Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

«ОТЧЕТ ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ПРЕДДИПЛОМНОЙ ПРАКТИКЕ»

	Выполнил(а) студент (ка) НК-10. Земляной Н.А Оценка:____ Алматы 2014

 

Содержание

1.1 Введение…………………………………………………………………………...…..3

1.2 Техника безопасности, производственная санитария и противопожарные мероприятия на нефтегазодобывающих предприятиях Өзенмұнайгаз ………………4

1.3 Организационно-производственная структура нефтегазодобывающего предприятия……………………………………………………………………………….5

1.4 Технико-экономические показатели и их анализ………………….………………..6

1.5 Сведения о конструкции нефтяных, газовых и нагнетательных скважин……...…6

1.6 Контрольно-измерительные приборы, аппаратура, средства автоматизации и телемеханики……………………………………………………………………………..9

1.7 Технологический процесс добычи нефти и газа…………………………………...17

1.8 Технологический процесс сбора и транспортировки нефти, газа и газоконденсата……………………………………………………………………..…….18

1.9 Методы увеличения нефтеотдачи пластов и дебитов скважин……………..….....20

2. Особенности нефтепромыслового оборудования и арматуры…………….….…..22

2.1 Основы технологии капитального ремонта скважин……………………………...25

2.2 Назначение и правила эксплуатации оборудования, механизмов и контрольно измерительных приборов, применяемых в КРС…………………………………...…..33

2.3 Сведения о применяемых тампонирующих смесях, химических реагентах, глинистых растворах и способах их приготовления……………………………..……35

2.4 Типы и размеры элеваторов, подъемных крюков, талевых блоков, кронблоков, вертлюгов, канатов……………………………………………………………..……..…38

2.5 Правила работы с химическими реагентами………………………………………41

2.6 Технология производства подземных ремонтов и освоение скважин…………...44

2.7 Назначение, устройство и правила эксплуатации подъемных сооружений……..49

2.8 Ликвидация обрывов и отворотов штанг……………………………………...…...52

2.9 Виды оборудований и инструментов, применяемых при ПРС и правила пользования ими………………………………………………………………………....54

3. Основные правила техники безопасности при подземном ремонте скважин…...56

4. Заключение……………………………………………………………………….......59

5. Список используемой литературы……………………………………………...…..61

1.1 Введение

Место прохождения практики – газонефтяное месторождение Узень. Сроки прохождения практики 03.02.14-09.02.14г.

Цель практики – Углубленное знание на основе изучение работы конкретных нефтегазодобывающих предприятий. Практическое освоение современного оборудования и технологии, приобретения профессионального опыта. Газонефтяное месторождение Узень расположено в Мангистауской области, в 12 км к югу от г.Новый Узень в 150 км юго-восточнее г. Актау. Через месторождение проходит нефтепровод Узень-Атырау-Самара. Региональные геолого-геофизические работы проведены в 1953 -1956 гг. Глубокое бурение начато в 1960 г. Месторождение открыто в 1962 г. Первооткрывательница - скважина К-18. Залежи на глубине 0,9 -2,4 км. Дебит нефти 10 - 81 т/сут. Дебиты газа от 8,0 до 230 тыс.м³/сут. Плотность нефти 844—874 кг/м³, содержание серы 0,16-2 %, парафинов 16-22,6 %.

Запасы нефти 1,1 млрд. тонн. Оператором месторождение является казахская нефтяная компания «Өзенмұнайгаз».

Растительный и животный мир характерен для пустынь и полупустынь. Климаты района континентальный. Лето жаркое и продолжительное.В отдельные годы температура воздуха повышается до +45 С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами. Среднегодовая скорости, ветра 6 – 8м/сек. Наиболее холодные зимы морозы достигают –30 С.

Количество осадков не превышает 50-60 мм в за засушливые и 200-270 мм. в наиболее влажные годы.

На месторождении наземное оборудование УПШН представлено станками-качалками (СК): 6СК6, ПШГН, 7СК8, СКД8, СК12 (UR – 12 Румыния), Лафкин (США), грузоподъемностью 6, 8, 10, 12 тонн.

Контрольно-измерительные приборы, аппаратура, средства автоматизации и телемеханики.

Вискозиметр (от лат. viscosus — вязкий) — прибор для определения динамической или кинематической вязкости вещества. В системе единиц СГС и в СИ динамическая вязкость измеряется соответственно в пуазах (П) и паскаль-секундах (Па·с), кинематическая — соответственно в стоксах (Ст) и квадратных метрах на секунду (м²/с).

Разновидности вискозиметров

Вискозиметры бывают: капиллярными, ротационными, с падающим шариком и других типов.

Капиллярные вискозиметры

Принцип действия основан на подсчёте времени протекания заданного объёма жидкости через узкое отверстие или трубку, при заданной разнице давлений. Чаще всего жидкость из резервуара вытекает под действием собственного веса, в таком случае вязкость пропорциональна разнице давлений между жидкостью, вытекающей из капилляра и жидкостью на том же уровне, вытекающей из очень толстой трубки. Если течение жидкости в приборе осуществляется только под действием тяжести (например, в вискозиметре Уббелоде), то при работе капиллярного вискозиметра определяется кинематическая (не динамическая) вязкость. С помощью капиллярного вискозиметра измеряются вязкости от 10 мкПа∙с(газы) до 10 кПа∙с. Используют вискозиметры по ASTM D 445(ГОСТ 33).

Ротационные вискозиметры

Два тела вращения, одинаковых или разных, совмещаются по осям так, что одно из них прикасается изнутри к другому (примером может послужить сфера, вписанная в конус). Пространство между телами заполняют исследуемым веществом, и к одному из тел подаётся крутящий момент, тело начинает вращаться с угловой скоростью, зависящей от вязкости вещества (у вискозиметров, как правило, стабилизируется скорость вращения и измеряется крутящий момент). Диапазон работы стандартных вискозиметров простирается от 1 мПа·с до сотен тысяч Па·с[1]. Такой широкий диапазон измерений достижим за счёт изменения скорости вращения шпинделя от 0,01 оборота в минуту до 100, а также за счёт использования шпинделей разных размеров при разных диапазонах вязкости.

Методы измерения вязкости

Вискозиметры можно классифицировать по трем главным типам:
1. Капиллярные вискозиметры измеряют расход фиксированного объема жидкости через малое отверстие при контролируемой температуре. Скорость сдвига можно измерить примерно от нуля до 106 с-1, заменяя капиллярный диаметр и приложенное давление. Типы капиллярных вискозиметров и их режимы работы:
Стеклянный капиллярный вискозиметр (ASTM D 445) — Жидкость проходит через отверстие устанавливаемого - диаметра под влиянием силы тяжести. Скорость сдвига - меньше чем 10 с-1. Кинематическая вязкость всех автомобильных масел измеряется капиллярными вискозиметрами.

Капиллярный вискозиметр высокого давления (ASTM D 4624 и D 5481) —Фиксированный объем жидкости выдавливается через стеклянный капилляр диаметра под действием приложенного давления газа. Скорость сдвига может быть изменена до 106 с-1. Эта методика обычно используется, чтобы моделировать вязкость моторных масел в рабочих коренных подшипниках. Эта вязкость называется, вязкостью при высокой температуре и высоком сдвиге (HTHS) и измеряется при 150 oC и 106 с-1. HTHS вязкость измеряется также имитатором конического подшипника, ASTM D 4683 (см. ниже).

2. Ротационные вискозиметры используют для измерения сопротивления жидкости течению вращающий момент на вращающемся вале. К ротационным вискозиметрам относятся имитатор холодной прокрутки двигателя (CCS), миниротационный вискозиметр (MRV), вискозиметр Брукфильда и имитатор конического подшипника (TBS). Скорость сдвига может быть изменена за счет изменения габаритов ротора, зазора между ротором и стенкой статора и частоты вращения.

Имитатор холодной прокрутки (ASTM D 5293) — CCS измеряет кажущуюся вязкость в диапазоне от 500 до 200000 сПуаз. Скорость сдвига располагается между 104 и 105 c-1. Нормальный диапазон рабочей температуры - от 0 до -40 oC. CCS показал превосходную корреляцию с пуском двигателя при низких температурах. Классификация вязкости SAE J300 определяет низкотемпературную вязкостную эффективность моторных масел пределами по CCS и MRV.

Минироторный вискозиметр (ASTM D 4684) — тест MRV, который связан с механизмом прокачиваемости масла, является измерением при низкой скорости сдвига. Главная особенность метода - медленная скорость охлаждения образца. Образец подготавливается так, чтобы иметь определенную тепловую предысторию, которая включает нагревание, медленно охлаждение, и циклы пропитки. MRV измеряет кажущееся остаточное напряжение, которое, если большее чем пороговое значение, указывает на потенциальную проблему отказа прокачивания, связанную с проникновением воздуха. Выше некоторой вязкости (в настоящее время определенной как 60000 сПуаз по SAE J 300), масло может быть вызвать отказ прокачиваемости по механизму, называемому "эффект ограниченного потока". Масло SAE 10W, например, должно иметь максимальную вязкость 60000 сПуаз при -30 ^oC без остаточного напряжения. С помощью этого метода измеряют также кажущуюся вязкость при скоростях сдвига от 1 до 50 c-1.
Вискозиметр Брукфильда — определяет вязкость в широких пределах (от 1 до 105 Пуаз) при низкой скорости сдвига (до 102 c-1).

ASTM D 2983 используется прежде всего для определения низкотемпературной вязкости автомобильных трансмиссионных масел, масел для автоматических трансмиссий гидравлических и тракторных масел. Температура - испытаний находится в диапазоне от -5 до -40^oC.

ASTM D 5133, метод сканирования Брукфильда, измеряет вязкость образца по Брукфильду, при охлаждении с постоянной скоростью 1^oC/час. Подобно MRV, метод ASTM D 5133 предназначен для определения прокачиваемости масла при низких температурах. С помощью этого испытания определяется точка структурообразования, определенная как температура, при которой образец достигает вязкости 30,000 сПуаз. Определяется также индекс(показатель) структурообразования как самая большая скорость увеличения вязкости от -5oC к самой низкой испытательной температуре. Этот метод находит применение для моторных масел, и требуется согласно ILSAC GF-2.

Имитатор конического подшипника (ASTM D 4683) — эта методика также позволяет измерять вязкость моторных масел при высокой температуре и высокой скорости сдвига (см. Капиллярный Вискозиметр высокого давления). Очень высокие скорости сдвига получаются за счет чрезвычайно малого зазора между ротором и стенкой статора.

3. Разнообразные приборы используют множество других принципов; например, время падения стального шарика или иглы в жидкости, сопротивление вибрации зонда, и давления, прилагаемого к зонду текущей жидкостью.

Индекс вязкости

Индекс вязкости (ИВ) - эмпирическое число, указывающее степень изменения в вязкости масла в пределах данного диапазона температур. Высокий ИВ означает относительно небольшое изменение вязкости с температурой, а низкий ИВ означает большое изменение вязкости с температурой. Большинство минеральных основных масел имеет ИВ между 0 и 110, но ИВ полимерсодержащего масла (multigrage) часто превышает 110.

Для определения индекса вязкости требуется определить кинематическую вязкость при 40oC и 100oC. После этого ИВ определяют из таблиц по ASTM D 2270 или ASTM D 39B. Так как ИВ определяется из вязкости при 40oC и 100oC, он не связан с низкотемпературной или HTHS вязкостью. Эти значения получают с помощью CCS, MRV, низкотемпературного вискозиметра Брукфильда и вискозиметров высокой скорости сдвига.

SAE не использует ИВ, для классификации моторных масел начиная с 1967, потому что этот термин технически устарел. Однако, методика Американского нефтяного института API 1509 описывает систему классификации основных масел, используя ИВ как один из нескольких параметров, чтобы обеспечить принципы взаимозаменяемости масел и универсализацию шкалы вязкости.

Основные типы модификаторов вязкости

Химическая структура и размер молекул - наиболее важные элементы молекулярной архитектуры модификаторов вязкости. Имеется множество типов модификаторов вязкости, выбор зависит от специфических обстоятельств.

Все выпускаемые сегодня модификаторы вязкости, состоят из алифатических углеродных цепочек. Главные структурные различия находятся в боковых группах, которые отличаются и химически, и по размеру. Эти изменения в химической структуре обеспечивают различные свойства модификаторов вязкости типа масел, такие как способность к загустеванию, зависимость вязкости от температуры, окислительная стабильность и характеристики экономии топлива.

Полиизобутилен (PIB или полибутен) — преобладающие модификаторы вязкости в конце 1950-ых, с тех пор PIB модификаторы были заменены модификаторами других типов, потому что они обычно не обеспечивают удовлетворительную работу при низких температурах и работу дизельных двигателей. Однако, низкмолекулярные PIB все еще широко используется в автомобильных трансмиссионных маслах.
Полиметилакрилат (PMA) — PMA модификаторы вязкости содержат алкильные боковые цепочки, которые препятствуют образованию кристаллов воска в масле, таким образом обеспечивая превосходные свойства при низкой температуре.

Олефиновые сополимеры (OCP) — OCP модификаторы вязкости широко используются для моторных масел благодаря их низкой стоимости и удовлетворительной моторной эффективности. Выпускаются различные OCP, отличные главным образом по молекулярному весу и отношению этилена к пропилену.

Сложные эфиры сополимера стирола и малеинового ангидрида (стироловые эфиры) — стироловые эфиры - мультифункциональные модификаторы вязкости высокой эффективности. Комбинация различных алкильных групп придает маслам, содержащим такие добавки, превосходные свойства при низкой температуре. Стирольные модификаторы вязкости использовались в маслах для энергосберегающих двигателей и по-прежнему используются в трансмиссионных маслах для автоматических коробок передач.

Насыщенные стиролдиеновые сополимеры — модификаторы на основе гидрогенизированныз сополимеров стирола с изопреном или бутадиеном способствуют экономии топлива, хорошими характеристиками вязкости при низких температурах и выскокотемпературными свойствами.

Насыщенные радиальные полистиролы (STAR) — модификаторы на основе гидрогенизированных радиальных полистирольных модификаторов вязкости показывают хорошее сопротивление сдвигу при относительно низкой стоимости обработки, по сравнению с другими типами модификаторов вязкости. Их свойства при низкой температуре подобны свойствам модификаторов OCP. Классификация вискозиметров

- по температуре исследуемой среды различают высокотемпературные вискозиметры и вискозиметры, изготовленные из нетермостойких материалов;
- по свойствам исследуемой вязкой среды различают универсальные вискозиметры и специальные (т.е. предназначенные для измерения вязкости сред с определёнными заранее известными свойствами, например ньютоновских жидкостей);

- по методу вискозиметрии различают капиллярные, вибрационные, ультразвуковые, ротационные, пузырьковые, вискозиметры с падающим шариком;- по точности измерений различают высокоточные вискозиметры и даже т.н. образцовые вискозиметры;- по области применения различают промышленные, лабораторные, медицинские вискозиметры;
- есть и такой вид вискозиметра, как полевой вискозиметр, - вискозиметр примитивной конструкции.

Применение вискозиметров

Области применения вискозиметров чрезвычайно разнообразны.
В медицине используются капиллярные вискозиметры (вискозиметр ВПЖ, ВНЖ, ВК-4). Так, например, острую актуальность имеет измерение вязкости человеческой крови. При тяжелой физической работе увеличивается вязкость крови. Многие инфекционные заболевания увеличивают вязкость, другие, например, брюшной тиф и туберкулез - значительно уменьшают. Любое изменение вязкости крови сказывается на РОЭ. Определение вязкости крови во взаимосвязи с рядом других анализов позволяет объективно оценить состояние человеческого организма. Вязкость крови в лабораторных условиях может быть определена и при помощи метода падающего шарика вискозметрии.

В фармацевтических лабораториях вискозиметры используются при изготовлении лекарственных препаратов, патоки, мазей, линиментов.
В нефтянной промышленности используются как ротационные вискозиметры системы Brookfield, так и полевые чашечные капиллярные вискозиметры, позволяющие с достаточной степенью точности определить вязкие свойства нефти.В химической промышленности и металлургии широко распространены универсальные, высокотемпературные вискозиметры, позволяющие оперировать со средами в широком диапазоне температур от -60 °C до 2600 °C

Ликвидация скважин

Под ликвидацией скважин понимают полное списание скважины со счёта из-за невозможности её бурения или эксплуатации по техническим или геологическим причинам.

Скважины, не законченные бурением, могут быть ликвидированы вследствие:

сложной аварии и доказанной технической невозможности её устранения, а так же невозможности использования скважины для других целей, например, возврата на вышележащие горизонты, использование в качестве наблюдательной или нагнетательной: полного отсутствия нефтенасыщенности вскрытого данной скважиной горизонта и невозможности использования её для других целей (возврат, углубление и др.).

Эксплуатационные скважины ликвидируются по причинам: а) технической невозможности устранения аварии и отсутствия объектов для эксплуатации вышележащих горизонтов;

б) полного обводнения пластовой водой продуктивного горизонта;в) снижение дебита до предела рентабельности из-за истощения или обводнения продуктивного горизонта;г) прекращения приёмистости и невозможности или экономической нецелесообразности восстановления приёмистости.

Технология работ по ликвидации скважин предусматривает:а) промывку скважины и очистку стенок от глинистой корки, нефти, парафина, смолистых веществ, продуктов коррозии.б) установку сплошного или прерывистого цементного моста в интервале от забоя до глубины, обеспечивающей перекрытие всех интервалов перфорации и нефтегазопроявлений.в) опрессовку на герметичность оставшегося ствола скважины и цементного моста.г) проверку герметичности межколонного пространства и при необходимости цементирования его до полной герметизации.

Иногда при отсутствии газовых и газонефтяных залежей, а так же напорных минерализованных вод, способных загрязнить пресные воды, обсадные колонны извлекают из скважины. Устье ликвидированной скважины оборудуют репером с указанием номера скважины, наименования месторождения и организации (НГДП или УБР).Приток жидкости и газа к скважине. Уравнение притока и определение дебита нефтяных и газовых скважин.При отборе жидкости (газа) из скважины в пласте двигаются (фильтруются) пластовые флюиды (лат. Floidus - текучий). Движение флюидов в пласте проходит по радиальным направлениям. Если жидкость движется к центру скважины (отбирается из потока), то это - сток - добывающая, эксплуатационная скважина. Если жидкость движется в обратном направлении (добавляется к потоку), это - источник - нагнетательная скважина.

По мере приближения к скважине при условии постоянной величины отбора продукции из скважины, постоянной толщины и однородной проницаемости, скорости фильтрации (движения) флюидов возрастает, достигая максимума у стенки скважины.

Заключение.

Я Земляной Никита студент 4 курса, в процессе прохождения практики хорошо изучил и закрепил теоретический материал, преподаваемый в колледже. Присутствовал на базе производственного обслуживания, видел оборудование для подземного и капитального ремонта скважин на месторождении Узень на предприятии ТОО «Кезби» Непосредственно на самом месторождении Узень видел, как проводят подземный и капитальный ремонт скважин, а так же добычу станком-качалкой и процесс бурения скважины. Так же наблюдал в работе такое оборудование как агрегат АПРС-40, агрегат А-60, МБУ-125, агрегат КОРО-80.

В ходе практики сотрудники меня ознакомили со своей работой и их обязанностями. Все работники отвечали на все поставленные мной вопросы..

За время прохождения на практике было довольно внятно все обьяснено и показано на деле, то что я прошел за 4 года учебы в колледже довольно было все понятно и хорошо продетализовано.

 

Агрегат КОРО-80. Скважина №2147. Работы по капитальному ремонту скважины. Обрыв НКТ с насосом. Бурение фрезером. Циркуляция технической водой.

 

Агрегат АПРС-40. Скважина №3934. Подъем подземного оборудования. Спуск НКТ с промывкой. ГИС – геофизическое исследование скважины. Перфорационные работы (реперфорация). Спуск НКТ с промывкой. Спуск подземного оборудования.

 

МБУ-125. Процесс бурения. Забой 400 м. Проектная глубина 1200 м

 

Каждый день с утра на практике я был на разных месторождениях и каждый день там были разные аварии и способы их ликвидации, тем не менее при каждом из них были вопросы по которым нам смог ответить рабочий коллектив на месторождении, с поставленной работой они хорошо знакомы и довольно внятно и понятно обьясняли что и как для чего служит. Тем не менее за время которое я был на практике было довольно интересно обсуждать и наблюдать за ходом истечения времени пребывания на месторождении.

Список используемой литературы

1. Государственный стандарт Республики Казахстан

2.В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. М., Недра, 1990.

3.П.В. Куцын. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. М., 1987.

4.А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин. Техника и технология капитального ремонта скважин. М., Недра, 1987.

5.А.Х. Шарипов. Охрана труда в нефтяной промышленности, 1991.

6.Е.И. Бухаленко, В.Е. Бухаленко. Оборудование и инструмент для ремонта скважин.

М., Недра, 1991.

7.В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. М., Недра, 1990.

8.Е.И. Бухаленко, В.Е. Бухаленко. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991.

9.Ю.В. Вадецкий. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1993.

10.Т.И. Колесникова, Ю.Н. Агеев. Буровые растворы и крепление скважин. М., Недра, 1975.

11.П.В. Куцын. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. М., Недра, 1987.

12.В.И. Мишевича, Н.А. Сидорова. Справочник инженера по бурению. М., Недра, 1973.

13.Е.А. Палашкин. Справочник механика по глубокому бурению. М., Недра, 1981.

14. А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин. Техника и технология капитального ремонта скважин. М., Недра, 1987.

15.А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин. Практические задачи и расчеты в капитальном ремонте скважин. М., Недра, 1987.

16.И.В. Элияшевский, А.М. Орсуляк, М.И. Сторонский. Типовые задачи и расчеты в бурении. М., Недра,1974.

17.Сургучев М.Л. «Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи».

18.Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. «Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии».

19.Шелепов В.В. «Состояние сырьевой базы нефтяной промышленности России. Повышение нефтеотдачи пластов».

20.Степанова Г.С. «Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты».

21.Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. «Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах».

22.Климов А.А. «Методы повышения нефтеотдачи пластов».

 

Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

«ОТЧЕТ ПО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ПРЕДДИПЛОМНОЙ ПРАКТИКЕ»

	Выполнил(а) студент (ка) НК-10. Земляной Н.А Оценка:____ Алматы 2014

 

Содержание

1.1 Введение…………………………………………………………………………...…..3

1.2 Техника безопасности, производственная санитария и противопожарные мероприятия на нефтегазодобывающих предприятиях Өзенмұнайгаз ………………4

1.3 Организационно-производственная структура нефтегазодобывающего предприятия……………………………………………………………………………….5

1.4 Технико-экономические показатели и их анализ………………….………………..6

1.5 Сведения о конструкции нефтяных, газовых и нагнетательных скважин……...…6

1.6 Контрольно-измерительные приборы, аппаратура, средства автоматизации и телемеханики……………………………………………………………………………..9

1.7 Технологический процесс добычи нефти и газа…………………………………...17

1.8 Технологический процесс сбора и транспортировки нефти, газа и газоконденсата……………………………………………………………………..…….18

1.9 Методы увеличения нефтеотдачи пластов и дебитов скважин……………..….....20

2. Особенности нефтепромыслового оборудования и арматуры…………….….…..22

2.1 Основы технологии капитального ремонта скважин……………………………...25

2.2 Назначение и правила эксплуатации оборудования, механизмов и контрольно измерительных приборов, применяемых в КРС…………………………………...…..33

2.3 Сведения о применяемых тампонирующих смесях, химических реагентах, глинистых растворах и способах их приготовления……………………………..……35

2.4 Типы и размеры элеваторов, подъемных крюков, талевых блоков, кронблоков, вертлюгов, канатов……………………………………………………………..……..…38

2.5 Правила работы с химическими реагентами………………………………………41

2.6 Технология производства подземных ремонтов и освоение скважин…………...44

2.7 Назначение, устройство и правила эксплуатации подъемных сооружений……..49

2.8 Ликвидация обрывов и отворотов штанг……………………………………...…...52

2.9 Виды оборудований и инструментов, применяемых при ПРС и правила пользования ими………………………………………………………………………....54

3. Основные правила техники безопасности при подземном ремонте скважин…...56

4. Заключение……………………………………………………………………….......59

5. Список используемой литературы……………………………………………...…..61

1.1 Введение

Место прохождения практики – газонефтяное месторождение Узень. Сроки прохождения практики 03.02.14-09.02.14г.

Цель практики – Углубленное знание на основе изучение работы конкретных нефтегазодобывающих предприятий. Практическое освоение современного оборудования и технологии, приобретения профессионального опыта. Газонефтяное месторождение Узень расположено в Мангистауской области, в 12 км к югу от г.Новый Узень в 150 км юго-восточнее г. Актау. Через месторождение проходит нефтепровод Узень-Атырау-Самара. Региональные геолого-геофизические работы проведены в 1953 -1956 гг. Глубокое бурение начато в 1960 г. Месторождение открыто в 1962 г. Первооткрывательница - скважина К-18. Залежи на глубине 0,9 -2,4 км. Дебит нефти 10 - 81 т/сут. Дебиты газа от 8,0 до 230 тыс.м³/сут. Плотность нефти 844—874 кг/м³, содержание серы 0,16-2 %, парафинов 16-22,6 %.

Запасы нефти 1,1 млрд. тонн. Оператором месторождение является казахская нефтяная компания «Өзенмұнайгаз».

Растительный и животный мир характерен для пустынь и полупустынь. Климаты района континентальный. Лето жаркое и продолжительное.В отдельные годы температура воздуха повышается до +45 С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами. Среднегодовая скорости, ветра 6 – 8м/сек. Наиболее холодные зимы морозы достигают –30 С.

Количество осадков не превышает 50-60 мм в за засушливые и 200-270 мм. в наиболее влажные годы.

На месторождении наземное оборудование УПШН представлено станками-качалками (СК): 6СК6, ПШГН, 7СК8, СКД8, СК12 (UR – 12 Румыния), Лафкин (США), грузоподъемностью 6, 8, 10, 12 тонн.