Главной точкой отсчета в истории стремительного развития Нижневартовска принято считать открытие Самотлора, вошедшего в пятерку крупнейших нефтяных месторождений мира, на котором 29 мая 1965 года забил первый нефтяной фонтан. Но Самотлора не было бы без первой нефти, найденной в Нижневартовском регионе на Мегионском месторождении еще в 1961 году. Именно «распечатав» подземные кладовые Западной Сибири в начале 60-х годов, СССР взял курс на срочное решение проблем промышленной добычи сибирской нефти и ее транспортировки на перерабатывающие заводы. И уже к середине 60-х годов в Ханты-Мансийском округе родилась новая отрасль промышленности — нефтегазодобывающая.
Целю моей второй производственной практики закрепление теоретических знаний, полученных во время аудиторных занятий и учебных проактик. Приобретение общекультурных, общепрофессиональных и профессиональных компетенций, путем непосредственного участия в производственной деятельности организации НВФ ООО «РН-Бурение», а также преобщение к социальной среде.
Место прохождения моей производственной практики является г. Нижневартовск Самотлорское месторождение куст 307 скв. 11471.
Дата начала прохождения практики с 8 июля 2017 года продолжительностью 4 недели.
1. Общие сведения о НВФ ООО «РН-Бурение»
Вторую производственную практику я прохожу в НВФ (Нижневартовском филиале) ООО «РН-Бурение».
ООО «РН-Бурение» создано в марте 2006 года в результате консолидации сервисных активов «НК «Роснефть»».
Участниками Общества являются:
- ПАО «НК «Роснефть»» с долей участия 99,999996%;
- ООО «РН-Иностранные проекты» с долей участия 0,000004 %.
Общество осуществляет деятельность по бурению нефтяных и газовых эксплуатационных и разведочных скважин.
Генеральным директором Общества является С.Н. Виноградов.
Общество обладает одной из самых разветвленных филиальных сетей в России среди буровых компаний, работающих в Российской Федерации (10 филиалов).
Регионы деятельности Общества:
- Ханты-Мансийский автономный округ — Югра (Нефтеюганский филиал)
- Ямало-Ненецкий автономный округ (Губкинский филиал)
- Республика Коми (Усинский филиал)
- Краснодарский край (Краснодарский филиал)
- Красноярский край (Восточно-Сибирский филиал)
- Иркутская область (Иркутский филиал)
- Сахалинская область (Сахалинский филиал)
- Чеченская республика (Грозненский филиал)
- Оренбургская область (Оренбургский филиал)
- Ханты-Мансийский автономный округ — Югра (Нижневартовский филиал)
Парк буровых установок ООО «РН-Бурение», с учетом созданного Нижневартовского филиала, составляет 257 единиц.
Экономико-географическая характеристика Псковской области
... газопровод Валдай — Рига. Основные отрасли экономики: промышленность и сельское хозяйство. 2.1 Краткая характеристика природных компонентов территории Псковская область расположена на Северо-Западе Русской равнины, ... районов были переданы в состав Опочецкого округа, другая часть перешла в прямое подчинение Калининской области. Валовой региональный продукт Псковской области за 2009 год составил 73,4 ...
Количество буровых бригад — 211 (в т.ч. бригад ЗБС — 31).
Нижневартовский филиал обазовался сравнительно недавно в 2015 году путем слияния нескольких буровых организайия. О двух из них в г. Нижневартовске, это НВБН и НПРС-1. Сейчас они называются УБР-1 и УБР-2 и входят в состав НВФ ООО»РН-Бурение».
УБР-1 ведет бурение и нефтяных эксплуатационных скважин и осуществляет капитальный ремонт скважин с зарезкой боковых стволов приемущественно эшелоными буровыми станками.
УБР-2 ведет бурение и нефтяных эксплуатационных скважин и осуществляет капитальный ремонт скважин с зарезкой боковых стволов приемущественно мобильными буровыми станками, активно используя производство Китайских мобильных буровых станков марок ZJ. Головной офис НВФ ООО «РН-Бурение» нахоится по адреку в г. Нижневартовск ул. 60 лет Октября здание 20А.
2. Перечень основных работ и заданий, выполнениых в процессе практики
Участие в технологическом процессе бурения скважин на нефть установками глубокого бурения. Пуск буровой установки под руководством бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения скважин на нефть и газ. Выполнение верховых работ при спуско-подъемных операциях. Участие в работах по укладке бурильных и обсадных труб, компоновке низа бурильной колонны, опрессовке бурильных труб. Приготовление и обработка бурового раствора. Пуск, остановка буровых насосов и контроль за их работой и изменением уровня промывочной жидкости в приемных емкостях буровых насосов. Определение и устранение неисправностей в работе буровых насосов, замена изношенных частей буровых насосов. Участие в работах по ликвидации осложнений, цементированию обсадных колонн в скважине, установке и разбуриванию цементных мостов, оборудования устья скважины, освоению эксплуатационных и испытанию разведочных скважин. Проведение профилактического ремонта бурового оборудования, заключительных работ на скважине. Участие в монтаже, демонтаже и транспортировке бурового оборудования при движении бригады со своим блоком.
3. Описание выполняемой индивидуальной работы и полученные результаты
Пуск, остановка буровых насосов марки F-1000 и контроль за их работой и изменением уровня промывочной жидкости в приемных емкостях буровых насосов.
Определение и устранение неисправностей в работе буровых насосов, замена изношенных частей буровых насосов. Быстроизнашивающиеся части – это поршня, клапона, втулки, седла клапанов, резиноыие кольца и прокладки.
В результате были заменены одно седло клапана, один клапана и один поршень на буровом насосе F-1000, бурение под эксплуатационную калонну ф168 продолжелось в штатном режиме.
После проделанной индивидуальной работы, по выполнению задания по замене быстроизнашиваемых частей бурового насоса я приобрел технические навыки работы с буровым насосом F-1000. И познакомился с его комплектующими. Теперь я знаю способы, методы и порядок замены быстроизнашиваемых изделий бурового насоса F-1000.
4. Вопросы охраны труда и промышленной безопасности
Общие требования безопасности
1.1 Каждый член буровой бригады должен знать свои обязанности и соответствовать требованиям по безопасности и охране труда, изложенных в инструкциях по ПБ и ОТ по профессиям.
Таблица 1. Инструкции по профессиям
| Nп/п | Профессия | Номер инструкции |
| 11 | Бурильщик | ИПБОТ 001-2008 |
| 22 | Первый помощник бурильщика | ИПБОТ 002-2008 |
| 33 | Второй помощник бурильщика (верховой) | ИПБОТ 003-2008 |
| 44 | Третий помощник бурильщика | ИПБОТ 004-2008 |
| 55 | Слесарь по ремонту и обслуживанию бурового оборудования | ИПБОТ 006-2008 |
| 66 | Электромонтер по обслуживанию электрооборудования буровых установок | ИПБОТ 008-2008 |
| 77 | Лаборант-коллектор | ИПБОТ 010-2008 |
| 88 | Машинист буровых установок | ИПБОТ 011-2008 |
| 99 | Машинист передвижной дизель электрической станции | ИПБОТ 019-2008 |
| 110 | Приготовитель растворов | ИПБОТ 045-2008 |
| 111 | Опрессовщик труб | ИПБОТ 245-2008 |
1.2 Вахта буровой бригады приступает к работе при стопроцентной укомплектованности.
1.3 Буровой мастер должен проверять наличие и состояние документации по ПБ, ОТ и ООС, а также предупредительных плакатов согласно Перечню защитных средств и средств пожаротушения.
1.4 Механик и электромеханик буровой обязаны:
- проверить наличие и состояние механизмов, приспособлений и приборов, обеспечивающих безопасность при производстве работ;
- осмотреть состояние бурового и силового оборудования вышки, электростанции и потребителей электроэнергии;
- обкатать и испытать буровое и силовое оборудование, механизмы.
1.5 Буровой мастер совместно с руководством буровой организации обязаны проверить наличие необходимых материалов, химических реагентов, труб, ГСМ и др. для успешной проходки скважины.
1.6 Бурение скважины начинается только при наличии промывочного раствора с параметрами согласно геолого-техническому наряду.
1.7 Буровой мастер обязан ознакомить буровую бригаду с правилами эксплуатации оборудования, механизмами, применяемым материалом и безопасными приемами труда. Особое внимание обращается на вновь внедряемое оборудование, техпроцессы, материалы.
1.8 Бурение шурфа, направления, спуск и цементирование производятся буровой бригадой под руководством бурового мастера и его помощника с соблюдением установленных регламентов.
1.9 Привлечение члена вахты к несвойственным работам, как электромонтера, слесаря, или дизелиста к спускоподъемным операциям и т.п. при отсутствии удостоверения на производство таких работ, категорически запрещается. При привлечении рабочих к подсобным работам, буровой мастер должен провести целевой инструктаж с отметкой в журнале инструктажа.
1.10 Пуск в работу буровой установки может быть произведен после полного завершения и проверки качества строительно-монтажных работ, обкатки оборудования при наличии укомплектованной бригады по решению рабочей комиссии с участием представителя территориального органа Ростехнадзора России.
2 Требования безопасности перед началом работы
2.1 Проводка скважины осуществляется в соответствии с техническим проектом (технологическая карта, геолого-технический наряд), разработанным исходя из геолого-технических условий проводки скважин. Строительство скважины на месторождениях с содержанием в нефти (газа) более 6% (особенных) сероводорода, с кустовых площадок должно проводиться с применением дополнительных мер безопасности, установленных соответствующими разделами Правил.
2.2 Члены буровой бригады должны быть обеспечены касками, спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты (СИЗ), в соответствии с «Отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и предохранительных приспособлений».
2.3 Запрещается находиться на рабочей площадке буровой без каски, в одежде и обуви, не соответствующих отраслевым нормам. Посторонним лицам находиться на территории производственного объекта без разрешения руководителя объекта или администрации организации запрещается.
2.4 Каждая буровая бригада должна быть обеспечена знаками пожарной безопасности, плакатами по охране труда и промышленной безопасности.
2.5 Буровая установка должна быть укомплектована контрольно-измерительными приборами (индикатор веса, амперметр, вольтметр, манометр, газоанализатор и др.) в количестве, предусмотренном проектом. Приборы, установленные на щите, должны быть хорошо видны с поста бурильщика и защищены от вибрации.
2.6 Контрольно-измерительные приборы (КИПиА) должны быть исправны и иметь пломбу или клеймо Госповерителя или организации, производящей их ремонт.
2.7 Подходы к механизмам и приспособлениям, входящим в комплект буровой установки, должны быть свободны и обеспечивать удобство их обслуживания и ремонта. Запрещается эксплуатировать оборудование с не огражденными движущимися частями.
2.8 Буровая установка должна быть обеспечена средствами пожаротушения по перечню. Ежемесячно, с каждой вахтой отдельно, должны проводиться учебные тревоги по тушению пожаров, с записью в журнале проведения учебных тревог.
2.9 Перед началом работ по проводке скважины необходимо:
- очистить пол буровой, подсвечник, ротор и др.;
- удалить все ненужные для работы инструменты и оборудование, мешающие движению рабочих;
- убедиться в правильности монтажа ротора, проверить надежность крепления ротора к основанию и его работоспособность;
- пробным вращением ротора на небольших оборотах проверить вращение вертлюга;
- проверить наличие и крепление ограждений, надежно закрывающих со всех сторон доступ к движущимся частям буровой лебедки, ротора, буровых насосов и т.д.;
- проверить исправность КИП, а также наличие тарировочной таблицы индикатора веса;
- проверить исправность сигнализации: насосная — пульт бурильщика, бурильщик — верховой;
- проверить все блокировки, предохранительные устройства;
- проверить исправность машинных ключей, элеваторов, ключа АКБ-ЗМ, пневмосистемы, поясов верхового, с записью в журнале состояния оборудования.
2.10 Во избежание опасности падения с высоты различных предметов необходимо, чтобы помощник бурильщика (верхний рабочий) до начала бурения скважины:
- осмотрел и проверил состояние кронблочной площадки и кронблока, балкона и люльки верхнего рабочего, маршевых лестниц, перил вышки и др.;
- удалил с балкона верхнего рабочего, маршевых лестниц и переходных площадок посторонние предметы, а ненужные в работе инструменты закрепил.
2.11 При проверке кронблока, крюкоблока, вертлюга особое внимание следует уделить креплению их деталей. Болтовые соединения оборудования должны быть застопорены контргайками и зашплинтованы.
2.12 Перед бурением скважин, оборудованных на устье превентором, необходимо убедиться, что подходы к штурвалу и задвижкам превентора свободны и легко доступны, а в ночное время освещены (освещенность не менее 75 лк).
Превенторная установка должна быть смонтирована в соответствии с утвержденной инструкцией и схемой.
2.13 Каждую вахту буровую вышку должен осматривать бурильщик с записью в журнале, и не реже одного раза в два месяца механик и буровой мастер. Результаты осмотра за их подписью должны заноситься в журнал проверки технического состояния оборудования. При нарушении центровки вышки, работы по проводке скважины запрещаются. Обнаруженные дефекты должны быть устранены до начала бурения.
2.14 Перед началом работ по проводке скважины, в интервалах с возможными нефтегазопроявлениями, бурильщик должен убедиться в наличии на буровой двух опрессованных шаровых крана и двух обратных клапанов, соответствующих диаметрам используемых бурильных труб, на мостках должна находиться бурильная труба с переводником и шаровым краном (или обратным клапаном) по диаметру и прочностной характеристике, соответствующей верхней секции, используемой бурильной колонны. Труба, переводники, шаровой кран окрашиваются в красный цвет.
2.15 Если перед бурением скважины производились ремонтные работы, то перед тем, как пустить механизмы в ход, необходимо удалить посторонние предметы (болты, гайки, ручной инструмент и др.) с ремонтируемого оборудования, установить снятое ограждение, надежно закрепить его и проверить качество произведенного ремонта кратковременным пуском оборудования, предварительно удалив людей из опасной зоны и подав сигнал о начале пуска.
2.16 В процессе приема вахты необходимо убедиться в наличии необходимого запаса бурового раствора и соответствии его параметров геолого-техническому наряду.
2.17 Тип и свойство бурового раствора должны соответствовать рабочему проекту и в комплексе с технологическими мероприятиями должны обеспечивать безаварийные условия проходки ствола.
3 Требования безопасности во время работы
3.1 Проходка ствола:
3.1.1 во время бурения скважины стопор, предотвращающий поворот крюка, и предохранительная защелка на зеве крюка должны быть закрыты;
3.1.2 подъем ведущей трубы из шурфа после наращивания колонны бурильных труб следует произвести плавно, на пониженной скорости буровой лебедки. Запрещается нахождение рабочих на пути движения ведущей трубы;
3.1.3 при свинчивании ведущей трубы со спущенной колонной бурильных труб, независимо от способов свинчивания, рабочие должны быть удалены из опасной зоны;
3.1.4 по окончании наращивания и в процессе бурения оставлять порожний элеватор на столе ротора запрещается;
3.1.5 снимать элеватор с ротора следует вспомогательной лебедкой при помощи специальных стропов, надетых на проушины элеватора, элеватор при этом должен быть закрыт;
3.1.6 при вкладывании зажимов ведущей трубы в ротор рабочим необходимо держать их за проушины с помощью специального приспособления (крючка и др.);
3.1.7 во избежание вылета зажимов ведущей трубы из ротора во время его вращения зажимы должны быть соединены между собой болтами;
3.1.8 при роторном бурении скважины для предотвращения выпадения штропов с крюка их необходимо снять. Снимать штропы следует при помощи специальных крючков;
3.1.9 при сборке секционного турбобура необходимо пользоваться разъемными хомутами соответствующего диаметра;
3.1.10 во время бурения ведущую трубу (квадрат) удерживать в клиньях ПКР можно только с помощью специальных вкладышей;
3.1.11 при бурении скважины турбобуром в верхней муфте колонны бурильных труб необходимо установить фильтр;
3.1.12 пусковые задвижки буровых насосов должны иметь дистанционное управление. Перед пуском бурового насоса проходная и пусковая задвижки должны быть открыты. Открытие проходной задвижки следует проверять положением указателя на штоке задвижки;
3.1.13 во избежание образования ледяных пробок в нагнетательном трубопроводе следует проводить периодическую прокачку бурового раствора или слить его в емкость после остановки бурового насоса. Перед пуском бурового насоса линию необходимо продуть. Запрещается продавливать ледяные пробки, образовавшиеся в выкидных линиях буровых насосов. На случай длительной остановки бурового насоса в зимнее время манифольдная линия должна продуваться воздухом.
3.1.14 при пуске буровых насосов, работающих в спаренном режиме, включение второго насоса следует производить после того, как первый насос получит полное число оборотов и восстановится циркуляция;
3.1.15 рабочее давление пневмокомпенсатора по паспорту должно быть не менее максимального рабочего давления, создаваемого буровым насосом;
3.1.16 запрещается эксплуатация буровых насосов, оборудованных пневмокомпенсаторами с предварительным сжатием, при давлении в компенсаторах ниже установленного паспортом. Запрещается использовать компенсаторы, имеющие неровную поверхность (вмятина, выступы, наружные трещины, заплаты, косо приваренные фланцы);
3.1.17 на каждом буровом насосе должно монтироваться предохранительное устройство заводского изготовления, рассчитанное на давление, превышающее на 10% рабочее давление насоса, в зависимости от установленных в буровом насосе цилиндровых втулок. Установка и проверка состояния предохранительных устройств регистрируется в журнале технического состояния оборудования;
3.1.18 в процессе бурения скважины бурильщику необходимо внимательно следить за показаниями КИПиА;
3.1.19 независимо от того, имеется ли автоматическое управление процессом бурения или нет, бурильщику оставлять этот процесс без надзора запрещается;
3.1.20 изменение уровня бурового раствора в приемных емкостях в процессе бурения скважины может явиться показателем либо поглощения (уменьшения объема), либо проявления (увеличения объема).
В связи с вышеуказанным, необходимо постоянно контролировать положение бурового раствора в приемных емкостях и при его изменении следует срочно принять меры по предупреждению возникновения осложнений;
3.1.21 при обнаружении пропуска бурового раствора через сальник вертлюга необходимо остановить бурение и, установив ведущую трубу с вертлюгом в шурф, подтянуть уплотнительную гайку или заменить сальник. При этом необходимо периодически расхаживать инструмент;
3.1.22 во избежание разрыва бурового (грязевого) шланга давлением раствора во время бурения скважины, необходимо следить за его состоянием. Если же началось просачивание бурового раствора или имеются нарушения наружной оплетки шланга, бурение скважины следует немедленно остановить и, подняв несколько свечей (при возможности до башмака спущенной колонны), обязательно заменить буровой шланг, приняв меры против открытого фонтанирования;
3.1.23 при прекращении подачи электроэнергии бурение скважины следует прекратить и, используя аварийный дизель-генератор (ДЭС), принять меры по предотвращению прихвата инструмента и безопасной эвакуации людей в темное время суток. Работы могут быть возобновлены только после подачи электроэнергии. Применение открытого огня в целях освещения запрещается;
3.1.24 в процессе бурения скважины необходимо следить за чистотой переходных площадок желобной системы и площадки вокруг гидроциклонной установки. Желоба и вибросито следует периодически очищать от шлама;
3.1.25 во время бурения скважины запрещается:
- производить ремонт, крепление каких-либо движущихся частей механизмов или нагнетательных трубопроводов, находящихся под давлением;
- производить чистку и смазку движущихся частей механизмов;
- удалять ограждения и проходить за ограждения;
- переходить через приводные ремни и цепи или под ними даже при наличии ограждения;
- находиться на роторе;
- проводить профилактический осмотр и ремонт превентора;
3.1.26 после остановки буровых насосов давление в нагнетательной линии следует снизить до атмосферного;
3.1.27 при длительных остановках в процессе бурения, необходимо поднять инструмент до башмака спущенной технической колонны и закрыть превентор. В компоновке бурильной колонны должен быть предусмотрен обратный клапан;
3.1.28 во время промывки скважины необходимо проверить исправность лебедки и ее привода, ротора, ПКР, и их кранов управления, ключа АКБ-ЗМ2 и его пульта управления, талевой системы, талевого каната, машинных ключей, элеваторов и т.д.;
3.1.29 кроме того, перед производством спуско-подъемных операций, бурильщик должен лично проверить состояние машинных ключей, наличие шплинтов на пальцах шарнирных соединений машинных ключей и пневмораскрепителя, состояние рабочих и страховых канатов и их крепление, сухарей, элеваторов и шпилек. Наличие дефектов на канатах машинных ключей не допускается;
3.1.30 запрещается проводить СПО при:
- отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;
- неисправности СПО и инструмента;
- неполным составом вахты;
3.1.31 после остановки буровых насосов и снижения давления в системе необходимо открыть пусковую задвижку ДЗУ, убедиться в отсутствии давления в нагнетательной линии, отвернуть квадрат и в зимнее время продуть нагнетательную линию сжатым воздухом или паром.
3.2 Бурение шурфа под квадрат турбобуром:
3.2.1 перед началом бурения под шурф, буровой мастер обязан произвести дополнительный инструктаж на рабочем месте с членами вахты;
3.2.2 после спуска долота с турбобуром под пол буровой, зазоры между полом и ведущей трубой должны быть закрыты досками;
3.2.3 запрещается применение цепного и машинного ключей, а также пенькового каната для задержки обратного вращения;
3.2.4 задержка турбобура производится специальными приспособлениями для бурения шурфа;
3.2.5 при бурении шурфа, во избежание закручивания струн талевой системы, разгружать её полностью запрещается;
3.2.6 после окончания бурения шурфа и подъема турбобура 1-2 м от забоя при остановленных насосах необходимо отсоединить канат приспособления;
3.2.7 перемещение турбобура с долотом от шурфа следует производить плавно;
3.2.8 спуск шурфовой трубы в шурф производить только на талевой системе.
3.3 Крепление скважин:
3.3.1 перед спуском колонны обсадных труб в скважину, буровой мастер и механик должны проверить исправность всей буровой установки, талевой системы и инструмента, предназначенных для выполнения операции по спуску колонны;
3.3.2 обнаруженные неисправности необходимо устранить до начала спуска обсадной колонны и составить акт проверки оборудования;
3.3.3 спуск в скважину обсадной колонны разрешается только при наличии у бурового мастера утвержденного плана проведения этой работы. Буровой мастер обязан провести инструктаж рабочим по безопасному ведению работ, четко распределить обязанности среди членов бригады;
3.3.4 в ночное время приемные мостки и стеллажи должны иметь освещение не менее 10 лк;
3.3.5 при спуске колонны один из рабочих назначается ответственным за шаблон. Назначается также ответственный за элеватор. Во время подъема очередной трубы он должен подавать знак бурильщику о выходе шаблона из трубы;
3.3.6 запрещается рабочим находиться у нижнего конца обсадной трубы, поднимаемой для навинчивания;
3.3.7 во время подъема трубы, при затаскивании ее в буровую, должен применяться удерживающий пеньковый канат, который одним концом крепится к ноге вышки, другой конец остается свободным;
3.3.8 предохранительные кольца раскреплять при помощи специального ключа. Работа по отвороту колец должна производиться в рукавицах;
3.3.9 режим спуска обсадных колонн и гидравлическая программа цементирования должны рассчитываться и осуществляться таким образом, чтобы обеспечить минимально возможную репрессию на продуктивные горизонты и не допускать осложнения, связанных с гидроразрывом пород и поглощением;
3.3.10 при возникновении «посадки» во время спуска нельзя разгружать колонну более чем на 5 делений по индикатору веса. В этом случае необходимо выбросить трубу, навернуть на колонну квадрат и пройти зону «посадки» с промывкой.
3.4 Цементирование скважин:
3.4.1 в процессе цементирования скважин, члены буровой бригады выполняют работу только под руководством бурового мастера;
3.4.2 на площадке для цементировочных машин, пролитые горюче-смазочные материалы должны быть засыпаны сухим песком или землей (для предотвращения пожара от искр выхлопных газов двигателей);
3.4.3 перемещать цементировочную головку в буровую, бурильщик должен после того, как петля стропа продета через оба рым-болта и входящие концы петли надеты на крюк вспомогательной лебедки. Запрещается применять ломы и другие предметы для навинчивания (отвинчивания) цементировочной головки на обсадную колонну (с обсадной колонны).
Эти операции следует выполнять с помощью машинных или цепных ключей, при этом запрещается:
- отход от пульта управления бурильщику;
- производство других работ вспомогательной лебедкой;
3.4.4 для обеспечения безопасности при подсоединении к цементировочной головке элементов нагнетательного трубопровода их следует снимать вспомогательной лебедкой при помощи стропа и поддерживать на весу до полного закрепления;
3.4.5 во время опрессовки нагнетательных трубопроводов и заливочной головки бурильщик и члены буровой вахты, не связанные с проведением данной работы, должны находиться в безопасном месте. Нагнетательные трубопроводы для цементирования до начала процесса должны быть опрессованы на полуторакратное ожидаемое рабочее давление;
3.4.6 в процессе цементирования скважин запрещается находиться на цементировочных агрегатах и около нагнетательных трубопроводов лицам, не работающим на них.
3.5 Испытание и освоение скважин:
3.5.1 при испытании скважины члены буровой бригады действуют под руководством бурового мастера. Если испытание (опробование) производят с помощью испытательных пластов, опускаемых на трубах, члены буровой бригады выполняют те же функции и соблюдают те же меры безопасности, что и при спуско-подъемных операциях. Спускать испытательный инструмент следует плавно, без резких остановок;
3.5.2 все замковые соединения бурильных труб и испытателя для обеспечения герметизации должны крепиться только машинными ключами;
3.5.3 при спуске бурильные трубы частично или полностью заполняют технической водой или глинистым раствором, скорость спуска должна быть не более 0,3 м/с;
3.5.4 во время спуска испытателя необходимо наблюдать за уровнем промывочной жидкости в затрубном пространстве, так как резкое снижение уровня жидкости свидетельствует о нарушении герметичности инструментов. В таком случае испытание следует прекратить и поднять инструмент из скважины;
3.5.5 если в бурильные трубы попадает большое количество нефти, необходимо строго соблюдать меры по предупреждению пожара;
3.5.6 при проведении работ с опробователями пластов на каротажном кабеле, не допускается резкое торможение прибора, пробивание уступов, сужений. При появлении посадок и затяжек бурильщик должен немедленно доложить об этом буровому мастеру;
3.5.7 при использовании испытателей, спускаемых внутрь бурильных труб, и опробователей пластов на каротажном кабеле, запрещается находиться вблизи блок-баланса и каротажного кабеля во избежание захлестывания кабелем в случае его разрыва;
3.5.8 рабочие, не участвующие в спуске испытателя или опробователя, должны находиться за пределами буровой;
3.5.9 для каждой скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение.
4 Требования безопасности в аварийных ситуациях
4.1 При возникновении поломок оборудования, угрожающих аварией на рабочем месте, необходимо прекратить его эксплуатацию, а также подачу к нему электроэнергии, сжатого воздуха, воды и т.п. Доложить руководителю работ о ситуации и принятых мерах и действовать в соответствии с полученными указаниями.
4.2 В случае проявления ГНВП или ОФ действовать согласно ПЛА .
4.3 В случае определения запаха HS необходимо немедленно прекратить работу, одеть СИЗОД и действовать согласно ПЛА .
4.4 В случае возникновения пожара необходимо:
- прекратить все технологические операции;
- сообщить о пожаре;
- отключить электроэнергию;
- принять меры к удалению людей из опасной зоны;
- умело и быстро выполнить обязанности, изложенные в плане ликвидации аварий;
- изолировать очаг пожара от окружающего воздуха;
- горящие объемы заполнить негорючими газами или паром;
- принять меры по искусственному снижению температуры горящего вещества.
В большинстве случаев горение ликвидируется одновременным применением нескольких методов.
4.5 При несчастном случае необходимо немедленно освободить пострадавшего от воздействия травмирующего фактора, оказать ему первую доврачебную помощь и сообщить непосредственному руководителю о несчастном случае.
При необходимости вызвать скорую помощь или отправить пострадавшего в учреждение здравоохранения.
По возможности сохранить обстановку на месте несчастного случая до начала расследования, за исключением случаев, когда необходимо вести работы по ликвидации аварии и сохранению жизни и здоровья людей.
5 Требования безопасности по окончании работы
5.1 Отключить использованное тепловое и механическое оборудование от электрической сети. Закрыть краны на трубопроводах, подводящих к остановленному оборудованию сжатый воздух, пар, воду и т.п.
5.2 Привести в порядок рабочее место. Приспособления, инструмент убрать и уложить в отведенное для них место.
5.3 Ознакомить принимающего смену со всеми изменениями и неисправностями в работе оборудования, которые происходили в течение смены.
5.4 Снять защитные средства, спецодежду и спецобувь, привести их в порядок и уложить в места хранения (бригадную сушилку).
5.5 Вымыть руки и лицо теплой водой с мылом или принять душ. Для трудноудаляемых загрязнений применять специальные очищающие средства.
5.6 После работы с моющими растворами сначала вымыть руки под струей теплой воды до устранения «скользкости». Смазать руки питающим и регенерирующим кожу кремом.
5. Вопросы охраны недр и окружающей среды
1. При бурении скважин на нефтяных месторождениях должны быть приняты меры, обеспечивающие:
- предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразования, поглощения промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе проводки, освоения и последующей эксплуатации скважин;
- надежную изоляцию в пробуренных скважинах нефтеносных, газоносных и водоносных пластов по всему вскрытому разрезу;
- необходимую герметичность всех технических и обсадных колонн, труб, спущенных в скважину, их качественное цементирование;
- предотвращение ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, сохранение их естественного состояния при вскрытии, креплении и освоении.
2. В процессе разведки при подготовке месторождений к разработке необходимо опробовать все пласты, нефтегазоносность которых отлична по результатам анализа шлама, образцов пород и геофизических исследований. В случае получения при опробовании этих пластов воды на них должны быть проведены исследовательские работы, уточняющие источник поступления воды, и, при необходимости, повторное опробование после изоляционных работ.
3. Вскрытие пластов с высоким давлением, угрожающим выбросами или открытыми фонтанами, необходимо проводить при установленном на устье скважин противовыбросовом оборудовании с праменением промывочной жидкости в соответствие с техническим проектом на бурение скважин.
4. Эксплуатационные объекты месторождения следует разбуривать при обеспечении всех необходимых мер по предотвращению ущерба другим объектам. При первоочередном разбуривании нижних пластов должны быть предусмотрены все необходимые технические мероприятия, гарантирующие успешную проводку скважин через верхние продуктивные пласты (предотвращающие нефтяные или газовые выбросы и открытые фонтаны, а также глинизацию верхних пластов и ухудшение их естественной проницаемости).
5. В скважинах, проводимых на нижележащие пласты, должны быть осуществлены технические мероприятия по предупреждению ухода промывочной жидкости в верхние пласты. При уходе жидкости в верхние разрабатываемые пласты эксплуатация добывающих скважин, ближайших к бурящейся, должна быть прекращена до окончания ее бурения или спуска промежуточной колонны, перекрывающей эксплуатируемый пласт.
6. Для предотвращения снижения проницаемости призабойной зоны скважин в результате длительного воздействия на них воды или глинистого раствора после окончания бурения скважин и перфорации колонны должны быть приняты меры по немедленному освоению скважин. Временное бездействие скважин, связанное с отставанием обустройства площадей, допускается только при условии заполнения ствола скважины (или хотя бы его нижней части) пластовой жидкостью.
7. В разведочной скважине, имеющей эксплуатационную колонну, последовательное опробование нескольких нефтеносных пластов производится раздельно «снизу вверх». После окончания опробования очередного пласта его изолируют путем установки цементного моста (или других технических средств) с последующей проверкой его местоположения и герметичности, снижением уровня и опрессовкой.
8. В скважинах, не законченных бурением по техническим причинам (вследствие аварий или низкого качества проводки), в пройденном разрезе которых установлено наличие нефтегазоводоносных пластов, необходимо произвести изоляционые работы в целях предотвращения межпластовых перетоков нефти, воды и газа.
9. В процессе бурения и освоения разведочных, эксплуатационных (добывающих) и нагнетательных скважин должен быть проведен комплекс геофизических, гидродинамических и других исследований.
10. Мероприятия по охране окружающей среды в процессе разбуривания нефтяных месторождений должны быть направлены на предотвращение загрязнений земли, поверхностных и подземных вод буровыми растворами, химреагентами, нефтепродуктами, минерализованными водами. Они включают в себя:
- планировку и обваловку буровых площадок, емкостей с нефтепродуктами и химреагентами, использование для хранения буровых растворов и шлама разборных железобетонных емкостей или земляных амбаров с обязательной гидроизоляцией их стенок и днища;
- многократное использование бурового раствора, нейтрализацию, сброс ц поглощающие горизонты или вывоз его и шлама в специально отведенные места;
- рациональное использование и обязательную рекультивацию земель после бурения.
Заключение
Результатом производственной практики стало закрепление теоретических знаний и применение их на практике в области бурения нефтяных и газовых скважин. Получены представления о монтажных работах, связанных с подготовкой буровой установки к бурению; конструкции скважин различного назначения; методах регулирования технологических параметров буровых растворов; техническом обслуживании и ремонте бурового оборудования; методах обработки и систематизации геолого-технической и технологической информации при проведении буровых, проектных и научно-исследовательскихработ.
Получены практические навыки механка и помощника бурильщика эксплуатационного и разведочного бурения на нефть и газ (второго) V разряда.
Пракика оставила только хорошее впечатление и позитивные имоции. От проделанной самостоятельной работы мною получено душевное удовлетворение.
Список использованных источников
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/otchet/kursovyie-rabotyi-kafedra-bureniya-skvajin-tpu/
1. Авторский надзор за реализацией «Дополнения к технологической схеме разработки Самотлорского нефтяного месторождения», Нижневартовскй нефтяной научный центр, Нижневартовск, 2005 г.
2. Дмитриев А.Ю. Основы технологии бурения скважин: учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2008. – 216 с.
3. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2004.
4. Интернет ресурс: Источник: http://greenologia.ru/eko-problemy/proizvodstvo-neft/samotlorskiy-gigant.html
5. Интернет ресурс: https://ru.wikipedia.org/wiki/Самотлорское_нефтяное_месторождение
6. Интернет ресурс : http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/khanty_mansijskij_ao/samotlorskoe_mestorozhdenie/6-1-0-541
7. Интернет ресурс:
8. mestorozhdeniya
9. 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»
10. РД 08-254 «Типовая инструкция по безопасности работ при строительстве нефтяных и газовых скважин Ростехнадзора» от 12.07.96 г.
