Особенности проведения методов интенсификации на южно-султангуловском месторождении

Особенности проведения методов интенсификации на южно-султангуловском месторождении

Введение

Высокие темпы развития нефтяной промышленности обусловлены тем огромным значением, которое имеет нефть и газ для развития народного хозяйства страны. Природный газ и тяжелые остатки переработки нефти - это дешевый и удобный вид топлива.

Из нефти вырабатываются все виды жидких топлив: бензин, керосин, реактивные и дизельные топлива, мазут, смазочные материалы, синтетические жирные кислоты и др.

Попутные нефтяные газы, газы деструктивных процессов переработки нефти, ароматические углеводороды служат основным сырьем для развития химической промышленности. Значение же химинизации, т.е. внедрения во все отрасли народного хозяйства дешевых высоких по качеству заменителей дерева, металла, пищевых продуктов и т.д.

Продукты нефтехимии: полимерные материалы и пластические массы, синтетические волокна, каучук, моющие средства, спирты, альдегиды и многие другие - широко применяются во всех отраслях народного хозяйства. Использование полимерных материалов в значительной степени определяют технический прогресс в автомобильной, авиационной, судостроительной, электроэнергетической и других отраслях промышленности.

В настоящее время роль нефтяной промышленности как сырьевой базы нефтехимии существенно выросло. Применение в нефтехимии попутных газов и газов деструктивных процессов нефтепереработки гораздо эффективнее, чем газов коксового происхождения. Оптимальные сочетания угля, нефти и газа в топливном балансе страны с учетом преимущественного использования сырья в химической промышленности позволит получить наибольший народнохозяйственный эффект и будет способствовать дальнейшему мощному подъему производительных сил.

Нефть, газ и продукты их переработки играют важную роль в укреплении экономического сотрудничества стран с различным социальным строением на базе развития взаимовыгодных международных торговых отношений.

Обеспечение страны топливно-энергетическими ресурсами представляет важную основу для развития народного хозяйства.

Успешное решение этой проблемы, важной экономической задачи, надежно обеспечивается выявлением в стране больших ресурсов минерального топлива и в первую очередь нефти и газа. Нефть и газ имеют огромное преимущество перед всеми видами топлива по стоимости, удобствами транспортировки замена твердых видов топлива нефтяным на тепловых электростанциях, заводах дает огромную экономию средств, способствует быстрому развитию основных отраслей промышленности и транспорта. Еще больший экономический эффект топлива. Газифицируется город, село и облегчается труд и быт людей. Нефть и газ являются таким незаменимым промышленным сырьем для получения огромного количества различных топлив, масел, парафинов.

Нефтепродукты приводят в движение моторы многомиллионного парка автомобилей и тракторов, самолетов, вертолетов. Широкое применение в народном хозяйстве имеют нефтяные битумы, в большом количестве применяемые в дорожном строительстве. Сфера применения нефти и газа все больше расширяется и охватывает широкую область нефтехимического производства, на основе дешевого и высококачественного сырья налажено производство ценнейшего из синтетических материалов, таких как спирт, различные растворители, моющие вещества и медицинские препараты.

Значение вопросов, решаемых в проекте, напрямую связано с повышением добычи нефти в НГДУ «Бугурусланнефть». Подземный ремонт скважин является наиболее сложным видом работ, часто требующих применения специального оборудования: подъемных агрегатов, промывочных агрегатов, паропередвижных установок.

Наиболее характерные работы при подземном ремонте скважин: увеличение нефтеотдачи призабойной зоны пласта, которые включают в себя механические, химические, физические методы воздействия на ПЗП. В этом проекте рассматривается проведение глинолкислотной обработки ПЗП на скважине оборудованной ШГН. Выбор оборудования для глинокислотной обработки. Рассматривается порядок проведения ремонта. Рассматривается технология проведения ремонта, соблюдение техники безопасности при подземном ремонте скважин.

Описаны вопросы пожаробезопасности при подземном ремонте скважин в нефтедобывающей промышленности. Рассматриваются вопросы охраны недр и окружающей среды в нефтяной промышленности.

Но всё-таки в большем значении рассматриваются вопросы, связанные с повышением нефтеотдачи пластов. Надежней производить ремонт скважины, применять наиболее эффективные средства ремонта и добычи, что способствует быстрому развитию основных отраслей промышленности и транспорта.

1. Геологический раздел

.1 Общие сведения о месторождении

Южно-Султангуловское месторождение расположено в 35 км к юго-востоку от г. Бугуруслана. Ближайшие населенные пункты: Наумовка, Лепаревка, Петровка, Курбанай и другие. Все населенные пункты связаны между собой дорогами. Движение автотранспорта по грунтовым и проселочным дорогам возможно только в сухое время года.

Недалеко от месторождения проходит железная дорога Самара-Уфа. Ближайшая железнодорожная станция - Заглядино, находиться в десяти км к северо-западу.

Район в основном, сельскохозяйственный. Основную часть населения составляют русские, татары. Основное занятие земледелие и животноводство.

Климат района континентальный с холодной зимой и жарким летом. Температура колеблется в пределах плюс 40 летом и минус 40°С зимой. Осадки немногочисленные 340-350 мм и большая часть приходиться на осеннее - зимний период. Устойчивый снежный покров держится 140 дней в году. Глубина промерзания грунта до 2 м.

Местность с редкой растительностью приурочена к берегам реки Малый Кинель.

В орогидрографическом отношении Южно-Султангуловское месторождение расположено на водоразделе рек Большой и Малой Кинель. Максимальные, абсолютные отметки рельефа (260-280 м) - в юго - западной части района, минимальное (80-90 м) - на севере в долине реки Б. Кинель.

Водораздельная поверхность полого погружается в северно-восточном направлении к долине реки Большой Кинель: притоками реки Большой Кинель; речками Петровской, Зареклой, Башкиркой и оврагами, поверхность расчленена на ряд холмов, относительная высота которых достигает 80-90 м.

Гидрографическая сеть образована реками Б. И М Кинель и их притоками. Б. И М. Кинель протекают вблизи месторождения в субширотном направлении, притоки рек маловодны и поэтому в летнее время пересыхают.

Ближайшие разрабатываемые месторождения Султангулово-Заглядинское и Тархановское.

Основная база производственного обслуживания находится в

г. Бугаруслане.

Электроснабжение месторождения осуществляется посредством цепи ВЛ 35/6 кв.

Продукция со скважин Южно-Султангуловского месторождения по нефтепроводу поступает на Султангуловскую ДНС и далее на Заглядинскую УПНГ.

1.2 Стратиграфия

В геологическом строении Южно-Султангуловского месторождения принимают участие породы дополеозойского древнего складчатого комплекса или кристалического фундамента и вышележащего платформенного осадочного чехла, включающего в себя додевонский (бавлинский), девонский, каменноугольный, пермский и четвертичные отложения.

Поскольку литолого-стратиграфический разрез осадочного комплекса вскрытого на Южно-Султангуловском месторождении достаточно подробно описан в геологических отчётах организаций, проводивших разведочные и эксплуатационные бурения, мы остановимся лишь вкратце на некоторых его особенностях:

Рассматриваемое месторождение располагается в пределах древней Сергиевско-Абдулинской впадины, выполненной мощной толщей бавлинских отложений, которые не были вскрыты полностью ни на одной из разведочных скважин.

Бавлинские отложения вскрыты на Султангуловском участке лишь тремя скважинами (№ 102, 112, 215). Максимальное вскрытая мощность составляет 847,5 м. представлены они нижне- и верхнебавлинскими сериями терригенных, гравийно-песчаных пород различной зернистости (от грубо- до мелкозернистых), переслаивающихся с алевролитами и аргиллитами.

В разрезе девона развиты осадки лишь двух его отделов: среднего- мощностью до 160 м. и верхнего до 470 м. Нижнедевонские осадки, как на других соседних с месторождением площадях здесь отсутствуют. Мощность осадков девона в целом испытывают увеличения при движении с северо-запада на юго-восток. Наибольший интерес представляют осадки нижне-франского подъяруса, в составе которых выделяется пашийский горизонт, содержащий песчаный пласт Д1, являющийся одним из основных продуктивных пластов рассматриваемого месторождения.

Нефтепроявления известны также в терригенных отложениях эйфельского (пласт Д1, Д2) и животского (ДЗ, Д4, Д5) ярусов.

Рассмотренные выше отложения среднего и текущего девона до средне-франского подъяруса, суммарная мощность которых составляет 230-280 м, представлены терригенно-карбонатными породами, а вышележащая толща верхнего девона мощностью около 400 м. почти нацело сложено карбонатными породами.

Каменноугольные отложения мощностью 975 м. представлены тремя отделами: нижним, средним, верхним, мощность которых соответственно равна 420, 335, 220 м. Нижний отдел, кроме угленосного горизонта представлен карбонатными породами.

Наибольший интерес представляет карбонатные отложения турнейского яруса, к верхней части которого приурочен продуктивный пласт.

Угленосный горизонт на большей части месторождения выполнен переслаивающимися между собой глинистыми, алевролитистыми и песчанистыми породами. Песчаники имеют обычно небольшую мощность и часто замещаются алевролитами. С ними связан продуктивный пласт Б2, являющийся одним из эксплуатационных объектов Султангуловского месторождения. Средние и верхние отделы каменноугольной системы почти нацело сложены карбонатными породами. Это касается также и верейского горизонта, который представлен здесь доломитизированными известняками с редкими прослоенами карбонатных глин, переходящих в глинистые известняки.

Пермские отложения представлены верхним и нижним отделами. Нижнепермские отложения общей мощностью 320-390 м. слагается карбонатными и сульфатно-карбонатными породами ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского ярусов. Степень сульфотизации этих отложений, как правило, возрастает снизу-вверх, достигая максимума в кунгурском ярусе, который примерно на 2/3 своей мощности представлен ангидритами. Верхнепермские отложения (уфимский, казанский и татарские яруса), мощность которых изменяется от 190-285 м., по-своему фациальному облику и литологическому составу весна разнообразны. Уфимский ярус сложен песчаниками, глинами и мергелями с редкими прослоями доломитов. В верхней части разреза выделяются две пачки песчаников состовляющих продуктивные пласты У1, УП. В казанском ярусе в нижней его части (калиновской свите) развиты терригенно-карбонатные отложения, сменяющиеся выше сулфатно-галогенными породами гидрохимической толщи, где чётко прослеживается пачка каменных солей, подстилающихся и перекрывающихся пластами ангидритов. Верхней части казанского яруса развиты долмиты с прослоями ангидротов, песчаников и мергилей сосновской свиты.

Татарский ярус на рассматриваемой территории сохранился лишь в составе двух свит нижнего его отделов: сокской и большекинельской. Первая из них сложена песчаниками с прослоями глин и мергилями, вторая - красноцветной толщей глин и песчаников с прослоями и линзами мергилей, известняков и доломитов.

Четвертичные отложения сложены суглинками, глинами, песками, галечниками.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении Южно-Султангуловское месторождение приурочено к одноимённым структурам, входящим в состав чётко выраженного Большекинельского вала. Последний является крупным тектоническим элементом второго порядка, простирающимся с северо-запада на юго-восток. На протяжении этого вала с запада на восток выделяется целый ряд локальных поднятий: Сосновское, Дерюжёвское, Аменакское, Калиновско-Новостепановское, Бугурусланское, Красноярское, Заглядинское, Султангуловское, Тарханское, Ашировское, Ефремо-Зыковское, Самодуровское, Пономарёвское. Простирание этих поднятий в целом совпадает с общим простиранием вала. Для всех поднятий вала характерно наличие крутого юго-западного и пологого северо-восточного крыла.

В структурном отношении Южно-Султангуловское месторождения приурочена к сравнительно крупной ассиметричной брахиантиклинальной складки, осложнённой рядом локальных куполов северо-западного простирания. Общая конфигурация складки хорошо прослеживается по всем остальным маркирующим горизонтам перми, карбона и девона. Отмечается лишь некоторое усиление разности структурных форм с глубиной. По кровле угленосного горизонта и турнейского яруса нижнего карбона рассматриваемая складка, осложнена целым рядом отдельных куполов в пределах Заглядинского поднятия выделяется три, а Султангуловского - четыре таких куполов. В восточном Султангуловском поднятии выделяется отдельный купол - юго-восточный участок Султангуловского месторождения.

Угол падения крутого юго-западного крыла Большекинельского вала в районе Султангулово-Заглядинского месторождения по турнейским отложениям составляет 6 градусов, а пологого северовосточного крыла 0 градусов 30 мин. - 1 градус 30 мин.

Нижележащим девонским отложением Султангулово-Заглядинского месторождения складка в общих чертах сохраняет конфигурацию турнейской. Несколько уменьшаются лишь её размеры по длинной оси и происходит некоторое смещение сводовой части Восточно-Султангуловского купола в сторону пологого северо-восточного крыла. Угол падения крутого крыла резко возрастает до 12 градусов. Заливообразный прогиб в западной части Султангуловского поднятия выражен слабо.

1.4 Нефтегазоносность

Промышленная нефтеносность приурочена к отложениям бобриковского отложения (Б2.). Пласт Б2 залегает в кровельной части бобриковского горизонта. Покрышкой для коллекторов служат окремненные и глинистые известняки тульского горизонта. Подстилается пласт Б2 одновозрастными глинами и аргиллитами мощностью 5-6 м.

1.5 Физико-химическая характеристика нефти, газа и воды

Физико-химические свойство нефти пласта Б2 изучались по глубинным пробам отобранным в скважинах № 78, 99, 861. В пластовых условиях нефть имеет плотность 858,6 кг/м(куб.), вязкость - 8,96 мПа*с, давление насыщения - 2,54 мПа, газосодержание -17,8 м (куб.)/т.

Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях определены в институте Типровостокнефть" расчётным путем, для условий дифференцированного разгазирования по данным стандартных исследований (плотность 879 кг/м (куб.), вязкость 21,5 мПа*с, нефть содержит серу 2,76 %, парафина -10,44 %.

Газ содержит сероводород - 1,79 %, метан - 8,01 %, этан - 24, 63 %, пропан - 37, 31 %, азот - 10,7 %, гелий - 0,0205%; относительная плотность газа по воздуху - 1,384.

По состоянию на I. 1967г. зона минимальной минерализации отмечается на участках скважин №252 - 82 Заглядинской площади, где она составляет 775-780 мг/экв. на 100 гр. и в районе скважины № 201-302 Султангуловской площади, где она равна 643-679 мг/экв. на 100 гр. Соответственно в этих же скважинах была отмечена максимальная первая солёность 96,6-89,4, максимальное содержание сульфатов 0,96 - 0,51 % экв., минимальное содержание брома 123-281 мг/кг. Относительно при высокой минерализации 808 мг/экв. на 100 гр. высокая первая солёность 89, высокое содержание сульфатов 0,25 % экв. и низкое содержание брома - 251 мг/кг. было отмечено также и в скважине №258 Султангуловской площади. Аномальность пластовых вод на данном участке Султангуловской площади отмечалась ещё в период разработки залежи. Так содержание минимальной минерализации 780-719 мг/экв. на 100 гр. и брома 131-147 мг/кг, а также содержание максимальной первосолённости 98,9 -95,2 и сульфатов 0,64 - 0,8% экв. было зафиксировано в скважинах №113-228. Аномальность пластовых вод пашийского горизонта можно объяснить подтоком пластовых вод из вышележащих водоносных горизонтов. На остальных участках залежи минерализация в сводовой части составляет 791-841 мг/экв. на 100 гр. на Султангуловской площади. От свода минерализация постепенно снижается к периферии залежи. Зоны низкой первой солёности 52-66, которая соответствует пластовым водам пашийского горизонта, можно на центральном куполе Султангуловской площади. Зоны низкой первой солёности характеризуется также низким содержанием сульфатов 0,04-0,08% экв. и высоким содержанием брома 1090-1684 мг/кг.

Пластовые воды девонского типа также отмечались на данных участках и в начальный период разработки. Так в скважине 210-219 Султангуловской площади пластовые воды имели минерализацию 836-846 мг/экв. на 100 гр., первую солёность 54,7-52,14, содержание брома 1212-1282 мг/кг. и сульфатов 0,09-0,1% экв.

Данные зоны характеризуются также наиболее низкой проницаемостью пород. Представляет интерес скважина №203 на Султангуловской площади. Если в начальный период разработки пластовые воды имели минерализацию 750 мг/экв. на 100 гр., первосолёность 73,4, содержание брома 599 мг/кг. и сульфатов 0,1% экв., то по состоянию на 1.1967г. пластовые воды в этой скважине имели минерализацию 841 мг/экв. на 100 гр., первую солёность 55,4, содержание брома 1713 мг/кг. и сульфатов 0,04 % экв.

Можно предполагать, что в процессе разработки приток пластовых вод в эту скважину происходил со стороны центрального купола на Султангуловской площади распространены типично девонские воды.

По химическому составу пластовые воды турнейского яруса относятся к хлоркальциевому типу с удельным весом воды 1,17гр/см(куб.).

В пластовых водах турнейского яруса также выделяется аномальный участок с пониженной минерализацией 739-751 мг/экв. на 100 гр. и высокой первой солёностью 90,6-94,8. Содержание брома 125-231 мг/кг. и сульфатов 0,3-0,54%экв. Аномальность пластовых вод на данном участке фиксировалась и в начальный период разработки турнейской залежи, где минерализация составляла 653-760 мг/экв. на 100 гр., первая солёность 90,9-96,5, содержание сульфатов 0,55-0,93% экв. и брома 53-117 мг/кг.

При сравнении карт первой солёности для пашийских и турнейских вод видно, что аномальный участок пашийского горизонта несколько смещён к северо-западу. Следовательно, связь пашийских вод и турнейских с вышележащими водоносными горизонтами осуществлялась под некоторым углом к подпластованию пород.

По химическим характеристикам пластовые воды бобриковского яруса близки к пластовым водам турнейского яруса, минерализация убывает с северо-запада на юго-восток 778-730 мг/экв. на 100 гр., первая солёность 83,6-90,6, содержание сульфатов 0,29-0,31 % экв. и брома 230-323 мг/кг.

1.6 Состояние разработки объекта

Разработка пласта Б2 бобриковского горизонта Южно-Султангуловского месторождения осуществляется согласно «Технологической схемы разработки Южно-Султангуловского месторождения, составленной в 1998 г. НПУ «Оренбургнефть»».

По состоянию на 01.01.2001 г. Действующий фонд скважины составил 9 скважин, в бездействии скважин - 2.

В настоящее время на месторождении ведётся бурение скважин. За отчётный год из бурения в разработку были пущены 4 скважины: скв №855 с дебитом 56 т/сут, скв №862 с дебитом 26 т./сут., скв №864 с дебитом 12 т/сут., скв №863 с дебитом 48 т./сут. Все добывающие скважины безводные. В отчётном году завершено бурение эксплуатационных скважин (уточнено геологическое строение месторождения, определён контур ВНК). Дальнейшее разбуривание не целесообразно. Остаточные извлекаемые запасы будут выработаны существующим фондом скважин. Разработка месторождения ведётся без поддержания пластового давления.

За 2001 г. добыто 84722 тыс т нефти и 29195 тыс. т. жидкости. Годовая обводнённость - 25,6%.

С целью и дальнейшего выполнения проектных показателей разработки необходима организация системы ППД.

Средний дебит - 37 т/сут 5 скважин оснащены ЭЦН с дебитом 50 т./сут., 4 скважины оснащены ШГН с дебитом 23 т/сут

скважина ликвидирована. Общий фонд - 12 скважин. Пластовое давление составляет 278 атм.

1.7 Технико-эксплуатационная характеристика скважин

месторождение тектоника скважина нефтегазобезопасность

Технико-эксалутационная характеристика скважины №854

Месторождение - Южно-Султангуловское

Продуктивный пласт - Б2

Глубина скважины - 1878 м.

Диаметр эксплуатационной колонны - 146 мм

Интервал перфорации - 1878 - 1892 м

Искусственный забой - 1951 м

Мощность пласта - 14 м

Длина зумпфа - 59 м

Давления насыщения - 2,4 МПа

Пластовое давление - 20,3 МПа

Дебит жидкости - 62 м3/сут

Дебит нефти - 4т/сут

Плотность нефти - 894 кг/м3

Вязкость нефти - 8,96 сПа

Тип насоса - УЭЦН-60-2000

Глубина спуска - 1821 м.

Типоразмер НКТ - d = 73 мм, l (условная) = 10,0 м.

Динамический уровень - 1296м

2. Технико-технологический раздел

.1 Виды подземных ремонтов, проводимых на скважинах

Подземный ремонт скважин условно подразделяют на текущий ремонт скважин и капитальный ремонт скважин.

К текущему ремонту - относятся мероприятия, которые были осуществляемы по заранее составленному графику, предусматривающему проверку, ремонт, частичную или полную замену подземного оборудования, а так же очистку забоя труб.

Текущий ремонт нефтяных скважин подразделяют на:

Планово-предупредительный (или также именуемый, профилактический) - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта. То есть планово - предупредительный ремонт должен проводиться еще до того, как скважина снизит дебет или прекратит подачу нефти. Для обеспечения рационального использования скважинного оборудования, Мы рекомендуем использовать растворители АСПО и присадки к ним.

Восстановительный (внеплановый) ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны, ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг, смена клапанов глубинного насоса, устранения течи труб. Как правило, восстановительный (внеплановый) ремонт скважин, происходит в течение межремонтного периода.

Капитальный ремонт нефтяных скважин - это комплекс мероприятий связанный с ликвидацией аварий с подземным оборудованием, с изоляцией посторонних вод, с возвратом на другой продуктивный горизонт, зарезкой бурением второго ствола. Капитальный ремонт скважин является - более сложной работой на скважинах.

Показателем качества подземных работ являются межремонтные периоды работы скважины, под которой подразумевается продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Чем он больше, тем лучшие технолохии использованы ремонтниками и тем качественней оборудование, установленное на скважине. К примеру, использование растворителя АСПО ЭФРИЛ позволяет увеличить межремонтный период с 600 до 800 суток. Межремонтный период работы скважин определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

2.2 Оборудования и механизмы, применяемые при ПРС

Для спуско-подъемных операций применяют грузоподъемные сооружения, элеваторы, спайдеры, трубные и штанговые ключи, автоматы.

Грузоподъемное сооружение - вышка, которая устанавливается на площадке над устьем скважины. Вышки могут устанавливаться стационарно или входят в комплект агрегата подземного ремонта скважин и монтируются над устьем скважины только при её ремонте.

Элеваторы предназначаются для захвата и удержания их на весу при СПО.

Спайдер служит для захвата и удержания на весу колонны НКТ при спуске или подъеме из скважины.

Трубные ключи используют для свинчивания и развинчивания насосных труб.

Штанговые ключи предназначены для свинчивания и развинчивания насосных штанг.

Для механизации работ по свинчиванию и развинчиванию труб, а также для удержания колонны труб на весу применяют автоматы подземного ремонта.

Для ловильных работ применяют труболовки, овершоты, колокола, метчики, крючки, удочки, ерши, магнитные фрезеры.

Для ловли насосных штанг применяют шлипсовые муфты.

Ловлю перфораторов, кабеля и стального каната проводят различного рода крючками, удочками и ершами.

Для ловли небольших металлических предметов применяют магнитный фрезер.

При выполнении работ по капитальному ремонту скважин используют также оборудование для вращения инструмента, цементировочные и насосные установки, цементировочные и пескосмесительные машины, блоки манифольдов.

К оборудованию для вращения инструмента относятся роторы вертлюги. Ротор предназначен для вращения бурильного инструмента и удержания на весу колонны труб при СПО. Вертлюг предназначен для удержания на весу вращающегося бурильного инструмента и подвода промывочной жидкости от насоса в колонну труб.

Цементировочные агрегаты служат для приготовления, закачивания и продавливания тампонажных и других растворов в скважину, для промывок скважин через спущенные в них трубы, обработки призабойной зоны пласта, опрессовки труб и оборудования.

Для проведения работ по воздействию на призабойную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти и газа и работ по ограничению притока пластовых вод используют насосные установки.

Пескосмесительная установка используется для транспортирования песка, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи её на прием насосных агрегатов при гидравлических разрывах пласта, проведении различных операций, включающих закачку в скважину сыпучих, гранулированных материалов.

Блоки манифольдов предназначены для обвязки насосных установок между собой и с устьевым оборудованием при нагнетании жидкости в скважину.

Рисунок 1 - Агрегат А - 50 У: 1 - передняя опора; 2 - промежуточная опора; 3 - компрессор; 4 - трансмиссия; 5- промежуточный вал; 6 - гидроцилиндр подъема вышки; 7 - ограничитель подъема крюкоблока; 8 - талевая система; 9 - лебедка; 10 - вышка; 11 - пульт управления; 12 - опорные домкраты; 13 - ротор

Агрегат А - 50 У предназначен для освоения и ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин с проведением СПО с НКТ и бурильными трубами, промывки песчаных пробок, глушения скважин, циркуляции промывочного раствора при бурении, фрезеровании и разбуривании цементных стаканов, для проведения ловильных и других работ по ликвидации аварий в скважинах. Все механизмы агрегата смонтированы на шасси КРАЗ - 250 с подогревателем ПЖД - 44 - П.

В качестве привода насосного оборудования используется ходовой двигатель в агрегате шасси КРАЗ - 250. Мощность от двигателя отбирается через коробку отбора мощности, находящейся на раздаточной коробке автомобиля.

В рабочем положении мачта одной стороны опирается на лебедку, другой через домкрат - на грунт. Установку мачты из транспортного положения в вертикальное - рабочее и обратно проводят посредством домкратов, цилиндры у которых защищены кожухом. Кронблок мачты и талевый блок оснащены талевым канатом. На мачте размещены подвеска ключей и подвеска бурового рукава, который соединяется с насосом при помощи манифольда. При необходимости к талевому блоку можно подвесить вертлюг с квадратной штангой. Нагрузка на крюке определяется при помощи индикатора веса, устанавливаемого на «мертвом» конце талевого каната. В транспортном положении мачта опирается на переднюю опору, размещенную на переднем буфере, где также находится балка для крепления силовых оттяжек, и на среднюю опору, на которой установлена вспомогательная электролебедка. Гидросистема обеспечивает питание гидрораскрепителя и гидромотора.

В состав установки входит также электрообуродование, узел управления и освещения шасси, установка запасного колеса и площадки оператора.

Установку вышки в вертикальное и горизонтальное положение проводят при работе коробки передач автомобиля на первой передаче и при одном включенном маслонасосе. Гидросистема заполняется профильтрованным маслом ВМТ 3 для работы при температуре окружающей среды от -50 до +65 0С. Пневмосистема агрегата снабжается сжатым воздухом от двухцилиндрового двухступенчатого компрессора М155 - 2В 5.

На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проектируются кислотные обработки скважин (ГКО), как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещениями для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время.

На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 м3 или УР-20 емкостью 17 м3. Для перевозки концентрированных неингибированных кислот емкости должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. На скважинах часто используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 м3, которые в зимних условиях работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для перекачки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м3/ч и напора от 8 до 30м.

Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт используется, например, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси - "Азинмаш-30А", рисунке 3 с гуммированной резиной цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7 м3 и 5,3 м3, а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 м3 каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 4НК500 одинарного действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин-1).

Рисунок 2 - Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш - 30А: 1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны

Агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700.

Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при прокачке даже ингибированного раствора кислоты необходима обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ. В промывочную воду желательно добавлять тринатрийфосфат в количестве 0,3 - 0,5 % для лучшей нейтрализации остатков кислоты. Схема обвязки скважины при простых кислотных обработках или в ваннах показана на рисунке 3. Силовой насос агрегата «Азинмаш-30А» может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе и из передвижных емкостей.

При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш ЗОА». Кроме того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты.

Рисунок 3 - Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок: 1 - устье скважины; 2 - обратный клапан; 3 - задвижка высокого давления; 4 - насос 4НК-500; 5 - агрегат Азинмаш 30А; 6 - емкость для кислоты на агрегате; 7 - емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости; 9 - емкость для кислоты; 10 - линия для обратной циркуляции

Ротационный насос используют также при приготовлении нефтекислотных эмульсий для закачки в поглощающие интервалы с целью расширения охвата обработкой большой толщины пласта. Для создания более высоких скоростей закачки, если подачи одного агрегата при данном давлении оказывается не достаточно, используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокие давления, с быстросъемными соединениями.

Головка скважины с обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого давления соединяется с выкидом насосного агрегата прочными металлическими трубами. Обычно в этих случаях используется оборудование для гидравлического разрыва пласта или пескоструйной перфорации. При промывке пласта и других технологических операций устье скважины оборудуют специальной арматурой, которая носит название арматура устья скважины универсальная типов 2АУ-70 и 2АУ-70СУ, так как этой арматурой можно поль-зоваться также при гидропескоструйной перфорации и цементирова-нии скважин. Арматура устья (рисунок 2) состоит из крестовины с патрубком диаметром 80 мм, устьевой головки с сальником, пробковых кранов и других элементов. У крестовины имеются три горизон-тальных отвода, к двум из которых через пробковые краны присое-диняют напорные линии от насосных агрегатов. На крестовине установлен манометр с разделителем, заполненным маслом. Устьевая головка имеет четыре отвода. Три отвода с пробковыми кранами, а к четвертому крану присоединены манометр и предохранительный клапан гвоздевого типа. На нижнем конце головки нарезана резьба для присоединения к эксплуатационной колонне диаметром 168 мм. К колонне другого размера головку присоединяют при помощи переводника или фланца. Арматура может присоединяться к подъемным трубам диаметрами 73 и 89 мм. Отводы арматуры имеют гибкие соединения.

Рисунок 4 - Арматура устья 2АУ-70 и 2АУ-70СУ: 1-манометр; 2-трубная головка; 3-пробковые краны; 4- устьевая головка

2.3 Технология проведения ПРС

Технология проведения ГКО включает следующие операции:

произвести глушение скважины;

поднять глубинно-насосное оборудование;

исследовать скважину (замерить давление, глубину забоя);

спустить НКТ с патрубком со скошенным концом;

промыть скважину до искусственного забоя;

поднять НКТ с патрубком;

спустить НКТ в следующей компоновке: хвостовик, пакер, клапан, спецмуфта, НКТ. Пакер установить над интервалом перфорации;

при проведении термокислотной обработки в компоновку включить термонаконечник (контейнер с магнием);

собрать устьевое сальниковое устройство;

произвести гидравлическое испытание пакера. НКТ, определить приемистость пласта;

закачать и продавить раствор кислоты в пласт по расчету;

карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфаты, соединения железа), обработать 10-16%-й соляной кислотой;

коллекторы, содержащие осадкообразующис включения, обработать 10%-й уксусной кислотой;

при обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, в соляную кислоту ввести 3-5 % уксусной кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе;

для глубокой обработки трещинно-поровых коллекторов использовать замедление действующие составы на основе соляной кислоты - дисперсные системы типа эмульсии. Для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии использовать ПАВ (суль-фанол, ОП-10) и стабилизатор КМЦ;

для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП использовать глино-кислотные растворы, приготовленные из соляной (10-12 %) и плавиковой (3-5 %) кислот. Вместо плавиковой кислоты можно использовать кристаллический бифторид аммония;

термохимическую обработку произвести с использованием соляной кислоты;

выдержать кислотный раствор 2 ч при температуре пласта до 30°С и 1,0-1,5 ч при температуре 30-60 °С;

промыть скважину;

вызвать приток из пласта снижением уровня жидкости;

поднять НКТ;

спустить глубинно-насосное оборудование;

2.4 Расчёт и выбор оборудования для проведения ПРС

Для составления проекта взята технико-эксплуатационная характеристика скважины №854, Южно-Султангуловского месторождения.

Прежде чем выбирать оборудование для проведения подземного ремонта скважины, необходимо привести технические и весовые характеристики оборудования находящегося в скважине. Выбор основного оборудования, для подземного ремонта производится, исходя из наиболее сложных условий подъёма. Например, когда колонну приходится поднимать вместе с жидкостью (случай заклинивания плунжера в установках ШГН; не сбит сливной клапан в установках ЭЦН).

. Определение ожидаемой нагрузки на крюк для скважин, оборудованных УШГН, складывается из веса насосно-комрессорных труб, веса жидкости в НКТ, веса штанг и насоса.

Вес насосно-компрессорных труб определяется по формуле:

P1=gqTL,

где qT - масса 1 м НКТ с учетом муфт, кг/м;- ускорение силы тяжести, м/с2;- глубина спуска насоса.=9,8∙9,42∙1821=168107 Н.

Вес жидкости в НКТ определяется по формуле:

P2=πd2вн ∕ 4∙Lρg,

где dвн - внутренний диаметр НКТ, м;

ρ - плотность жидкости, кг/м3=3,14∙0,0622 ∕ 4∙1821∙894∙9,8=48142 Н.

Вес кабеля определяется по формуле:

=qк gL,

где qк - масса 1 м кабеля, кг/м. =1,17∙9,8∙1821=20879 Н.

Вес насоса определяется по формуле:

=gm,

Где m -масса насоса, кг.=9,8∙1997=19570 Н.

Тогда нагрузка на крюк составит:

кр=К(P1+P2+P3+P4),

где К - коэффициент запаса нагрузки с учетом трения, К=1,2-1,3.

Pкр=1,30∙(168107+48142+20879+19570)=333707 Н.

Исходя из максимальной нагрузки на крюке, которая составляет 33 тонны, производства ремонтных работ в данной скважине выбираем агрегат А - 50 У, и оборудование для талевой системы массой 50 т.

Расчет рационального использования скоростей.

Необходимое число рабочих струн оснастки, исходя из мощности лебедки и максимальной нагрузки на крюке.

т=Pкр+P`∕ P1∙ηт,

где Р1 натяжение каната, набегающего на барабан, на первой скорости. (Берется из технической характеристики), Р`=5000 H; ηт= 0,86;т=333707+5000 ∕ 98000∙0,86=4,01

Рассчитанное выше число струн оснастки округляется до четного значения, по которому и ведут дальнейшие расчеты.

Округлив 4,1 получим число 4.

Но так как агрегат А - 50У имеет оснастку 3x4, следовательно число струн оснастки 6.

. Расчёт натяжений в струнах каната

Натяжение в ходовом конце каната при подъёме груза определяется по формуле:

Рx= βi(Pкр+Р`)∙(β-1) ∕ βi-1,

где i - число рабочих струн оснастки;

β - коэффициент трения канатного шкива, β = 1/η;

η - КПД канатного шкива, η = 0,97 - 0,98

P`- вес постоянно подвешенного оборудования (крюк, талевый блок или кронблок, элеватор, вертлюг)

Рx=1,026∙(333707+5000)∙(1,02-1) ∕ 1,026-1=60537,15 Н.

Натяжение в рабочих струнах оснастки:

T1=Px η;=T1 η;=T2 η;=T3 η;=T4 η;=T5 η;

=60537,15∙0,97=58721,04 Н;=58721,04∙0,97=56959,4 Н;=56959,4∙0,97=55250,6 Н;=55250,6∙0,97=53593,1 Н;=53593,1∙0,97=51985,3 Н;=51985,3∙0,97=50425,7 Н;

Натяжение неподвижного конца каната:

н=T4 η

н=50425,7∙0,97=48912,9 Н.

Средний вес погонного метра поднимаемой колонны определяется

срg=Ркр ∕ L

qсрg=333707 ∕1821=183,2

Длина колонны труб, которую может поднять подъемник исходя из максимальной грузоподъемности лебедки:

=iтηтР1(n1 ∕ n2) - Р` ∕ qсрg,

где ηт - КПД лебедки и талевой системы;- число оборотов на первой скорости;- число оборотов на расчетной скорости=6∙0,86∙98000(39,8 ∕ 69,8) - 5000 ∕ 183,2=1546 м; =6∙0,86∙98000(39,8 ∕ 155) - 5000 ∕ 183,2=681 м;=6∙0,86∙98000(39,8 ∕ 268) - 5000 ∕ 183,2=382 м;

Длина колонны труб, которую рационально поднимать на каждой скорости, исходя из максимального сокращения времени подъема:р=1821-1546=275 м;р=1546-681=865 м;р=681-382=299 м;р=382 м;

Машинное время- время работы лебедки при подъеме оборудования из скважины:

Т=L/υ,

где υ - скорость подъёма крюка.

Т=1821/0,25=7284 секунды=2,02 часа

При ремонте скважины, оборудованной установкой ЭЦН подъём и спуск оборудования ведут со скоростью не более 0,25 м/с, т.е. расчет ведут только по первой скорости лебёдки.

Вспомогательное время определяется по нормотивно-справочной литературе.

Вывод: При расчете натяжения в струнах каната мы определили что, при натяжении в ходовом конце каната при подъеме груза составило Рx=60537,15 Н (H). Неподвижного конца каната составило Рн=48912,9 (Н)

Основным критерием для выбора оборудования является ожидаемая нагрузка на ключ, которую определяют исходя из наиболее тяжелых условий подъема оборудования из скважины. Выбор основного оборудования для спускоподъемных операций, производится по максимальной нагрузке на крюке, с учетом климатических условий данного района и технической оснастки нефтедобывающего предприятия: Грузоподъемность выбираемого оборудования, должна максимально приближаться к расчетной нагрузке на крюке. Так как в расчете нагрузка на крюк составляет 34 тонны, для проведения ремонта выбираем агрегат А - 50 У грузоподъемностью 50 тонн.

2.5 Причины снижения производительности скважин

Главные и основные причины снижения производительности описаны в следующих пунктах:

при строительстве скважин глинистый раствор (буровой раствор) за счёт гидростатического давления проникает в поры продуктивного пласта и значительно уменьшает проходные отверстия;

плохо сцементированные частицы пласта при неправильной эксплуатации залежи также способствуют уменьшению проходных отверстий (пор) пласта;

в первоначальный период эксплуатации залежи фонтанным способом легкие углеводороды стремятся, в первую очередь, проникнуть в скважину. Вследствие этого с истечением времени вязкость нефти увеличивается и тяжелые углеводороды (смолопарафинистые вещества) забивают поры продуктивного пласта;

за счёт неправильной эксплуатации залежи большое сопротивление оказывает сама граница раздела фаз нефть-вода, нефть-газ;

одним из важнейших факторов уменьшения пропускной способности коллекторов является образование нефтяных эмульсий, которые, в первую очередь, забивают поры пласта, а во вторую очередь, при воздействии на эмульсионные пузырьки силы только деформируют их, но не разрывают. Проще говоря, увеличивается стойкость нефтяных эмульсий;

причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва заряда поглощается энергией больших гидростатических давлений;

Все отрицательные явления, перечисленные выше, каждое в определённой степени важности, приводят к снижению дебитов скважин. На основании этого возник в своё время вопрос о методах увеличения продуктивности пластов. В настоящее время операциями по увеличению нефтеотдачи пластов занимаются цеха при НГДУ по подземному ремонту скважин, а в отдельных регионах - специализированные организации.

2.6 Существующие методы интенсификации притока нефти

Для интенсификации добычи нефти и газа применяют различные методы повышения производительности скважин. Их много, но они должны выбираться, исходя из специфических условий применительно к конкретному пласту - коллектору. Основные из них следующие.

Химические методы.

) Солянокислотная обработка ПЗП.

) Обработка ПЗП грязевой кислотой.

) Углекислотная обработка ПЗП.

Механические методы воздействия на ПЗП и пластколлектор.

) Гидравлический разрыв пласта.

) Гидропескоструйная перфорация скважин.

) Торпедирование скважин.

) Действие взрывчатых веществ (ВВ).

) Действие ядерных взрывов.

Тепловые методы обработки ПЗП.

) Закачка в скважину нагретой жидкости, обработанной ПАВ.

) Прогрев ПЗП паром.

) Глубинный электропрогрев.

Физические методы воздействия на ПЗП и пластколлектор.

) Вибровоздействия.

Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных коллекторах. Их успешно применяют в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные цементирующие вещества.

Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород, по нефти.

Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. Наибольшее применение среди химических методов имеют СКО и ГКО.

Солянокислотная обработка скважин основана на способности соляной кислоты проникать в глубь пласта, растворяя карбонатные породы. В результате на значительное расстояние от ствола скважин простирается сеть расширенных каналов, что значительно увеличивает фильтрационные свойства пласта и приводит к повышению продуктивности скважин.

Глинокислотная обработка (ГКО) наиболее эффективна на коллекторах, сложенных из песчаников с глинистым цементом, и представляет собой смесь плавиковой и соляной кислот. При взаимодействии ГКО с песчаником или песчано-глинистой породой растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Глина утрачивает пластичность и способность к разбуханию, а ее взвесь в воде теряет свойство коллоидного раствора.

Пенокислотная обработка скважин применяется для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты в глубь пласта, что повышает эффективность обработок. Сущность способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ) в соляной кислоте.

Термокислотная обработка - это комбинированный процесс: в первой фазе его осуществляется тепловая обработка забоя скважины, а во второй - кислотная обработка. При термокислотной обработке для нагрева раствора соляной кислоты используется тепло экзотермической реакции. Для этого применяют специальный забойный наконечник со стержневым магнием. Окончательная температура раствора после реакции 75 - 90"С.

Для осушки призабойной зоны и растворения АСПО применяются обработки призабойной зоны ацетоном и растворителем типа ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов).

К физическим методам относятся;

дополнительная перфорация и перестрел старых интервалов;

акустическое воздействие;

вибровоздействие.

При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи глубинных электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия.

2.7 Выбор наилучшего метода и его описание

Промышленная нефтеносность Южно-Султангуловского месторождения приурочена к отложениям бобриковского отложения (Б2.). Пласт Б2 залегает в кровельной части бобриковского горизонта. Покрышкой для коллекторов служат окремненные и глинистые известняки тульского горизонта. Подстилается пласт Б2 одновозрастными глинами и аргиллитами мощностью 5-6 м. Для данного пласта целесообразно произвести глинокислотную обработку.

Грязевыми кислотами (или глинокислотами) называют смесь соляной НС1 и фтористо-водородной (плавиковой) НР кислот.

Грязевую кислоту применяют для обработки эксплуатационных и нагнетательных скважин, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками или песчано-глинистыми породами, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины. Эту кислоту нельзя применять для обработки карбонатных пород или сильно карбонизированных песчаников, так как образуется слизистый осадок фтористого кальция СаF2, который способен закупоривать поровые каналы.

Особенностью грязевой кислоты является ее способность растворять глинистые частицы и в некотором количестве даже кварцевый песок. Одновременно после обработки скважин грязевой кислотой глины теряют способность к разбуханию и понижению, таким образом, проницаемости.

Порядок проведения обработки призабойной зоны скважины, как правило, следующий.

Предварительно в скважине против обрабатываемых продуктивных пластов делают солянокислотную ванну с целью очистки призабойной зоны от различных загрязнений. Если стенки скважины покрыты цементной коркой, к солянокис-лотному раствору добавляют до 1,5% плавиковой кислоты.

После солянокислотной ванны в продуктивные пласты закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты с целью растворения карбонатных включений. Продукты реакции пород с кислотными растворами из призабойной зоны интенсивно удаляются перед обработкой скважины грязевой кислотой. На следующем этапе обработки в продуктивные пласты закачивают грязевую кислоту - смесь растворов 3-5%-ной плавиковой кислоты с 10-12%-ной соляной кислотой. В этом случае происходит следующая реакция плавиковой кислоты с окисью кремния:

НF + SiO2 = Н2SiF6 + 2Н2О.

Для сильно заглинизированных в процессе бурения скважин количество плавиковой кислоты в смеси с 15%-ной НС1 может быть доведено до 6%. Во избежание контактирования с промывочной водой в скважине рекомендуется кислотный раствор приготовлять только на пресной воде и перед его закачкой в насосно-компрессорные трубы вводить 4-8 м3 нефти. После продавки глинокислотного раствора в пласт по истечении 8-12 ч. скважину вводят в эксплуатацию.

Установлено, что при газолино-глинокислотных обработках с применением от 2 до 5 м3 специального раствора (16-20%-ная НС1 + конденсат) на 1 м вскрытой мощности пласта при сроках реагирования 16-24 ч. получают хорошие результаты. Наиболее эффективны газолино-глинокислотные обработки при закачке небольших объемов глинокислоты - от 0,5 до 1,5 м3 на 1 м вскрытой мощности пласта. Эффективность обработок резко возрастает при соотношениях растворителя и кислоты 3:1 и 4:1.

На нефтяных промыслах применяют следующие виды кислотных обработок: кислотные ванны, кислотные обработки, кислотные обработки под давлением, термохимические и термокислотные обработки и т. д. Наиболее распространены обычные кислотные обработки, когда в продуктивные пласты нагнетают специальный раствор соляной кислоты. Предварительно скважину очищают от песка, механических примесей, продуктов коррозии и парафина. У устья монтируют оборудование, агрегаты и средства, спрессовывают трубопроводы.

Технология различных солянокислотных обработок неодинакова и изменяется в зависимости от вида обработки, физических особенностей пласта, пород, слагающих продуктивный пласт, и т. д. Эффект от проведения солянокислотной обработки оценивается по количеству дополнительно добытой из скважины нефти, а также по величине повышения коэффициента продуется применять кислотный раствор с содержанием в нем от 15 до 20% НС1, а для скважин, закрепленных обсадной колонной,- раствор более низкой концентрации НС1 (10-12%). К раствору кислотных ванн, предназначенных для растворения окисных соединений железа, рекомендуется добавлять до 2-3% уксусной кислоты. Кислоту для реагирования с породами пласта рекомендуется оставлять в скважине на 24 ч. По истечении этого срока при обратной промывке очищают забой от загрязняющих веществ.

В качестве продавочной жидкости обычно используют воду. Если же после кислотной ванны планируется сразу прямая промывка забоя (через насосно-компрессорные трубы), то в качестве промывочной жидкости следует применять нефть.

Рисунок 5 - Схема обработки скважины грязевой кислотой

2.8 Анализ методов интенсификации притока нефти

Эксплуатация нефтяных месторождений сопровождается ухудшением проницаемости пород коллекторов в призабойной зоне скважин. Одной из причин такого ухудшения является отложение асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) на поверхности породы, обусловленное повышенным содержанием этих компонентов в высоковязких нефтях. С целью восстановления проницаемости до величины, равной или близкой к первоначальной, применяют различные методы обработки призабойной зоны скважин (ОПЗ).

Ежегодно около половины объема нефти на месторождении добывается за счет геолого-технических мероприятий (ГТМ) текущего года и продолжающихся эффектов от ГТМ прошлых лет.

Основное количество дополнительной нефти в последние пять лет получено за счет трех видов мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Наибольшее распространение из физико-химических методов воздействия на терригенные породы Южно - Султангуловского месторождения получила соляно-кислотная обработка и её модификации. Так в 2006 г. количество таких ремонтов составило 56%. Основными её преимуществами являются простота осуществления и низкая стоимость работ.

По результатам анализа, проведенным С.А. Ждановым (ОАОВНИИ нефть им. А.П. Крылова), особую озабоченность вызывает состояние с испытанием и применением так называемых третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН): тепловых, газовых и химических. Большинство этих методов может обеспечить значительное увеличение нефтеотдачи пластов и прирост дополнительных извлекаемых запасов нефти по сравнению с заводнением даже на поздней стадии разработки месторождения. Именно с применением этих методов большинство специалистов в нашей стране и зарубежом связывают будущее нефтяной промышленности.

По данным А.А. Арбатова (СОПС Министерства экономического развития и торговли РФ и Российской академии наук) в России (как и ранее в СССР) преимущественное развитие получают физико-химические методы, в то время как в других странах, например в США и Канаде, - тепловые и газовые.

Добыча нефти за счет химических методов в лучшие годы не превышала 3 % общей добычи за счет применения МУН. В СССР (а затем в России) уже с конца 80-х годов доля добычи нефти за счет физико-химических методов стала превышать 50 %, в дальнейшем постоянно росла (доля добычи за счет газовых методов не превышала 7 %), а в настоящее время, по данным Минэнерго РФ, превышает 80 %.

Для реальной оценки эффективности и классификации технологий воздействия на нефтяные пласты необходимо вести учет энергозатрат.

Например, по данным А.Я. Хавкина (ИПНГ РАН), применение магнитных устройств для обработки закачиваемой в пласт воды позволяет обеспечить увеличение приемистости скважин в 2,5 раза или снижение давления нагнетания на несколько МПа.

Газовые методы. Очень перспективные методы, позволяющие значительно увеличивать нефтеотдачу, но, к сожалению, в России почти не применяются, в основном по причине отсутствия компрессоров высокого давления.

Химические методы интенсификации притоков нефти.

На разрабатываемых месторождениях в основном применяется ограниченное число химических методов воздействия на ПЗП, которые можно объединить в четыре группы: 1 Водные растворы на основе ПАВ; 2 Эмульсионные растворы;

. Кислотосодержащие растворы; 4. Композиции на основе полимеров.

Эффективными методами химического воздействия на пласт являются кислотные обработки в различных модификациях.

Наибольшее распространение из физико-химических методов воздействия на терригенные породы Южно - Султангуловского месторождения получила глинокислотная обработка и её модификации.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс.) и плавиковой (от 3 до 5 % масс.) кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 м3 раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит от температуры пласта. При температурах до 30°С - 2 ч, от 30 до 60°С - от 1 до 1,5ч. 2. При температурах свыше 60°С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламентировано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активности) кислоты.

Продукты реакции вызывают снижение проницаемости пород после КО, если они откладываются в поровом пространстве в виде геля либо твердой породы или взаимодействуют с пластовыми флюидами, образуя осадки или эмульсии.

Таким образом, во время реакции СКР образуются растворимые и временно растворимые продукты, поэтому технология обработки СКР должна быть такой, чтобы предупредить выпадение нерастворимых осадков.

Во время взаимодействия глинокислоты образуются:

с кварцем - газоподобный SiF4, а после снижения кислотности - гель кремниевой кислоты Si(OH)4, который закупоривает поры;

с алюмосиликатами (глинами) - газоподобный SiF4;

с кварцем и алюминием - параллельно с SIF4 образуется гексафторокремниевая кислота H2SiF6, соли которой Na2SiF6 выпадают в осадок.

Известно, что реакция ГКР с глинами проходит значительно быстрее, чем с кварцем, поэтому в песчаниках преимущественно растворяются глинисто-карбонатный цемент и частицы, загрязнившие пласт, а зерна кварца (матрицы породы) - значительно меньше.

Часто вместо HF для получения ГКР применяют БФФА (биф-торид аммония NH4HF2 + NH4F). Например, для получения раствора (12% НС1 + 3% HF) применяют смесь (16% НС1 + 3% БФФА). Наличие в растворе иона NH J увеличивает растворимость продуктов реакции HF с силикатными породами, и поэтому для ГКР лучше использовать БФФА.

Для обработки песчаников применяют также смесь 20%-ной H2SiF6 + 24%-ной НС1 в соотношении 1:1, которая растворяет песчаники и глины подобно глинокислоте.

Таким образом, во время реакций ГКР с силикатными породами образуются временно растворимые и нерастворимые продукты, способные закупоривать поровое пространство. Наиболее важно - не допустить закупоривания пласта продуктами реакции после ГКО.

Изменение проницаемости пород после фильтрации сквозь них кислотных растворов зависит от химического и минералогического составов, структуры перового пространства, режимов фильтрации и термобарических условий прохождения реакции. После обработки терригенных коллекторов проницаемость образцов пород возрастает в 2-7 раз.

Удаление продуктов реакции из призабойной зоны осуществляется путем возбуждения притока флюидов из пласта в скважину во время открытого переливания, если пластовое давление больше гидростатического, или путем дренирования с применением газоподобных агентов (азота, воздуха) или пенных систем, если пластовое давление меньше гидростатического В случае, если применить указанные способы невозможно, полезно вытеснить продукты реакции из призабойной зоны в глубину пласта путем закачивания 20-30 м3 водного раствора ПАВ, нефти, конденсата и т.п. Осаждение продуктов реакции в глубине пласта несущественно ухудшает результаты КО по сравнению со случаем, когда осаждение происходит в призабойной зоне. Однако КО с вытеснением продуктов реакции нежелательно многократно повторять в той же скважине.

Применение ГКО с целью увеличения приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин следует рассматривать как метод, направленный на декольматацию призабойной зоны скважин, т.е. очистку порового пространства от техногенных продуктов, занесенных в призабойную зону в процессе вскрытия или эксплуатации скважин.

Таким образом, успешность проведения ГКО во многом зависит от состава цемента, скрепляющего зерна пород коллекторов и состава «засоряющих» веществ. Большое значение имеет наличие минералов и соединение элементов, которые в процессе реакции с глинокислотой могут образовать нерастворимый осадок. В обрабатываемой глинокислотой песчаной породе должно быть очень низкое содержание карбонатов, железистых соединений. В то время как большое содержание глин не является препятствием для успешности ГКО.

2.9 Расчёт основных показателей процесса обработки

Для составления проекта взята технико-эксплуатационная характеристика скважины №854, Южно-Султангуловского месторождения.

Первая обработка проводится с малым расходом раствора 0,2 - 0,3 м3 на 1 м мощности пласта, при последующих обработках увеличивать в 1,5 - 2 раза.

Общий объем кислотного раствора определяется по формуле:

р=nh, (1)

где n - норма расхода кислотного раствора.

Vр =1∙14=14 м3.

Определяем объем товарных кислот.

Соляная кислота. Объем товарной кислоты VHCl, необходимое для получения 1 м3 кислотного раствора с заданной 12% концентрацией, можно рассчитать по формуле:

HCl= р - 1/рт -1, (2)

где рт - плотность товарной кислоты 1,14 г/см3;

р - плотность рабочего кислотного раствора исходя из заданной

концентрации xp = 10%, р = 1,05 г/см3 получим:HCl=1,05-1/1,14-1=0,357 м3,

а для общего объема:HCl=0,357∙14=4,998 м3.

Плавиковая кислота. Количество 40 %-ной HF, необходимой для получения 1 м3 глинокислоты с содержанием HF 4 % (а = 4 %) в солянокислотном растворе с заданной плотностью р (см. таблицу согласно концентрации НСl), определяется по формуле:

= 10aр ∕Aт, (3)

где Aт - содержание HF в имеющейся товарной плавиковой кислоте 0,459 кг/л =10∙4∙ 1,05 ∕ 0,459 = 91,5 л, VHF ≈ 0,0915 м3,

а в общем объеме:=0,0915∙14=1,281 м3.

Определим количество химических реагентов.

Стабилизаторы. Хлористый барий нейтрализует серную кислоту, содержание которой в технической соляной кислоте доходит до 0,4 %. Количество хлористого бария рассчитывается по формуле:

Gхб=21,3Vp∙(a∙cxp ∕xk-0,02), (4)

где с - объемная доля серной кислоты, (а = 0,4 %);

хp - концентрация раствора;

хk - концентрация кислоты.хб=21,3∙14∙(0,4∙12 ∕ 27,5-0,02)=46,08 кг.

Объем хлористого бария при плотности рхб ≈ 4000 кг/м3: хб=46,08 ∕4000=0,0115 м3.

Уксусная кислота предотвращает выпадение гидрата оксида железа. Объем рассчитывают по формуле:

ук=bук∙Vp ∕ Cук, (5)

где bук - норма добавки уксусной кислоты, %;

Сy - концентрация уксусной кислоты, %.

При bук = 3 %, Сук = 80 % получим:ук =3∙14 ∕ 80=0,525м3.

Ингибиторы - вещества, замедляющие скорость коррозии металлов. В качестве ингибитора принимаем реагент В-2. Объем рассчитывается по формуле:

и =bн∙Vp ∕cи, (6)

где bн - норма добавки ингибитора, %;

си - объемная доля товарного ингибитора, %.

При bн = 0,2 %, си = 100 % получим:и=0,2∙14 ∕ 100=0,028 м3.

Интенсификаторы - вещества для понижения поверхностного натяжения. Количество определяют по формуле:

Vин=bин∙Vp ∕ cин, (7)

где bин - добавки интенсификатора, %;ин - объемная доля товарного интенсификатора, %.

Если в качестве интенсификатора используется марвелан-К, то b = 0,3 %,

Объем воды для приготовления кислотного раствора:

=Vp-VHCl -VHF -(Vxb+Vук+Vи+Vин); (8)

=14-4,998-1,281-(0,0115+0,525+0,028+0,042)=7,114 м3; =7,114 м3.

Порядок приготовления глинокислоты сводится к следующему, в емкость приготовления заливается расчетное количество воды. Затем добавляются расчетные количества добавок (ингибиторы, интенсификаторы, стабилизаторы). После размешивания добавляется расчетный объем товарной соляной кислоты и снова перемешивается. Последним добавляется расчетный объем товарной плавиковой кислоты. Смесь окончательно размешивается и емкость с раствором подключается к агрегату для закачки раствора.

Для изоляции зумпфа при обработке применяем раствор хлористого кальция относительной плотности 1,2. Объем 1 м ствола скважины внутренним диаметром 152 мм или 0,152 м составляет:

V = πD2 ∕ 4 (9)

=0,785∙0,132=0,013 м2.

Объем 59м зумпфа будет: 0,013 ∙ 59 = 0,7м3

Для получения 1 м3 раствора хлористого кальция относительной плотности 1,2 требуется 540 кг CaCI2 и 0,66 м3 воды.

Для изоляции зумпфа нужно взять: 540 V3=540∙0,7=378 кг;

воды: 0,66 V3=0,66∙0,7=0,462 м3.

Перед закачкой кислоты скважину необходимо заполнить нефтью. Объем кислоты, закачиваемой без давления, состоит из объема выкидной линии диаметром 0,05 м и длиной 25 м до насосного агрегата. Объем выкидной линии определяется по формуле:

вык=0,785∙25d2вн ; (10)

вык=0,785∙0,052∙25=0,049 м3.

Объем промывочных труб диаметром 0,062 м, длиной 1891 м:

нкт=0,785d2нктL; (11)

нкт=0,785∙0,0622∙1891=5,7 м3.

Объем нижней части скважины от подошвы до кровли пласта:

пер=0,785D2Vp; (12)

пер=0,785∙0,1462∙14=0,23 м3.

Всего:

`p=Vвык+Vнкт+Vпер; (13)

`p=0,049+5,7+0,23=5,97 м3.

Объем кислоты, закачиваемой под давлением, составит:

``p=Vp-V`p ; (14)

``p=14-5,97=8,03 м3.

Расчет режима работы насосного агрегата.

Определяем необходимое давление на выкиде насоса при закачке продавочной жидкости на разных скоростях:

вн=Pзаб-Pж+Pт, (15)

где Pзаб - максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа;ж - гидростатическое давление столба продавочной жидкости плотностью 900 кг/м3, МПа;

Рт - потери давления на трение, МПа.

заб=Pпл+86400∙10-3q ∕ K (16)

где q - теоретическая подача насоса при 100 мм плунжере насоса, л/с;

К - коэффициент продуктивности, м3/сут., МПа. Ожидается К0=4,9 м3/сут., МПа.заб2 =20,3+2,5∙10-3∙86400 ∕ 4,9= 64,3 МПа;заб3=20,3+4,76∙10-3∙86400 ∕ 4,9=104,2 МПа;заб4=20,3+8,48∙10-3∙86400 ∕ 4,9=169,8 МПа;заб5=20,3+10,81∙10-3∙86400 ∕ 4,9=210,9 МПа;

ж=10-6gρLn. (16)

ж=894∙9,8∙1891∙10-6=16,5 МПа.

Pт=λ∙Lпυ2ρ ∕ 2d, (17)

где λ - коэффициент гидравлического сопротивпения;

υ - скорость движения жидкости по трубам, м/с.

υ = 10-3 q ∕ 0,785d2, (18)

где d - внутренний диаметр промывочных труб, м.

υ2=2,5∙10-3 ∕ 0,785∙0,0622=0,828 м/с;

υ3=4,76∙10-3 ∕ 0,785∙0,0622=1,59 м/с;

υ4=8,48∙10-3 ∕ 0,785∙0,0622=2,8 м/с;

υ5=10,81∙10-3 ∕ 0,785∙0,0622=3,6 м/с;

Re = υdρ ∕ μ, (19)

- число Рейнольдса;

μ - динамическая вязкость продавочной жидкости, МПа

При μ = 8.96 ∙ 10-3 Па ∙ с получим:=0,828∙0,062∙894 ∕ 8,96∙10-3=5736;=1,59∙0,062∙894 ∕ 8,96∙10-3=9835;=2,8∙0,062∙894 ∕ 8,96∙10-3=17321;=3,6∙0,062∙894 ∕ 8,96∙10-3=22270;

λ=0,3164 ∕ Re0,25, (20)

где λ - коэффициент гидравлического сопротивления.

λ2=0,3164 ∕ 57360,25=0,036

λ3=0,3164 ∕ 98350,25=0,031

λ4=0,3164 ∕ 17320,25=0,027

λ5=0,3164 ∕ 222700,25=0,025

Тогда потери на трении составят:т2=0,036∙0,8282∙1891∙894 ∕ 2∙0,062=0,33∙106 Па;т3=0,031∙1,592∙1891∙894 ∕ 2∙0,062=1,06∙106 Па;т4=0,027∙2,82∙1891∙894 ∕ 2∙0,062=2,88∙106 Па;т5=0,025∙3,62∙1891∙894 ∕ 2∙0,062=4,41∙106 Па;

Давление на выкиде насоса составит:вн2=64,3-21,48+0,33=43,1 МПа;вн3=104,2-21,48+1,06=83,7 МПа;вн4=169,8-21,48+2,88=151,2 МПа;вн5=210,9-21,48+4,41=193,2 МПа;

Как видно из расчета, закачку и продавку солянокислотного раствора можно вести только на второй скорости, когда требуемое давление, равное 43,1 МПа, меньше развиваемого агрегатом УНЦ1 - 160x500 - 47,6 МПа.

Продолжительность и нагнетания и продавки в пласт раствора на второй скорости:

τ=103(Vp+V`p) ∕ q (21)

где Vp - объем кислотного раствора, м3;` - объем продавочной воды, м3;- подача насоса на выбранной скорости, л/с.

τ =103(14+5,97) ∕ 2,5∙3600=2,21 ч.

Вывод: для проведения глинкислотной обработки в скважине требуется 14 м, продавочной жидкости - 5,97 м3. Транспортировку, закачку и продавку кислотного раствора производят агрегатом УНЦ1-160х500К. Продавочную и промывочную жидкости доставляют к устью скважины в автоцистернах ППЦ-23. Продолжительность нагнетания и продавки в пласт составит 2,21 ч.

2.10 План обработки

Переезд на скважину бригады подземного ремонта.

Монтаж подъемника.

Разборка устьевой арматуры.

Подъём глубиннонасосного оборудования.

Спуск НКТ в скважину до нижнего интервала перфорации1891м.

Изоляция зумпфа.

Ёмкость с раствором кислот или кислотник, автоцистерна, агрегат УНЦ 1 -160 ∙ 500 устанавливаются на территории скважины с соблюдением правил техники безопасности.

Обвязка техники между собой и устьем скважины осуществляется согласно схеме.

Производиться опресовка нагнетательных линий и устья скважины при закрытых задвижках на устье, на полутора кратное ожидаемое рабочее давление в процессе обработки.

На нагнетательной линии от агрегата закачивающего кислоту в скважину, устанавливается обратный клапан.

Прокладывается выкидная линия от затрубья к ёмкости для сбора задавочной жидкости.

Закачивается промывочная жидкость до устойчивого перелива из затрубного пространства.

Закачивается глинокислотный раствор в скважину на, произвольной скорости при открытом затрубном пространстве в объёме 5,6 м³.

Закрыть задвижку на отводе затрубного пространства и продолжить закачку оставшегося кислотного раствора (2,4 м³) уже на сильно сниженной скорости.

Задавить кислоту в пласт также при наименьшей скорости с целью более полного использования, растворяющей способности кислоты в пределах намеченной планом зоны воздействия.

Закрыть скважину и оставить на реакцию. Срок выдерживания кислоты зависит от температуры пласта и от активности применяемых мер защиты металла от кислотной коррозии от 2 до 12 часов.

После выдерживания кислотного раствора продукты реакции вымываются на поверхность с помощью промывки или путём рассеивания продуктов реакции по пласту. Так, например: после проведения обработки нагнетательной скважины с целью увеличения приёмистости производят гидровоздействие с целью рассеивания продуктов реакции по пласту, добиваясь тем самым очищения призабойной зоны. Гидровоздействие производят агрегатом 4АН - 700, в течении продолжительного времени (24 - 48 часов), путём закачки воды от водовода с добавлением ПАВ.

Если производилась обработка пластов в нефтяной фонтанирующей скважине, то необходимо после реагирования произвести промывку призабойной зоны от продуктов реакции в дальнейшем произвести освоение и вызов притока компрессированием. В случае если предполагается спуск насосных установок, продукты реакции необходимо рассеять по пласту раствором ПАВ или дегазированной нефтью с добавлением ПАВ в количестве 0,1 - 0,5%.

Подъём промывочных труб.

Спуск оборудования в скважину.

Демонтаж ПВО.

Монтаж устьевой арматуры.

Пуск и вывод на режим.

Демонтаж подъёмника У - 50.

Уборка территории.

3. Охрана труда и противопожарная защита

.1 Основные правила техники безопасности при проведении подземного ремонта скважины

При проведении ремонта скважины необходимо соблюдать следующие правила техники безопасности:

Газ необходимо отводить на расстояние не ближе 25 м от скважины, причем со стороны выпуска газа не должно быть людей, огня, работающих двигателей, автотранспорта или каких-либо объектов. Газоотводящую линию нужно закрепить.

Запрещается пользоваться неисправным кабелем для подвода электроэнергии к аппаратам для свинчивания и развинчивания труб и штанг.

Посадку элеватора на устье скважины при подъеме и спуске труб и штанг во избежание ценообразования необходимо производить плавно, без ударов.

При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно герметизировано.

На скважинах, где возможны газонефтепроявления, необходимо иметь противовыбросовое оборудование.

При подъеме труб с нефтью необходимо установить приспособление против ее разбрызгивания и разлива.

При промывке песчаной пробки водой промывочную жидкость следует отводить в промышленную канализацию или емкость. Промывать пробки нефтью следует по замкнутому циклу.

При промывке песчаных пробок в скважинах, в которых возможны выбросы, следует установить противовыбросовую задвижку или герметизирующее устройство.

К скважине, в которой проводят промывку, чистку пробки или свабирование, должна быть подведена водяная линия с вентилем и шлангом для промывки рабочей площадки.

При чистке забоя скважины во избежание искрообразования нельзя допускать трения каната об устье. Для предотвращения этого устье скважины должно быть оборудовано медной воронкой.

При чистке песчаных пробок желонкой необходимо иметь металлический крючок, ящик- отбойник с «подушкой», сточный желоб и шланг от водяной линии.

Запрещается опорожнять желонку непосредственно на пол рабочей площадки.

Запрещается начинать цементирование скважин при наличии нефтегазопроявлений в скважине.

Трактор-подъемник следует устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины с наветренной стороны. Передвижной агрегат также следует устанавливать с наветренной стороны.

Запрещается устанавливать трактор-подъемник и передвижной агрегат на территории, загрязненной горюче-смазочными материалами.

Промывочный агрегат должен быть установлен вблизи водяной линии или чана с водой и таким образом, чтобы кабина агрегата не была обращена к устью скважины.

При заправке подъемника горючим двигатель должен быть заглушён. Заправлять следует после охлаждения нагретых частей.

Разбирать устьевую арматуру следует после глушения скважины и снижения в ней давления до атмосферного.

3.2 Пожаробезопасность

Содержание территории, производственных и административных зданий, помещений и оборудования.

Территория производственных объектов бурения скважин и добычи нефти и газа (в том числе привышечные сооружения, установки для сбора, хранения, транспортирования нефти и газа и др.), а также производственные помещения и оборудование должны постоянно содержаться в чистоте и порядке.

Не допускается замазученность производственной территории, помещений и оборудования, загрязнение легковоспламеняющимися и горючими жидкостями (ЛВЖ и ГЖ), мусором и отходами производства.

Сгораемые отходы производства, мусор, сухая трава должны убираться и уничтожаться в безопасных в пожарном отношении местах. В местах разлива ЛВЖ и ГЖ пропитанный ими грунт должен быть тщательно промыт, убран и засыпан сухим песком или грунтом.

Хранение нефти и других ЛВЖ и ГЖ в открытых ямах и амбарах на территории предприятий не допускается.

Вокруг взрывопожароопасных объектов и сооружений, расположенных на территории нефтедобывающего предприятия, периодически должна скашиваться трава в зоне радиусом не менее 5 м.

Запрещается складирование (хранение) сгораемых материалов в указанной зоне.

Перед взрывоопасными объектами должны быть вывешены таблички с указанием местонахождения средств пожаротушения, которое обязаны знать все работающие.

Закрытие переездов и участков дорог (с целью ремонта их или по другим причинам) и устройство объездного пути допускаются с разрешения руководителя предприятия по согласованию с пожарной охраной предприятия с указанием места, характера и срока работ.

При раскопках дорог следует оставлять проезды шириной не менее 3,5 м, а также устраивать мостки через траншеи.

В случае невозможности оставления проезда должен быть устроен объезд шириной 3,5 м для движения пожарных машин.

Дорожные знаки, применяемые в этих случаях, должны соответствовать ГОСТ 10807-78.

Курение на предприятиях допускается в специально отведенных (по согласованию с пожарной охраной предприятия) местах, оборудованных урнами для окурков и емкостями с водой. В этих местах должны быть вывешены надписи «Место для курения».

Во взрывоопасных помещениях телефонный аппарат и сигнальное устройство к нему должны быть во взрывозащищенном исполнении, соответствующем категории и группе взрывоопасной смеси, которая может образоваться в данном помещении.

У каждого телефонного аппарата должна быть вывешена специальная табличка с указанием номера телефона пожарной части для вызова ее при возникновении пожара.

Запрещаются на территории предприятия разведение костров, выжигание травы, нефти.

Въезд на территорию взрывопожароопасных предприятий и установок (резервуарные парки и др.) допускается только по специальному пропуску. Автотранспорт, тракторы и другие агрегаты должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями, а также средствами пожаротушения.

Запрещается прокладывать трубопроводы для транспортирования взрывопожароопасных веществ через бытовые, подсобные и административно-хозяйственные помещения, распределительные устройства, электропомещения, помещения КИП и вентиляционные камеры.

Запрещается применять для освещения скважин, насосных, нефтеналивных причалов, пунктов сбора и подготовки нефти, парков товарных резервуаров и других взрывопожароопасных производственных объектов и складских сооружений факелы, спички, свечи, керосиновые фонари, костры и другие источники открытого огня.

На каждом предприятии должен быть составлен перечень производственных цехов, отдельных помещений, установок и складов с определением категории производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности.

При этом следует руководствоваться временными указаниями по классификации основных производств (отдельных помещений) и сооружений нефтяной промышленности по их пожаровзрывоопасности (ВСН 8- 73).

Запрещается выполнять производственные операции на оборудовании, установках и станках с неисправностями, что может привести к загораниям и пожарам, а также при отключении КИП, по которым определяются заданные режимы температуры, давления, концентрации горючих газов, паров и другие технологические параметры.

Поверхность элементов оборудования и трубопроводов, имеющих при эксплуатации температуру выше 318К (45°С), должна иметь ограждения или несгораемую теплоизоляцию на участках возможного соприкосновения с ними обслуживающего персонала.

Запрещаются ремонтные работы на оборудовании, находящемся под давлением, набивка и подтягивание сальников на работающих насосах и компрессорах, а также уплотнение фланцев на аппаратах и трубопроводах без снятия давления и отключения участка трубопровода или агрегата (насоса, компрессора) от других аппаратов и трубопроводов с помощью задвижек или заглушек в системе.

За герметичностью оборудования (особенно фланцевых соединений и сальников) необходим строгий контроль. В случае обнаружения пропусков следует принимать меры по их устранению.

Отогревать замерзшую аппаратуру, арматуру, трубопроводы, задвижки, промывочный раствор разрешается только паром или горячей водой. Использование для этих целей паяльных ламп и других способов с применением открытого огня запрещается.

На буровых глубокого и структурно-поискового бурения в зимнее время должны быть предусмотрены парокотельные установки, водомаслогрейки и электрокотлы.

Производственные сооружения и здания (скважины, насосные, компрессорные, сепарационные установки, резервуары и др.), а также разрывы между ними должны быть выполнены согласно требованиям соответствующих СНиП и «Инструкции по строительному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности» СН 433-79.

В местах прохода валов трансмиссии и трубопроводов через стену, отделяющую помещение с опасными в отношении взрыва и пожара выделениями от прочих помещений, должны предусматриваться сальники или другие устройства, исключающие возможность распространения этих выделений.

Промасленный либо пропитанный бензином, керосином и иными ГЖ обтирочный материал следует складывать в специальные металлические ящики с плотно закрывающимися крышками. По окончании рабочего дня (или перед сдачей смены) ящики необходимо выносить в безопасное в пожарном отношении место. Содержимое ящиков в случае невозможности дальнейшего его использования по указанию начальника объекта, цеха и по согласованию с пожарной охраной предприятия нужно закапывать в землю или сжигать в определенном для этих целей месте.

Проходы, выходы, коридоры, тамбуры, стационарные пожарные лестницы и несгораемые ограждения на крышах зданий, лестничные клетки, чердачные помещения должны постоянно содержаться в исправном состоянии и ничем не загромождаться.

Чердачные помещения должны быть заперты, а слуховые окна - закрыты. Запрещается устраивать в лестничных клетках всевозможные кладовки, прокладывать промышленные газопроводы, трубопроводы с ЛВЖ и ГЖ, устраивать выходы из шахт грузовых подъемников, а также устанавливать оборудование, препятствующее передвижению людей.

Все двери эвакуационных выходов должны свободно открываться в направлении выхода из здания.

На случай возникновения пожара должна быть обеспечена возможность безопасной эвакуации людей, находящихся в производственном здании.

Запрещается применение и хранение взрывчатых веществ, баллонов с газом под давлением, целлулоида, кинопленки, пластмасс, полимерных и других материалов, имеющих повышенную пожарную опасность, в подвальных помещениях и цокольных этажах производственных и административных зданий.

Число эвакуационных выходов из каждого производственного здания и помещения, а также их конструктивное и планировочное решение должны соответствовать требованиям строительных норм и правил.

Деревянные конструкции производственных объектов должны быть обработаны огнезащитным составом. Эту обработку следует периодически повторять.

Проемы в противопожарных стенах и перекрытиях должны быть оборудованы защитными устройствами против распространения огня и продуктов горения (противопожарные двери, водяные завесы, заслонки, шиберы, противодымные устройства).

При пересечении противопожарных преград различными коммуникациями зазоры между ними и конструкциями преград (на всю их толщину) должны быть наглухо заделаны негорючим материалом.

Запрещается перепланировка производственных и служебных помещений, если нет соответствующего проекта, согласованного с местными органами надзора (в том числе с пожарной охраной) и утвержденного администрацией. При этом нельзя снижать пределы огнестойкости строительных конструкций и допускать ухудшение условий эвакуации людей.

В производственных зданиях степени огнестойкости 1, 2, 3 нельзя устраивать антресоли, перегородки, бытовки, кладовки из горючих материалов.

В цехах и лабораториях, где применяют ЛВЖ, ГЖ и газы, следует предусматривать централизованное транспортирование и раздачу их на рабочие места. Во всех других случаях для переноски ЛВЖ и ГЖ нужно использовать безопасную тару специальной конструкции.

Для цеховых кладовых должны быть установлены нормы максимально допустимого количества одновременного хранения ЛВЖ и ГЖ, красок, лаков и растворителей.

На рабочих местах можно хранить только такое количество материалов (в готовом к применению виде), которое не превышает сменную потребность. При этом емкости должны быть герметично закрыты.

Требования к объектовым складам красок, лаков и растворителей должны приниматься в соответствии с разделом СНиП 11-106-79 «Склады нефти и нефтепродуктов. Нормы проектирования».

Взрывопожароопасные объекты в соответствии с ГОСТ 12.4.026-76 «Цвета сигнальные и знаки безопасности» должны быть оборудованы соответствующими знаками пожарной безопасности.

Производственные помещения и их оборудование надо периодически очищать от пыли и других горючих отходов. Сроки чистки устанавливаются технологическими регламентами или объектовыми (цеховыми) инструкциями. В местах интенсивного выделения отходов в виде пыли должны быть определены показатели их пожарной опасности.

Спецодежду работающих необходимо своевременно стирать и ремонтировать. Администрацией предприятия для каждого цеха (производственной операции) должен быть установлен четкий порядок замены промасленной спецодежды чистой (периодичность стирки, обезжиривания, ремонта и т. п.).

3.3 Соблюдение техники безопасности при проведении метода интенсификации притока

При проведении метода интенсификации притока следует соблюдать следующие правила:

Химическая обработка скважин (кислотная, растворителями, поверхностно - активными веществами) должна осуществляться под руководством мастера или другого инженерно - технического работника по плану, утвержденному главным инженером предприятия.

Рабочие бригады должны быть обеспечены защитными средствами, предусмотренными при работе с кислотами.

Слив кислоты, растворителей из бидонов в емкости (автоцистерны) должен быть механизирован.

Сосуды, предназначенные для хранения и транспортирования кислот, и запорные устройства к ним должны быть кислостойкими и герметичными.

Бутылки с кислотами должны храниться, перевозиться и переноситься в плетеных корзинах или деревянных ящиках с ручками.

На крышке мерника, используемого для приготовления раствора кислоты, должно быть не менее двух отверстий: одно для залива кислоты, другое для отвода его паров. У отверстий должны быть козырьки или защитные решетки.

Для выливания кислоты из бутылей в мерник должна быть оборудована удобная площадка, позволяющая работать на ней двум рабочим. Переносить бутылки необходимо по трапам с перилами.

При приготовлении раствора во избежание разбрызгивания кислоту следует вливать в воду, а не наоборот.

При наполнении автоцистерны кислотой оператор должен следить за ее уровнем, находясь с наветренной стороны. В случае перелива кислоты, растворители и раствор ПАВ должны засыпаться песком или смываться водой. Плавиковая кислота смывается только водой.

Сальники насосов для перекачки кислоты должны быть закрыты специальными щитками, которые снимаются только во время ремонта.

Для закачки раствора кислоты (растворителей, ПАВ) в скважину нагнетательная линия должна быть спрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление, но не выше давления, указанного в паспорте насоса.

Запрещается ремонтировать, ударять по нагнетательной линии в процессе закачки химреагента. При необходимости ремонта нагнетательной линии следует прекратить закачку кислоты (растворителей, ПАВ), снизить давление до атмосферного, а линию промыть водой.

Запрещается производить химическую обработку скважин при силе ветра более 12м/с, при тумане и в темное время суток.

После окончания работ по закачке кислоты в скважину все оборудование и коммуникации должны быть промыты водой. Перед разборкой трубопроводов давление должно быть снижено до атмосферного.

На местах работы с химреагентами должен быть необходимый запас воды и песка.

4. Охрана недр и окружающей среды

.1 Источники загрязнения окружающей среды при проведении ПРС

Одним из существенных вопросов по охране окружающей среды и рационального использования природных ресурсов является вопрос снижения вредного воздействия на природную среду при проведении работ по капитальному ремонту скважин.

При проведении капитального ремонта, основными факторами негативно влияющим на окружающую среду являются газонефтяные проявления, открытые фонтаны, заколонные переливы и др. Нефтегазопроявления - это переливы из скважины в следствиекоторых происходит загрязнение почвенного покрова земли. Нефтегазапроявления, как правило сопровождаются выделением углеводородного газа из скважины, тем самым оказывая вредное воздействие на атмосферный воздух. Основными причинами возникновения нефтегазапроявлений является снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт, несоответствие параметров задавочной и промывочной жидкости, нарушение технологии проведения работ при ремонте скважин, возникновение поршневого эффекта.

Причиной возникновения заколонных перетоков, способствующих загрязнению водоносных горизонтов, является нерушение эксплуатационной колонны добывающих и нагнетательных скважин.

Причиной перехода газоводонефтепроявлений в открытые фонтаны и тем самым увеличение отрицательного воздействия на окружающую среду и природные ресурсы, является отсутствие герметизации устья скважины при проведении технологических операций во время капитального ремонта скважин.

С целью максимального сокращения вредных выбросов в окружающую среду, предотвращения загрязнения гумусного слоя почвы и питьевых водоносных горизонтов, в НГДУ «Бугурусланнефть» предусмотрены мероприятия по охране окружающей среды при проведении капитального ремонта скважин.

4.2 Мероприятия по охране окружающей среды при ПРС

Все работы по ремонту скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ. Мероприятия по охране окружающей среды должны быть предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважин (заявка, план работ и др.) и дополнительных указаниях и требованиях, сформулированных в процессе работ. Природоохранные мероприятия должны учитывать специфические особенности процесса ремонта скважин, время года, природноклиматические условия района ведения работ, народно-хозяйственную ценность водных объектов, лесов, отведенных земель и должны быть согласованы в местных комитетах по охране окружающей среды. Все завозимые на скважину химические реагенты должны быть упаованы в специальную тару или контейнеры и храниться в закрытом помещении, предохраняющем от попадания в них атмосферных осадков или размыва их на территории куста. Для уменьшения загрязнения атмосферного воздуха необходимо использовать специальные реагенты - нейтрализаторы. Запрещается выпускать в атмосферу газ, содержащий вредные вещества, без сжигания или нейтрализации. Способы сжигания и нейтрализации должны обеспечить концентрацию вредных веществ на границе санитарно-защитной зоны в пределах установленных значений ПДК при максимально ожидаемых объемах сжигаемого газа с учетом фонового загрязнения атмосферы и влияния соседних источников технологических выбросов.

Окружающая среда при ремонте скважин может быть загрязнена рабочими жидкостями, которые остаются по окончании работ или же разлиты из-за небрежного обращения. Из-за нарушения режимов глушения скважины или процесса освоения её, возможны выбросы скважиной жидкости вплоть до неуправляемого фонтанирования. В случае газопроявления в процессе ремонта все работы должны быть прекращены. При этом экспресс методом проводится анализ воздуха рабочей зоны на присутствие сероводорода, сернистого газа, окиси углеводорода. Если загазованность рабочей зоны превышает ПДК, то необходимо загерметизировать устье скважин и принять меры по ликвидации газопроявления. При данной ситуации члены бригады должны использовать средства индивидуальной защиты.

Прилегающим к скважине землям ущерб может быть причинен и пескосмесительными, автоцистернами и другой спецтехникой, применяемой при ремонтных работах, в случаях отсутствия подъёздных путей к скважине, при их неудовлетворительном состоянии и нарушения маршрутов следования.

Наиболее уязвимым природным компонентом являются водные ресурсы. Среди характерных форм воздействия на поверхностные и грунтовые воды в результате проведения ГТМ можно отметить следующие:

изменение гидрологического режима кустового участка;

нарушение режима водоносности водотоков;

загрязнение водной среды.

Используемые для контроля радиоактивные изотопы так же могут

оказаться источником загрязнения окружающей среды при небрежном обращении с ампулами и контейнеры или активированными материалами (зернистыми или жидкими). Для предупреждения загрязнения окружающей среды при ремонтных работах проводятся следующие мероприятия:

Остатки рабочей жидкости из ёмкостей агрегатов и автоцистерн должны сливаться в промышленную канализацию.

В случае если возникло неуправляемое фонтанирование, необходимо срочно соорудить земляной вал для ограждения возможности растекания пластового флюида по большой территории. Все углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины, по окончании работ должны быть собраны и утилизированы, либо сожжены, если утилизация невозможна. В случае разливов нефтепродуктов и ГСМ загрязненный грунт может предварительно обрабатываться бактериальным препаратом “Путидойл”.

Территория вокруг добывающей скважины в соответствии с действующими нормами должна быть ограждена земляными валами. Примыкающая к скважине территория в случае причинения ущерба при подъездах и т.д. должна быть рекультивирована для какого-либо использования.

Активизированные изотопные материалы запрещено использовать в скважинах, если нет уверенности в надёжном разобщении пластов от горизонтов артезианских и целебных вод, а так же от пластов имеющих сообщение с дневной поверхностью по близости от скважины.

Зернистые материалы и активированные жидкости не должны попадать на дневную поверхность.

По окончании работ территорию скважины и одежду рабочих необходимо проверить, и убедится в отсутствии опасных концентраций радиоактивных веществ, рабочих жидкостей и т.д.

4.3 Мероприятия по охране окружающей среды, проводимые в НГДУ

Подземный и капитальный ремонт скважин является одним из источников загрязнения окружающей среды нефтью, пластовой водой, а также различными химреагентами или их растворами, составляющими основу рабочих и промывочных жидкостей. В подготовительно - заключительный период ремонтных работ из-за нарушения режимов глушения скважины или её освоения возможны выбросы скважинной жидкости вплоть до неуправляемого фонтанирования.

Предотвращение загрязнения окружающей среды при проведении работ по подземному ремонту скважин достигается проведением следующих мероприятий:

использование закрытой системы циркуляции промывочной жидкости, включающей слив отработанной или оставшейся жидкости в специальную ёмкость, нефтеловушку или канализацию;

сбор, вывоз или обезвреживание на месте продуктов ремонта (углеводорода, оказавшиеся на территории вокруг скважины должны быть собраны и утилизированы либо сожжены, если утилизация невозможна);

обваловка площади вокруг скважины, особенно в случаях возникновения неуправляемого фонтанирования;

применение устьевых малогабаритных противовыбросовых устройств;

рекультивация территории примыкающей к скважине, для сельскохозяйственного и иного пользования, в случае причинения ущерба движением агрегатов.

5. Организационно-экономический раздел

.1 Состав бригады капитального ремонта. Функции членов бригад

Бригада ЦКРС состоит из трех человек:

Бурильщик

Помощник бурильщика

Машинист подъемника

Функции бурильщика КРС.

Характеристика работ: проверка состояния подъемного сооружения, оборудования, приспособлений, инструмента и подготовка их к работе; ведение технологического процесса КРС, контроль за состоянием оснастки.

Спуск и подъем бурильных и НКТ, штанг; сборка и разборка бурильного и ловильного инструмента; промывка и разбуривание пробок; осуществление мер по предотвращению аварий и осложнений в скважине.

Ведение технологических процессов по зарезке второго ствола; фрезерование оставленных в скважине предметов и извлечение их; подготовка к опрессовке колонны скважины, выкидных и нагнетательных линий; освоение нефтяных, газовых и нагнетательных скважин.

Производство текущего ремонта оборудования и инструмента непосредственно на месте; отключение и подключение осветительной аппаратуры, механизмов свинчивания и развинчивания труб.

Участие в производстве ловильных работ, операций по гидравлическому разрыву и абразивной перфорации пласта, установке и подъеме пакеров и упорных якорей, кислотной и термической обработке забоя.

Уровень квалификации бурильщика согласно ТКС:

при работах на скважинах первой категории сложности - 5 разряд;

при работах на скважинах второй категории сложности - 6 разряд.

Функции помощника бурильщика.

Помощник бурильщика принимает участие в выполнении работ по установке труб за палец, укладки их на мостки при спуске и подъеме труб; замере труб; наблюдении за исправностью талевой системы; подготовке к спускоподъемным операциям; наблюдении за циркуляцией и очисткой желобной емкости; исправностью маршевых лестниц; участие в приготовлении глинистого раствора, ремонте цепных и сухарных ключей.

Функции машиниста подъемника.

Управление подъемником; установка подъемника на площадке возле скважины; участие в работе по КРС; технический уход подъемника, его заправка ГСМ и водой, производство текущего ремонта подъемника, наблюдение за исправностью индикатора веса.

5.2 Расчёт нормативной продолжительности ремонта скважины

Для повышения эффективности проведения ремонта разрабатывается наряд на ремонт скважины.

Наряд составляется в соответствии с планом работ и содержит

Описание по предстоящему ремонту, нормативы времени на выполнение отдельных операций и общую продолжительность ремонта.

В соответствии с нарядом определяется время работы каждой вахты, начисляется заработная плата. Наряд составляется на основании технико-эксплутационной характеристики скважины.

Таблица 1 - Наряд на ремонт скважины №854

Расчет нормы времени на переезд

Количество единиц перевозимого оборудования: 5.

Переезд - 20 км.

Количество рейсов: с грузом-5, порожняком-4.

Норма времени на 1 км. пути (Трал), в соответствии со справочником ЕНВ:

С грузом-12 мин.

Порожняком-9,6 мин.

Норма времени на 1 км. пути с учетом бездорожья.

Коэффициент бездорожья = 1,5.

С грузом=12∙1,5=18 мин.

Порожняком=9,6∙1,5=14,4 мин.

Т(с грузом) =18∙20∙5=1800 мин.

Т(порожняком)=14,4∙20∙4=1152 мин.

Тобщее=1800+1152=2952 мин.

Время на промывку.

Время на промывку определяем исходя из:

объема закачки воды V = 25 м3

норматива времени на закачку одного м3 жидкости по ЕНВ - 4 мин.,

норматива времени на продавку одного м3 по ЕНВ - 6 мин.,(пром.) =30∙4=120 мин.(прод.) =5,9∙6=35,4 мин.

Время на подготовительные и заключительные работы до и после выполнения операции:

Расчет норм времени на подготовительные работы перед ремонтом, монтаж подъемника, подъемом и спуском НКТ, а также после выполнения этих операций выполняем в соответствии со справочником ЕВН укрупненным методом и по местным отраслевым нормам.

Время на подъем насосно-компрессорных труб:

Зная глубину скважины - 1853 м. И длину 1 трубы - 10 м. Определим нужное кол-во труб.

∕ 10=189 т.

Зная сколько НКТ в скважине определим норму времени на подъем НКТ:

норма времени на поднятием 1нкт по справочнику ЕНВ = 2,9 мин,

∙2,9=548 мин.

Время на спуск насосно-компрессорных труб:

норма времени на спуск 1нкт по справочнику ЕНВ = 2,6 мин,

∙2,6=491мин.

Время на ГКО:

Время на закачку одного м3 раствора - 4 минуты,

Время реакции - 8 часов (480 мин.)

Нормативы времени на остальные операции:

Время на монтаж и демонтаж подъемного агрегата, разборка и монтаж устьевого оборудования рассчитаны укрупненным методом по отраслевым нормам.

Общая норма времени на ремонт составила - 7553 мин.

5.3 Смета затрат на ремонт

Услуги других цехов

Услуги других цехов принимаются исходя из фактически сложившихся затрат в расчете на один бригадо-час по КРС-(135,0 руб.) и включают затраты на:

амортизацию;

электроэнергию;

услуги ПРЦЗ и ПВС;

геофизические;

прочие.

З услуг других цехов=135,0 руб.

З услуг других цехов=135,0∙125=16875 руб.

Общепроизводственные расходы

Общепроизводственные расходы составляют 24% от суммы прямых затрат и включают затраты на содержание управленческого персонала ЦКРС и зданий общепроизводственного назначения.

З Общепроизводственные=415152руб∙24/100=100396,25 руб.

Коммерческие расходы

Коммерческие расходы составляют - 8 % от всех затрат.

З Коммерческие= 41515руб∙8/100=33465,4 руб.

Расчёт фонда оплаты труда бригады на проведение одного ремонта

Исходные данные для расчета

Состав вахты по профессиям и квалификациям:

старший оператор - VI разряд;

помощник Бурильщика - V разряд;

помощник Бурильщика - IV разряд;

машинист подъемника - VI разряд;

Часовые тарифные ставкиразряд - 65,40 руб.разряд - 58,05 руб.разряд - 46,45 руб.

Премия - 70%.

Ночные - 41,6 часа.

Продолжительность ремонта - 125 часов.

Начало ремонта - 8 часов.

Территориальный коэффициент (установленный для данной местности) - 15%.

Рассчитаем заработную плату бригады по тарифу.

З/П (тариф)=Часовая тарифная ставка бригады∙Т ремонта = (65,40 руб.+58,05 руб.+46,45 руб.+ 65,40 руб.) ∙125 час.=29287,5 руб.

Рассчитаем доплату за работу в ночное время.

Ночным в соответствии с Трудовым законодательством считаются часы работы с 22 до 6 часов. За каждый час работы в ночное время доплачивается 40% от тарифной ставки.

Д (ночные)=Часовая тарифная ставка бригады∙Тночные∙40% /100% =235,3руб.∙41,6 час.∙40% / 100%=3915,39 руб.

Рассчитаем зарплату с учетом доплаты за ночное время.

З/П(тариф + ночные)=З/П(тариф)+Д (ночные)=29287,5руб.+3915,39руб. = 33202,89руб.

Премия = 70%

Премия (руб.) = З/П (тариф + ночные) * % П / 100% = 33202,89 руб. * 70% / 100% = =23242,02 руб.

Рассчитаем З/П с учетом премии.

З/П(с учетом премии)=З/П(тариф + ночные)+П(руб.)=33202,89 руб.+ 23242,02 руб.=56444,91 руб.

Доплата по территориальному коэффициенту.

ДК тер=З/П(с учетом премии)∙Ктер=56444,91 руб.∙15% / 100%=8466,73 руб.

Зарплата с учетом доплаты по территориальному коэффициенту.

З/П(с учетом к тер)=З/П(с учетом премии)+Д к тер.=56444,91руб.+8466,73 руб.=64911,64 руб.

Отчисления от заработной платы установлены:

На социальное страхование

В пенсионный фонд

На медицинское страхование

Всего - 26%

Отчисления = З/П общая ∙26,0% / 100%=64911,64руб.∙26% / 100%=16877,02 руб.

Расчет затрат на материалы

При проведении ремонта используются следующие виды материалов:

Техническая водатех. воды =30 м³, используется для глушения скважины.тех. воды =7,114м3, для приготовления раствора.

Стоимость 1 м ³тех.воды=30 руб.

З тех воды=30 руб.∙37=1110 руб.

Ветошь

Используется для гигиенических целей (обтирки рук и т.д.).

ч./10 ч. = 12,5 кг.

Расход - 12,5 кг. Стоимость 1 кг. - 30 руб.

З ветошь=30 руб.∙12,5 кг.=375 руб.

Нефть

Используется для промывки в объеме - 70 м ³

Для продавки в объеме - 5,9 м3

Переведем нефть в весовое измерение (с учетом коэффициента плотности нефти)

Нефть=75,9 м ³∙0,9=68,31 (т.)

Стоимость 1 тонны нефти - для внутренних нужд - 2140 руб.

З нефть=2140 руб.∙68,31=146183,4 руб.

Кислота соляная в объёме - 4,998 м3

Используется для приготовления раствора.

Стоимость 1 м3 соляной кислоты - 750 руб.

З HCl=4,998∙750 руб=3748,5 руб.

Уксусная кислота - 0,3 м3

Используется для приготовления раствора.

Стоимость 1 м3 уксусной кислоты - 180 руб.

Зу.к=180 руб.∙0,5=90 руб.

Хлористый кальций - 378 кг

Используется для приготовления раствора.

Стоимость 1 кг хлористого кальция - 40 руб.

З CaCl =40 руб.∙378=15120 руб.

Хлористый барий - 0,0115 м3

Используется для приготовления раствора.

Стоимость 1 м3 хлористого бария - 3450 руб.

З Х.б.=3450∙0,0115=39,67 руб.

Марвелан - 0,042 м3

Используется для приготовления раствора.

Стоимость 1 м3 марвелана - 285 руб.

З марвелан=285 руб.∙0,042=11,97 руб.

. Ингибитор В-2 - 0,028 м3

Используется для приготовления раствора.

Стоимость 1 м3 ингибитор В-2 - 460 руб.

З Ингибитор В-2=460 руб.∙0,028=12,88 руб.

. Плавиковая кислота - 1,281 м3

Используется для приготовления раствора.

Стоимость 1м3 плавиковой кислоты - 780 руб.

З Плавиковая кислота =780∙1,281=999,18 руб.

Результаты расчетов оформляем в таблицу

Таблица 2 - Затраты на материалы

Расчет транспортных расходов

Выбираем транспортные средства, используемые для проведения ремонта скважины.

Трал - 1 единица;

Подъемник А-50У - 1 единица;

Агрегат ЦА-320 - 2 единицы;

Автоцистерна АЦ-10 - 2 единицы;

Трубовоз - 1 единица;

Бульдозер Т-100 -1 единица;

Автобус - 1 единица;

Кислотовоз Азинмаш - 30А - 1 единица.

Определяем по наряду продолжительности работ каждого вида транспортных средств, исходя из выполненных операций.

Трал задействован в течении 2952 минут (49,2 часов), которые затрачиваются на переезд.

Стоимость 1 часа - 562,7 руб.

Зтрал=562,7 руб.∙49,2час.=27684,84 руб.

Подъемная установка А-50У - используется в течении всего времени ремонта. (125 час.)

Стоимость 1 часа - 684,62 руб.

ЗА-50У=684,62 руб.∙125 час.=85577,5 руб.

Агрегат ЦА-320 требуется для промывок скважины, и её глушения.

Оплачено 3 заявки по 4 часов на 2 единицы.

Стоимость 1 часа-593,48 руб.

ЗЦА-320 = 593,48 руб.∙3∙4∙2=14243,52 руб.

Автоцистерны используются для доставки технической воды и нефти.

Стоимость 1 часа - 320,35 руб.

Оплачено 5 заявок на 4 часа 2 единицы.

ЗАЦ-1=320,35 руб.∙5∙4∙2 = 5125,6 руб.

Трубовоз используется для перевозки труб.

Оплачено 3 заявки на 4 часа. Стоимость 1 часа - 352,47 руб.

Зтрубовоз=352,47∙3∙4=4229,6 руб.

Бульдозер Т-100 используется для расчистки площадки.

Оплачена 1 заявка на 2 часа. Стоимость 1 часа - 562,7 руб.

ЗБульдозерТ-100=562,7 руб.∙2=1125,4 руб.

Автобус используется для перевозки вахт.

Расстояние - 20 км.

Скорость - 40 км/час.

За время ремонта выполнено 20 рейсов.

Стоимость 1 часа =171,69 руб.

Тавтоб.=20∙20 /40=10 час.

Завтоб.=171,69 руб.∙10 час.=1716,9 руб.

Кислотовоз Азинмаш-30А предназначен для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт.

Оплачена 1 заявка на 6 часов.

Стоимость 1 часа 635,45 руб.

ЗАзинмаш-зоА=635,45 руб.∙6 час.=3812,7

Результаты расчетов оформляем в таблицу.

Таблица 3 - Транспортные расходы

Кол-во

Время работы (час)

Стоимость  1 часа (руб.)

Всего затрат (руб.)

1 Трал

1

49,2

562,7

27684,84

2 Подъемник- А-50У

1

125

684,62

85577,5

3 Агрегат - ЦА 320

2

4•3

593,48

14243,52

4 Автоцистерна АЦ-10

2

4•5

320,35

12814

5 Трубовоз

1

4•3

352,47

4229,64

6 Бульдозер Т-100

1

2

562,7

1125,4

7 Автобус

1

10

171,69

1716,9

8 Кислотовоз Азинмаш 30А

1

6

635,45

3812,7

Итого

151204,5

На основании выполненных расчетов составляется смета затрат на ремонт.

Таблица 4 - Смета затрат на ремонт

5.4 ТЭП капитального ремонта скважины

Таблица 5 - ТЭП ремонта скважин

5.5 Расчёт экономического эффекта проведения ГКО

Проведение ГКО обеспечивает значительный прирост производительности нефтяных скважин, что в конечном итоге обеспечивает прирост добычи нефти при неизменном количестве скважин, что снижает доли условно - постоянных затрат в расчете на одну тонну нефти, способствуя росту прибыли и стабилизации финансовых результатов предприятия.

Согласно данным после проведения ГКО дебит нефти возрастает на 20 - 25%. За счёт роста Кэ с 0,97 до 0,997 и соответственно коэффициента кратности с 9,9 до 11,766. Рассчитаем экономический эффект проведения ГКО на примере скважины № 854 Южно - Султангуловского месторождения.

Годовой объем добычи нефти определяется по формуле

ж =q∙30,4∙Ккр∙Кэ,

где q - объем добычи в сутки, м3/сут;

,4 - сут/скв-мес.

Ккр - коэффициент кратности, показывающий во сколько раз годовая добыча превышает добычу исходного месяца. Его величина принимается по таблице Будового в соответствии с коэффициентом падения пластового давления;

Кэ - коэффициент эксплуатации нефтяных скважин.

Добыча нефти до проведения ГКО составит:н =3,576∙30,4∙9,9∙0,97=1043,9 м3/год.

Объем годовой добычи нефти с учетом проведенной ГКО составит:н=3,576∙30,4∙11,766∙0,99 =1260,6 м3/год.

Прирост добычи за счёт ГКО составит:

,6 м3 - 1043,9 м3= +216,7 м3.

Список используемой литературы

1.      А.И. Акульшин Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1989.-480 с.

2.       Е.И. Бухаленко. Справочник нефтепромысловое оборудование. М., Недра, 1990. - 556 с.

.        Н.С. Горохов. Справочник по ремонту нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1986. - 346 с.

.        П.Н. Лаврушко. Подземный ремонт скважин. М., Недра, 1986.-411 с.

.        Справочник. Единые нормы времени на Капитальный Ремонт Скважин. Москва 1987.

.        Справочник. Единые нормы времени на Подземный Ремонт Скважин.

.        Коносова О.Б. и др. Технологическое нормирование труда на предприятиях нефтяной и газовой промышленности Москва Недра 1989

.        Сулеймнов А.Б и др. Практические расчеты при текущем и Капитальном ремонте скважин. Москва. Недра 1984.

.        Копосова О.Б. Техническое нормирование труда на предприятиях нефтяной и газовой промышленности 1969.

.        П.Н. Лаврушко Подземный ремонт скважин. М., Недра, 1968. - 411 с.

.        Журнал Бурение и нефть-№2 и №10, 2005.-580 с.

.        Л.Ф. Васянина. Методические указания по выполнению курсовой работы по Экономике отрасли. БНК, 2006. - 20 с.

.        Сыромятников Е.С. Организация, планирование и управление нефтегазодобывающих предприятий. М., Недра, 1987. - 100 с.