Подъемники и агрегаты, установленные над скважиной, представляют собой объекты повышенной сложности, т.к. не исключается возможность в любой момент осложнения на скважине в виде: аварийных выбросов нефти и газа, обрыв инструмента, падение вышки, мачты, обрыв талевого каната и т.д. Поэтому вопросам охраны труда и окружающей среды уделяется повышенное внимание.
1. На работу принимаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обучение, сдавшие экзамен. Ежегодно проверяется состояние здоровья, обучение и прием экзаменов с соответствующими записями в удостоверении. Вновь поступивший по прибытию на место проходит инструктаж на рабочем месте. Поступивших на работу обеспечивают специальной защитной одеждой, средствами индивидуальной защиты.
2. Подъемники и агрегаты после монтажа, осматриваются государственной комиссией совместно с представителями технического надзора и контроля, при этом особое внимание уделяется состоянию оборудования для спускоподъемных операций.
3. Талевой канат осматривается перед началом каждой смены, вахты, количеств оборванных ниток на один шаг свивки не должен превышать 6-8%, состояние узлов крепления к основанию и барабану лебедки, периодически смазывается.
4. Оборудование для спускоподъемных операций периодически осматривается и проходит дефектоскопию одним из известных способов.
5. Разлившиеся ГСМ, рассыпавшиеся химические реактивы немедленно собираются, замазанный грунт выкапывается и вывозится на специальные пункты по переработке.
6. Дизеля должны иметь соответствующие оборудованные выхлопа, за количеством отравляющих веществ ведется наблюдение, при условии превышении норм – дизель меняется на новый или после капитального ремонта.
7. По завершению всех работ примыкающая территория рекультивируется, и земли сдаются землепользователю.
Правила безопасности и организации работ по освоению скважин включают в себя следующие мероприятия.
Освоение скважин производить по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом предприятия. При необходимости изменения технологии последующих вызовов притока план для скважины составить и утвердить заново.
Руководителем работ на скважине должен быть инженерно-технический работник, указанный в плане работ. Он руководит подготовкой скважин и ее территории к освоению, опрессовкой нагнетательных линий, обеспечивает выполнение намеченной технологий работ и правил по охране труда и окружающей среды на объекте. Руководитель работ может отлучаться со скважины только при обычных по технологии работах, после инструктажа рабочих, опрессовки оборудования и назначением старшего из числа оставшихся рабочих с соответствующей записью в журнале учета работа компрессора.
В плане работ следует указать число работающих, мероприятия и средства обеспечения их безопасности, включая дыхательные аппараты, меры по предупреждению аварий, средства и график контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны и мероприятия на случай превышения ПДК.
С планом должны быть ознакомлены все работники, связанные с освоением и исследованием скважин.
К плану работ должна прилагаться схема расположения оборудования, машин, механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной аварии и загазованности при любом направлении ветра, а также схема расположения объектов в санитарно-защитной зоне и близлежащих населенных пунктов.
Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием.
Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на величину 1,25 от максимального давления.
Отводы следует крепить к бетонным или металлическим стойкам, при этом не должно быть поворотов и провисаний. Способ крепления отвода должен исключать возможность возникновения местных напряжений.
К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства.
Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т длина линии может составлять 50 м. Во всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 100 м.
Предохранительный клапан установки (разрывная диафрагма) должен быть соединен индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливания нефти, конденсата и других жидкостей. При этом должен быть исключен обратный переток нефти, конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов. При содержании сероводорода в газе более 8% должна быть смонтирована специальная факельная система.
Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины соответствующей плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине, а также запас материалов и химических реагентов согласно плану работ на освоение скважины.
В случае отсутствия возможности утилизации продукта запрещается освоение и исследование эксплуатационных скважин. Допускается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со сжиганием газа.
При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм.
Вызов притока и исследования скважины должны проводиться только в светлое время, при направлении ветра от ближайших населенных пунктов.
На время вызова притока из пласта и глушения необходимо обеспечить:
- постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику, утвержденному техническим руководителем предприятия, уполномоченного заказчиком на проведение этих работ;
- круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;
- постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;
- готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса.
При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием:
- природного или попутного нефтяного газа;
- двух- и многофазных пен, инертных к сероводороду и к углекислому газу;
- инертных газов;
- жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу.
Использование воздуха для этих целей запрещается.
Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата.
Запрещается производить освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек, в период паводка.
Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть коррозионно-стойкой, цельной. При подъеме проволока должна проходить через герметичное устройство с нейтрализатором сероводорода.
Перед открытием задвижки на узле отвода, а также при спуске (подъеме) глубинного прибора в скважину работники, не связанные с этими операциями, должны быть удалены на безопасное расстояние в наветренную сторону.
Открывать задвижки на узле отвода и извлекать приборы из лубрикатора, разбирать их следует в изолирующих дыхательных аппаратах.
По окончании освоения или исследования скважины приборы, аппаратура, спецодежда должны пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода.
По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры.
Освоение скважин, в продукции которых содержится сероводород, газом запрещается. Освоение таких скважин производить заменой жидкости, имеющейся в скважине, на более легкую; пеной без перехода на закачку газа, глубинным насосом, в том числе передвижным.
Работника должны быть обеспечены фильтрующими противогазами марки В, КД, или БКФ и сигнализатором сероводорода.
Во время освоения все работники должны находится с наветренной стороны от скважины и приемной емкости. К устьевой арматуре, пробоотборному крану и приемной емкости подходить и в загазованную зону входить, в противогазе.
Выходящую из скважины газожидкостную смесь, содержащую сероводород, в обустроенных скважинах подавать в систему сбора.
При появлении сероводорода из скважины, в продукции которой он не содержится, остановить процесс, выпустить рабочий агент из скважины и прекратить работе по освоению до ликвидации его причины.
Подготовку территории (планировку, удаление пролитой нефти в других материалов), приемной емкости, выкидных линий, средств освещения рабочих мест, доукомплектование устьевой арматуры шпильками, замену жидкости, имеющейся в скважине, на более легкую, и другие подготовительные работы производить накануне (в предыдущие дни) освоения.
Перед начатом освоения скважины все участники работ должны быть ознакомлена с порядком ведения процесса и пройти инструктаж по технике безопасности с записью в журнале учета работы компрессора.
При расстановке на территории скважины передвижной техники и приемной емкости учесть направление ветра для исключения попадания газов на людей и технику, а также обеспечить удобство контроля и управления процессом работ.
Расстояния между объектами должны быть:
- от передвижной техники (компрессор, насосный агрегат, исследовательская машина и др.) до устья скважины и приемной емкости - не менее 25 м;
- от компрессора до другой передвижной техники - не менее 10 м;
- между автоцистернами я насосным агрегатом - не менее I м;
- от культбудки до устья скважина - не менее 50 м.
Выкидную линию из скважины в приемную емкость собирать из НКТ с внутренним диаметром не менее 50 мм, надежно и жестко закрепить возле устья в местах поворота и у приемной емкости с помощью штопорных или стационарных якорей, рассчитанных на реактивное усилие потока не менее I т.
До подключения нагнетательной линии давление в скважине снизить до атмосферного путем выпуска накопившегося газа в приемную емкость через выкидную линию. При этом люди должны быть выведены из зоны выпуска газа в наветренную сторону. В загазованную зону разрешается входить только в противогазе.
В течение всего процесса вызова притока на расстоянии менее 25 м от устья скважины и от емкости для приема жидкости из скважины запрещается:
- производство работ, не связанных с освоением скважины;
- пользоваться открытым огнем (курение, сжигание нефти и газа, электрогазосварочные работы и др.);
- пребывание техники, не оборудованной искрогасителями на выхлопных трубах;
- пребывание посторонних лиц.
При многократных вызовах притока газом на одной и той же скважине необходимо на каждом пятом выезде, но не позднее 30 часов суммарной продолжительности закачки газа в скважину, вызов производить с закачкой пены (по разделу 5 или 6) для удаления нагаромасляных отложений и окислившейся пленки нефти.
О проведенной обработке сделать запись в акте на окончание освоения скважины.
Для смазки цилиндров компрессора в канистры заливать специально отобранное масло, хранящееся в предназначенной только для этого металлической емкости. При перевозках и хранении компрессорного масла такого назначения, начиная от отбора из железнодорожной цистерны, должны быть приняты все необходимые меры против загрязнения нефтепродуктами, водой, пылью, продуктами распада отложений и другими примесями. Качество этого масла должно подтверждаться актом о соответствии ГОСТу, имеющимся у ответственного за горюче-смазочные материалы.
Все узлы, используемые в обвязке компрессора со скважиной, один раз в год в собранном виде испытываются на прочность при пробном (полуторократном от рабочего) давлении с записью в журнале учета работы компрессора и составлением акта. АКТ об испытании утверждается главный инженером предприятия, владельца компрессора.
Предохранительные и обратные клапана компрессора, а также участок газопровода, смонтированный на компрессорной установке, от нагаромасляннх отложений очищать не реже одного раза в 3 месяца. Остальную часть газопровода и холодильники компрессора очищать не реже одного раза в год. Очистку производить промывкой 3% раствором сульфонола, пропаркой.
Старший механик, ответственный за техническое состояние компрессора должен:
- производить периодический осмотр компрессора с проверкой режима его работы по графику ППР, но не реже одного раза в месяц;
- проверить правильность подачи масла в цилиндры не реже одного раза в 3 месяца;
При осмотре мех.устройства необходимо разобрать и очистить от отложений, смазать притертые и трущиеся поверхности тонким слоем антифрикционной смазки (графитной БВН-1 или крановой ЛЗ-162) и собрать. При сборке штуцирующего крана устройства пробку вставить в корпус в положение закрыто так, чтобы тонкое отверстие в пробке (предназначенное для выравнивания давлений в скважине и полости пробки) было расположено с противоположной мелким выпускным отверстиям стороны. Пробку к корпусу поджимать гайкой натяга постепенно и при непрерывном поворачивании пробки, не допуская выдавливания смазки и добиваясь поворота рычага усилием 15-20 кгс.
Машинисту компрессорной установки выдать на руки Инструкцию по охране труда машиниста компрессорной установки, из заводской инструкции по эксплуатации компрессорной установки (смазка, давление, температура по ступеням и др.), кроме того на объектах он должен иметь при себе журнал учета работы компрессора.
В журнале учета работы компрессора ведутся записи:
- об испытаниях обвязки компрессора с устьем скважины;
- о режиме работы компрессора на объектах и при проверке;
- о скорости расхода компрессорного масла по ступеням;
- о ежегодных испытаниях на прочность комплектных узлов, результатах периодического осмотра и обнаруженных неисправностях, проведенных очистках и ремонтах обратных клапанов газопровода.
Перед началом работ с закачкой газа проверить исправность заземления электрооборудования на устье скважины. Лебедку заземлить, независимо от наличия в исследовательской машине электрооборудования, подсоединением к обсадной колонне или с помощью переносного заземлителя.
Если предстоит закачка рабочего агента в НКТ, то одновременно с нагнетательными линиями испытать на герметичность и лубрикатор с приготовленным для спуска глубинным прибором при открытой буферной и закрытой центральной задвижках.
Прибор в скважину спустить до начала закачки рабочего агента и установить ниже нижнего конца НКТ. Перемещения глубинного прибора в скважине, находящейся под давлением газа или пены, допускаются только ниже нижнего конца НКТ.
Глубинный прибор поднимать только после выпуска рабочего агента из скважины. При исследованиях с закачкой газа и отсутствии фонтана подъем прибора, начиная от глубины уровня пусковой муфты или башмака, которую достиг газ при закачке, производить со скоростью не более 30 м/мин (на I передаче при малых оборотах двигателя). Скорость подъема контролировать по счетчику глубины и секундомеру.
Работа с поверхностно-активными веществами. Поверхностно-активные вещества (ПАВ), используемые для пенообразования, малотоксичны, вызывают легкое раздражение слизистой оболочки я поврежденной кожи, в концентрированном виде пожароопасны. Неионогенные ПАВ (ОП-10, превоцел, диссолван и др.) не разрушаются микроорганизмами. Поэтому должны быть приняты следующие меры:
Не допускать попадания раствора ПАВ в водоемы и источники питьевой воды. Жидкость и пену из скважины подавать в нефтесборный коллектор или приемную емкость для последующего сброса в систему сбора и закачки в пласты промысловых сточных вод.
Пользоваться спецодеждой и рукавицами, избегать попадания ПАВ в глаза. ПАВ для мытья рук не использовать.
При хранении концентрированных ПАВ и работе с ними соблюдать правила противопожарной безопасности.
Заключение
Для обслуживания скважин при спускоподъемных операциях, которые, как уже отмечалось выше, являются обязательными при подземном и капитальном ремонтах, применяются стационарные и самоходные агрегаты.
В настоящее время применяются два вида комплексов для выполнения спускоподъемных операций:
- стационарная вышка, оборудованная стационарными мостками для труб и штанг, и передвижная лебедка, смонтированная на тракторе;
- передвижной агрегат, несущий на себе вышку и лебедку, установленные либо на гусеничном тракторе, либо на машине высокой проходимости.
И те и другие агрегаты комплектуются инструментами для свинчивания-развинчивания колонна труб и штанг. Агрегаты, предназначенные для капитального ремонта скважин, имеют также ротор.
При помощи подъемников и агрегатов подземного и капитального ремонтов выполняются следующие основные работы:
1. Спуск и подъем труб и штанг при подземном и капитальном ремонтах.
2. Подъем и спуск инструмента при разбуривании песчаных и цементных пробок.
3. Подъем и спуск инструмента при очистке забоя скважины.
4. Приведение в действие ротора при разбуривании пробок.
5. Спуск и подъем желонок.
6. Спуск и подъем инструмента при проведении ловильных работ при авариях с трубами, штангами и другими подъемниками и оборудованиями
К основному оборудованию, при помощи которого проводят спускоподъемные операции, относятся подъемные лебедки, монтируемые на самоходной транспортной базе автомобиля или тракторе.
Если лебедка монтируется совместно с вышкой, талевой системой и другим оборудованием на транспортной базе, оборудование в целом называется подъемной установкой или агрегата при более полной комплектации (насосом, ротором, вертлюгом и др.) — комплектом подъемного оборудования. Если на базе монтируется только лебедка, такой механизм называется подъемной лебедкой.
В настоящее время на нефтяных промыслах в России применяются главным образом подъемники на тракторе. Подъемники смонтированные на автомашинах, также выпускаются нашей промышленностью, но они менее распространены, чем тракторные.
Таким образом, наличие подъемника или агрегата на скважине позволяют своевременно и качественно выполнить любые работы на скважине в короткий срок, что связано с минимальным временем простоя скважины. Все это отражается на объеме добычи и себестоимости 1 т. нефти.
Список используемой литературы
1. Актабиев Э.В.; Атаев О.А. Сооружения компрессорных и нефтеперекачивающих станций магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1989
2. Алиева Л. Г., Ф. И. Алдашкин. Бухгалтерский учет в нефтяной и газовой промышленности. – М., Тема, 2003
3. Березин В.Л.; Бобрицкий Н.В. и др. Сооружение и ремонт газонефтепроводов. – М.: Недра, 1992
4. Бородавкин П.П.; Зинкевич А.М. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1998
5. Бухаленко Е.И. и др. Монтаж и обслуживание нефтепромыслового оборудования. М. Недра, 1994
6. Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. М. Недра 1990
7. Вчера, сегодня, завтра нефтяной и газовой промышленности, под редакцией Н.А. Крулова, ИГИРГИ, 1995г.
8. Марицкий Е.Е.; Миталев И.А. Нефтяное оборудование. Т. 2. – М.: Гипронефтемаш, 1990
9. Марков А.А. Справочник по добыче нефти и газа. М.: «Недра», 1989
10. Махмудов С.А. Монтаж, эксплуатация и ремонт скважных насосных установок. М. Недра,1987
11. Молчанов А.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. М. Недра 1985
12. Овчинников В.А. Нефтяное оборудование, т.II. ВННи нефтемашин, 1993
13. Раабин А.А. и др. Ремонт и монтаж нефтепромыслового оборудования. М. Ндра,1989
14. Руденко М.Ф. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Труды МИНХ и ГТ, 1995
15. Соколов В.М. Методы увеличения продуктивности скважин. М.: «Недра», 1991
16. Титов В.А. Монтаж оборудования насосных и компрессорных станций. – М.: Недра, 1989
17. Чичедов Л.Г. и др. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. М. Недра, 1987
18. Чичедов Л.Г. и др. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. М. Недра, 1987
19. Шапиро В.Д. Проблемы и организация ремонтов на объектах нефтяной и газовой промышленности. – М.: ВНИНОЭНГ, 1995
20. Шинудин С.В. Типовые расчеты при капитальном ремонте скважин. М.: «Гефест», 2000