускорять и удешевлять ремонт скважин при широком внедрении мероприятий по совершенствованию технологии и организации проведения ремонтных работ, применения комплексной механизации (в первую очередь, при подземных ремонтах скважин).

2. Очень большое значение имеет и модернизация оборудования. Поэтому перед нефтегазодобывающими предприятиями стоит задача не только улучшения организации ремонтных работ, но и рационализации, модернизации и замены устаревшего оборудования. Хорошее состояние и длительность службы действующих скважин могут быть обеспечены только при согласовании деятельности работников по их эксплуатации, обслуживанию и ремонту. В настоящее время оборудование ремонтируют в планово-предупредительном порядке, что означает профилактический характер ремонтов и проведение их по заранее намеченному графику.

3. Работа со скважинами предполагает уход за эксплуатационным оборудованием в период от ремонта до ремонта (межремонтное обслуживание) и проведение плановых ремонтов скважин. При осмотре эксплуатационного оборудования смазывают рабочие части и по мере надобности заменяют сальники. Уход за эксплуатационным оборудованием включает в себя обязательное поддержание чистоты на скважинах, протирку рабочих частей эксплуатационного оборудования и т. д.

Уход за скважинами ? важнейшее средство поддержания их а работоспособном состоянии, уменьшения износа рабочих частей эксплуатационного оборудования, увеличения межремонтных периодов, а также сроков службы скважин.

Он заключается в систематическом осмотре эксплуатационного оборудования скважин между ремонтами с целью выявления имеющихся неполадок в работе. Неполадки, которые можно исправить немедленно, устраняют в процессе осмотра, другие же ? при очередном ремонте.

Уход за скважинами осуществляют рабочие основного производства ? операторы добычи нефти, следующие по определенному маршруту и в соответствии с графиком с указанием ежедневных операций, которые необходимо выполнить.

4. ТЕКУЩИЙ И ПЛАНОВЫЙ РЕМОНТ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

В процессе эксплуатации оборудования происходит изменение работоспособности механизмов, вызванное износом рабочих поверхностей деталей, разрушением деталей или их поверхностных слоев. За организацию правильной эксплуатации оборудования несет ответственность служба главного механика.

Технические устройства, предназначенные для применения на опасных производственных объектах, в течение всего срока их использования подлежат техническому обслуживанию. Объем и сроки проведения профилактических работ для поддержания технического устройства в исправном состоянии определяются в технической документации на данное устройство.

К эксплуатации и обслуживанию технических устройств, предназначенных для применения на опасных производственных объектах, допускаются лица, прошедшие соответствующее обучение и имеющие документы установленного образца.

По степени восстановления ресурса ремонты подразделяются на два вида:

? текущий ремонт;

? капитальный ремонт.

Текущий ? это ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности изделия и состоящий из замены и (или) восстановления отдельных частей.

Капитальный ? это ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса изделия с заменой или восстановлением рабочих его частей, включая базовые.

Основой проведения качественного и своевременного ремонта является система технического обслуживания и планового ремонта, под которой понимается совокупность мероприятий по техническому обслуживанию и плановому ремонту оборудования, проводимых в профилактических целях для обеспечения его безотказной работы.

Проведение дефектоскопии ? составная часть системы технического обслуживания и планового предупредительного ремонта. Контроль, производимый методами дефектоскопии, служит для выявления степени эксплутационного разрушения деталей. Проверяемое оборудование и инструмент должны иметь заводские и инвентарные номера. Обезличенное оборудование, не имеющее заводских и инвентарных номеров, проверке не подвергается. После окончания работ по проверке оборудования составляется акт в двух экземплярах, один из которых хранится у владельца оборудования в паспорте оборудования.

Сущность системы технического обслуживания и планового предупредительного ремонта оборудования заключается в том, что после определенной наработки необходимо проводить техническое обслуживание или плановый ремонт (текущий, капитальный), чередование и периодичность которых определяется назначением механизма, его конструктивными и технологическими особенностями.

Система технического обслуживания и планового предупредительного ремонта предусматривает работы по предупреждению прогрессирующего износа оборудования, снижению вероятности выхода его из строя, создает необходимые предпосылки для более эффективного использования оборудования, увеличения срока его работы, уменьшения интенсивности износа деталей; обеспечивает более тщательную подготовку ремонтных работ и проведение их в кратчайшие сроки и с высоким качеством.

Для обеспечения бесперебойной работы на предприятиях создается резерв оборудования.

Обслуживающий персонал должен знать и строго соблюдать систему ТО и ПР; инструкцию по эксплуатации оборудования, правила безопасного ведения работ, порядок оформления выполненной работы.

В техническое обслуживание (ТО) входит контроль технического состояния, очистка, смазка, замена отдельных составляющих частей или их регулировка в целях предупреждения повреждения, а также часть работ по устранению повреждений. ТО выполняется, согласно требованиям инструкций по эксплуатации оборудования, во время технологического простоя оборудования.

Графики ТО составляются владельцами оборудования, согласовываются с подразделениями, эксплуатирующими оборудование, контролируются службой главного механика предприятия. Комплекс работ при ТО регламентируется инструкциями по эксплуатации, которые были разработаны заводами-изготовителями оборудования.

ТО подразделяется на два вида: периодическое и сезонное. Периодическое ТО выполняется через установленные в эксплутационной документации значения наработки или интервалы времени. Периодическое ТО может различаться содержанием операций. В этом случае ТО нумеруют в порядке возрастания, например, ежесменное ТО, еженедельное ТО и т.д.

Сезонное ТО проводится в целях подготовки изделия к использованию в осенне-зимних или весенне-летних условиях. Сезонное ТО включает в себя операции по замене сезонных сортов эксплуатационных материалов, с промывкой соответствующих систем, установкиеили снятию утепления и приборов предпускового подогрева и т.д.

Техническое обслуживание оборудования на объектах проводится силами эксплуатационного персонала. ТО оборудования на объектах, не имевших постоянного эксплуатационного персонала, проводится силами комплексных бригад ремонтников БПО. Результаты ТО записываются в специальный журнал, который хранится на объекте и ведется службой главного механика предприятия. Ответственность за правильную эксплуатацию оборудования в процессе работы возлагается на лицо, осуществляющее его эксплуатацию.

Текущий ремонт (ТР) осуществляется в процессе эксплуатации в целях гарантированного обеспечения работоспособности оборудования. При ТР проводится частичная разборка оборудования, ремонт отдельных узлов или замена изношенных деталей, сборка, регулировка и испытание согласно инструкции по эксплуатации.

Узлы оборудования, требующие ремонта, заменяются заранее отремонтированными из имеющегося резерва в БПO. Снятые с оборудования неисправные узлы и агрегаты направляются на ремонт в БПО или специализированные ремонтно-механические заводы. ТР на месте эксплуатации осуществляется силами комплексных бригад БПО, при необходимости привлекается эксплуатационный персонал. ТР, требующий применения специальной оснастки и оборудования, осуществляется в БПО (ЦБПО). ТР предусматривается в нормативной документации и осуществляется в плановом порядке. Комплекс работ при ТР основных видов оборудования приводится в «Системе технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования в нефтяной промышленности».

Важной задачей обслуживания и ремонта оборудования, технических устройств является установление соответствия между субъективным процессом эксплуатации изделия и объективным процессом изменения его технического состояния.

Решение указанной задачи достигается за счет широкого использования средств контроля и диагностики, позволяющих осуществлять эксплуатацию машин по их техническому состоянию. При этом полнее используется межремонтный ресурс, снижается трудоемкость ремонта и технического обслуживания, становится возможным прогнозировать ресурс объекта, определять техническое состояние его составных частей, устанавливать виды и объем ремонтных работ, осуществлять переход на ремонт сложных изделий агрегатным способом.

5 НАЗНАЧЕНИЕ И ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЙ АППАРАТУРЫ

Одним из наиболее трудоемких является исследование процессов, протекающих при резании материалов. При подобных исследованиях значительное сокращение, времени может быть получено за счет применения автоматизированной исследовательской аппаратуры, обрабатывающей информацию по мере поступления ее от датчиков.

В этом случае кроме повышения точности вследствие исключения субъективных факторов и увеличения скорости обработки достигается совмещение процессов обработки данных и работы исследуемой установки. ?

Описанный здесь подход очень далек от подхода ученых-исследователей. Поэтому руководитель может не принимать отговорки, будто такие испытания невозможно проводить ввиду отсутствия исследовательской аппаратуры или перегрузки лаборатории.

Эти испытания проводятся в основном для инженеров и требуют минимального количества аппаратуры, которую легко изготовить. А ценность их установлена настолько убедительно что остается только удивляться, почему они не нашли более широкого применения. ?

Требования к аппаратуре и представления о ее совершенстве в этих двух областях заметно различаются. Экономичность конструкции, техническая эстетика, рациональная энергетика и тому подобные факторы не являются свидетельством совершенства исследовательской аппаратуры. Основная ее нацеленность ? быстрое выполнение поставленных задач. Поэтому, если есть такая возможность, аппаратуру лучше собирать из того, что имеется в распоряжении, специально приобретая и изготавливая лишь недостающие части. ?

Многопластовые газоконденсатные месторождения исследуются таким числом скважин, чтобы были охвачены залежи, содержащие основные запасы газа и конденсата.

При исследовании на газоконденсатность скважину необходимо эксплуатировать с дебитом газа, обеспечивающим вынос конденсата с забоя и из ствола в исследовательскую аппаратуру. При минимально допустимом дебите газа скорость потока должна быть не менее 4 м/с. Скважину следует эксплуатировать по фонтанным трубам, так как при этом меньше минимально допустимый дебит газа, следовательно, и минимальная допустимая депрессия на пласт.

Причем, фонтанные трубы, по которым поток газа движется к устью, должны быть спущены до подошвы исследуемого объекта. В противном случае вынос конденсата может не обеспечиваться за счет увеличения проходного сечения ниже башмака фонтанных труб. ?

По способу перевода пробы в исследовательскую аппаратуру пробоотборники подразделяются на ртутные и поршневые. В ртутных пароотборниках перевод пробы осуществляется при помощи ртути, которая закачивается в заборную камеру прибора и вытесняет пробу (при постоянном давлении) в контейнер или бомбу исследовательской аппаратуры. Вместо ртути иногда применяют соленую воду или другую жидкость высокой плотности, не смешивающуюся с нефтью.

Однако это создает дополнительные трудности, так как в переводящей жидкости растворяется часть газа, содержащегося в нефти, и возможно образование эммульсий нефти с жидкостью. ?

Цели промышленности и университетов во многом совпадают, способствуя развитию науки о катализе. Это находит выражение в подготовке научных работников такого профиля, организации центров по исследованию катализа, публикации книг и статей, консультациях, симпозиумах и конференциях по катализу, выделении субсидий на исследования и разделении расходов на исследовательскую аппаратуру. ?

Выпускник, получивший специальность, выполняет все операции термической обработки металлов, проектирует основные нагревательные устройства, термические цеха, производит расчеты теплопроводности, разрабатывает схемы контроля и автоматизации тепловой работы нагревательных устройств.

Как металловед он дает сравнительную оценку сплавов по их эксплуатационным к технологическим свойствам, проводит их механические испытания, измеряет физические характеристики материалов, осуществляет коррозионные испытания и их защиту от коррозии, разрабатывает схемы управления качеством производства, применяет современные приборы, исследовательскую аппаратуру, методы неразрушающего контроля. ?

Эти работы должны проводиться не менее чем двумя операторами, один из которых назначается старшим. Перед выездом на скважину они должны проверить исправность исследовательской аппаратуры, установку искрогасителя у исследовательской машины, звукового сигнала между кузовом и кабиной, освещение салона, а также исправность лестниц. ?

Технология процесса добычи, промыслового сбора и первичной подготовки нефти на промыслах, транспорт и переработка ее зависят от температурных факторов, при которых протекают эти процессы. Поскольку физические свойства нефти зависят от температуры, при взятии глубинной пробы для изучения ее специальной исследовательской аппаратурой в пластовых условиях необходимо измерить температуру в скважине в месте ее отбора. Контроль температуры на забое скважин необходим при обработке приза-бойной зоны (солянокислотная, термокислотная и искусственный разогрев пласта) с целью увеличения добычи нефти. Температура пласта в некоторой степени характеризует состояние его и требует периодического контроля. ?

Вместо наконечника и переходника навинчивают нижний и верхний переводники пробы. Предусмотренным в переводнике толкателем открывают клапан и через вентиль переводника при помощи масляного пресса нагнетают масло. Под действием давления масла разделяющий поршень вытесняет заключенную в камере пробу через открытый клапан и вентиль верхнего переводника в контейнер или исследовательскую аппаратуру. ?

6. СПОСОБЫ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕБИТОВ НЕФТИ, ВОДЫ И ГАЗА

Измерение дебита нефтяных скважин (количества нефти, воды и газа, поступающих из скважины) имеет значение для учета работы скважины и контроля технологического режима эксплуатации ее. ?

Измерение дебита нефтяных скважин, как правило, ведется не непрерывно, а периодично. Время, в течение которого непрерывно измеряется дебит скважины, называется циклом измерения. ?

Предназначены для измерения дебита нефтяных скважин. Применяются в автоматизированных сборно-замерных установках. ?

При автоматизации: процесса измерения дебита нефтяных скважин широко применяли объемные дебитомеры различных конструкций, которые использовали как при индивидуальной, так и при групповой схеме сбора нефти и газа. ?

Так как групповая установка предназначена для измерения дебита нефтяных скважин по жидкости, нефти и газу, то способ и устройства измерения указанных параметров определяющим образом влияют на технологическое оборудование, средства автоматики и конструктивное исполнение. Разработано несколько типов групповых замерных установок, которые используют различные методы измерения дебита скважин. ?

Предназначена для автоматизации и телемеханизации процесса измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках закрытой системы сбора и транспортировки нефти. ?

Рассмотрим применение изложенной методики на примере перехода от старой системы измерения дебита нефтяных скважин (с помощью мерников) к новой, более совершенной системе, использующей специальные автоматически действующие дебитомеры. ?

Отличительной особенностью этой ГЗУ является использование вибрационных массовых расходомеров ВМР-1, позволявших производить измерения дебитов нефтяных скважин без предварительной сепарации газожидкостной смеси. Датчики ДВМР-1 устанавливаются на входных патрубках каждой скважины. Сигналы от датчиков поступают в блок местной автоматики, в котором имеется опрашивающее устройство. Все скважины стоят на зон ере постоянно, в связи с чем датчик расхода ДВМР-1 является одновременно и датчиком подачи. ?

В этой главе рассматриваются вопросы учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях, включая вопросы измерения дебита нефтяных скважин. ?

Разработанные в соответствии с условиями добычи и промыслового сбора и попутного газа системы и устройства для измерения дебита нефтяных скважин можно классифицировать по следующим группам:

? индивидуальные измерительные устройства;

? групповые измерительные системы. ?

Является первичным прибором время-импульсной телеизмерительной системы и предназначен в комплекте со вторичным (показывающим или регулирующим) прибором для измерения уровня как одной, так и двух несмешивающкхся и отличающихся по плотности жидкостей. В частности, датчик применяется при измерении дебита нефтяных скважин раздельно по воде и нефти. ?

Является первичным прибором время-импульсной телеизмерительной системы и предназначен в комплекте со вторичным (показывающим или регулирующим) прибором для измерения уровня как одной, так и двух несмешивающихся и отличающихся по плотности жидкостей. В частности, датчик применяется при измерении дебита нефтяных скважин раздельно по воде и нефти.

Это устройство позволяет автоматизировать и телемеханизировать процесс измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках. ?

7. ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР ОТ ТЕХНОГЕННЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ПРОИЗВОДСТВА

Разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться при полном и строжайшем соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.

Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти в недрах вследствие низкого качества проходки скважин, нарушений технологии разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин, приводящих к преждевременному обводнению или дегазации пластов, перетокам жидкости между продуктивными и соседними горизонтами, разрушению нефтесодержащих пород, обсадной колонны и цемента за ней.

Охрана окружающей среды предусматривает мероприятия, направленные на обеспечение безопасности населенных пунктов, рациональное использование земель и вод, предотвращение загрязнения поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна, сохранения лесных массивов, заповедников, охранных зон и т.п.

Природные воды являются одним из объектов нефтяного загрязнения и наряду с атмосферой и литосферой испытывают техногенное воздействие при разведке и добыче углеводородов. При этом, в первую очередь, происходит снижение качества вод в результате загрязнения нефтью, промысловыми стоками, хим. реагентами, буровыми растворами.

Величина мировых потерь нефтепродуктов составляет по различным оценкам несколько сот миллионов тонн в год, из них около 20 % ежегодно попадает в Мировой океан. При поступлении углеводородов в природные воды увеличиваются концентрации органических веществ и высокотоксичных продуктов (фенолов, нафтенов). Одновременно снижается скорость газообмена между водной средой и атмосферой. Растворимость нефти в воде является определяющим свойством в процессе загрязнения гидросферы. Увеличение этого показателя отмечается в следующей последовательности: парафины ? нафтены ? олефины ? ароматические вещества.

Наивысшей растворимостью характеризуются более легкие нефтепродукты, Максимальное суммарное содержание растворенных ароматических углеводородов в воде может достигать 1,5 г/л.

Одним из распространенных представителей полициклических ароматических углеводородов является бензпирен, обладающий сильным канцерогенным действием, ПДК которого в воде установлено в 0,05 мкг/л.

Присутствие нефти и нефтепродуктов в природных водах, превышающее ПДК, как правило, сокращает или полностью исключает практическое использование последних.

Поступление нефти в океан приводит к сокращению и ухудшению биологических и рекреационных морских ресурсов. Площадь загрязнения от разлива 1 т нефти при толщине пленки несколько сотых микрометра может составить более 30 км² .

Влияние техногенных факторов непосредственно сказывается на изменениях физико-химического состава и органолептических свойств грунтовых вод, а с некоторым запозданием во времени и на качественных характеристиках подземных вод глубоких структурных горизонтов. Как следствие, гидрохимическая и температурная обстановка в водоносных горизонтах, сформированная под воздействием техногенных факторов, оказывает влияние на фильтрационные свойства пород.

Экспериментальные данные свидетельствуют, что при изменении температуры от 20 до 80°С проницаемость глин возрастает на один или два порядка, что, в свою очередь, обусловливает увеличение скорости латеральной миграции подземных вод и вертикального водообмена.

Случаи нефтяного загрязнения широко распространены во многих промышленно развитых странах. Обычно на этот вид загрязнения приходится 30-40 % общего загрязнения подземных вод и по масштабам негативного воздействия нефть стоит в одном ряду с ведущими химическими загрязнителями ? соединениями азота, серы, хлора и фосфора.

Из отечественной и зарубежной практики известны примеры, когда подземные водозаборы были выведены из строя на десятки лет в результате загрязнения нефтепродуктами. На отдельных объектах загрязнение практически невозможно ликвидировать с приемлемыми технико-экономическими показателями. Эффективность борьбы с нефтяным загрязнением подземных вод в значительной степени снижается из-за недостаточной изученности механизма загрязнения нефтепродуктами и слабой разработанности методов его индикации.

Существенное влияние на загрязнение поверхностных и подземных вод оказывают попутные воды, которые извлекаются из продуктивного пласта на поверхность вместе с нефтью или газом.

Наряду с высоким содержанием солей в этих водах присутствуют токсичные злементы (бор, литий, бром, стронций и др.) и органические вещества (нафтеновые кислоты, фенолы, эфиры, бензол и др.). В попутных водах встречаются механические примеси, нефтепродукты, а также утяжелители и химреагенты, которые применяют в процессе бурения скважин.

К природным водам относятся поверхностные воды (реки, ручьи, озера, болота и т.д), а также подземные воды пресных водоносных горизонтов.

Обустройство и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений сопровождаются неизбежным техногенным воздействием на объекты ОС.

По данным Госкомэкологии РФ, ежегодный сброс неочищенных сточных вод составляет почти 1/3 часть от общего сброса. На долю предприятий нефтегазового комплекса приходится приблизительно 10% от общего сброса.

Уменьшение сброса загрязняющих веществ возможно:

? при рациональном водопользовании;

? за счет повышения уровня очистки сбрасываемых вод;

? за счет применения замкнутых систем водоснабжения (бессточные технологии).

нефть газовый месторождение скважинный оборудование



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Успешно прошел производственную практику в НГДУ «Сургутнефть». За время прохождения практики проявил себя как человек компетентный, исполнительный, аккуратный, ответственно относится к порученным заданиям, показал хорошие теоретические и практические знания.

Ознакомился с деятельностью предприятия ОАО «Сургутнефтегаз» НГДУ «Сургутнефть».

Нефтегазодобывающая компания «Сургутнефтегаз» ? одно из крупнейших предприятий нефтяной отрасли России.

На протяжении многих лет предприятие является лидером отрасли по разведочному, эксплуатационному бурению и вводу в эксплуатацию новых добывающих скважин.

На предприятии создан первый в России полный цикл производства, переработки газа, выработки на его основе собственной электроэнергии, получения готового продукта. Структурные подразделения предприятия осуществляют весь комплекс работ по разведке и разработке месторождений, по строительству производственных объектов, по обеспечению экологической безопасности производства и по автоматизации производственных процессов.

Основными направлениями компании являются:

? разведка и добыча углеводородного сырья;

? переработка нефти, газа и производство электроэнергии;

? производство и маркетинг нефтепродуктов, продуктов газопереработки;

? выработка продуктов нефтегазохимии.



СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Акульшин А. И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: ? М.: «Недра», 480 с. 2012 г.

2. Бойко В.С. / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений/ 2008 год.

3. Дунаева В.Ф Нефть и газ: ? М.: ФГУ Производство РГУ нефти и газа им. Губкина. ? 352 с.. 2013 г.

4. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела ? Ижевск.: «Недра», 728 с. 2013 г.

5. Инструктаж по охране труда и технике безопасности.

[Электронный ресурс]: www.sgu.ru

6. Текущий и плановый ремонт нефтегазопромыслового оборудования. [Электронный ресурс]: www.hanadeeva.ru

7. Способы измерения дебитов нефти, воды и газа

[Электронный ресурс]: www.neftyanik-school.ru

8. Характеристика и техническое обслуживание наземного и скважинного оборудования [Электронный ресурс]: www.slant.ru

9. Назначение и техническая характеристика исследовательской аппаратуры [Электронный ресурс]: articlekz.ru

Размещено на Allbest.ru