На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


реферат Основы технологии добычи нефти и газа

Информация:

Тип работы: реферат. Добавлен: 31.05.2012. Сдан: 2011. Страниц: 6. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


 
Государственное Образовательное  Учреждение  
Высшего Профессионального образования  
Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет
 

Отдел дополнительного  образования программ  
« Оператор по добыче нефти и газа»  
 
 
 
 

Письменная  работа на тему : 
« Основы технологии добычи нефти и газа»  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Выполнил:
 
Содержание:
1. Ведение                                                                                                              стр.3 -4  
2. Фонтанная эксплуатация скважин                                                                  стр.5 -7  
3. Газлифтная эксплуатация                                                                                стр.8 - 9  
4. Глубиннонасосная эксплуатация                                                                    стр.10- 12 5. Правила техники безопасности при газлифтной эксплуатации                   стр. 15 6.Охрана окружающей среды                                                                              стр. 18 
7. Заключение                                                                                                        стр.20 
8. Список литературы                                                                                           стр.21
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение  
Добывающие скважины обычно квалифицируют по методу добычи, используемого для доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может быть либо естественный поток, либо какой-то искусственный способ подъема. Газовые скважины обладают естественной продуктивностью. Некоторые нефтяные скважины фонтанируют на ранних стадиях своей продуктивной жизни благодаря присущей им внутренней энергией, такой метод называется фонтанной добычей, но рано или поздно и им требуется до полнительная энергия для поддержания продуктивности.  
В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом — газлифтом . Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно - компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.  
В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно- компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газлифтный клапан. Жидкость в насосно- компрессор ной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще Раз закачивают в пространство между обсадной и насосно- компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.  
Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система  
классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно- компрессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность. Газ можно подавать с помощью компрессора. Такую разновидность называют компрессорным газлифом. Используемый в этом случае нефтяной газ отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл). Природный углеводородный газ можно подавать из соседнего газового месторождения, из магистрального газопровода или газобензинового завода.  
При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважины, газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляется его отчистка и осушка. На нефтяном промысле иногда осуществляется только подогрев. Если нефтяное и газовое месторождение залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи, можно организовать внутрискважинный бескомпрессорный газлифт, отличной особенностью которого является поступление газа из выше или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине. Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большим забойным давлением, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины в труднодоступных условиях. Это объясняется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважине механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.  
Однако система компрессорного газлифта имеет и недостатки:  
а) низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины;  
б) большие капитальные затраты на строительство компрессорной станции и газопроводов; в) большие энергетические затраты на сжатие газа;  
г) сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживании компрессорной станции.  
Если на промысле уже организованна газлифтная эксплуатация скважины, а забойные давления и дебиты уменьшились, то с целью повышения технико-экономической эффективности добычи нефти можно перевести работу скважины с непрерывного газлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважину периодически.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Оборудования  устья фонтанных  скважин.  
Перед освоением и пуском в эксплуатацию фонтанной скважины в нее спускают насосно - компрессорные (подъемные) трубы, а на колонной головке устанавливают прочную стальную фонтанную арматуру.  
Фонтанная арматура представляет собой соединение на фланцах различных тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижки или краны). Между фланцами для уплотнения укладывается металлическое кольцо овального сечения (рис.1), сделанное из специальной малоуглеродистой стали. Кольцо вставляется в канавки на фланцах, и фланцы стягивают болтами.  
Фонтанная арматур а состоит из трубной головки и елки. Трубная головка служит для подвески подъемных труб и для герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной.  
Фонтанная елка предназначена для направления газожидкостной струи в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины.  
Наиболее ответственной частью арматуры является трубная головка, воспринимающая межтрубное давление. Это давление может быть весьма высоким (близким к забойному) при наличии на забое скважины и в межтрубном пространстве свободного газа. Ввиду того, что фонтанные арматуры относятся к одному из самых ответственных видов промыслового оборудования по условиям эксплуатации, их испытывают на давление, вдвое большее паспортного рабочего давления.  
Фонтанные арматуры различаются между собой по конструктивным и прочностным признакам:  
по рабочему или пробному давлению;  
по размерам проходного сечения ствола;  
по конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов труб; по виду запорных устройств.  
В соответствии с общесоюзным стандартом (ГОСТ 13846—68), отечественные заводы выпускают фонтанные арматуры на давление от 7 до 100 МПа, с диаметром прохода стволовой части елки от 50 до 150 мм  
Арматуры с диаметром dy = 100 и 150 мм предусмотрены для высокодебитных газовых скважин.  
Арматуры на рабочее давление 100 МПа могут применяться на сверхглубоких скважинах или скважинах с аномально высоким пластовым давлением.  
Для фонтанных скважин преимущественно применяются арматуры на рабочее давление от 7 до 35 МПа.  
По конструкции фонтанной елки фонтанные арматуры делятся на крестовиковые и тройниковые, а по числу спускаемых в скважину рядов труб — на однорядные и двухрядные.  
В качестве запорных устройств в арматурах могут быть задвижки (клиновые или прямоточные) или проходные краны.  
На рис. 2 представлена крестовиковая фонтанная арматура для однорядного подъемника. Подъемные трубы при этой арматуре подвешивают к переводной втулке 7 путем ввинчивания их непосредственно в нарезанный нижний конец катушки 6 или при помощи переводной втулки в качестве запорных органов здесь применяются задвижки. При работе скважины газожидкостная струя из подъемных труб проходит через открытую центральную стволовую задвижку и направляется в один из выкидов — правый или левый и далее по выкидному трубопроводу (на схеме не показан) в сборную или сепарационную установку.

 
Задвижки 9 на правом отводе крестовика трубной головки при фонтанировании скважины закрыты; они служат для подсоединения водяной или газовой линии к затрубному пространству при освоении скважины или при ремонтных работах на ней.  
На фонтанной арматуре помещают два манометра с трехходовыми кранами или с вентилями. Один манометр устанавливают на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины. Это давление называется затрубным. Другой манометр устанавливают на буфере арматуры, он предназначен для замера давления на устье скважины; это давление называется буферным или устьевым. При необходимости спуска в подъемные трубы контрольно - измерительных приборов (манометров, дебитомеров) или депарафинизационных скребков вместо буфера над верхней стволовой задвижкой помещают специальный лубрикатор. Описание лубрикатора будет дано ниже.  
На рис. 3 представлена схема тройниковой арматуры для двухрядного подъемника с крановыми запорными устройствами.  
В тройниковой арматуре рабочим выкидом всегда является верхний. В процессе работы скважины кран (задвижка) на рабочей линии должен быть полностью открыт, а на резер в ной линии закрыт. Струю нефти направляют из одного выкида в друго й, открывая кран (задвижку) на включаемой линии и закрывая одновременно кран на выключаемой линии Краны на стволе елки во время работы скважины должны быть полностью открыты. Пользование главным краном допускается только к исключительных случаях для ав арийного закрытия скважины.  
Из сравнения однотипных крестовиковой и тройниковой арматур видно, что крестовиковая арматура имеет меньшие габариты по высоте и поэто му более удобна для обслуживания. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону, это удобно для их обвязки. Кроме того, как показала практика, при эксплуатации фонтанных скважин, выделяющих большое количество песка, крестовик фонтанной елки быстрее в ыходит из строя, чем тройник. Поэтому к выбору типа фонтанной арматуры в каждом отдельном случае подходят индивидуально с учетом всех особенностей данного месторождения.  
Наиболее ответственным элементом в фонтанных арматурах являются з апорные устройства.  
Основное требование, предъявляемое к запорным устройствам - абсолютная герметичность их затворов; от их бесперебойного действия зав исит надежность работы всего устьевого оборудования фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур выпускаются литые и ковано - сварные двух типов: клиновые и прямоточные с уплотнительной мазкой. Недостаток клиновых задвижек состоит в том, что они быстро теряют герметизирующую способность. Это объясняется тем, что уплотнительные поверхности затворов (клина и гнезда) при открытом положении задвижек подвергаются воздействию рабочей среды. Небольшой первоначальный пропуск приводит в дальнейшем к интенсивному износу затвора и других деталей задвижки и з атем арматуры в целом. На новых фонтанных арматурах высокого давления (pps6 = 12,5 МПа и выше) устанавливают в основном задвижки прямоточные с уплотнительной смазкой и краны проходные с уплотнитель но и смазкой.  
Прямоточная уплотняемая смазкой задвижка сконструирована таким образом, что в ней как в открытом, так и в закрытом состоянии рабочая среда (нефть, газ) не соприкасается с уплотняющими поверхностями, благодаря чему износ уплотняющих поверхностей в ней незначителен. Она обладает высокой стойкостью к абразивному действию механических примесей, содержащихся в рабочей среде. Задвижка эта двухстороннего действия, т.е после износа одной стороны затвора при повороте задвижки на 180° она будет р аботать второй стороной затвора.  
Пробковые краны имеют то преимущество перед задвижками, что у них меньше масса, они удобны при эксплуатации, особенно при автоматиз ации управления работой скважин.

 
Уплотнительные поверхности в  кране соприкасаются с рабочей  средой только в момент открытия и  закрытия, что значительно уменьшает  их эрозию и коррозию. Кроме фонтанных  арматур, поставляемых в виде сборок трубной головки и елки,  
машиностроительные заводы по требованию заказчика могут поставлять отдельные узлы арматуры.  
При оборудовании неответственных фонтанных скважин (невысокое давление, отсутствие пескопроявлений) часто применяются упрощенные арматуры, собранные из задвижек, старых тройников и крестовин непосредственно на нефтедобывающих предприятиях (рис. 59). Установка фонтанной арматуры на устье скважины является важным и ответственным этапом работ, особенно если скважина пробурена на залежь с газонапорным режимом и отличается высоким давлением. Поэтому сборка фонтанной арматуры на устье скважины должна производиться весьма тщательно, с проверкой и опрессовкой со бранной арматуры на двухкратное рабочее давление.  
Если ожидается бурное нефтегазопроявление и возникает опасность раскачивания фонтанной арматуры, ее укрепляют анкерными болтами и растяжками.
 
Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются системой трубопроводов с оборудованием для сепарации и сбора нефти. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газонефтяного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного и межтрубного пространств с наземным оборудованием скважины, называются обвязкой скважины. В зависимости от условий эксплуатации скважины и конструкции фонтанной арматуры обвязка выполняется по различным схемам, но в любом случае предусматривается непрерывная работа скважины и возможность ремонта одной из выкидных линий.  
В скважинах с интенсивным выносом песка, оборудованных тройниковыми арматурами, рабочая обвязка выполняется из толстостенных труб диаметром до 150 мм, а узлы, где происходит поворот струи, — из литых тройников, способных длительное время работать без замены. Обвязка фонтанных скважин, оборудованных крестовиковыми арматурами упрощенного типа и добывающих парафинистую нефть, часто выполняется по схеме, которая показана на рис. 3. Здесь предусмотрено подключение к обвязке скважины паровой передвижной установки через задвижку 2. Повороты обвязки делаются плавными, с тем чтобы уменьшить отложения парафина в застойных вонах, а трубы используются большого диаметра (114 мм), что позволяет продлить периоды между операциями но очистке обвязки от парафина.  
Задвижка затрубного пространства фонтанной арматуры соединяется с одной из манифольдных линий, что позволяет при необходимости снижать давление в затрубном пространстве, направляя газонефтяную смесь непосредственно в газосепаратор.
 
 
 
 
 
 
 


 
получения чистой кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием  кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и  нефти, имеющих общую углеводородную основу. Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое. Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется. Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями. При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты. Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении. Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.  
Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника. Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 9.1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя. Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта. Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.  
Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 - 10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимо е давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.  
При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром.В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.  
Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта. Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.
 
 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Глубиннонасосная эксплуатация  
механизированный подъём жидкости (как правило, нефти) из буровых скважин при разработке нефтяных месторождений. Для Г. э. широко применяются штанговые глубинные насосы и погружные центробежные электронасосы. Последние более производительны.  
Для подъёма жидкости штанговыми глубинными насосами ( рис. 1 ) в скважину опускают трубы с цилиндром и всасывающим клапаном на конце. Внутри цилиндра перемещается поршень-плунжер с нагнетательным клапаном. Плунжер посредством длинной колонны стальных штанг соединён с балансиром станка- качалки, который придаёт плунжеру возвратно- поступательное движение. Прочность штанг и их деформации ограничивают область применения штанговых насосов глубинами до 3200 м при производительности до 20 m 3 /cym . При малых глубинах (200—400 м) возможна производительность до 500 м 3 /сут .  
Электронасос — погружной центробежный многоступенчатый (до 420 ступеней) — опускают в скважины на трубах ( рис. 2 ). Вал насоса жестко соединяется с валом погружного электродвигателя мощностью до 120 квт . В корпус электродвигателя заливают трансформаторное масло, давление которого поддерживается на 0,1 — 0,2 Мн/м 2 больше давления на глубине погружения насоса. Вдоль колонны труб укрепляется кабель для электропитания . На поверхности около устья скважины устанавливаются трансформатор и станция управления с необходимой автоматикой и защитой установки при возможных отклонениях от нормального режима или нарушениях изоляции. Обычно их применяют при дебитах жидкости свыше 40 м 3 /сут .
 



Правила безопасности при  газлифтной эксплуатации
1. Конструкция  колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать  оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.
2. Рабочее давление  фонтанной арматуры должно быть  не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.
3. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.
Результаты опрессовок оформляются актами.
4. В случае  производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т. д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.
5. Фонтанная  арматура должна оснащаться заводом-изготовителем  дросселями с ручным, а по требованию  заказчика - с дистанционным и  (или) ручным управлением и  обеспечивать возможность замены  манометров с использованием  трехходового крана без снижения  давления до атмосферного.
6. При эксплуатации  скважины с температурой на  устье 200 °С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.
7. Фонтанные  скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 000 м/сут газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан - отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.).
Газоконденсатные  и газовые скважины должны оборудоваться  автоматическим клапаном - отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.
8. В процессе  эксплуатации скважины клапан - отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана - отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.
9. На выкидных  линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80 °С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.
10. Устройство  шахтных колодцев на устье  скважины не допускается.
11. Устранение  неисправностей, замена быстроизнашивающихся  и сменных деталей фонтанной  арматуры под давлением запрещаются.  В отдельных случаях (аварийные  ситуации и т. п.) эти работы  могут производиться специально  обученным персоналом с использованием  специальных технических средств.
12. После монтажа  манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.
13. Станцию управления  фонтанной арматуры газлифтной  скважины следует устанавливать  на расстоянии 30-35 м от устья  в специальном помещении, надежно  укреплять и заземлять. Температура  в помещении должна обеспечивать  безотказную работу станции.
14. Воздухопроводы  и кабели, соединяющие станцию  управления с фонтанной арматурой,  должны быть проложены на эстакадах.
15. Перевод скважины  на газлифтную эксплуатацию должен  осуществляться в соответствии  с проектом и планом, утвержденным  техническим руководителем предприятия.
16. Перед переводом  скважины на газлифтную эксплуатацию  эксплуатационная колонна, устьевое  оборудование и насосно-компрессорные  трубы должны быть спрессованы  на максимальное (пусковое) давление.
17. Для обвязки  скважины и аппаратуры, а также  для газопроводов при фонтанной  и газлифтной эксплуатации должны  использоваться бесшовные стальные  трубы, соединенные сваркой. Фланцевые  соединения допускаются только  в местах установки задвижек  и другой арматуры.
18. Газораспределительные  трубопроводы после монтажа должны  быть продуты сжатым воздухом, спрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25% максимальное рабочее.
Газораспределительные батареи должны иметь системы  индивидуального автоматического  замера расхода газа с выводом  системы управления на диспетчерский  пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.
Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной  арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.
19. Подготовка  рабочего агента (газа) при газлифтной  эксплуатации должна предусматривать  его осушку от водяных паров  до точки росы минус 10 °С для южных районов и минус 20 °С для средних и северных широт.
20. При ликвидации  гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.
21. В процессе  работы компрессорной станции  газлифтной системы необходимо  проводить:
· ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических  трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно - регулирующей арматуры с записью результатов в вахтовом журнале;
· контроль работоспособности  систем пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по утвержденному графику. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

  Охрана окружающей среды
Борьба с загрязнением морей и озер нефтью, нефтепродуктами, а также пластовыми водами, нередко  содержащими сероводород, поверхностно-активные вещества, является неотъемлемой частью проблемы охраны окружающей среды.
Нефть и нефтепродукты, попадая на поверхность воды, покрывают большие пространства тонкой пленкой, которая существенно ухудшает кислородный обмен водной среды с воздушным бассейном, это, в свою очередь, ведет к угнетанию жизнедеятельности биологических объектов водной среды.
При концентрации нефтяных загрязнений выше 800 мг/мпроисходит подавление жизнедеятельности фитопланктона, который является основой воспроизводства кислорода в воде. Некоторые рыбы могут приспосабливаться к среде, содержащей нефть. Попавшая в их организм нефть изменяет состав крови и углеводородный обмен, в результате чего мясо рыб приобретает специфический запах и привкус.
Еще более опасные  загрязнители вод--поверхностно-активные вещества, используемые при бурении скважин, и добыче нефти. Попадая в воду ПАВ вспенивают поверхность, чем уменьшается биохимический обмен в среде. Кроме того, ПАВ непосредственно воздействуя на растения и рыб, вызывает их гибель. Для предупреждения загрязнения водоемов нефтью, сопутствующими водами, а также технологическими жидкостями необходимо обеспечить полную герметизацию нефтегазосбора от скважины до нефтесборного пункта. При проведении ремонтных работ закачка жидкостей в скважины (при глушении скважины, промывке песчаной пробки) должна осуществляться по схеме круговой замкнутой циркуляции без сброса отходящих вод в море.
В процессе освоения и разработки морских нефтяных и  газовых месторождений в акватории  Каспийского моря отработан комплекс мероприятий, обеспечивающих охрану окружающей среды, основные из которых сводятся к следующему.
До начала освоения скважин, пробуренных со стационарных платформ или приэстакадных площадок, к площадкам подводятся продуктопроводы, соединенные с нефтесборными пунктами.
Отработанный  буровой раствор из осваиваемой  скважины собирается в емкости и  используется для бурения последующих  скважин куста. Загрязненная нефтью, кислотой или ПАВ вода откачивается по трубопроводам в нефтесборные пункты.
Систематически  контролируется состояние герметичности  колонных головок фонтанной арматуры, фланцевых и резьбовых соединений обвязки арматуры и трубопроводов. При обнаружении неисправностей повреждения должны быстро устраняется. Устье скважины оборудуется поддоном для сбора разливающихся жидкостей.
При разведении фланцевых соединений с разливом нефти необходимо использовать ручные поддоны, а собранную жидкость сливать  в резервуар для сбора сточных  вод, которые по мере наполнения резервуара откачиваются в нефтесборочный пункт. При очистке НКТ от парафина, асфальтосмолистых отложений и солей отходы собирают в контейнеры, а затем вывозят на берег для захоронения. Если на приэстакадной площадке или индивидуальной платформе имеются сосуды, работающие под давлением, то отводы от предохранительных клапанов должны выводится на факел и в емкость для сбора сточных вод. Переливные отводы резервуаров для сбора нефти также соединяются с емкостью для сбора сточных вод.
Вопросы окружающей среды имеют не меньшую, чем для  морей, актуальность применительно  к болотистым территориям особенно тундровой зоны, например Западная Сибирь, Коми АССР, Архангельская область  и др. Биологический покров и воздушная  среда этих районов особенно чувствительны  к внешнему воздействию и загрязнению  нефтью, нефтепродуктами и прочими  химическими препаратами. Слабая активность биологических объектов не способствует быстрому восстановлению экологического равновесия.
Кроме защиты окружающей среды в этих условиях от загрязнений  нефтью, сточными водами и химреагентами весьма актуальна защита от теплового загрязнения и нарушений внешнего тундрового покрова транспортной техникой.
Тепловое загрязнение, обусловленное сбором теплых вод  или транспортом нефти и газа по трубопроводам, может приводить  к растаиванию вечномерзлых грунтов с разрушением верхнего растительного покрова и образованием болот или оврагов. Несоблюдение мер по охране окружающей среды может создать дополнительные трудности в освоении этих и без того весьма сложных для разработки месторождений нефти и газа регионов. 

  
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Заключение   
Нефтяная промышленность обеспечивает поиск и разведку нефтяных месторождений, бурение и освоение нефтяных скважин, добычу нефти и конденсата, сбор, подготовку и транспортирование нефти и газа, обустройство промыслов и переработку нефтяного газа. В нефтяной промышленно сти на всех стадиях деятельности, в том числе при бурении и непосредственной до быче нефти, применяются всевозможные машины и оборудование, обеспечивающие нормальное проведение рабочего процесса. Следовательно, количество и качество добываемой нефти и газоконденсата в значительной степени зависят от качественных показателей применяемых машин и оборудов ания, их технического уровня. С этой целью научными и производственными организациями и предприятиями нефтяной промышленности проводятся оценка соответствия технического уровня поставляемых машин и оборудо вания лучшим образцам аналогичных отечественных и зарубежных машин, вырабатываются научно обоснованные технико -экономические требования к поставляемому оборудованию.  
Вопрос о качестве машин и оборудования в нефтяной промышленности неразрывно связан с уровнем качества той нормативно -технической документации по стандартизации, на о сновании которой они создаются. Речь идет о научно -техническом уровне технических заданий, технических условий, заводских, отраслевых, республиканских, государственных стандартов.  
Поэтому помимо оценки технического уровня самих машин и оборудо вания в нефтяной отрасли проводится работа по оценке научно - технического уровня.  
В нефтяной промышленности большую роль играют технологические процессы на всех этапах, начиная от бурения скважин и кончая технологическими процессами разработки нефтяных месторождений. Стандартизация технологических процессов - это новое направление при выборе объекта стандартизации. Но в последнее время научно - технический прогресс в области нефтегазодобычи несколько заморозился в связи с недостаточной деятельностью научно - исследовательских работ.
 
 
 
 
 
 
 
 

Список  литературы  
Алиев В.А., Анисимов Е.П. Машины и механизмы для добычи нефти.  
ГОСТОПТЕХИЗДАТ. 1957.  
Жуков А.И. Чернов Б.С. и др. Эксплуатация нефтяных месторождений ГОСТОПТЕХИЗДАТ 1954.  
Лобков А.М. Сбор и транспорт нефти на промыслах. ГОСТОПТЕХИЗДАТ 1955. Гатмудинова Ш.К.Справочная книга по добыче нефти. Недра 1974.  
Бухаренко и др. Нефтепромысловое оборудование. Недра 1990г.  
Молчанов А.Г. Чичерин В.Л. Нефтепромысловые машины и механизмы. Недра 1983г. Богданов А. А., Погружные центробежные электронасосы, М., 1957;  
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, 2 изд., М., 1965. В.И. Щуров.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.