Проблема борьбы с отложениями при эксплуатации месторождений с высоким содержанием парафина на примере ОАО 'Удмуртнефть'

Проблема борьбы с отложениями при эксплуатации месторождений с высоким содержанием парафина на примере ОАО 'Удмуртнефть'

Введение

Проблема борьбы с отложениями при эксплуатации месторождений с высоким содержанием парафина продолжает оставаться одной из самых актуальных проблем как в нефтяной отросли в целом, так и в ОАО «Удмуртнефть» в частности.

Изучение этой проблемы для условий месторождений Удмуртии было начато впервые с постановки данной темы в 1977 году. В этой связи круг вопросов, требующих изучения, оказался весьма обширным. Этому способствовали и специфические условия разработки и эксплуатации месторождений, а также физико-химические и реологические свойства нефтей. К ним необходимо прежде всего отнести следующие: повышенная вязкость, сравнительно низкие дебиты, низкая температура пласта, близкая к температуре кристаллизации парафина, недостаточное для поддержания флюидного равновесия давления, низкий газовый фактор с высоким содержанием азота в составе попутного газа, механизированный фонд скважин, совместный транспорт продукции скважин различных месторождений и горизонтов. Промысловая информация об условиях и характере парафинизации нефтепромыслового оборудования была недостаточна, а в ряде случаев противоречива.

Поэтому изучение проблемы было начато с анализа имеющихся и применяемых способов борьбы с отложениями, а после этого эффективного поиска других направлений и методов в этой области.

Испытывались лабораторно и внедрялись производство множество различных реагентов, как специально изготовленных, так и отходов производства других отраслей промышленности. Применялись различные покрытия нефтепромыслового оборудования, призванные не допускать налипания и скопления отложений парафина. Внедрялось принципиально новые в нефтяной отросли технологическое оборудование. Шли поиски практичных приборов контроля и средств наблюдения за динамикой отложений.

Совершенствовались традиционно применяемые методы борьбы с отложениями парафина. Надо отметить, что исследования велись в том числе и на молекулярном уровне с поиском закономерностей и различных зависимостей. Настоящая работа посвящена рассмотрению вопросов о механизме парафинизации промыслового оборудования и борьбе с отложениями при эксплуатации Ельниковского месторождения.

.        Краткая характеристика Ельниковского месторождения

Ельниковское месторождение расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртской республики в 100 км от Ижевска. Вдоль восточной границы месторождения проходит железодоровная линия Москва-Казань-Екатеринбург. Сеть автомобильных дорог в пределах месторождения представлена асфальтовым шоссе Ижевск-Самара-Камбарка, проходящим по территории месторождения. Асфальтированное шоссе связывает Ельниковского и Вятское месторождения. По территории месторождения протекает судоходная река Кама, отделяющая Прикамский участок от Ельниковского месторождения. Речные пристани расположены в Сарапуле и Камбарке. (Рис. 1.1)

С действующим Вятским нефтепромыслов месторождение связано нефтепроводом. Электроснабжение обеспечивается ЛЭП - 110 Воткинская ГЭС - Сарапул и ЛЭП - 35 Сарапул - Мостовое - Каракулино.

К наиболее крупным населенным пунктам относятся деревни: Мазунино, Соколовка, Тарасово, Северное, в 40 км от центра площади расположен город Сарапул, Являющийся районным центром, крупной железнодорожной станцией и важным речным портом. Здесь же расположены производственные базы Сарапульского НГДУ объединения «Удмуртнефть».

В орогидрографическом отношении Ельникосвкое месторождение расположено на Сарапульской возвышенности, служащей водоразделом между Камой и ее правым притоком реки Иж. С того же водораздела берет начало река Кырыкмасс (левый приток реки Иж), пересекающая месторождение с востока на запад. Отметки рельефа в пределах рассматриваемой территории колеблются уровня моря от 70 до 250 метров.

Рисунок 1.1 Схема размещения месторождений Удмуртской Республики

В климатическом отношении район месторождения относится к зоне континентального климата со среднегодовой температурой +2°С. Период отрицательной температур (до минус 45°С) начинается с октября и заканчивается в первой половине апреля. В течение года выпадает 500-600 мм. Осадков, две трети которых приходятся на период с мая по октябрь.

В экономике района месторождения большое значение имеет сельскохозяйственное производство. Под посевом занято 70% его территории.

Из полезных ископаемых, кроме нефти, следует отметить аллювиально-деллювиальные суглинки, конгломераты и галечники татарского возраста, небольшие месторождения гравия, используемо для дорожного строительства, и пресные воды с хорошим питьевыми качествами. Последние используются для бытовых нужд.

1.1 Физико-химическая характеристика нефтей «Ельниковского» месторождения

Нефти турнейского яруса

Давления насыщения, определенное по 4 пробам, колеблется в интервале от 0,4 до 7,88 МПа, газонасышенность от 1,77 до 15,8 м³/т, вязкость от 19,9 до 39,9 МПа с.

Плотность нефти изменяется от 0,883 до 0,932 г./см3, ее вязкость при температуре 20°С - от 40,26 до 151, 43 МПа с. Выход светлых фракций при нагревании нефти до 300°С составляет 29-42%. По химическому составу нефть является высокосернистой (2,01-4,6%), парафинистой (1,1-6,7%) и высокосмолистой (14,03-18,6%) Содержание асфальтенов составляет 3,37-9,2%.

Состав нефтяного газа (СКВ.293) представлен, в основном - углеводородами, среди которых представляют: этан - 11,77%, пропан - 20,93%. Содержание азота в газе - 41,17% концентрация галлия - 0,046%.

Нефти залежей терригенной толщи нижнего карбона.

Давление насыщения нефти по залежи изменяется от 0,7 до 10,81 МПа, газонасыщенность от 5,5 до 18,1 м³/т, объемный коэффициент - 1,019, плотность в пластовых условиях от 0,863 до 0,897 г./см3, вязкость от 12 до 24,1 МПа с.

Вверху по разрезу залежи отмечено увеличение газонасыщенности, уменьшение плотности и вязкости пластовой нефти.

В среднем по залежи нефти - высокосмолистая (16,45%), высокосернистая (2,59%), парафинистая (4,6%), содержание асфальтенов равно 4,43 выход светлых фракций, выкипающих при 300°С - 35,3%.

Состав нефтяного газа в пластовых условиях среди легких компонентов преобладает азот - 5,9%, пропан - 4,62% и бутан - 3,85%. Состав нефтяного газа относится к азатно-углеводородному типу. Содержание азота в газе 43,7% при диффкренциальном разгазировании его доля возрастает до 68,58%. Среди углеводородных компанентов преобладает этан - 12,03%, пропан - 19,6%. Концентрация гелия 0,040%. Содерание сероводорода - 0,57%.

Нефти каширо-подольских отложений.

Давления насыщения нефти колеблется в пределах 4,0-7,84 МПа, газонасыщенность - 12,9-26,9м3/т, вязкость - 6,3-14,6 МПа с.

Плотность нефти изменяется от 0,843 о 0,881 г./см3, вязкость при t=20°С - 13,7-144,28 МПа с.

Выход светлых фракций при нагревании нефти до 300 С составляет 26-54%. По химическому составу нефть является высокосенристой (1,3-11,7%), парафинистой (0,44-7,02%) и высокомолистой (5,96-19,0%). Содержание асфальтеов в нефти составляет 2,06-7,34%.

Нефтяной газ относится к азотоуглеводородному. Содержание азота в газе равно 26,61%, при дифференциальном азгазировании нефти его доля возрастает до 37,64%. Среди отдельных углеводородов преобладает этан - 18,5% и пропан - 28,44%. Концентрация гелия составляет - 0,029%.

1.2 Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения

Ельниковское нефтяное месторождение в промышленную разработку месторождение введено в 1977 году.

Запасы нефти переутверждены ГКЗ РФ 28.03.90 г. (протокол №10819). По месторождению запасы нефти составляют: по категории В - 67202 тыс. т балансовых запасов и 27958 тыс. т извлекаемых запасов, по категории С1 - соответственно 44078 тыс. т и 1006 тыс. т по категории С2 - соответственно 30952 тыс. т и 6463 тыс. т Утвежденный коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,34.

По состоянию на 01.01.10 г. на месторождении пробурено 584 скважины, которые по объектам распределены следующим образом: каширо-подольский - 20 скважин; турейский - 3 скважины; яснополнский - 560 скважины.

Утвержденный вариант разработки предусматривал следующие основные положения:

·        Ввод яснополянского объекта в разработку в 1977 году;

·        Продолжительность разбуривания 9 лет;

·        Бурение 404 добывающих, 208 нагнетательных, резервных и 31 специальных скважин (сетка 400х400 м);

·        Максимальный уровень добычи нефти - 1323 тыс. т/год;

·        Давление на устье нагнетательных скважин 15.0 МПа.

Каширо-подольские залежи введены в пробную эксплуатацию в 1984 году. За весь период эксплуатации из залежей отобрано 48518 т. Нефти, 114383м3. жидкости. Средний дебит одной добывающей скважины по нефти - 1,5 т/сут, жидкости - 2,7 т/сут. Эксплуатация залежи осуществляется 15 скважинами.

Тернейские залежи введены в пробную эксплуатацию в 1970 году. Эксплуатация залежи осущестляется 3 скважинами. За весь период эксплуатации отобрано 39512т. Нефти, 94337м3. жидкости, обводненность - 71,7%, средний дебит по нефти в2006 году составил 2,5 т/сут, по жидкости 8,6 т/сут.

Залежи яснополянского надгоризонта на 01.01.10 год. Объект полностью разбурен в пределах площади. В 2010 г. Добыча составила по нефти 382,386 тыс. т., добыча жидкости 1838,761 тыс. т.

С начало разработки отбор нефти составил 19775,324 тыс. т 69,9% от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,24%, текущая обводненность - 80,9%.

С 1977 года начата закачка воды в залежь. Давление на устье нагнетательных скважин за весь срок разработки на уровне 8 МПа против проектного 14-15 МПа. Фактическое давление нагнетания обеспечивает необходимую приемистость нагнетательных скважин. Накопленная обеспеченность отбора закачкой на уровне проектной. Пластовое давление ниже начального (128,9 МПа против 134 МПа). Это обусловлено не равномерным закачкой воды по площади залежи.

На 01.01.10 г. Средний дебит одной скважины по нефти составил 3,8 т/сут, по жидкости 20,0 т/сут.

На 01.01.10 г. Отбор нефти по месторождению составил 19863363т. (52,2% от НИЗ), жидкости 58541175 м³, закачка воды 70555,73 тыс. м3. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1986 г. - 1323,3 тыс. т. Средний дебит по нефти 3,7 т/сут., по жидкости 19,1 т/сут.

.3 Исходные данные

Запасы нефти переутверждены ГКЗ РФ 28.03.90 г. (протокол №10819). По месторождению запасы нефти составляют: по категории В - 67202 тыс. т балансовых запасов и 27958 тыс. т извлекаемых запасов, по категории С1 - соответственно 44078 тыс. т и 1006 тыс. т по категории С2 - соответственно 30952 тыс. т и 6463 тыс. т Утвежденный коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,34.

По состоянию на 01.01.10 г. на месторождении пробурено 584 скважины, которые по объектам распределены следующим образом: каширо-подольский - 20 скважин; турейский - 3 скважины; яснополнский - 560 скважины.

·        Ввод яснополянского объекта в разработку в 1977 году;

·        Продолжительность разбуривания 9 лет;

·        Бурение 404 добывающих, 208 нагнетательных, резервных и 31 специальных скважин (сетка 400х400 м);

·        Максимальный уровень добычи нефти - 1323 тыс. т/год;

·        Давление на устье нагнетательных скважин 15.0 МПа.

Каширо-подольские залежи введены в пробную эксплуатацию в 1984 году. За весь период эксплуатации из залежей отобрано 48518 т. Нефти, 114383м3. жидкости. Средний дебит одной добывающей скважины по нефти - 1,5 т/сут, жидкости - 2,7 т/сут. Эксплуатация залежи осуществляется 15 скважинами.

Тернейские залежи введены в пробную эксплуатацию в 1970 году. Эксплуатация залежи осущестляется 3 скважинами. За весь период эксплуатации отобрано 39512т. Нефти, 94337м3. жидкости, обводненность - 71,7%, средний дебит по нефти в2010 году составил 2,5 т/сут, по жидкости 8,6 т/сут.

Залежи яснополянского надгоризонта на 01.01.10 год. Объект полностью разбурен в пределах площади. В 2010 г. Добыча составила по нефти 382,386 тыс. т., добыча жидкости 1838,761 тыс. т.

С началом разработки отбор нефти составил 19775,324 тыс. т 69,9% от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,24%, текущая обводненность - 80,9%.

С 1977 года начата закачка воды в залежь. Давление на устье нагнетательных скважин за весь срок разработки на уровне 8 МПа против проектного 14-15 МПа. Фактическое давление нагнетания обеспечивает необходимую приемистость нагнетательных скважин. Накопленная обеспеченность отбора закачкой на уровне проектной. Пластовое давление ниже начального (128,9 МПа против 134 МПа). Это обусловлено не равномерным закачкой воды по площади залежи.

2. Технологический раздел

.1 Механизм образования АСПО

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах нашей страны. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений. Химический состав АСПО изменяется в широких пределах. АСПО содержат парафины, пиридины, асфальтены, смолы, кислород, азот, серу, металлы, и минеральные вещества в виде расворов солей органических кислот, воду с растворимыми с ней солями (хлориды, гидрокарбонаты нтрия, кальция, магния, сульфаты и карбонаты).

Парафины - твердые углеводороды метанового ряда. Температура плавления парафина в основном 52-62С. В пластовых условия парафины находятся в растворенном состоянии. При снижении температуры, давления и разгазирования нефти парафина выпадает в виде кристаллов на стенках НКТ, глубинном оборудовании и поверхностных газонефтепроводах.

Смолистые асфальтеновые вещества - сложная смесь высокомолекулярных соединений. В нефтях АСПО находятся в виде коллоидных систем (взвесь частиц размером 10» - 10 «см). Иногда содержание смолисто-асфольтеновых веществ достигает 50. они имеют большую молекулярную массу и не перегоняется даже с помощью вакуумной перегонки: нейтральный, химически и термически неустойчивы. При нагревании на воздухе до 100-150С смолы переходят в асфальтены.

Смолы - жидкие или твердые вещества. Обладают высокой пластичностью и вязкостью, имеют бурый или черный цвет. Плотность близка к единице. Содержат 3-12% кислорода, серы, азота и 9-11 водорода. Хорошо растворяются во многих органических растворителях.

Асфальтены - нерастворимые в петронейном эфире (смесь легих углеводородов, преимущественно пентанов и гексанов), порошкообразные вещевства бурого или черного цвета, плотность более 1. Содержание асфальтенов в нефтях - 0-20%. Они растворимы в ароматических углеводородах, нефти, хлороформе и сероуглероде. При температуре выше 300С асфальтены превращаются в кокс с выделением газов.

Механизм образования АСПО объясняют следующим с образом. В начале зарождаются центры кристаллизации и растут кристаллы. Затем мельчащие кристаллы осаждаются на поверхности трубы, контактирующей с нефтью. На последней стадии на парафинированную поверхность осаждаются более крупные кристаллы.

Основными факторами, обуславливающими процесс отложения АСПО на нефтепромысловом и внутрискважинном оборудовании, являются:

Тепловой состояние при забойной зоны пласта в процессе эксплуатации скважины.

Компонентный состав и физико-химические свойства добываемый нефти, а также изменения этих показателей во время разработки месторождения.

Достаточно высокое содержание высокомолекулярных углеводородных соединен в добываемой нефти месторождения температурные условия (Тиас и Тпл) предопределяют отложения парафина в нефтепромысловом оборудовании.

В процессе разработки происходит изменения термодинамических условий залежи и при забойной зоны пласта. Это обусловлено применением различных способов воздействия на залежи нефти и призабойную зону скважины, с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти.

2.2 Основные методы борьбы с АСПО

Для предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений применяют следующие мероприятия:

Химический. В этом случае используют химические реагенты и растворители. Осуществляют промывки колонн НКТ растворителями типа РАСПО, СОНПАР, МЛ-72, МЛ-80, РТ-1У гидрофодно-эмульсионными растворами, нексановый фракцией, соляро-бензиновой смесью, применяют ингибиторы парафинового отложения Реапон ИФ, Реапон-4В, РТ-1М, а также применяют ИКД спускаемый под насос.

Термический. Здесь промывка колонн НКТ горячей нефтью (на установках ШГН) и пропарка лифта с помощью агрегатов АДП-12/150 и паропередвижных установок.

Механический: применение скребков на штангах со штанговращателями, торпед (резиновые шары), крупнозернистая соль, разбуривание.

Физический: МИОН (магнитный индуктор).

Химический метод

Сущность химического метода заключается в применении специальных растворителей, удаляющих отложения АСПО, за счет изберательного растворения отдельных составляющих и диспергирования смолопарафиновой массы, а так же реагентов, предотвращающих отложения парафинов-диспергаторов, депрессаторов и модификаторов.

Предлогаемые внастоящее время удалители отложения парафина можно разделить на следующие группы:

. Растворители (однофазные системы);

. Вода+ПАВ (однофазные системы);

. Дисперсии растворителей (двухфазные системы);

. Мицелярные растворы (однофазные системы).

Рисунок 2.1 Борьба с АСПО на Ельниковском месторождении нефти

Самым эффективным растворителем парафина является сероуглерод, хлорированные углеводороды. Растворяющая способность таких продуктов как бензол, толуол, скипидар в три раза ниже. Еще меньшей растворимостью к парафину обладает бензин, керосин. Несмотря на высокую растворяющую способность сероуглерода, применение его ограничено в силу высокой огнеопасности и токсичности. Хлорированные углеводороды отрицательно влияют на процессы переработки нефти, отравляя катализаторы. Поэтому наиболее широкое применение при очистке от парафиновых отложений нашли углеводороды ароматического ряда: бензин, газолин, керосин, скипидар.

Зачастую для отмывки отложений используют подогретую нефть.

Выбор того или иного растворителя для очистки от смолопарафиновых отложений определяют составом отложений, их прочностью, способом эксплуатации скважин. Так для фонтанных скважин целесообразно использование менее жестких растворителей: бензин, керосин, подогретая легкая нефть; для газлифтных - более жестких, например, толуола или смеси его с керосином (1 группа).

Ко второй группе относятся водные растворы ПАВ преимущественно неионогенного типа, например, ОП-10 при концентрации поверхностно-активного вещества от 0,1 до 5%. Использование ПАВ целесообразно для отмывки АСПО, с преобладающим содержанием смол и незначительно парафина (до 1,5%). Расход реагента 6-40 гр. на 1 тонну нефти.

К третьей группе относятся водные дисперсии растворителей, приведенных в первой группе. Дисперсии представляют собой двухфазную систему с содержанием растворителя от 5 до 90%. В качестве дисперсной среды (непрерывной фазы) используют воду или кислоты.

При очистке скважинного оборудования химические реагенты подаются через затрубное пространство или непосредственно в НКТ. Объем растворителя от 5 до 30 м. Другой разновидностью химического метода является использование добавок-модификаторов. Действие их основано на изменении кристаллизации парафина за счет адсорбции добавок на последнем и сводится к понижению способности парафина к образованию центров централизации. Преимуществом использования модификаторов является то, что они способны поддержать парафин во взвешенном состоянии на всем пути движения нефти от забоя скважины до нефтеперерабатывающих заводов. Модификаторы вводят в количестве 0,0001 -0,01 кг/т через затрубное пространство. Эффективность использования модификаторов повышается после очистки скважины растворителем. Использование добавок-модификаторов позволяет снизить температуру застывания нефти на 20-30°С, понизить вязкость нефти. Отложение парафинов снижается до 50%. Таки образом, очистка от смолопарафиновых отложений отличается многообразием методов и видов реагентов. Выбор метода для очистки будет определяться конкретными условиями нефтяного месторождения.

Разработан широкий ассортимент химических реактивов растворителей АСПО.

На Ельниковском месторождении используют:

Реагент СНПХ - 7 р-1 - смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения и ароматических углеводородов.

Реагент ЛМЛ-72 - смесь синтетических ПАВ разных классов и различного химического состава, многоцелевой продукт, помимо использования для очистки от АСПО насосно-компрессорных труб и другого оборудования реагент используют в качестве компонент задавочной жидкости при ремонтных работах и реагента, способствующего интенсификации работы механизированных скважин с обводненной продукцией.

Реагент РТ-1 представляет собой 7 - 10% композиции поверхностно-активных веществ в углеводородном растворителе.

В качестве поверхностно-активных веществ используется алкилированные сульфакислоты.

В качестве углеводородного растворителя - гексановая фракция. Температура застывания реагента РТ-1 - 35˚С.

Для закачки РТ-1 в затрубное пространство и в нефтепровод используют дозировочные насосы типа (НД 1,6 х 60 или НД 10 х 60) с электроприводом и механическим приводом от станка-качалки.

I - устройство для подачи ингибитора; 2 - бака для заливки жидкого реагента; 3 - механизма регулировки длины троса; 4 - всасывающего трубопровода; 5 - фильтр; 6 - нагнетательного трубопровода.

Рисунок 2.2 Устройство подачи реагентов.

Спуск твердого ингибитора ИКД

Ингибитор ИКД отличается длительностью действия.

Использование контейнеров с ИКД позволяет:

·      дозировать ингибитор в эффективных минимальных концентрациях.

·        подавать ингибиторы при добыче нефти из коллекторов с любой степенью проницаемости и любым пластовым давлением.

·        Предотвращать процесс отложения АСПО, коррозии, солеотложения и образования эмульсии с самого начала технологической цепочки добычи нефти.

Краткая инструкция по применению контейнера с реагентом серии ИКД

Твердые ингибиторы серии ИКД помещаются в добывающие скважины в перфорированных контейнерах, изготовленных из 4 отрезков насоснокомпрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм. Длина отрезков НКТ (камер) 5 м. каждая камера контейнера отделена друг от друга перфорированной шайбой (диаметром 63 мм), толщиной 4-5 мм. с 3 отверстиями, диаметром 7-8 мм. каждое. Верхний и нижний концы контейнера заглушены такими же перфорированными шайбами. Твердый реагент ИКД помещается в камеры контейнера.

Первым в скважину спускается контейнер, затем фильтр, при добыче нефти штанговым насосом, затем хвостовик, с учетом установки контейнера на расстоянии, максимально близком к интервалу перфорации. В конце устанавливается насосное оборудование и колонна НКТ. Такая компоновка необходима при защите скважинного оборудования от отложений АСПО и предотвращения образования эмульсии. При использовании реагентов серии ИКД для предотвращения процессов коррозии и солеотложения не требуется приближенность контейнера к интервалу перфорации. Установка контейнера возможна при всех способах добычи нефти, т.е. в скважинах оборудованных ШГН, ЭЦН и фонтанных.

После спуска глубинного оборудования и запуска скважины в работу, добываемые флюиды, через перфорированные отверстия, омывают реагент, который, постепенно растворяясь в добываемых флюидах, выносится вместе с продукцией скважины, т.е. происходит его самодозировка.

Компоновка оборудования скважины при спуске контейнера с ИКД изображена на рисунке. (Рис. 6)

Использование контейнеров с ИКД позволяет:

·      дозировать ингибитор в эффективных минимальных концентрациях;

·        подавать ингибиторы при добыче нефти из коллекторов с любой степенью проницаемости и любым пластовым давлением.

·        Предотвращать процесс отложения АСПО, коррозии, солеотложения и образования эмульсии с самого начала технологической цепочки добычи нефти.

Состав твердого реагента серии ИКД подбирается для месторождений нефти Удмуртии отдельно. Состав реагентов позволяет бороться как с парафинами, так и с эмульсиями.

Термический метод

Чтобы восстановить производительность скважин, проводят тепловые обработки для расплавления отложений парафина и асфальто-смолистых веществ, и последующего их удаления вместе с нефтью на поверхность в добывающих скважинах.

На промыслах применяют следующие виды тепловых обработок горячей нефтью, паром (паротепловая), электронагревателями, термоакустическое воздействие, высокочастотно элекстромагнитноакустическое воздействие.

Планирование тепловых обработок проводится по следующим исходным данным: глубина залегания пласта, тип коллектора, толщина пласта, пластовые температуры и давления, пористость и проницаемость пласта, вязкость нефти в условиях, содержание АСПО, дебит жидкости и доля воды в продукции скважины, внутренний диаметр эксплуатационной колонны. По результатам исследования и, с учетом опыта проведения обработок на месторождении, выбирает конкретный вид тепловой обработки и ее параметры: продолжительность и температуру подогрева, расход тепла, глубину установки нагревателя и т.д.

В качестве теплоносителя используют нагретую нефть, конденсат (газолин), керосин и дизельное топливо. Практикой установлено, что для прогрева требуется 15-30 м³ теплоносителя, нагретого до 90-95С, в паропередвижных установках или электронагревателях. При закачивании теплоносителя в скважину используют агрегат АДП.

Технология обработки горячей нефтью

Теплоноситель закачивают через затрубное пространство. При этом растворяется часть парафина на стенках эксплуатационной колонны и НКТ асфальто-смолистые вещества вытесняют до приема насоса и далее на поверхность СКВ. Этот способ прост, так как не требует остановки скважины. Однако это сопровождается большим расходом тепла на нагрев эксплуатационной колонны и колонны НКТ.

1 - манифольд; 2 - нагреватель; 3 - система воздухоподачи; 4 - контрольно - измерительные приборы, система автоматическогорегулирования; 5 - нагнетательный насос 2НП - 160; 6 - трансмиссия привода механизмов; 7 - топливная система.

Рисунок 2.4. АДП 4 - 150.

Техническая характеристика установки АДПМ:

Подача по нефти, м^э/ч…………………………………………………………12

Максимальная температура нагревания нефти, ⁰С безводная……………………………………………………………………………………………..150

обводненная до 30%……………………………………………………….122

Рабочее давление на выкиде агрегата, МПа………………………………..13

Теплопроизводительность агрегата, ГДж………………………………… 3,22

Насос: для нагнетания нефти……………………………………….ПТ2-4/250

Вентилятор для подачи воздуха…………………………………..Ц10-28 №4

Наибольший расход дизельного топлива, кг/ч………………………………315

Вместимость топливного бака агрегата, м…………………………………. 0,6

Габаритные размеры, мм……………………………………….880*2750*3600

Масса, т …………………………………………………………………18,880

Механический метод

По конструкции и принципу действия скребки применяю пластинчатые со штанговращателем, имеющие две режущие пластины, способные очищать АСПО только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребков происходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает АСПО с поверхности НКТ;

В последние годы вместо металлических пластинчатых скребков на штангах укрепляют пластиковые скребки. Они одновременно играют роль центраторов. Есть информация, что при использовании скребков-центраторов протирается НКТ.

Участок трубопровода, подвергающийся механическим методам очистки:

участок трубопровода сварен из труб одного диаметра с учётом возможности пропуска очистного устройства на всём протяжении;

величины овальности труб, вмятин и горф в допустимых пределах;

участки не должны иметь подкладных колец, устройств, выступающих во внутреннюю полость трубопровода;

радиусы кривых вставок на участке должны быть не менее пяти диаметров трубопровода;

участок трубопровода оснащается полнопроходной запорной арматурой;

участок должен выдерживать нагрузки от пропуска очистных устройств.

Пропуск очистного устройства производится при скоростях потока выше 0,3 м/с. Наилучшие условия очистки обеспечиваются при скоростях до 2 м/с для нефтепроводов. Движение скребка производится за счёт энергии насоса (перепада давления создаваемое этим насосом по отношению к давлению в трубопроводе).

Выбор очистных устройств производится по их техническим характеристикам с учетом конструкции конкретного трубопровода и в зависимости от вида отложений и загрязнений. Для удаления скоплений воды, газа, мазеобразных и рыхлых парафиновых отложений используются разделители: шаровые; манжетные, очистные поршни, разделители с полиэтиленовыми манжетами, цилиндрические и другие. Очистные скребки универсальны в применении, обеспечивают высокое качество очистки от твердых парафиновых и других отложений. К ним относятся: скребки щеточные, гибкие размывающие вращающиеся скребки, скребки многоцелевые рессорные др.

К методу предотвращения АСПО следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали. При перевозках, спускоподъемных операциях и в скважинах НКТ подвергаются значительным ударным, растягивающим, сжимающим, изгибающим и другим нагрузкам. Стеклянное покрытие ввиду его хрупкости, значительной толщины и отсутствия сцепления с металлом трубы не надежно и разрушается в процессе спускоподъемных операций. Последнее приводит к образованию стеклянных пробок в колонне НКТ и заклиниванию насосов. Кроме того, технология нанесения стеклянных и эмалевых покрытий предполагает нагрев труб до 700-800 0С, что вызывает необратимые процессы в структуре металла и расплавление вершин резьб.

Были опробованы НКТ с покрытиями из бакелитового лака, бакелито-эпоксидной композиции, эпоксидного лака и стеклоэмали. Недостаточные термо- и морозостойкость эпоксидных смол являются сдерживающим фактором их широкого применения. С этих позиций лучшими могут считаться НКТ, футерованные стеклоэмалью. Прочность и адгезия эмали высоки. Сколы в процессе спускоподъемных операций и транспортировки не наблюдаются.

Большое сопротивление истиранию, низкие тепло- и электропроводность открывают большие перспективы внедрения труб со стеклоэмалевым покрытием в нефтедобывающей промышленности.

Скребок колонный (скрейпер) СК-102, СК-114, СК-127, СК 140-146, СК-168, СК-178.

Рисунок 2.5 - Скребок колонный СК-102

Скрейпер универсальный предназначен для удаления коррозии, глинистой корки, цементной оболочки, парафинистых отложений с внутренних стенок обсадных труб с условным диаметром 102; 114; 127; 140; 146; 168, 178.

Конструкция скребка предусматривает возможность плавной регулировки прижимного усилия ножей. Комплектация: скребок в сборе.

Габариты:

длина - 770 мм; длина СК-127 - 690 мм;

диаметр проходного отверстия - 32 мм;

присоединительная резьба - З-76 В-76 ГОСТ Р50864-96;

диаметр для СК 140-146 - 116-134; диаметр для СК 168 - : 140-156; диаметр для СК 127 - 100-116.

Перекрытие очищаемой поверхности ножами скребка - 360 градусов.

Рисунок 2.6 - Скребок гидромеханический

Скребок гидромеханический (скрейпер) СГМ 140-146; СГМ-168.

Универсальный скребок для удаления коррозии, глинистой корки, цементной оболочки и АСПО. По сравнению с универсальными механическими скребками серии СК скребки СГМ имеют повышенную эффективность за счет надежного прижима ножей, выдвигаемых поршнями под действием перепада давления промывочной жидкости. Скребок отличается от аналогов отсутствием резиновой камеры. Для повышения стойкости ножи скребка могут быть армированы гранулами серии REX из твердого сплава марки ВК8 или ВК8ВК

Скребок лепестковый (скрейпер) для очистки насосно-компрессорных труб.

Рисунок 2.7 - Скребок лепестковый для очистки НКТ

Назначение. Раздвижной скребок предназначен для механической очистки внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 60, 73, 89 от органических и неорганических отложений действующих скважин, оснащенных электропогружными центробежными насосами. Скребок отличается тем, что для очистки трубы не требуется принудительный прижим ножей к внутренней стенке НКТ - ножи прижимаются самостоятельно за счет конструкции скребка и заточки ножей. При спуске в трубу скребок складывается - осуществляется холостой ход, а при подъеме вверх раскрывается для очистки трубы. Отделенные от стенок НКТ отложения потоком нефти выносятся из скважины. Стандартная сборка из одной режущей секции. При необходимости повышения эффективности очистки, скребок составляют из двух режущих секций. Для облегчения спуска в скважину к скребку крепится утяжелитель. Комплектация: скребок (одна режущая секция), утяжелитель.

Габаритные размеры скребков:

Условные диаметры, очищаемых труб - 60,73,89 мм

Диаметр скребков в рабочем (раскрытом) положении, мм - 44, 56,73

Длина скребков, мм - 1580, 1780

Масса скребков - 7,6 кг, 9,8 кг, 12

Коэффициент перекрытия очищаемой поверхности - 1,1

Достоинства изделия:

прост и надежен в эксплуатации.

использование скребка позволяет увеличить межремонтный период скважины.

Физический метод

В связи с низкой эффективностью и дороговизной применяемых средств предупреждения в скважинах эксплуатирующихся с помощью ШГН, проводилась работа по внедрению магнитов для недопущения парафиноотложений. Метод намагничивания скважинной продукции был известен давно, но не было соответствующего оборудования и эффективных магнитов. Промышленный эксперимент в Удмурткой республике проводился на Мишкинском, Киенгопском, Гремихинском, Ельниковском, Чутырском месторождениях объединения «Удмуртнефть».

Работа магнитных устройств приводит к изменению физико-химических свойств перекачиваемой через магнитное устройство смеси, вследствие чего количество АСПО и солей на стенках НКТ, нефтепроводах, наземном и другом оборудовании значительно снижается.

Применение МУ позволяет сократить количество ремонтов и увеличит МРП и МОП скважин, что существенно снижает себестоимость добычи нефти.

Магнитные депрарафинизаторы для работы в скважинах с НКТ до 114 мм с целью уменьшения скорости отложений парафина, асфальто-смолистых веществ, солей на внутренней поверхности труб, связанных с образованием новой фазы в диапазоне рабочих температур до 120°С, рабочих давлений до 40 мПа.

Рабочая среда - водогазонефтяная смесь и дисперсные системы различного состава и назначения.

Принцип действия - воздействия постоянными магнитами полями высокой напряженности на водогазонефтяные и другие растворы.

МИОН способствуют:

повышению производительности скважины

снижению скорости коррозии

частичного связывания сероводорода и углекислого газа с ферроагрегатами, находящимися в газонефтяном потоке

увеличению скорости сепарации газо-водонефтяной смеси

разрушению устойчивых эмульсий за счет изменения поверхностного натяжения и электрических эффектов в потоке.

созданию центров кристаллизации оригинально сформированным магнитным полем специальными магнитами

снижению рабочего давления на малых скоростях движения раствора

Депарафинизатор на рисунке 2.8. и 2.9 представляет собой стальной корпус со встроенной в него магнитной системой из кольцевых постоянных магнитов.

Рисунок 2.8 - Магнитные депарафинизаторы

Поток скважинной жидкости проходит через магнитную систему, подвергаясь многократному перемагничиванию. При этом образуются активные элементы, которые способствуют предотвращению АСПО.

Рисунок 2.9 - Устройство и принцип работы магнитного депарафинизатора.

- корпус; 2 - поршни; 3 - ножи; 4 - отверстие

Рисунок 2.10 - Скребок «Кыргыч»

Скребок «Кыргыч». Устройство и принцип действия.

Содержит корпус 1, в поперечных окнах которого установлены поршни 2, взаимодействующие с ножами 3, установленными в проточках корпуса.

Под действием давления жидкости поршни выдвигаются и прижимают ножи к стенкам обсадной колонны при одновременной промывке через отверстие 4.

Преимущества. Простота, надежность, легко заменяются ножи, хорошее качество очистки.

2.3 Анализ методов борьбы с АСПО на Ельниковском месторождении

Для проведения анализа по борьбе с АСПО примем к рассмотрению группу скважин, сборный коллектор, и нефтепровод протяженностью 6000 метров на участке ЦДНГ-2 Ельниковского месторождения (кусты 76а, 82, 84 - ГЗУ - ДНС)

Сравним показатели рассматриваемого участка за 2009 г. и 2010 г. для удобства внесем необходимые данные в таблицы. (2.1 и 2.2)

Из таблиц видно, что работы по борьбе с АСПО проводились механическим (торпедирование), химическим (ручные заливки реагента ИФ, заливка РИФ при помощи УДС, обработка скважины растворителем РАСПО звеном ЦА, закачка реагента-деэмульгатора LML в нефтепровод АГЗУ83-ДНС-1 установки БР) и тепловым методом (АДП) Также проводился ремонт силами ПРС.

Рассмотрим технологию применяемых методов.

.4 Технология обработок скважин АДП

Технология депарафинизации насосно-компрессорных труб с помощью АДП сочетает в себе три стадии процесса:

депарафинизация труб за счет расплавления и последующего растворения смолопарафиновой массы в горячей нефти;

процесс депарафинизации осуществляется за счет снижения сил сцепления отложений на поверхности контакта с металлической трубой, отделения парафиновой массы и последующего выноса её потоком прокачиваемой горячей нефти;

депарафинизация лифтовой колонны есть результат комбинированного воздействия первых двух факторов.

Главными критериями, определяющими эффективность протекания процесса депарафинизации лифтовой колонны, являются:

1)      температура нефти в потоке по длине трубы;

2)      температура металла в зоне интенсивного отложения парафина;

3)      величина силы сцепления парафиновой массы с металлом трубы в зависимости от её температуры.

Рассмотрим каждый из отмеченных критериев.

Определение теплового режима при проведении горячих промывок производится в полости лифтовой колонны в процессе закачки горячей нефти в скважину по схеме агрегат - затрубное пространство - НКТ.

При этом достигаются следующие значения температуры по стволу скважины (на примере обработки скв. №3706 Ельниковского месторождения).

Температура металла в зоне интенсивного отложения парафина может быть рассчитана по результатам замерных значений температуры нефти в полости труб с помощью методики. Так для случая обработки скважины №3608 объемом нефти 16 м³ при температуре 110⁰С и скорости закачки 14,5 м³/час получено следующее распределение температуры по стволу, табл. 2.1.

Таблица 2.1 Расчетное и фактическое распределение температуры по стволу скважины в процессе горячей обработки

Зависимость силы сцепления парафиновой массы с металлом трубы от температуры

Исследования проводятся в лабораторных условиях на адгезиметре конструкции УдмуртНИПИнефть.

При исследовании АСПО Ельниковского месторождения получена следующая закономерность изменения напряжения сдвига от температуры стальной поверхности.

Из приведенных результатов видно, что напряжение сдвига парафинового блока практически находится в прямо пропорциональной зависимости от температуры поверхности металла. Прямолинейная зависимость сохраняется до значения температуры, при котором резко снижаются силы сцепления парафина с поверхностью. Такой температурой для исследуемого парафина является 25-26^о С. Абсолютное значение граничной температуры зависит от компонентного состава парафиновых отложений, времени старения на поверхности. Для отложений месторождений Удмуртии эта температура достигает 30^оС.

Все вышеприведенные предпосылки образуют единый комплекс депарафинизации поверхности труб. Рассмотрим непосредственно сам механизм депарафинизации.

Механизм депарафинизации

Механизм депарафинизации основывается на понимании и интепритации имеющихся числовых значений вышерассмотренных критериев и наглядно показан на нанесены две кривые, отражающие распределение температуры:

- температура в НКТ;

- температура стенки НКТ.

Теперь для этого, чтобы ответить на поставленный вопрос - за счет чего в основном происходит депарафинизация лифтовых труб тепловым методом, - необходимо на графики нанести вертикальную линию соответствующей температуры плавления промыслового парафина. Прямая, изображенная на графике, соответствует температуре плавления промыслового парафина равна 50 - 53^оС.

Через точки пересечения прямой с кривыми проведем горизонтальные линии и получим две зоны, отражающие этапы процесса депарафинизации.

Таким образом, при тепловой обработке скважины объемом горячей нефти 27 м³ полное расплавление парафиновой массы (I зона) возможно лишь до глубины 140 метров.

До глубины 400 метров (II зона) произойдет безусловное отлипание парафиновых отложений за счет расплавления парафиновой массы на поверхности насосно-компрессорных труб.

Граница III зоны определяется температурой, при которой наблюдается сдвиг парафиновой массы. Перенося значение граничной температуры (30^оС) на ветвь кривой 2, определяем зону наиболее вероятного срыва парафиновых отложений, которая для условий Котовской площади ограничивается 650 - 680 метрами. В этой зоне срыв парафина зависит не только от значения температуры на поверхности трубы, но и от скоростного напора поднимающейся по НКТ нефти.

Четвертая зона - зона ослабленного сцепления парафина с поверхностью трубы - является очень небольшой по простиранию и не превышает 30 - 50 метров. Это объясняется скачкообразным повышением сил сцепления отложений в интервале граничных температур.

Пятая зона практически недосягаема для тепловой депарафинизации.

Следует отметить, что с увеличением количества тугоплавких компонентов в составе АСПО увеличивается и сила сцепления с металлом. С увеличением содержания нефти сила прилипания парафина снижается в пропорциональной зависимости. Такое же влияние оказывает и увеличение содержания смол. Так, введение в парафины смолистых компонентов до 3% снижает силу сцепления с поверхностью металла в 1,5 раза.

Выбор технологического режима проведения тепловой депарафинизации скважин

Технологический режим тепловой обработки выбирается с учетом технической возможности применяемого оборудования. В технических возможностей агрегатов, на основании экспериментальных данных, подбираются наиболее рациональные тепловые режимы обработки, такие как температура нагрева теплоносителя, объем закачиваемой жидкости, скорость закачки и др.

Вполне естественно, что повышение температуры теплоносителя, его объем и время обработки улучшают условия депарафинизации. Однако в определенных пределах увеличение этих параметров становятся экономически неоправданным.

Определение оптимального объема горячей нефти проведено по результатам расчета изменения температуры на глубине 100 м в зависимости от объема используемого теплоносителя. Результаты расчетов приведены на и выполнены при следующих исходных данных: начальная температура теплоносителя 110^оС, скорость закачки для первой кривой 12м³/час., для второй кривой 8м³/час, что соответствует второй и первой скорости закачки АДПМ-12/150.

Из рисунка видно, что наибольшие изменения нарастания температуры происходят при объемах закачки до 30м³. начиная с объемов 40 м^3,темпы повышения температуры становятся не существенными из-за стабилизации процесса тепло отдачи в окружающую среду.

С увеличение продолжительности процесса закачки (уменьшением скорости) снижается максимальная температура в зоне нагрева (кривая 2).

Технологический режим проведения тепловой депарафинизации скважин

1. Объем теплоносителя не должен превышать 35 - 40м³,

. Оптимальным и достаточным следует считать объем 27м³.

. Закачку теплоносителя осуществлять на максимальной скорости.

. Температура теплоносителя - максимальная.

При проведении горячих обработок лифтов скважин в зависимости от объема (времени) закачки происходит недобор нефти. Ниже приводится расчет недобора нефти при горячих обработках.

Расчет недобора добычи нефти при проведении тепловой депарафинизации

Недобор нефти (Q) при проведении тепловых обработок эксплуатационных скважин определяется из уравнения:

Q=Q₁+Q₂+Q₃ (2.1)

где: Q₁ - недобор нефти за время проведения горячей обработки лифта

скважины из-за создаваемой репрессии на пласт, определяемого по формуле:

Q=q·τ_зак (2.2)

₂ -недобор нефти во время откачки столба жидкости из-за затрубного пространства от устья скважины до динамического уровня, определяемого по формуле:

Q₂=q·τ_отк (2.3)

где: τ_отк - время откачки нефти от устья скважины до

динамического уровня, час;

Q₃ - недобор нефти за счет задавливания части жидкости из

скважины в пласт во время проведения горячей обработки, определяемый по формуле:

Q₃=g · τ_отк (2.4)

где: g - приемистость скважины, т/час.

Приемистость скважины определяется из уравнения притока, приведенного к условиям создаваемой репрессии на пласт во время горячей обработки:

g = K_П · ∆P_реп = K_П · (Р_заб.р - Р_пл.) (2.5)

где: К_П - коэффициент продуктивности, т/час·атм.;

Р_заб.р - забойное давление во время репрессии на пласт, атм.;

Р_пл - пластовое давление, атм.;

∆P_реп - репрессия на пласт во время проведения горячей обработки, атм.

Величина забойного давления во время проведения горячей обработки определяется из выражения:

Р_заб.р = 0,1Н·ρ+Р_зак (2.6)

где Н - средняя глубина скважины, м;

ρ - плотность нефти, т/м³;

Р_зак. - среднее давление закачки горячей нефти, атм.

Коэффициент продуктивности определяется из выражения:

К_П =q / ∆P = q / (P_пл - P_заб) (2.7)

Подставляя в формулу (2.4) последовательно формылы (2.5), (2.6), (2.7), получаем:

Q₃ = q ·(0.1Н·ρ+Р_зак - P_пл)·τ_зак / P_пл - P_заб (2.8)

Из выражения (2.1), используя формулы (2.2), (2.3), (2.8), получаем формулу для расчета недобора нефти:

Q = q · τ_зак +q · τ_отк + q ·(0.1Н·ρ+Р_зак - P_пл)·τ_зак / P_пл - P_заб

или Q = q · (τ_зак + τ_отк) + q ·(0.1Н·ρ+Р_зак - P_пл)·τ_зак / P_пл - P_заб (2.9)

Таблица 2.2 Расчет норм времени на обработку скважины горячей нефтью

Примечание: нормы времени на подготовительные работы, проводимые перед закачкой горячей нефти в скважину, во время которых скважина работает, не берется. Также норма времени не учитывает время проезда до скважины и обратно (скорость для технологического транспорта не более 40 км/час.)

3. Технология химического метода

.1 Физико-химические свойства растворителя - растворителя РАСПО

Растворитель-удалитель РАСПО предназначен для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений с поверхности нефтепромыслового оборудования и призабойной зоны скважин.

Реагент РАСПО представляет собой композиционную смесь гексановой фракции, ароматического растворителя и поверхностно-активных веществ неиногенного типа.

Физико-химическая характеристика растворители-удалителя РАСПО должна соответствовать требованиям технических условий ТУ 2458-003-506390090-2003

Таблица 3.1 Физико-химическая характеристика реагента РАСПО.

По степени воздействия на организм человека в соответствии с ГОСТ 12.1.007 РАСПО относится к третьему классу опасности (вещества умеренно-опасные).

Реагент РАСПО растворяется в нефти. В воде не растворим.

3.2 Подготовительные работы

Для проведения работ по закачке реагента РАСПО необходимо составить и утвердить план работ, в котором должны быть указаны:

порядок проведения подготовительных мероприятий;

количество закачиваемого реагента, схема закачки и дозировки;

количество единиц используемого технологического оборудования;

последовательность проведения технологического процесса;

методы контроля;

мероприятия по ликвидации возможных аварий.

Перед проведением работы провести исследование скважин. Провести входной контроль качества используемого растворителя на соответствие его ТУ.

Объем растворителя АСПО, необходимый для удаления парафина, рассчитывается по формуле:

 (3.1)

Где V - объем растворителя, м³;

G - количество парафиноотложений, которое

Определяет при подъеме НКТ, а также с помощью профилиметра, кг;

С - концентрация насыщения растворителя парафином, определяемая по лабораторным данным, кг/м³;

К - коэффициент, учитывающий снижение активности растворителя за счет его смешения с нефтью, равный 1,15-1,20.

3.3 Требования к технологическому процессу

Технологический процесс обработки призабойной зоны добывающих скважин проектируется и базируется на сумме диагностических признаков, характеризующих скважину и дренируемую ею зону пласта и определяющих целесообразность обработки, глубину воздействия по простиранию пласта, технологию воздействия.

К таким признакам относится:

гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность пласта в призабойной и удаленной зонах;

радиус ухудшенной проницаемости, дренирование и приведенный радиус скважины;

фильтрационные сопротивления в призабойной зоне, гидрадинамическое совершенство и скин-фактор скважины;

коэффициент продуктивности и потенциал производительности скважингы, обусловленный зональной неоднородностью пласта в призабойной зоне.

Работа по удалению АСПО из лифтов скважин необходимо проводить:

на скважинах, оборудованных ШГН, при увеличении нагрузки на головку балансира (Р_max) на 25….30%;

на скважинах, оборудованных ЭЦН, при снижении дебитов на 20…25% или увеличении нагрузки на электродвигатель на 15%

Применение реагентов РАСПО для обработки лифтов и выкидных линий целесообразно осуществлять по графику в соответствии с межочистным периодом работы скважины, не допуская ее полного запарафирования.

Обвязка устья скважин, на которых планируется проведение работ по удалению АСПО из лифтов, должна обеспечить возможность создания циркуляции растворителя по схеме «НКТ - затрубное пространство - НКТ».

Закачку растворителя осуществлять при давлениях, не превышающей давление опрессовки эксплуатационной колонны скважины.

Промывку выкидных линий осуществляется при повышении линейного давления на 30…40% от нормального.

Для доставки растворителя АСПО на объекте обработки использовать нефутерованные автоцистерны с заполнением их не более 90% объема (Правила перевозок грузов, часть II, раздел 41, м., Транспорт, 1976 г.).

Заполнение транспортных средств реагентом производится в течении светового дня, при заземляющих и выключенном двигателе. По окончанию налива реагентов двигатель включать не ранее, чем через 2 - мин. после закрытия люка.

Перед заполнением автоцистены растворителем обязательно необходимо очистить ее от ранее перевозимых жидкостей с составлением акта, фиксирующего очистку.

На автоцистернах, агрегатах предусматривается обязательная установка искрогасителей.

Обвязка наземного оборудования при закачке химреагента должна обеспечит герметичность и непрерывность процесса, возможность замера давления и расхода.

Уплотнительные элементы оборудования, применяемые при перекачке реагентов должны быть выполнены из масло-бензостойких материалов.

Реагент РАСПО не вызывает коррозии нефтипромыслового оборудования, осложнений при добыче, транспортировке подготовке и переработке нефти и не ухудшает ее товарные характеристики.

3.4 Технология обработки скважин реагентом РАСПО

Технологические схемы применения реагента РАСПО определяются условиями разработки месторождений, способом эксплуатации добывающих скважин, физико-химическими свойствами АСПО, расположением и интенсивностью их образования.

Реагентом РАСПО можно проводить:

удаление АСПО из призабойной зоны и глубиннонасосного оборудования добывающих скважин и коммуникаций при снижении дебита скважин, повышении динамического уровня;

удаление АСПО из призабойной зоны нагнетательных скважин при снижении их приемистости.

3.5 Закачка реагента РАСПО через затрубное пространство

К затрубному пространству скважины подключить насосный агрегат, опрессовать нагнетательную линию подачи реагента при давлении, в 1,5 раза превышающем ожидаемое рабочее.

Стравить газ из затрубного пространства, открыть задвижку затрубного пространства и при работающем насосе скважины закачать расчетный объем растворителя для полного заполнения затрубного пространства и НКТ (метод создания ванны). Остановить скважину на растворение АСПО до утра следующего дня.

После этого скважину пустить в работу в выкидную линию.

3.6 Технологический процесс удаления АСПО из выкидных линий

Отсоединить скважину от выкидной линии.

Подсоединить насосный агрегат к выкидной линии (или нефтепроводу), опрессовать нагнетательную линию насосного агрегата на Давление, в 1,5 раза превышающее рабочее.

Прокачать расчетный объем растворителя АСПО в выкидную линию и оставить ее на реакцию растворения на 5 - 6 часов.

Подсоединить выкидную линию к скважине и пустить скважину в работу.

.7 Физико-химическая характеристика Реапон - ИФ

Реапон-ИФ представляет собой композиционную смесь, состоящую из неионогенных поверхностно-активных веществ, катионоактивного ПАВ и растворителя.

Физико-химическая характеристика Реапон- ИФ соответствует требованиям технических условий ТУ 39-12966038-003-93.

Таблица 3.2 Физико-химическая характеристика Реапон- ИФ

Деэмульгаторы Реапон-4В и Реапон ИФ растворяются в воде и частичио в нефти.

Реагенты технологичны в различных климатических условиях, обеспечены сырьевой базой, при хранении не расслаиваются.

По степени воздействия на организм относятся к четвертому классу опасности.

На Реапон 4В выдан:

сертификат соответствия

№ТЭК RU.XI103.245820.00232

санитарно-эпидемиологические заключения

№33 BJ1.09.240.П. 000383.06.01 от 18.06.2001 г.;

На Реапон - ИФ выдан:

сертификат соответствия

№ТЭК RU.XI103.245820.00159

санитарно-эпидемиологические заключения №16.09.03.245.П. 000295.02.01 от 22.02.2001 г.

Механизм действия реагентов деэмульгаторов

Механизм разрушения нефтяных эмульсий можно разбить на три - элементарных стадии:

столкновение глобул воды;

слияние их в более крупные капли;

выпадение капель или выделение в виде сплошной водной фазы.

Значительное повышение эффективности разделения нефтяных эмульсии достигается путем комбинированного использования гравитационного отстаивания в сочетании с термическим, химическим и электрически методами обработки нефти.

В процессе обезвоживания и обессоливания широко применяются различные химические реагенты-деэмульгаторы. Процесс использования реагентов-деэмульгаторов состоит в том, что реагент вводится в эмульсия, подвергаемую разрушению, и перемешивается с ней, после чего создается условия для выделения воды из нефти путем отстаивания.

Эффективность работы деэмульгатора существенно зависит от свойств обрабатываемой эмульсии. Для снижения расхода деэмульгатора и для повышения эффективности его работы, требуется индивидуальный подбор деэмульгаторов для каждого типа нефтей и конкретных условий его применения.

Технические средства и материалы

При осуществлении технологического процесса используются следующие технические средства и материалы.

Технические средства:

промывочный агрегат ЦА-320

нефтепромысловые автоцистерны (АЦН)

в системе нефтесбора используются БР - 2,5

для ручной обработки используются метанольницы

Материалы:

в системе нефтесбора используется чистый деэмульгатор

для периодических обработок на скважине используются 3-10% по объему растворы Реапон~4В и Реапон-ИФ.

для ручных заливок используют чистый деэмульгатор

Технология применения деэмульгаторов

Последовательность операций при осуществлении непрерывной подачи деэмульгаторов дозировочными устройствами.

При применении блочной дозирующей установки типа БР - 2,5 и т.п. включающей дозирующий насос, емкость, предохранительную и контрольно-измерительную аппаратуру, шкаф с пуско-регулирующей аппаратурой, монтаж и обвязку проводить в соответствии с прилагаемым заводом изготовителем инструкцией.

Проверить герметичность всасывающей и нагнетательной линий дозировочного устройства.

Заполнить емкость деэмульгатором не более 0,8 ее номинального объема.

Открыть вентиль на всасывающей и вентиль на нагнетательной линиях дозировочного устройства, а также задвижку на приемную линию ОГ-200 или ГЗУ.

В зависимости от конструкции привода дозировочного насоса включить его в работу.

Отрегулировать требуемую производительность насоса:

а) Плановая карта расхода деэмульгатора на путевую деэмульсацию согласовывается с главным технологом НГДУ (зимняя и летняя норма).

б) Расчет потребности деэмульгатора ведется из расчета грамм на тонну нефти.

Пример: ДНС-1. Суточный объем нефти 567 т. Плановая норма расхода деэмульгатора - 120 г./т (зима и 85 г./т лето).

т/сут_*0,120 кг/т = 68 кг/сут. Регулировку производить изменением двойных ходов плунжера дозировочного насоса с помощью риски.

При увеличении давления на выкидной линии нефтесборного коллектора включить резервный дозатор.

Обработка скважин УДС

Последовательность операций при осуществлении непрерывной подачи деэмульгатора через УДС (устьевой дозатор).

В качестве средств дозированной подачи деэмульгатора используются:

для скважин с ШГН дозаторы устьевые, типа ДУ, УДС от привода станка-качалки, глубинные типа ДГ;

для скважин с ЭЦН - УДЭ (устьевой дозатор электрический) и насосы отечественного производства типа НД;

Дозаторы УДС или УДЭ предназначены для дозированной подачи деэмульгаторов, ингибиторов парафиноотложения, солеотложения, коррозии и других химреагентов в нефтяные скважины.

Устройство и принцип работы УДС

Насос состоит из рычага, редуктора и насосной головки. Насосная головка состоит из корпуса, в котором расположены всасывающий и два нагнетательных клапана, первый от плунжера - пусковой, второй подпружиненный - рабочий. Пусковой клапан с винтом служит для спуска воздуха при пуске насоса и для проверки действия насоса. Уплотнение между корпусом насосной головки и плунжером осуществляется набором манжет выполненных из маслобензостойкой резины, регулировка уплотнения которых осуществляется нажимной гайкой и втулкой.

Редуктор состоит из корпуса сварной конструкции из листового материала. В корпусе монтируется кулиса, в которую с одной стороны вставлен плунжер, другая сторона опирается на направляющую. Привод кулисы осуществляется от эксцентрика, приводимого в движение храповым механизмом, соединенным через рычаг со станком - качалкой.

Подготовка к работе:

Установить и закрепить насос на рабочей площадке станка - качалки.

Соединить рычаг насоса с головкой балансира стальным канатом.

На всасывающей линии к насосу установить фильтр для предотвращения попадания в плунжер песка, ржавчины и др.

Соединить напорную линию. Внутренний диаметр напорной линии 6 MNL.

В точке нагнетания установить обратный клапан.

Заполнить емкость деэмульгатором на 0,8 объема.

Необходимый объем деэмульгатора рассчитывается по формуле:

G = V*Q, (3.2)

где: G - суточная норма деэмульгатора, кг

V - удельный расход деэмульгатора, кг/т

Q - дебит скважины по нефти, т/сут

Пример: дебит скв 5 т/сут, удельный расход 120 г./т или 0,12 кг/т

G=5 т/сут *0,1 кг/т 0,6 кг/сут

При двухразовой заливке дозатора в месяц, нужно суточную норму умножить на 15, т.е. 0,6 кг/ сут*15 сут = 9 кг

Отрегулировать подачу с помощью регулятора.

Устройство и принцип работы УДЭ.

Установка состоит из двух частей: установки дозировочной, которая включает в себя бак с реагентом, трубную обвязку, насос, предохранительную и контрольно-измерительную аппаратуру и шкафа управления, соединение которого с установкой осуществляется двумя кабелями, проложенными в земле.

Реагент из бака через фильтр, вентиль, уровнемер поступает по трубопроводу в насос.

Насос дозирует реагент в скважину по трубопроводу, на котором установлены электроконтактный манометр, отсекающий вентиль и обратный клапан для предотвращения обратного хода реагента и скважинной жидкости при отсутствии давления от насоса.

Пуск в работу:

Соединить нагнетательную линию установки со скважиной трубопроводами, закрепленными на металлических опорах расположенных Друг от друга не более 1,5 м.

Предварительно проверив, закрыт ли сливной вентиль бака, и открыт ли вентиль на выходе из бака, наполнить реагентом бак. Контроль уровня реагента - визуально по уровнемеру.

Проверить наличие масла в картере насоса.

Открыть запорный вентиль на нагнетательной линии.

Отрегулировать насос на желаемую производительность.

Настроить электроконтактный манометр на максимальное давление.

Кнопкой пуска включить электронасосный агрегат.

Необходимый объем деэмульгатора рассчитывается по формуле:

 = V*Q,

где G - суточная норма деэмульгатора, кг- удельный расход деэмульгатора, кг/т

Q - дебит скважины по нефти, т/сут

Периодическая подача деэмульгатора в затрубное пространство

Для периодической дозировки деэмульгатора используются передвижные насосные агрегаты, смонтированные на тракторных и автомобильных прицепах, капельницы, ручные заливки.

Периодичность цикла определяется по результатам опытно-про - мышленных испытаний.

При осуществлении закачки Реапон-4В агрегатом типа ЦА-320 или АЦН - 8 м³ необходимо предварительно проверить возможность подключения его к скважине и выполнить следующие операции:

к затрубному пространству работающей скважины, при закрытой затрубной задвижке подключить ЦА-320 или АЦН - 8 м³ в мерных емкостях которого находится раствор деэмульгатора (пластовая вода + деэмульгатор) и производят опрессовку нагнетательной линии в 1,5 раза превышающее ожидаемое затрубное давление.

открывают затрубную задвижку и на первой скорости ЦА-320 или ЦН - 8 м³ производят закачку заданного объема раствора.

Приготовление раствора:

Емкость, предназначенную для приготовления эмульсии, заполнить водой на 25-30%, в воду добавить необходимое количество деэмульгатора Реапон-4В (ИФ) из расчёта на общий объем приготавливаемой эмульсии, Долить в ёмкость воду до заданного объёма.

Водный раствор деэмульгатора может быть приготовлен в любой технологической емкости, путем перемешивания по замкнутому циклу «насос - емкость - насос» в течение 10-15 минут.

Для расчёта расхода концентрата Реапон-4В (ИФ) пользоваться данными следующей таблицы.

Таблица 3.3 Расчёт расхода концентрата Реапон-4В.

Пример:

Для приготовления 3% водного раствора в емкости 8м³,

необходимо залить 240 л деэмульгатора и 7760 л воды.

Для 5% водного раствора берем 400 л деэмульгатора и 7600 л воды.

Для 10% водного раствора берем 800 л деэмульгатора и 7200 л воды.

В скважину закачивается не менее 0,5 мЗ раствора.

Закрыть задвижку на затрубное пространство и демонтировать линию подачи деэмульгатора.

Ручная заливка

Открыть затрубную задвижку, стравить газ.

Залить расчетное количество деэмульгатора в затруб.

Необходимый объем деэмульгатора рассчитывается по формуле:

G = V*Q

где: G - суточная норма деэмульгатора, кг- удельный расход деэмульгатора, кг/т

Q - дебит скважины по нефти, т/сут

Закрыть затрубную задвижку.

Мероприятия по повышению эффективности борьбы с АСПО

Таблица 3.6 Результаты от внедрения обработки скважин растворителем РАСПО за 2010 год

Проанализировав данные ЦНПИс нагрузок на головку балансира ШГН мы видим, что целесообразнее проводит промывку лифта скважины растворителем РАСПО в количестве 3 обработок в год, чем полностью исключим горячую обработку АДП, снизим количество ручных заливок, снизим количество мероприятий по очистке нефтепровода АГЗУ-84-ДНС методом торпедирования, полностью исключим ПРС по ликвидации обрыва штанги наконец исключим простой скважин чем предотвратим недобор нефти.

4. Безопасность и экологичность проекта

.1 Промышленная безопасность

месторождение нефть смолистый парафиновый

По существующему санитарному законодательству внедряемые в народное хозяйство новые соединения подлежат предварительной санитарно-токсикологической оценке в целях разработки и осуществления профилактических мероприятий.

В нефтегазодобывающей промышленности применяются несколько сот химических продуктов, представляющих собой однородные вещества и сложные смеси органического или неорганического происхождения. В большинстве своем химические реагенты - это сложные рецептуры, обладающие различными свойствами поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Такие вещества являются вредными. Вредным является такое вещество, которое при контакте с организмом человека в случае нарушения требований безопасности может вызывать производственные травмы, профессиональные заболевания или отклонения в состоянии здоровья, обнаруживаемые современными методами как в процессе работы, так и в отдаленные сроки жизни настоящего и последующих поколений (ГОСТ 12.1.007-76).

По степени воздействия на организм человека вредные вещества подразделяются на 4 класса опасности:

-й - чрезвычайно опасные (ПДК менее 0,1 мг/м³);

-й - высоко опасные (ПДК 0,1-1,0 мг/м³);

-й - умеренно опасные (ПДК 1,0-10,0 мг/м³);

-й - мало опасные (ПДК более 10,0 мг/м³).

Неионогенные ПАВ, как правило, не токсичны. Из неионогенных ПАВ меньшей токсичностью обладают сложные эфиры, жирные кислоты, эфиры высших полигликолей, которые в основном относятся к 4 классу опасности (ПДК более 10,0 мг/м³).

Слабо выраженное резорбтивное действие этих соединений объясняется их большой молекулярной массой, препятствующей быстрому всасыванию. Местными раздражающими свойствами они не обладают.

Оценка токсичности и опасности ингибиторов. Оценку токсичности и опасности химических веществ проводят сертифицированные лаборатории на лабораторных животных, контроль ведут за их состоянием в первые часы после введения препаратов, отмечают вялость, заторможенность, появление одышки, нарушение координации движений, боковое положение животных и т.п. В результате таких исследований все изученные ингибиторы коррозии относятся в мало и умеренно токсичным соединениям, т.е. к 3 и 4 классу опасности - ГОСТ 12.1.007-76 (ПДК = от 5 до 150 мг/м³).

Ингибиторы коррозии могут поступать в организм через органы дыхания, т.е. ингаляционным путем, через поврежденную и неповрежденную кожу, также могут попасть в глаза. Ингаляционный путь попадания ингибитора в организм осложняется еще и тем, что человек может выполнять физическую работу или пребывать в зоне высокой температуры, что приводит к увеличению объема дыхания, а значит и к увеличению скорости кровообращения. В этом случае отравление наступает быстрее.

Ингибиторы обладают умеренными кумулятивными свойствами, а также оказывают кожно-раздражающее воздействие, вызывая поражение интактной кожи. При ингаляционном пути попадания в организм ингибиторы раздражают верхние дыхательные пути.

Попадание ингибиторов в глаза вызывают резкую воспалительную реакцию в виде гиперемии, отека, точечных кровоизлияний, гнойных выделений, помутнение роговицы.

В результате экспериментов установлено, что преобладающее большинство ингибиторов коррозии при однократном воздействии являются малоопасными веществами и относятся к 4 классу опасности. Среди них СНПХ-6014МС, СНПХ-6302, Нефтехим-3, ИНКОР БН-18. Исключение составляют ВИКОР-1А, АМФИКОР-4601, относящиеся к 3 классу опасности. Полученные результаты показали, что при длительном контакте и нарушении техники безопасности при работе с реагентами возможно развитие как острого, так и хронического отравления.

Для устранения или уменьшения опасности вредных веществ, для человека важно ограничить применение их по числу и объему, а где возможно, заменить высокотоксичные на менее токсичные, сократить длительность пребывания людей в загрязненном воздухе и следить за эффективным проветриванием производственных помещений. Эффективно также сокращение времени пребывания работающих в загрязненной среде, чередование работы с пребыванием на свежем воздухе, знание ими свойств ядов, характера действия их на организм, понимания необходимости соблюдения личной гигиены.

В особо опасных условиях (при газоопасных работах) следует шире применять индивидуальные средства защиты:

для органов дыхания - респираторы, шланговые противогазы ПШ-1, кислородно-изолирующие приборы, фильтрующие и изолирующие противогазы, респираторы-лепестки разных модификаций;

- для глаз - очки, маски, светофильтры;

для тела - противопылевые комбинезоны;

для рук - перчатки и т.д.

.2 Охрана труда

Охрана труда - это система законодательных актов социально-экономических, организационных, технических, гигиенических, лечебно-профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда.

Строительство и эксплуатация объектов нефтедобычи, сбора, транспорта и подготовки добытой продукции допускаются только при условии обеспечения безопасности жизни и здоровья работников этих предприятий и населения в зоне деяния проводимых работ.

Пользователи недр обязаны обеспечить выполнение требований законов стандартов, норм, правил и других нормативно-правовых актов по безопасному ведению работ.

Основными требования по обеспечению безопасного ведения работ, связанных с использованием недрами, являются:

-        допуск к работе лиц не моложе 18 лет, имеющих специальную подготовку и квалификацию, а к руководству горными работами - лиц, имеющих соответствующее специальное образование;

- обеспечение лиц, занятых на горных и буровых работах, специальной одеждой, средствами индивидуальной и коллективной защиты;

-   применение машин, оборудования и материалов, соответствующих требованиям правил безопасности и санитарным нормам;

-        проведение комплекса геологических, маркшейдерских и иных наблюдений, достаточных для обеспечения нормального технологического цикла работ;

- систематический контроль за состоянием атмосферы в районах ведения работ;

-        запрещение ведения работ, если содержание вредных и опасных для здоровья людей веществ не соответствует требованиям норм и правил безопасности, санитарных норм;

- осуществление специальных мероприятий по прогнозированию и упреждению аварийных ситуаций, охрану работников предприятий и населения в зоне ведения работ от их вредного воздействия.

Руководители предприятий, ведущих работы, связанные с пользованием недрами, иные уполномоченные на то должностные лица при возникновении непосредственной угрозы жизни и здоровью работников этих предприятий обязаны немедленно приостановить работы и обеспечить транспортировку людей в безопасное место.

При возникновении непосредственной угрозы жизни и здоровью населения в зоне влияния работ, руководители соответствующих предприятий обязаны незамедлительно информировать об этом соответствующие органы государственного управления, местную администрацию.

Вопросы охраны труда и безопасности жизнедеятельности в нефтяной и газовой промышленности регламентированы следующими основными документами:

Федеральный закон РФ «Об основах охраны труда в РФ» от 17 июля 1999 г. №181-ФЗ.

Настоящий Федеральный закон (ФЗ) устанавливает правовые основы регулирования отношений в области охраны труда между работодателем и Работниками и направлен на создание условий труда, соответствующих требованиям сохранения жизни и здоровья работников в процессе трудовой Деятельности.

. Федеральный закон от 21 июля 1997 г. №116 (с дополнениями и вменениями от 7 августа 2002 года) - ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Настоящий Федеральный закон определяет правовые, экономические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов и направлен на предупреждение аварий на производственных объектах и обеспечения готовности организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, к локализации и ликвидации последствий указанных аварий. Положение настоящего ФЗ распространяется на все организации независимо от их организационно-правовых форм и форм собственности, осуществляющие деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов на территории РФ.

3.       «Трудовой кодекс РФ» (ФЗ №197 от 30.12.01 г.)

Трудовой кодекс регулирует отношения работника и работодателя на законодательном уровне.

4. Федеральный закон от 21 сентября 1994 г. №69 (с дополнениями и изменениями от 24 января 1998 года) - ФЗ «О пожарной безопасности».

5.       Федеральный закон от 12 января 1996 года №10 - ФЗ «О профсоюзах, их правах и гарантиях».

6. Федеральный закон от 21 июля 1997 года №52-ФЗ «О санитарно - эпидемиологическом благополучии населения».

7. Федеральный закон от 24 июня 1998 года №125-ФЗ «Об обязательном медицинском страховании от несчастных случаев на производстве и профзаболеваний».

8.    «Закон о недрах РФ», от 08 февраля 1995 года, с дополнениями и изменениями;

9.    «Единая система управления охраной труда в нефтяной промышленности» от 09 октября 1996 года, с дополнениями и изменениями;

10.     «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверждённые Госгортехнадзором России 2003 г.

11.      «Правила безопасности при геологоразведочных работах», 1992 г.

К нормативным и правовым актам по охране труда, которые устанавливают комплекс правовых, организационно-технических, санитарно-гигиенических и лечебно-профилактических требований, направленных на обеспечение безопасности, сохранение здоровья и работоспособности работников в процессе труда относятся:

Государственные стандарты системы стандартов безопасности труда (ГОСТ РФ, ССБТ)

Отраслевые стандарты системы стандартов безопасности труда (ОСТ ССБТ);

Санитарные правила (СП);

Санитарные нормы (СН);

Гигиенические нормативы (ГН);

Санитарные правила и нормы (СанПин);

Правила безопасности (ПБ);

Правила устройства и безопасной эксплуатации (ПУБЭ);

Инструкции по безопасности (ИБ);

Правила по охране труда межотраслевые (ПОТМ);

Межотраслевые организационно-методические документы;

Правила по охране труда отраслевые (ПОЮ);

Типовые отраслевые инструкции по охране труда (ТОЙ);

Отраслевые организационно-методические документы.

Положение о производственном контроле за соблюдением требований промышленной безопасности опасных производственных объектов «Система управления промышленной безопасностью и охраной труда в ОАО «Удмуртнефть», введенная в действие с 1 июля 2000 года, согласована с Удмуртским отделом Управления Западно-Уральского округа Госгортехнадзора РФ.

На каждом предприятии разрабатываются и, после согласования в соответствующих органах, утверждаются инструкции, правила, руководящие документы, связанные с отдельными видами работ.

Особые ограничения на объектах ОАО «Удмуртнефть»

Требования к температуре:

предельная температура, ниже которой не могут производиться работы (ИПфьпом воздухе на объектах ОАО «Удмуртнефть» устанавливается 30°С ниже нуля. Для работников по заготовке леса при наличии обогревательных пунктов 35°С ниже нуля при безветренной погоде.

Требования к ветру:

запрещается проведение спускоподъемных операций при скорости ветра 20 м/с и более, во время ливня, потере видимости при тумане и снегопаде.

Требования к сероводороду:

предельно допустимая концентрация (ПДК) сероводорода в воздухе рабочей зоны - 10 мг/м³, в смеси с углеводородом (С₁-С₅) - 3 мг/м³;

ПДК сероводорода в воздухе населенных мест - 0,008 мг/м³.

Требования к сернистому ангидриду:

ПДК сернистого ангидрида в воздухе рабочей зоны - 10 мг/м³;

ПДК сернистого ангидрида в воздухе населенных мест - 0,05 мг/м³.

Требования к сероуглероду: предельно допустимая концентрация сероуглерода в воздухе рабочей зоны - 1 мг/м³.

Требования безопасности при закачке растворителя в скважину передвижными насосными агрегатами

Во время закачки растворителя РАСПО в скважину (опрессовки) нахождение людей возле устья и нагнетательного трубопровода запрещается.

Запрещается оставлять работающую установку без надзора.

Во время закачки растворителя в скважину запрещается: устранять течи, производить ремонт насосной установки, автоцистерны, нагнетательного трубопровода и устьевой арматуры. При необходимости этого следует остановить насос, снизить давление до атмосферного, устранить пропуски и повторно произвести переопрессовку напорного трубопровода.

Во время работы насоса необходимо следить за температурой подшипников и штоков, не допуская их перегревов.

Во время грозы работы на скважине должны быть прекращены.

В случае возникновения пожара необходимо:

Прекратить работу по закачке растворителя воды в скважину и остановить двигатель насосной установки.

Закрыть задвижку на устьевой арматуре.

Отсоединить нагнетательный трубопровод от устьевой арматуры.

Приступить к тушению очагов горения имеющимися первичными средствами пожаротушения, вызвать пожарную машину.

После окончания закачки растворителя в скважину следует закрыть задвижку на устьевой (фонтанной) арматуре, снизить давление в нагнетательном трубопроводе до атмосферного с помощью сбросового клапана на насосном агрегате и отсоединить трубопровод.

Трубы, шарнирные угольники и резиновые рукава должны быть надежно прикреплены к платформе установки.

На скважине производится очистка территории от замазученности, и она передается оператору по добыче нефти.

Требования к производственным площадкам и помещениям

Производственные площадки должны быть спланированы с учетом расстановки оборудования для ремонта и эксплуатации скважин и освобождены от посторонних предметов.

Площадки для установки передвижных агрегатов должны сооружаться с учетом грунта, типов агрегатов, характера выполняемых работ располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.

Производственные помещения должны иметь вентиляцию, согласно проекту.

Производственные площадки должны иметь подъезд к объектам пожарных машин, автокранов и другой техники.

Производственные площадки должны содержаться в чистоте, а территория периодически очищаться от грязи, снега, льда, разлитых нефтепродуктов.

Курение разрешается в специально отведенных и оборудованных местах.

Осветительная аппаратура на площадках, где возможно образование взрывоопасных смесей, должны быть во взрывозащищенном исполнении.

Все работники должны знать место размещения первичных средств пожаротушения и уметь их применять.

Рабочие места должны иметь предупредительные знаки безопасности.

Уровень шума и вибрации на рабочих местах не должны превышать норм (85дБ).

Контроль воздушной среды на объектах, должен осуществляться согласно требованиям «Отраслевой инструкции по контролю воздушной среды на предприятиях нефтяной промышленности» ИБТБ 1-087-81.

Требования безопасности при работе с деэмульгаторами

1. При работе с деэмульгаторами (слив, налив, перемешивание и др.) следует пользоваться защитными очками, прорезиненными фартуками, рукавицами, резиновыми перчатками и сапогами.

. Деэмульгаторы следует использовать только по прямому назначению. Запрещается использовать деэмульгаторы для мытья лица, рук или одежды.

3. Не допускается хранение, приготовление и применение пищи в

местах применения деэмульгатора

4. При аварийном разливе деэмульгатора данное место следует засыпать песком с последующим его удалением в специально отведенное место. Не допускается слив деэмульгатора в канализационные системы, ведущие на сооружения биологической очистки.

5. Слив деэмульгатора из емкостей следует производить с помощью насосов, а приготовление их растворов необходимо осуществлять на открытой площадке или в хорошо вентилируемом помещении.

6. Подогрев растворов деэмульгатора должен осуществляется горячей водой или паром без их непосредственного контакта во избежание изменения - свойств деэмульгатора или их концентрации.

. Тара для транспортировки, хранения или получения растворов деэмульгатора должна быть предварительно пропарена, без следов коррозии и нефтепродуктов.

8. При появлении первых признаков отравления деэмульгатором (тошнота, рвота, общая слабость и др.) пострадавшему следует обеспечить доступ чистого воздуха и при необходимости сделать искусственное дыхание, а также вызвать скорую помощь или доставить в ближайший медпункт.

9. При попадании деэмульгатора на кожу или в глаза следует немедленно промыть их водой до исчезновения явлений раздражения.

. При попадании деэмульгатора внутрь пострадавшему следует дать питьевую воду и вызвать рвоту.

Требования к персоналу

К работам допускаются лица не моложе 18 лет, годные по состоянию здоровья, прошедшие производственное обучение, инструктаж по безопасному ведению работ согласно «Единой системе работ по созданию безопасных условий труда» и проверку знаний комиссией, назначенной приказом по предприятию.

Персонал должен быть обеспечен помещением для приема пищи и обогрева. Помещение должно быть оснащено надежной телефонной и радиосвязью с постоянным вызовом, аптечкой с медикаментами и средствами для оказания первой (доврачебной) помощи пострадавшим.

Организация и порядок обучения, проведения инструктажей, проверки знаний и допуска персонала к самостоятельной работе должны соответствовать требованиям «Положения о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по безопасности у руководящих работников и специалистов предприятий, подконтрольных Госгортехнадзору России», утвержденных Госгортехнадзором России 19 мая 1993 года.

Обучение в области промышленной безопасности рабочих основных профессий проводится в специализированных учебных центрах, комбинатах, имеющих разрешение (лицензии) территориальных органов Госгортехнадзора России.

К руководству работами по бурению, освоению и ремонту скважин, ведению геофизических работ в скважинах, а также по добыче и подготовке нефти и газа допускаются лица, имеющие образование по специальности и прошедшие проверку знаний в области промышленной безопасности. Специалисты с высшим и средним специальным образованием, работающие по рабочим специальностям, в том числе практиканты высших и средних специальных учебных заведений, для допуска к самостоятельной работе должны иметь соответствующее удостоверение по рабочим профессиям.

Рабочие основных профессий допускаются к самостоятельной работе после обучения, стажировки на рабочем месте, проверки знаний, проведения производственного инструктажа и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ.

Рабочие комплексных бригад, организацией труда которых предусматривается совмещение профессий, должны иметь соответствующую квалификацию, а также допуски к самостоятельной работе по основной и совмещаемой профессиям.

Производственный персонал должен владеть приемами оказания доврачебной помощи пострадавшим при несчастных случаях. Обучение приемам оказания доврачебной помощи включается в программу первичной подготовки и повышения квалификации персонала в учебно-курсовых комбинатах (УКК) и других специализированных учебных заведениях.

Проверка знаний по безопасному ведению работ у рабочих должна проводиться ежегодно. При внедрении новых технологий, оборудования, изменения действующих правил безопасности после соответствующего обучения должна проводиться внеочередная проверка знаний.

Проверка знаний у руководящих работников и специалистов проводится не реже одного раза в три года.

Руководящие работники и специалисты концернов, корпораций, объединений, научно-исследовательских, проектно-конструкторских и других организаций, выполняющих работы на объектах, подконтрольных органам Госгортехнадзора России, должны пройти проверку знаний правил норм и инструкций по безопасному ведению работ, устройству и безопасной эксплуатации оборудования в порядке, предусмотренном «Положением о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по безопасности у руководящих работников и специалистов предприятий, подконтрольных Госгортехнадзору России».

Специалисты и рабочие, прибывшие на объект для работы, должны быть ознакомлены с правилами внутреннего распорядка, характерными опасностями и их признаками, обязанностями по конкретным тревогам и

Другим вопросам, входящим в объем вводного инструктажа Сведения о проведении инструктажей фиксируются в специальных журналах с подтверждающими подписями инструктируемого и инструктирующего.

Персонал, непосредственно связанный с выполнением работ в условиях возможного выделения вредных веществ, должен пройти предварительный (при приеме на работу) и периодические медицинские осмотры.

Персонал, допущенный к эксплуатации и ремонту теплопроводов и его объектов, должен быть обеспечен спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты согласно «Отраслевым нормам бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты работникам предприятий нефтяной и газовой промышленности».     Таким образом, обслуживающий персонал должен быть оценочен следующими средствами индивидуальной защиты:

- комплект спецодежды с защитными очками;

- фартуками типа А, Б или В по ГОСТ 124.029-76;

- сапогами резиновыми формовыми APT 146ФЭГ или APT 346ФЭГ по

ГОСТ 121.072-79;

рукавицами специальными по ГОСТ 124.010-75 типа А или Б.

Перед выдачей средств индивидуальной защиты органов дыхания (СИЗ ОД) персонал должен быть обучен руководителем работ правильному их применению

На предприятиях должен быть установлен порядок предварительного и периодического медицинского осмотра работников с учетом выполняемой ими работы и профессии в соответствии со сроками, установленными Минздравом России.

Под охраной труда понимается система законодательных актов, социально-экономических, организационных, технических, гигиенических и лечебно-профилактических мероприятий и средств, обеспечивающих безопасность человека в процессе труда.

В задачи охраны труда на нефтегазодобывающих предприятиях входит выявление, ослабление и устранение производственных опасностей и профессиональных вредностей, ликвидация причин производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний работающих, оздоровление условий труда, предупреждение аварий, взрывов и пожаров, обеспечение охраны природы, защита соседних населенных пунктов и предприятий от неблагоприятных и опасных влияний. Исходя из этого комплекса задач, различают следующие разделы охраны труда:

правовую охрану труда - трудовое законодательство;

- санитарно-гигиеническую охрану труда - производственную санитарию, гигиену, физиологию, психологию труда;

-  техническую охрану труда - технику безопасности, эргономику, техническую эстетику, инженерную психологию, промышленную вентиляцию, кондиционирование воздуха, водоснабжение, канализацию и др.;

-        пожарную профилактику - взрывобезопасность и пожаробезопасность, защиту от атмосферного и статического электричества, противопожарную технику, предупреждение и ликвидацию открытых нефтяных и газовых фонтанов.

4.3 Пожарная безопасность

К производственным площадкам и помещениям предъявляются следующие требования:

-    производственные площадки должны иметь подъезд к объектам пожарных машин;

-     производственные площадки должны содержаться в чистоте, а территория периодически очищаться от грязи, снега, льда, разлитых нефтепродуктов;

-    курение разрешается в специально отведенных и оборудованных местах;

-   осветительная аппаратура на площадках, где возможно образование взрывоопасных смесей, должны быть во взрывозащищенном исполнении;

- все работники должны знать место размещения первичных средств пожаротушения и уметь их применять;

производственные помещения должны быть выполнены из огнестойких материалов или материалов, пропитанных огнестойким составом; двери и окна должны открываться наружу;

пожароопасные и взрывоопасные объекты должны иметь молниезащиту согласно проекта и правил безопасности;

в производственных помещениях не допускается хранение легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, проходы должны быть свободными.

Предприятия, ведущие буровые работы при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений, должны обслуживаться профессиональными службами по предупреждению и ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.

4.4 Охрана окружающей среды

В настоящее время охрана окружающей среды стала одной из актуальнейших проблем современности. Необходимость бережного отношения к природе за последнее десятилетия получила глубокое отражение в различных государственных решениях и постановлениях. Поэтому большое значение при ведении буровых работ имеют технико-экономические аспекты охраны окружающей природной среды, заключающиеся в рациональном выборе технологии производственных процессов, технических средств, которые обеспечивают реализацию необходимых природоохранных мероприятий при наименьших экономических затратах.

Одним из главных вопросов охраны окружающей среды при выборе технических решений является наличие экологических ограничений хозяйственной деятельности. При выборе земельного участка учитывают размеры водоохранных зон водотоков, санитарно-защитные зоны объектов, зоны санитарной охраны артезианских скважин и другие ограничения.

При выполнении экологического обоснования и при разработке нефтяных месторождений используют следующие нормативно - правовые акты и методическую документацию:

-        Закон РФ «Об экологической экспертизе», одобрен СФ 15. 11. 1995;

-        Руководство по экологической экспертизе предпроектной и проектной документации;

-        Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности, утв. Приказом Минприроды РФ №539 от 29.12.1995;

-        Закон РФ «О недрах», 08.02.1995;

-        Закон УР «О недрах», 13.02.1992;

-        Водный кодекс РФ, №167 - ФЗ, 18.10.1995; | Лесной кодекс РФ, №22-ФЗ, 29.01.1997;

- Закон РФ «Об отходах производства и потребления», 1998 г.; - Закон РФ «Об охране атмосферного воздуха», 2000 г.

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, М., 1998;

СНиП 23-01-99. Строительная климатология, М., 2000 г.;

-        Положение о водоохранных зонах водных объектов и их прибрежных полосах, утв. Постановлением Правительства РФ №1404 от 23.11.1996;

-        Постановление №142 от29.05.1989 г. «О состоянии и мерах по улучшению охраны рек, озер, водохранилищ в У АССР»;

-        Основные положения о рекультивации земель, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя, утв. Приказом Минприроды России и Роскомзема от 22.12.1995, №525/67;

-        Постановление УР №788 от 25.08. 97 «Об утверждении примерных положений о природных парках, государственных природных заказниках и памятниках природы УР»;

-        СанПиН 2.1.4. 559-96 «Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества. Санитарные правила и нормы»;

-        СанПиН 2.2.1/2.1.1.1031-01 «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов»;

-        СанПиН 2.1.6. 1032-01 «Гигиенические требования по охране атмосферного воздуха населенных мест»;

-        СН 2.2.4/2.1.8.562 - 96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки»;

-        СанПиН 2971-84 «Санитарные правила и нормы защиты населения от воз-действия электрического поля, создаваемого воздушными линиями элек-тропередач (BJI) переменного тока промышленной частоты», М., 1984 г.

Экологическая безопасность при разработке нефтяных месторождений Удмуртии

Технологические процессы, связанные с бурением скважин, добычей, транспортом и подготовкой нефти, а также вспомогательные производства, способствующие деятельности нефтяников, воздействуют на все элементы природного комплекса (недра, атмосферный воздух, поверхностные и подземные вод, почву, растительный и животный мир).

В атмосферный воздух выбрасывается около 40 наименований загрязняющих веществ различных классов опасности в количестве около 20 тыс. т.

Нефти и минерализованные пластовые воды, отходы бурения и химические реагенты, попадая на почву и воду, являются основными их загрязнителями.

Выбрасываемые вещества оказывают определенное влияние на растительный и животный мир, а некоторые виды растений и животных могут служить индикаторами специфических загрязнений и это используется при проведении оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС).

ОАО «Удмуртнефть» стремится строить свою деятельность таким образом, чтобы обеспечить экологическую и экономическую стабильность в тех административных районах, где расположены нефтяные месторождения, соблюдать нормативные и законодательные акты в области охраны окружающей среды и применять надежные средства защиты природного комплекса от вредного воздействия объектов нефтедобычи. Для этой цели разработана комплексная программа «Экология» на период 1996-2000 г. Программа предусматривает внедрение мероприятий, направленных на охрану атмосферного воздуха и недр, охрану и рациональное использование водных и земельных ресурсов.

Природоохранная деятельность является приоритетной в работе нефтяников. В современных условиях руководство ОАО «Удмуртнефть» считает первостепенной задачу по сохранению и улучшению экологической ситуации в зоне разработки месторождений, бережному отношению ко всем природным ресурсам, к окружающей среде - земле, воде, воздуху, лесам.

Для достижения поставленных целей в ОАО «Удмуртнефть» начато внедрение современной Системы Экологического Менеджмента (СЭМ), соответствующей международному стандарту ИСО-14001. Настоящий стандарт устанавливает требования к системе управления окружающей средой в целях оказания помощи организации в определении ее значительных воздействиях на окружающую среду. Он применим к тем экологическим аспектам, которые организация может контролировать и на которые она предположительно может оказывать влияние. Приоритетными направлениями экологической стратегии являются:

-       каждодневное внимание вопросам управления природоохранной деятельностью;

-       неукоснительное соблюдение экологического законодательства, а также современных требований, предъявляемых СЭМ;

-       всестороннее предотвращение возможности экологических катастроф, загрязнения окружающей среды;

-       снижение аварийности на трубопроводах путем замены на трубы с антикоррозионной защитой и применения высокоэффективных ингибиторов коррозии, бактерицидов;

-       строительство очистных сооружений на производственных площадках для снижения сбросов вредных веществ в водоемы;

-           внедрение установок по утилизации нефтешлама для защиты водных и земельных ресурсов от загрязнения;

-          ежегодное уменьшение выбросов в атмосферу от резервуарных парков и ДНС путем внедрения газоуравнительных систем и более полной утилизации попутного нефтяного газа;

-           открытость и доступность информации о состоянии охраны окружающей среды.

Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и нефтепродуктов при повреждении трубопроводов и их утечки через не плотности в оборудовании. Загрязнение больших площадей возможно при фонтанировании нефти. В последнем случае выделяют четыре зоны: сильное загрязнение;

1)               средняя степень загрязнения;

2)               слабое загрязнение;

3)              распыление с незначительным загрязнением.

Ответственность за проводимую в УДНГ природоохранную деятельность несет заместитель руководителя УДНГ. Исполнительную и распорядительную функции в области охраны природы осуществляет ОДС.

В целом по УДНГ и по каждому промыслу имеется план природоохранной деятельности, в который включены мероприятия как саннтарно-профилактического характера, так и специального природоохранного назначения (строительство и поддержание работоспособности нефтеловушек, строительство безопасных переходов через водные преграды). Кроме того, обязательным является план ликвидации аварий.

В схемах генерального плана обустройства месторождений должно быть предусмотрено:

-           однотрубная герметизированная система сбора и транспорта нефти и газа;

- бетонирование и обваловка территории всех сооружений где возможны утечки нефти через сальники и фланцы (ГЗУ, ДНС, скважина). Сточные воды используются для системы ППД после соответствующей очистки.

-           установка средств телеконтроля и автоматики на всех скважинах, ГЗУ, ДНС, КНС, что дает возможность контроля и отключения в аварийных ситуациях;

-       предварительное обезвоживание нефти в герметизированных аппаратах с полной автоматизацией всех процессов;

-        сброс на факел попутного газа при продувке аппаратов и коммуникаций, а также в аварийных ситуациях.

При обустройстве месторождения основное внимание должно быть направлено на локализацию загрязнений непосредственно на местах их образования, утилизацию попутного нефтяного газа, минимизацию производимого влияния на объекты природной среды.

В процессе эксплуатации месторождения необходимо принимать меры по сохранности защитных сооружений и проводить профилактические работы по недопущению загрязнения окружающей территории. Все эти работы должны проводиться в плановом порядке по специально разработанным графикам.

Оценка воздействия растворителя РАСПО на окружающую среду

При проведении работ, связанных с применением растворителя РАСПО необходимо соблюдать требования директивных документов и действующей технологической документации по охране труда, технике безопасности, пожарной безопасности и производственной санитарии: «Санитарные правила организации технологических процессов и гигиены требований к производственному оборудованию», утвержденные Главным санитарно-эпидемиологическим Управлением Минздрава СССР №5544 - 65 от 23.11.65 г.; «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», М. ТОО Авангард, 1993.

К работе с растворителями допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие инструктаж, обучение согласно «Положения о порядке обучения рабочих и ИТР безопасным методам работы на предприятиях и организациях МНП», стажировку и проверку знаний комиссией, назначенной для данного структурного подразделения приказом по предприятию в соответствии с действующим положением.

Рабочие должны быть обеспечены спецодеждой, спецобувью и средствами индивидуальной защиты, предусмотренными типовыми (отраслевыми нормами в зависимости от характера выполняемых работ).

Перед началом проведения работ на скважине должен быть проведен контроль ГВС. Исполнители работ обеспечиваются противогазами марки «А» (респираторами РПГ-67, РУ-60 м с фильтрующими патронами марки «A»).

Работы по контролю воздушной среды в газоопасных местах и при гаэоопасных работах могут выполняться только работниками, прошедшими специальное обучение в применении газоанализаторов и защитных средств, знающими Правила оказания первой помощи пострадавшим от воздействия паров и газов, а также допущенными к работе в противогазах по состоянию здоровья.

План работы на скважине и инструкция по технике безопасности при проведении работ по закачке растворителя РАСПО должны находиться у руководителя данных работ.

До начала работ руководитель обязан ознакомить персонал с планом обработки скважины и правилами безопасного их ведения, а также мерами по ликвидации возможных аварий под роспись.

На рабочем месте должна быть аптечка. При несчастном случае пострадавшему должна быть оказана первая (доврачебная) помощь, а при необходимости медицинская помощь и сообщено непосредственному начальнику. Обстановка на рабочем месте должна сохраняться без изменения до начала расследования специальной комиссией, если при этом не создается утром жизни и здоровью персонала.

Мероприятия по охране окружающей среды при работе с реагентами

1.