Контрольная работа по «Оператор по добычи нефти и газа»

Разработка типовых дефектных  ведомостей и технологических карт связана со значительными трудностями. В первую очередь, это обуславливается  значительной потребностью в людских  ресурсах и времени.

Краткосрочное планирование осуществляется на основании соответствующих  годовых планов, результатов диагностики  оборудования, а также актов, заключений и предписаний внутренних и внешних  инспектирующих и контролирующих органов.

Техническое состояние  технологических трубопроводов  газоперекачивающих компрессорных  станций (КС) с увеличением сроков их эксплуатации, требует разработки системы специальных мероприятий  по обеспечению заданного уровня надежности, так как эксплуатация за пределами расчетного ресурса  сопровождается повышением вероятности  аварий, в том числе и с тяжелыми экологическими последствиями. В настоящее  время, внедрение инновационных  средств технической диагностики  позволило заменить традиционную систему  эксплуатации с регламентным ремонтно-техническим  обслуживанием - на эксплуатацию по техническому состоянию, т.е. к обслуживанию в  зависимости от степени риска, от реального состояния и фактических  характеристик объектов. Для выполнения существующих повышенных требований к  экологической и технической  безопасности – требуется развитие и внедрение единой системы экспертно-диагностического обслуживания (ЭДО) трубопроводов, являющейся важным инструментом реализации стратегии  эффективного управления основных фондов.

Цель функционирования системы ЭДО - обеспечение надежности объектов на заданном уровне, при оптимальном  вложении финансовых средств на их эксплуатацию

12 вопрос

При закрытой скважине в верхней части подъемных  труб и затрубного пространства образуется газовая подушка, а вся остальная  часть их постепенно заполняется  нефтью, которая вытесняет воду в  пласт. При длительной остановке  скважины возможно полное замещение  столба воды нефтью, и если открыть  такую скважину, то она снова будет  фонтанировать в течение нескольких часов или далее суток, пока на забое опять не скопится вода. Такой  процесс замещения воды нефтью происходит иногда и в полностью обводнившихся  скважинах, дальнейшая эксплуатация которых  была признана нецелесообразной. Нефть, оставшаяся в порах обводнившегося пласта, медленно, в течение нескольких месяцев проникает в скважину, замещая в ней воду. В результате этого на устье скважины со временем может возникнуть значительное давление. Чтобы не допустить выброса нефти, устье таких скважин должно быть надежно герметизировано.

Фонтанирование  обводняющихся скважин можно  продлить, удалив столб воды на забое. Поэтому обычно не ждут, когда в  скважине произойдет естественное замещение  воды нефтью, а производят промывку, закачивая в затрубное пространство чистую безводную нефть, которая  выталкивает воду с забоя скважины в подъемные трубы и затем  на поверхность.

При медленном увеличении содержания воды в продукции скважины и высоком пластовом давлении промывка является эффективным методом. После промывки скважина продолжает фонтанировать в течение нескольких недель. Но все же эта мера является временной, так как обводнение скважины приконтурной водой представляет естественный процесс, и со временем неизбежен  перевод скважины с фонтанного способа  эксплуатации па механизированный или  же ее капитальный ремонт с целью  изоляции обводнившейся части пласта.

Засорение подъемных  труб и прекращение фонтанирования по этой причине возможно при эксплуатации залежей, сложенных слабосцементированными песчаниками, и при добыче парафинистой нефти.

В первом случае в  период, когда снижается дебит  скважины, пли в момент, когда  скважина останавливается, песок, поступающий  из пласта, вследствие снижения скорости потока начинает осаждаться в подъемных  трубах, образуя в их нижней части  песчаную пробку, которая закрывает  доступ нефти.

Образование песчаной пробки отмечается повышением затрубного давления и резким снижением буферного  давления при одновременном сокращении дебита скважины. При появлении таких  признаков нужно срочно принимать меры к восстановлению нормальной работы скважины и прежде всего следует восстановить циркуляцию жидкости через подъемные трубы. Для этого в затрубное пространство подкачивают чистую нефть. Положительный результат может быть достигнут и при некотором увеличении дебита скважины.

Частичное или полное засорение подъемных труб возможно и при добыче парафинистой нефти.

Обычно приходится иметь дело не с чисто парафиновыми пробками, а с пробками, возникшими в результате обрыва и заклинивания скребков и других приспособлений для  очистки парафина в интервале, где  его отложения достигли наибольших размеров. Скребок или другой инструмент, застрявший в отложениях парафина и  уплотнивший их, почти полностью  закрывает проходное сечение  подъемных труб, что сопровождается резким снижением дебита скважины и  буферного давления, а также заметным повышением затрубного давления.

Устранение такой  пробки представляет большие трудности; приходится останавливать скважину, поднимать подъемные трубы и  очищать их на поверхности. Поэтому  при обслуживании фонтанных скважин, в которых наблюдаются отложения  парафина, нужно принимать все  меры по обеспечению нормальной работы оборудования, предназначенного для  удаления отложений парафина.

Нарушение и прекращение  фонтанирования скважины может произойти  также при засорении штуцера  п выкидных линий. В этих случаях  отмечается резкое повышение буферного  давления при одновременном снижении дебита. Наиболее часто засоряются штуцеры небольшого диаметра. Причиной засорения обычно являются крупные  частицы породы или цемента, оставшиеся на забое скважины, или различный  мусор, попавший в скважину при некачественной промывке. Иногда штуцер засоряется комочками  твердого парафина. Засорение выкидных линий чаще случается в холодное время года и вызывается обычно интенсивным  отложением парафина в участке выкидной линии за штуцером. Это нарушение  устраняется нагревом выкидных линий  паром или же путем механической очистки.

В холодное время  года при эксплуатации скважин, недавно  вышедших из бурения, когда из скважины газонефтяным потоком выносится  пресная или недостаточно осолоненная  вода, выкидные линии могут засоряться льдом. Это обстоятельство необходимо иметь в виду и не допускать  длительных простоев скважин, а неработающую выкидную линию следует освобождать  от жидкости, выпуская ее через фланцевые  соединения обвязки, расположенные  в пониженных местах.

Арматура, устанавливаемая  на фонтанирующие скважины, истирается песком, выносимым вместе с жидкостью  из скважины. Наибольшее истирание  происходит в тройниках (крестовинах) елки (в местах поворота фонтанной  струи), запорных поверхностях корпуса  и клина задвижки.

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ ПОДЪЕМНЫХ  ТРУБ ОТ ПАРАФИНА,

содержащее летающий автоматический скребок, выполненный в виде полого корпуса с очищающими и уплотняющими элементами, расположенными ниже окон, выполненных в корпусе для  сообщения с внешним пространством, воздушной камеры, основного поршня, клапана, выполненного с возможностью перекрытия полости корпуса, ловильной  головки, закрепленной в верхней  части корпуса, и верхнего ограничителя, отличающееся тем, что, с целью повышения  надежности создания и ликвидации перепада давления и расширения области применения, оно снабжено цилиндрической тягой  с утолщением в нижней части, пропущенной  через корпус и закрепленной верхней своей частью в ловильной головке, трубчатой тягой, установленной концентрично на утолщенной части цилиндрической тяги с возможностью осевого ограниченного перемещения относительно последней и дополнительным поршнем жестко связанным с трубчатой тягой и установленным в основном поршне с возможностью перемещения относительно основного поршня и утолщенной части цилиндрической тяги, причем воздушная камера выполнена в виде основной и дополнительной полостей, сообщенных между собой, при этом основная полость расположена в утолщенной части цилиндрической тяги, основной поршень установлен в основной полости, дополнительный поршень в верхней своей части имеет глухой осевой канал и установлен с возможностью размещения в дополнительной полости при расположении основного поршня в верхнем положении и взаимодействия трубчатой тяги с клапаном для перекрытия полости корпуса, а верхний ограничитель выполнен в виде расположенного на устье участка трубы с внутренним диаметром превышающим внутренний диаметр подъемных труб.

Химические методы борьбы с отложениями парафина развиваются  и создаются по двумосновным направлениям:

·         удаление смолопарафиновых отложений с помощью органических растворителей и водных растворов различных композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ);

·         предотвращение отложения парафина применением химпродуктов, ингибирующих процесс формирования смолопарафиновых отложений. 

Такая классификация способов борьбы с oтложeниями парафина построена  на основепрактических приемов удаления или предотвращения образования отложений, поэтому является формальной.

Исходя из основных положений механизма парафинизации промыслового оборудования, все способы борьбы с отложениями парафина целесообразно классифицировать на основе учета решающих физико-механических свойств взаимодействующих фаз (нефть–парафин-поверхность оборудования):

1)      растворимости парафина в нефти;

2)      особенностей структуры и прочности парафиновых отложений;

3)      энергии взаимодействия кристаллов парафина, взвешенных в объеме нефти, друг с другом и поверхностью оборудования;

4)      энергии межмолекулярных связей между кристаллами парафина и поверхностью, на которой они возникают.

В общем случае любая группа способов борьбы с отложениями парафина может оказаться перспективной, если они основаны на использовании  таких свойств взаимодействующих  фаз, на которые легко воздействовать в необходимом направлении современными техническими средствами.

Проблему борьбы с отложениями  парафина можно решить на наиболее, высоком уровне, применив способы  четвертой группы. Это достигается  путем использования защитных покрытий, имеющих низкую сцепляемость с нефтяными  парафинами, и путем добавления в  нефтьхимических присадок, придающих аналогичные свойства поверхности нефтепромыслового оборудования. Однако возможности их применения на практике неодинаковы.

Как правило, на практике применяются оба метода, которые дополняют друг друга.

Так, до применения ингибиторов необходимо тщательно подготовить скважину — очистить от смолопарафиновых отложений НКТ, арматуру и выкидные пинии с помощью удалителей. После подготовки скважины применяют ингибиторы для предотвращения отложений смолопарафиновой массы.

Исходя из состава АСПО, который зависит от состава нефти, прежде всего ее высокомолекулярной части, и гидро- и термодинамических  условий формирования отложений  производится выбор химических реагентов, удаляющих или предупреждающих  отложения.

Подбор химреагентов основан на экспериментальных исследованиях.

Сущность химических методов удаления парафиновых отложений заключается в предварительном их разрушении или растворении с последующим удалением. Для этих целейиспользуются: органические растворители с высокой растворяющей способностью не только твердых углеводородов, но и асфальтосмолистых веществ; водные растворы ПАВ, которые при контакте с парафиновыми отложениями проникают в их толщу и, диспергируя смолопарафиновую массу, снижают их прочность вплоть до разрушения.

Одним из наиболее эффективных  способов ликвидации отложений парафина является использование растворителей, объем которых определяется количеством и растворимостью парафина в имеющемся растворителе при средней температуре в скважине. Растворимость парафина зависит от температуры его плавления, температуры кипения растворителя,температуры растворения

Растворители и растворы композиций ПАВ более эффективно действуют при повышенной температуре. На практике нередко химические методы удаления парафиновых отложений  применяются в сочетании с  тепловыми и механическими методами. При этом достигается наибольший технологический и экономический  эффект в результате существенного ускоренияпроцесса и полноты удаления смолопарафиновых отложений. Особых ограничений для применения методов удаления смолопарафиновых отложений нет. Вместе с тем при использовании химических методов в сочетании с тепловыми и механическими методами необходимо соблюдать осторожность. Интенсивное удаление таких отложений из сильно запарафиненных объектов может вызвать образование парафиновых пробок в трубопроводе. Такие объекты целесообразно обрабатывать в два-три этапа: вначале с помощью удалителя приобычной температуре, а затем для более полного удаления смолопарафиновых отложений — при повышенной температуре (60 – 70 оС). Легкие углеводородные растворители используются, как правило, без подогрева.

Для предотвращения парафиноотложения применяют разнообразные композиции химических веществ, существенно различающихся по механизму воздействия на образование смолопарафиновых отложений на поверхности оборудования.

Так, композиции, состоящие  в основном из ПАВ являются смачивателями поверхности оборудования и диспергаторами смолопарафиновых составляющих отложений. При постоянной дозировке такого химпродукта в скважину на поверхности оборудования создается гидрофильнаяпленка, препятствующая формированию на ней отложений. Одновременно такой реагент оказывает диспергирующее действие на твердую фазу смолопарафиновых веществ, что способствует беспрепятственному выносу их потоком жидкости. Для предупреждения отложений парафина применяются химреагенты— депрессаторы, предотвращающие рост кристаллов и образование структур с плотной упаковкой молекул твердых углеводородов.