Физика нефтяного и газового пласта

 

Физика нефтяного и газового пласта – это прикладная наука, которая изучает физические свойства нефтегазовых пластов, их изменение под воздействием природных и технологических факторов, а также физические процессы, протекающие в нефтегазовых пластах для изыскания и обоснования эффективных технологий добычи углеводородного сырья.

На современном этапе можно видеть, что залежи нефти и газа – это всё более и более трудные объекты для извлечения. Они расположены на большой глубине, в пластах с трудной нефтеотдачей.



Непросты и методы исследования пластов. Так, крупнейшее Штокмановское месторождение в Баренцевом море было исследовано четырьмя скважинами, а ныне число скважин возрастает до 50-60 и более (например, для площади Дыш, месторождения Ключевая - Дыш  понадобилось 98 скважин).

Термины и определения в бурении

 

Бурение — это процесс сооружения скважины путем разрушения горных пород.

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше ее длины

Основные элементы буровой скважины:

·         Устье скважины  — пересечение трассы скважины с дневной поверхностью;

·         Забой скважины  — дно буровой скважины, перемещающееся в результате воздействия породоразрушающего инструмента на породу;

·         Стенки скважины  — боковые поверхности буровой скважины;

·         Обсадные колонны  — колонны соединенных между собой обсадных труб. Если стенки скважины сложены из устойчивых пород, то в скважину обсадные колонны не спускают.

·         Ствол скважины  — пространство в недрах, занимаемое буровой скважиной;

·        

Ось скважины  — воображаемая линия, соединяющая центры поперечных сечений буровой скважины.

Скважины углубляют, разрушая породу по всей площади забоя  или по его периферийной части. В последнем случае в центре скважины остается колонка породы – керн, которую периодически поднимают на поверхность для непосредственного изучения.

                    👉Диаметр скважин, как правило, уменьшается от устья к забою ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в пределах нескольких тысяч метров.

Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах.

👀При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины.

           Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие неустойчивости горных пород, наличия пластов, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ и их смеси), которые находятся под различным давлением. Поэтому при строительстве скважины необходимо крепить ее ствол и разобщать (изолировать) пласты, содержащие различные флюиды.

В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну. Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы

👉Насыщенные различными флюидами пласты разобщены непроницаемыми горными породами — «покрышками». При бурении скважины эти непроницаемые разобщающие покрышки нарушаются и создается возможность межпластовых перетоков, самопроизвольного излива пластовых флюидов на поверхность, обводнения продуктивных пластов, загрязнения источников водоснабжения и атмосферы, коррозии спущенных в скважину обсадных колонн.

👉В процессе бурения скважины в неустойчивых горных породах возможны интенсивное кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшее углубление ствола скважины становится невозможной без предварительного крепления ее стенок.

Для исключения таких явлений кольцевой канал (кольцевое пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной колонной заполняется тампонирующим (изолирующим) материалом

👀Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде растворов (чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из вяжущих веществ наиболее широко применяют тампонажные портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют цементированием.

Таким образом, в результате бурения ствола, его последующего крепления и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.

Сведения о диаметрах, толщинах стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, о типах обсадных труб, оборудовании низа колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны.

В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

  • Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.
  •              Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты все пласты, насыщенные пресной водой.
  •              Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.
  • Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 – 300 м и 500 м.
  • Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их спуске принимается после анализа соотношения давлений, возникающих при бурении в системе «скважина-пласт».

Промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья до забоя) и не сплошными (не доходящими до устья). Последние называются хвостовиками.

Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление и кондуктор. При одной промежуточной колонне скважина имеет двухколонную конструкцию. Когда имеются две и более технические колонны, скважина считается многоколонной.

Краткая история бурения нефтяных и газовых скважин

      

Бурение первых скважин в России относится к IX веку и связано с добычей растворов поваренной соли в районе г. Старая Русса. Соляной промысел получил большое развитие в XV ... XVII вв., о чем свидетельствуют обнаруженные следы буровых скважин в окрестностях г. Соликамска. Их глубина достигала 100 м при начальном диаметре скважин до 1 м.

👉Первые упоминания о применении бурения для поисков нефти относятся к 30-м годам XIX века. На Тамани, прежде чем рыть нефтяные колодцы, производили предварительную разведку «буравом вдавливая оный и подливая немного воды, дабы он ходше входил и по вынятию оного, есть ли будет держаться нефть, то на сем месте начинали копать четырехугольную яму».

На рубеже 19 – 20 веков были изобретены дизельный и бензиновый двигатели внутреннего сгорания. Внедрение их в практику привело к бурному развитию мировой нефтедобывающей промышленности.

В 1901 г в США впервые было применено вращательное роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости. Необходимо отметить, что вынос выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобрел в 1848 г. французский инженер Фовель и впервые применил этот способ при бурении артезианской скважины в монастыре св. Доминика. В Росси роторным способом первая скважина была пробурена в 1902 г. на глубину 345 м в Грозненском районе.

Одной из труднейших проблем, возникших при бурении скважин, особенно при роторном способе, была проблема герметизации затрубного пространства между обсадными трубами и стенками скважины. Решил эту проблему русский инженер А.А. Богушевский, разработавший и запатентовавший в 1906 г. способ закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующим вытеснением его через низ (башмак) обсадной колонны в затрубное пространство. Этот способ цементирования быстро распространился в отечественной и зарубежной практике бурения.

В 1923 г. выпускник Томского технологического института М.А. Капелюшников в соавторстве с С.М. Волохом и Н.А. Корнеевым изобрели гидравлический забойный двигатель — турбобур, определивший принципиально новый путь развития технологии и техники бурения нефтяных и газовых скважин. В 1924 г. в Азербайджане была пробурена первая в мире скважина с помощью одноступенчатого турбобура, получившего название турбобура Капелюшникова.

В Западной Сибири первая скважина, давшая мощный фонтан природного газа 23 сентября 1953 г. была пробурена у поселка Березово на севере Тюменской области. Здесь, в Березовском районе зародилась в 1963 г. газодобывающая промышленность Западной Сибири. Первая нефтяная скважина в Западной Сибири зафонтанировала 21 июня 1960 г. на Мулымьинской площади в бассейне реки Конда.

Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти

     👉Потери легких компонентов в основном происходят в резервуарах при так называемых «больших и малых дыханиях» — выброс воздуха, содержащего испарения нефти, при заполнении пустого резервуара или незначительные по объему выбросы, вызываемые колебаниями уровня в резервуаре и изменениями плотности при перепаде температур. 

Устранение потерь дыхания резервуаров осуществляют посредством их герметизации и применения дышащих крышек, дышащих баллонов, и др. 

Суть применяемых дышащих аппаратов заключается в их способности изменять объем под давлением вытесняемой из резервуара воздушной смеси. 

Таким образом дыхательные аппараты увеличивают или уменьшают объем резервуара сохраняя на время вытесненную из резервуара воздушную смесь. Такие аппараты применяют для сокращений потерь при малых дыханиях резервуаров.

    Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т.е. удалению низкомолекулярных углеродов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.
   

Подготовка нефти к переработке

 Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. 

👉Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. 

С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. 

В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. 

Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. 

Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке.

  •     Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. 
  • Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

Перечень вопросов для проверки знаний у лиц ответственных за безопасное производство работ кранов манипуляторов

 👉для проверки знаний у лиц ответственных за безопасное производство работ кранов – манипуляторов по «Правилам устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов – манипуляторов»

 

Вопросы по ГК-М.

 

1. При каком превышении грузоподъемности, для данного вылета, должен срабатывать ограничитель грузоподъемности крана-манипулятора? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 2.9.5.)

2.В каких случаях производится повторная проверка знаний у операторов (машинистов), электромонтеров, слесарей и стропальщиков экзаменационной комиссией? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.4.19)

3. Какой тормозной момент с учетом запаса торможения должен обеспечивать тормоз грузовой лебедки? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 2.6.2)

4. Что должно быть предоставлено в органы Госгортехнадзора при регистрации кранов-манипуляторов, изготовленных за рубежом? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.1.3.)

5. Каким приборами безопасности должны быть оборудованы краны-манипуляторы, грузоподъемность которых меняется с изменением вылета? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 2.9.6.)

6. Что необходимо сделать для проверки правильности строповки и надежности действия тормоза при подъеме груза? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.11.(о).)

7. Кто проводит техническое освидетельствование грузоподъемных кранов-манипуляторов? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.3.5.)

8. При каком числе обрывов проволок канат М-1 двойной крестовой свивки, имеющий не более 50 несущих проволок в наружных прядях на длине, равной 6d каната, отбраковывается? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 прил. 8 таб. №1.)

9. При каком уменьшении высоты вертикального сечения крюка в следствии износа, крюк подлежит браковки? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 прил. 7.)

10. В какие сроки подвергаются периодическому техническому освидетельствованию краны-манипуляторы, находящиеся в работе? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.3.2.)

11. Когда проводится внеочередное полное техническое освидетельствование кранов-манипуляторов? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.3.3.)

12. Какой нагрузкой производится статическое испытание кранов-манипуляторов при периодическом техническом освидетельствовании? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.3.10.)

13. В каких случаях стропальщик может находиться возле груза во время его подъема или опускания?  (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.10.(ж).)

14. Кто может быть назначен ответственным за безопасное производство работ кранами-манипуляторами? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.5.4.7.)

15. Можно ли производить работы кранами-манипуляторами под не отключенными контактными проводами городского транспорта? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.9.)

16. В какие сроки должно проводится полное техническое освидетельствование грузоподъемных кранов-манипуляторов, находящихся в работе? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.3.2.)

17. Допускается ли применение синтетических материалов для изготовления стропов? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 2.13.7.)

18. Каким документом должен быть определен порядок и меры безопасности при производстве погузочно-разгрузочных  работ и складировании грузов кранами-манипуляторами на базах, складах, площадках? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.10.(д).)

19. В каких случаях кран-манипулятор подлежит снятию с регистрации в органах Госгортехнадзора? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.1.9.)

20. Допускается ли нахождение стропальщика в кузове автомашины при разгрузке и загрузки кранами-манипуляторами? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.10(е).)

21. Какую величину (в%) от нормы должны составлять при браковке число обрывов проволок на шаге свивки каната, если диаметр проволоки в результате поверхностного износа или коррозии уменьшился на 30%? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 прил.8, таблица №2.)

22. Укажите периодичность, при которой клещи и захваты подвергается осмотру владельцем с записью в журнале?  (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.3.16.)

23. Допускается ли кранами-манипуляторами подъем груза, примерзшего к земле или заложенного другими грузами? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.11.(в).)

24. Какие приспособления должны применяться для разгрузки длинномерных и крупногабаритных грузов во время их перемещения кранами-манипуляторами? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.11.(е).)

25. Каким образом должен оформляться допуск к работе операторов (машинистов) и стропальщиков? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.4.23.)

26. Укажите документ, который должен прилагаться к цепям, применяемым на кранах-манипуляторах и для изготовления стропов? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 2.4.2.)

27. Сколько времени должен находится груз в подвешенном состоянии при статическом испытании крана-манипулятора? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.3.10.)

28. Сколько витков каната или цепи должно оставаться на барабане при низшем возможном положении грузозахватного органа? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 2.5.3.)

29. Укажите грузоподъемность крюков, при которой они должны быть установлены  на подшипниках качения? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 2.2.3.)

30. На какое из указанных в ответе оборудование не распространяется «Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов-манипуляторов»? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 1.4.(а).)

31. Как удостоверяется грузоподъемность съемных грузозахватных приспособлений, изготовленных для сторонних организаций? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 3.1.31.)

32. Какие краны-манипуляторы, из перечисленных в ответе, не подлежат регистрации в органах Госгортехнадзора?  (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.1.2.)

33. Каким образом должен быть организован надзор и обслуживание кранов-манипуляторов (до 3 единиц), тары, грузозахватных приспособлений в случаях, когда владелец грузоподъемной машины не имеет возможности назначить всех ответственный лиц? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.4.9.)

34. Какой метод контроля должен применяться для оценки состояния внутренних проволок каната? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 прил. 8 п.4.)

35. Где должен находиться список основных перемещаемых краном грузов с указанием их массы при производстве работ? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.7.(г).)

36. Какой документ должны иметь стальные канаты, применяемые на кранах-манипуляторах в качестве грузовых, стреловых, вантовых, несущих, тяговых стропов? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 2.3.1.)

37. На какие из перечисленных в ответе грузоподъемные машины распространяются «Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов-манипуляторов»? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 1.3.)

38. Допускается ли нахождение съемных грузозахватных приспособлений, не имеющих бирок (клейм), в местах производства работ? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.4.)

39. Укажите максимальный угол между ветвями стропов общего назначения при строповки грузов? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.10.(з).)

40. Под чьим руководством производится работа крана-манипулятора на расстоянии менее 30 м от линии электропередачи? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.9.)

41. Чем должны быть снабжены находящиеся в эксплуатации краны-манипуляторы? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.3.)

42. Какие сведения должны заносится в паспорт крана-манипулятора о лице, ответственном за содержание его в исправном состоянии? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.4.5)

43. Допускается ли нахождение людей возле крана-манипулятора при его работе? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.11.)

44. Кто может быть назначен в качестве оператора (машиниста) крана-манипулятора? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.4.22.,5.4.23.)

45. В каких случаях подлежат перерегистрации краны-манипуляторы? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.1.5.)

46. Какие из перечисленных ниже обязанностей возлагаются на лицо ответственное за содержание кранов-манипуляторов в исправном состоянии? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.4.6.)

47. На основании какого документа должна производиться работа по перемещению груза несколькими кранами-манипуляторами? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.2)

48. Укажите периодичность проверки знаний инженерно-технического работника по надзору за безопасной эксплуатацией кранов-манипуляторов? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.4.2.)

49. Каким образом должна быть укреплена гайка крюка к траверсе для исключения самопроизвольного отвинчивания? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 2.2.2.)

50. На какую высоту от встречающихся на пути предметов должны быть подняты груз или грузозахватное приспособление при их горизонтальном перемещении? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.10.(и).)

51.Каким образом может быть произведена регистрация в органах Госгортехнадзора грузоподъемной машины, не имеющей паспорта предприятия-изготовителя? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.1.4.)

51. Какие краны-манипуляторы подлежат регистрации в органах Госгортехнадзора до пуска в работу? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.1.2.)

52. Что входит в полное техническое освидетельствование крана-манипулятора? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.3.8.)

52. Каким грузом проводится динамическое испытание крана-манипулятора? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.3.11)

53. Укажите минимальную величину уменьшения первоначального диаметра наружных проволок в результате износа или коррозии? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 прил. 8 п.3)

54. Требуется ли разрешение организаций, эксплуатирующей линию электропередачи для выдачи наряда-допуска по производству работ в охранной зоне линии? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 5.5.9.)

55. Чем должны быть оборудована кабина крана-манипулятора, если в нее подается напряжение более 42 В.? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п. 2.10.4.)

56. Что означает сигнал, подаваемый следующим образом: резкое движение рукой вправо и влево на уровне пояса, ладонь обращена вниз? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98  прил.12.)

57.Какой коэффициент запаса прочности должен быть у стропов, изготовленных из пеньковых, капроновых и хлопчатобумажных канатов? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.2.13.4.)

58. Какой нагрузкой должны испытываться съемные грузозахватные приспособления после изготовления? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.3.1.29.)

59. Какие дефекты не допускаются в сварных соединениях? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.3.5.6.)

60. Куда необходима сообщить владельцу при направлении крана-манипулятора в другие регионы на срок более 3 месяцев? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.5.1.8.)

61. Техническое освидетельствование крана-манипулятора осуществляется с целью установления? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.5.3.7.)

62. Куда заносят результаты технического освидетельствования крана-манипулятора? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.5.3.13.)

63. Какая периодичность проверки знаний у инженерно-технического работника, ответственного за содержание кранов-манипуляторов в исправном состоянии? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.5.4.5.)

64. Какая периодичность проверки знаний у лица, ответственного за безопасное производство работ кранов-манипуляторов? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.5.4.7.)

65. Кто обязан проводить инструктаж операторов (машинистов) кранов-манипуляторов и стропальщиков? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.5.4.8.)

66. Кто назначает сигнальщика, когда зона обслуживания краном-манипулятором не просматривается с поста управления оператора (Машиниста)? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.5.4.13.)

67. На какую высоту выше встречающихся на пути предметов, груз или грузозахватное устройство при их горизонтальном перемещении должны быть предварительно подняты? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.5.5.10.(и).)

68. В каких случаях должно быть получено разрешение от органов Госгортехнадзора на пуск в работу крана-манипулятора, подлежащих регистрации? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.5.2.1)

70. Под чьим руководством должна проводится работа по перемещению груза несколькими кранами-манипуляторами? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.5.5.2.)

71. В каких случаях должна быть прекращена работа крана-манипулятора? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.5.5.8.)

72. Как следует производить установку крана-манипулятора, чтобы при работе при любом его положении и строениями, штабелями грузов и другими предметами расстояние было не менее? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.5.5.13.)

73. В каких случаях дальнейшая эксплуатация кранов-манипуляторов запрещается? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.8.2.)

74. На каком расстоянии разрешается устанавливать кран-манипулятор  от края откоса  глубиной 3 м (при не насыпном, глинистом грунте)? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 таблица 4.)

75. Допускается ли нахождение лиц, на месте производства работ по перемещению грузов кранами-манипуляторами, не имеющих прямого отношения к выполняемой работе? (правила УБЭГПК-М ПБ 10-257-98 п.5.5.10 (а).)

Плотность пластовой нефти

  Это масса нефти в пластовых условиях в единице объема. 👉Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется уве­личением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. По плотности плас­товые нефти делятся на легкие (J<0,850 г/см3) и тяжелые (J>0,850 г/смэ).

Вязкость пластовой нефти характеризует степень подвижности флюида. Это важный пара­метр, от которого зависят эффективность процесса разработки и конечный коэффициент нефтеизвлечения. Вязкость нефти может в десятки раз увеличиваться при переходе из пластовых условий в поверхностные. Это обусловлено повышенной температурой и газосодержанием.

Между вязкостью и плотностью нефти существует прямая пропорциональность. Так, легкая нефть менее вязкая. Единицей измерения служит мПа-сек (милипаскаль в секунду). По величине различают нефть с незначительной вязкостью (<1 мПа-сек)( маловязкую (>1 и 1 5 мПа-сек), с повышенной вязкостью (>5 и <25 мПа^сек) и высоковязкую (>25 мПа^сек).

В настоящее время все физические свойства пластовой нефти исследуют в специальных лабораториях по глубинным пробам.

Физические свойства пластового газа

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных углеводородов (УВ) типа СпН Основным компонентом является метан СНД] содержание которого дости­гает 98%. В состав природных газов входят также более тяжелые УВ и не углеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО.,, сероводород HaS, гелий Не, аргон Аг.

Природные газы подразделяют на следующие группы:

  • газ чисто газовых месторождений;
  • газ, добываемый вместе с нефтью {растворенный или попутный газ);
  • газ газоконденсатных месторождений;
  • газ газогидратных залежей;
  • газ, который содержит не более 75 г/см3 тяжелых УВ (С3, Сд), называют сухим, При содержании более 150 г/см3, называют жирным.

По составу газа можно определить его месторасположение: или это попутный, или из газовой шапки.            .      .


Назначение и оборудование скважин

 По назначению выделяют следующие скважины:

  • добывающие - нефтяные и газовые, предназначенные для добычи нефти, газа и попутной воды;
  • нагнетательные - служащие для нагнетания в пласт воды, пара, газа и различных ра­створов;
  • специальные - используемые для специфичных работ исследований (контрольные, пьезометрические, водозаборные и т.д.).

Оборудованием скважины называют части конструкции, которые обеспечивают отбор продукции (закачку воды) в надлежащем режиме, проведение всех технологических опера­ций в процессе эксплуатации и предотвращают загрязнение окружающей среды. Обычно различают подземное и наземное оборудование. 

Наземное (устьевое) оборудование вклю­чает арматуру, устанавливаемую на устье, подземное (скважинное) - оборудование ствола скважины.

В целом конструкция скважины представлена, в зависимости от геологических и техно­логических факторов, несколькими концентрически спущенными на различную глубину ко­лоннами обсадных труб. 

Ниже приводится наиболее характерная конструкция скважин ме­сторождений, разрабатываемых НГДУ :

  • Кондуктор - d = 245 мм спускается на глубину 500 м для добывающих скважин, и 700 м - нагнетательных. Цементируется до устья. Служит для перекрытия верхних неустойчивых пород, предотвращения осыпей и прихвата инструмента при бурении.
  • Эксплуатационная колонна - d = 139,7; 146 или 168 мм спускается на глубину на 50 м ниже проектного горизонта. Цементируется на 100 м выше башмака кондуктора.

Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины.

Глубина цементного стакана, остающегося после цементирования эксплуатационной колонны, является искусственным забоем. В процессе эксплуатации скважины забой может быть засорен осадком, аварийным оборудованием и т.п. В этом случае верхняя точка явля­ется текущим забоем скважины.

Верхняя часть обсадных труб заканчивается колонной головкой. Она предназначена для крепления и обвязки обсадных колонн с целью герметизации межтрубного пространства, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого оборудования.

Требования при приемке скважин из бурения

 

👉При приемке скважин из бурения мастер обязан:

1.       Убедиться в наличии и правильности оформления актов на опрессовку эксплуатацион­
ной колонны, головки, фонтанной арматуры, коллекторов от скважин до ЗУ, спуска шаблона
согласно плану на освоение скважины, промывку на воду и нефть (эти акты мастер обязан
подписать как представитель НГДУ, контролирующий эти работы).

2.   Совместно с представителем УБР осмотреть оборудование устья скважины, обращая
внимание на соответствие установленной колонной головки и фонтанной арматуры. Указать
в акте наличие всех задвижек, шпилек, а для фонтанных и нагнетательных скважин - наличие
и состояние лубрикатора, площадки, лестницы.

3.   Площадка куста в радиусе 25 м от устья скважины должна быть очищена от оборудования, металлолома, замазученности и спланирована так, чтобы верхняя кромка муфты кондуктора была на уровне земли.

4.   Фонтанная арматура должна быть установлена в одной плоскости.

5.   При приемке механизированных скважин - убедиться в наличии и работоспособности
не только наземного, но и подземного оборудования.

6.   При приеме нагнетательной скважины в отработку на нефть она должна быть обвязана
как по нефти, так и по воде, на фланце водяного коллектора должна быть установлена заглушка.

7.   Шламовые амбары должны быть обвалованы и ограждены.

8.   Подписать акт приема скважины и взять на свой подотчет НКТ и наземное оборудование (ГЗУ, станцию управления, устьевое оборудование, станок-качалку и др.) при условии
отсутствия замечаний (или после устранения замечаний) в течение двух суток.

9.   Не подписывать акт приема скважины и передать свои замечания начальнику цеха,
если в течение двух суток замечания не будут устранены.

Монтаж УЭЦН на скважине

 Рабочая площадка, приёмные мостки, насосно-компрессорные трубы очищаются от гря­зи, парафина, песка.

Подготавливается площадка для разгрузки узлов УЭЦН, подъезд к этой площадке.

В тёмное время суток должна быть обеспечена освещённость устья и площадки в соот­ветствии с требованиями правил безопасности.

Разгрузка оборудования УЭЦН на скважине производится в соответствии с требования­ми стандарта ОАО «Технологический регламент на производство погрузочно-разгрузочных работ оборудования электропогружных установок».


При разгрузке необходимо обеспечить защиту узлов УЭЦН и кабеля от ударов и повреж­дений, строповку узлов производить двумя стропами.


  • Автонаматыватель устанавливается на расстоянии 15-20 м от устья скважины так, чтобы ось кабельного барабана была перпендикулярна плоскости вращения кабельного ролика, радиус которого должен быть не меньше 380 мм.
  • С целью исключения касания кабеля с поверхностью земли при спуско-подъёмных опе­рациях между устьем скважины и автонаматывателем через каждые 2-3 метра устанавлива­ются подставки под кабель высотой около 1 метра.
  • Производится центровка талевой системы подъёмника относительно устья скважины. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъёмника на высоте 8-10 метров таким обра­зом, чтобы ось вращения кабельного ролика и ось барабана были перпендикулярны плоско­сти вращения ролика.
  • При монтаже хомуты-элеваторы на УЭЦН устанавливает слесарь-электромонтажник ЦБПО ЭПУ, снимает защиту приёмной сетки УЭЦН; кабель, пролегающий по УЭЦН, клямсы устанавливает бригада ТКРС (освоения) в указанных слесарем-электромонтажником местах. Бри­гада ТКРС (освоения) поднимает узлы УЭЦН над устьем скважины по готовности слесаря-электромонтажника к выполнению операций по сборке, разматывает и прокладывает кабель от автонаматывателя до устья скважины.

👉При этом не допускается попадание песка, грязи на узлы УЭЦН и кабель. Во время спуско-подъёмных операций с НКТ слесарь-электромонтажник не должен находиться в зоне перемещения труб и работы персонала бригады ТКРС (освоения).

Монтаж УЭЦН производится в соответствии с технологическими инструкциями на произ­водство работ.

В процессе монтажа мастер (бурильщик, старший оператор) бригады ТКРС (освоения):

-  сверяет соответствие типоразмера привезённой установки заказанной, а также номе­ров узлов записанным в эксплуатационном паспорте;

-  контролирует опрессовку токоввода ПЭД на величину 5 кгс/см2 в течение 10 минут, при
которой не допускаются падение давления, течь масла и запотевание;

-  проверяет установку шлицевых муфт и лёгкость вращения валов;

-  проверяет сопротивление изоляции установки в сборе, которое должно составить не
менее 100 МОм, наличие маркировки и фазировки концов кабеля;

-  проверяет длину кабеля по записям в протоколе на кабель и на бирке (клейме) кабеля
с отметкой об этом в эксплуатационном паспорте УЭЦН;

-  при монтаже УЭЦН с ПЭД мощностью 90 кВт и выше требует выполнения фазировки на
устье;              .

-  контролирует использование при монтаже нового крепежа (болтов, гаек, винтов, пружинных шайб) взамен транспортировочного и производства их затяжки моментными ключами с величиной усилия, равной 5 кгс для гаек М12 и 3,5 кгс - М10;

-  подтверждает качество выполненного монтажа и готовность оборудования УЭЦН к спуску, о чём расписывается в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

Заполненный в соответствующих разделах эксплуатационный паспорт остаётся в брига­де до окончания спуска оборудования в скважину.


Ответственность за качество монтажа УЭЦН на устье скважины возлагается на слесаря-электромонтажника и начальника цеха проката ЦБПО ЭПУ, ответственность за безопасное производство работ на скважине несёт мастер бригады ТКРС (освоения).


В случае нарушения слесарем-электромонтажником ЦБПО ЭПУ технологии монтажа мастер бригады имеет право приостановить производство работ с отметкой в эксплуатационном пас­порте УЭЦН и немедленным извещением об этом диспетчерских служб ЦБПО ЭПУ и цеха ТКРС.

В случае неподготовленности скважины или бригады ТКРС (освоения) к монтажу УЭЦН (наличие замазученности, неправильная расстановка оборудования, неполный состав вахты и т.п.) слесарь-электромонтажник сообщает об этом диспетчеру ЦБПО ЭПУ с указанием причины невозможности производства работ.


Мастер (бурильщик, старший оператор) бригады ТКРС (освоения) осуществляет приём­ку работ на скважине по следующим показателям:

-  сопротивление изоляции ПЭД (> 100 МОм);

-  сопротивление изоляции кабельной линии (> 100 МОм);

-  сопротивление изоляции «кабель-двигатель» (> 100 МОм);

-  наличие шлицевых муфт в соединениях валов;

-  наличие свободного вращения валов оборудования по отдельности и в сборе;

-  полная замена межсекционных уплотнительных колец;

-  наличие стопорных элементов в крепёжных соединениях;

-  исправность и герметичность обратного клапана;

-  исправность сливного клапана;

-  наличие маркировки на конце кабельной линии;

-  использование при монтаже нового крепежа.

При обнаружении некачественного оборудования составляется акт с представителем ЭМЦ и сообщается об этом диспетчеру ЦБПО ЭПУ. Решение о замене некачественного оборудования принимает инженер-технолог ЦБПО ЭПУ, а е ночное время, выходные и праздничные дни - инженер-диспетчер базы.

В случае отсутствия на базе кабеля потребной длины инженер-технолог ЭМЦ за 12 часов до монтажа, указанного в заявке НГДУ, сообщает данный факт в ЦДНГ на предмет возмож­ности изменения глубины спуска УЭЦН. При невозможности подбора нового интервала спуска вывоз кабельной линии на скважину не допускается.

Случаи ожидания монтажа УЭЦН по вине одной из сторон (монтажная бригада ЦБПО ЭПУ, бригада ТКРС, освоения) более 1 часа оформляются двухсторонним актом.

Работы по монтажу УЭЦН не производятся при ливнях, метелях, пылевых и песчаных бурях, скорости ветра, более 15 м/сек и температуре окружающего воздуха ниже -35*С.


При возникновении спорных ситуаций о производстве монтажа по погодным условиям или другим причинам решение о монтаже принимает начальник ЭМЦ совместно с ЦИТС НГДУ.

Простои бригад ТКРС (освоения), связанные с невозможностью монтажа УЭЦН по при­чине плохих погодных условий, оформляются двухсторонним актом.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все