Работа скважин в условиях Западно–Сургутского месторождения

Введение

Сургутнефтегаз - одна из крупнейших российских нефтяных компаний. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. Сургутнефтегаз отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах роста производства и постоянном наращивании сырьевого потенциала. Гибкая долгосрочная стратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использовании новейших технологий.

В настоящее время на нефтяных промыслах, в том числе в ООО «Сургутнефтегаз» широко используются штанговые скважинные насосные установки - ШСНУ. Это связано с тем, что для добычи нефти при дебитах скважин менее 50 м³/сут не создано ещё достаточно надёжного, долговечного и в тоже время недорогого насоса другого типа, как, например, винтового, центробежного или диафрагменного. И, несмотря на многие свои недостатки, штанговые насосы удовлетворяют этим требованиям.

К недостаткам ШСНУ можно отнести большую металлоемкость, необходимость строительства свайного поля и установки станка-качалки, быстрый износ оборудования и выход из строя насосной установки.

Основными причинами отказов ШСНУ, как правило, являются протёртости штанг и труб, утечки в клапанах, негерметичность плунжера, соле и парафиноотложения, коррозия металла.

Увеличение МРП на прямую связана эффективным использованием методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ.

1. Геологический раздел

.1 Орогидрография

В административном отношении Западно-Сургутское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 20 км. К Северо-Западу от города Сургут и частично в пределах его городской черты. Южная часть месторождения находится в пойменной и русловой правобережной части р. Оби.

Основная артерия - р. Обь - ограничивает рассматриваемую территорию с юга и имеет широтное направление течения. Непосредственно по территории месторождения протекает река Черная. Река Обь судоходна в течение всей навигации.

В орографическом отношении территория представляет собой слабопересеченную, значительно заболоченную, неравномерно залесенную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75 м.

В северной части площади имеется большое количество болот и озер. Болота непроходимые Дальше, на севере, расположены крупные озера Тойек-Лор и Чукнын-Лор.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных и тальниковых кустарников.

Климат районо резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким летом. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Глубина промерзания грунта составляет 1.0-1.5 м. Среднегодовая температура колеблется от -32С до +26С. Средняя температура января - -26С, в июле - +16С.

Рисунок 1 - Обзорная карта

1.2 Тектоника

Согласно, тектонической карты Центральной части Западно-Сибирской плиты (Шпильман В.И., Змановский Н.И., Подсосова Л.Л., 1998 г.), Западно-Сургутское месторождение расположено в пределах Сургутского свода. В тектоническом отношении оно приурочено к Восточно-Сургутской террасе, которая на северо-западе граничит с Федоровской вершиной, а на востоке - с Яросомовским крупным прогибом (рис. 2.1.2).

На площади работ и прилегающих территориях крупные структуры 1-го порядка осложнены более мелкими элементами, такими как Вершинная ложбина - на севере и Солкинская седловина - на западе.

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа, различающиеся по степени изменчивости слагающих пород и тектоническим особенностям.

Формирование нижнего этажа закончилось в палеозое, и соответствует гео-синклинальному этапу развития современной плиты. Этаж представлен изверженными и эффузивными, а также метаморфическими породами. Реже встречаются сильно дислоцированные осадочные породы. Эти отложения изучены крайне слабо.

Промежуточный структурно-тектонический этаж, характеризующий парагео-синклинальный этап в истории развития, соответствует отложениям пермо-триасового возраста. Породы, слагающие данный этаж, менее дислоцированы и подвержены метаморфизму.

Наиболее полно изучен верхний структурно-тектонический этаж, сложенный мощной толщей мезозойско-кайнозойских пород, накапливающихся в условиях устойчивого прогибания фундамента. Эти отложения контролируют все известные в настоящее время скопления углеводородов в пределах Западно-Сибирского региона.

По отражающему горизонту «Б» Западно-Сургутская структура в большей своей части оконтуривается сейсмоизогипсой -2625 м и представляет собой поднятие изометричной формы, осложненное двумя куполами в северо-западной и юго-восточной его частях.

Западно-Сургутская структура представляет собой брахиантиклинальную складку, вытянутую в меридиональном направлении и осложненную куполами небольших размеров. Она носит унаследованный характер, залежи пластов в плане совпадают. Углы падения крыльев структуры незначительны и не превышают 2 - 3 градусов.

Рисунок 2 - Фрагмент тектонической карты Сургутского района

1.3 Характеристика продуктивных горизонтов

В разрезе Западно - Сургутского нефтяного месторождения обнаружено более 20 самостоятельных залежей нефти, которые содержатся в терригенных коллекторах средней - верхней юры (пласты ЮС₂, ЮС₁) и нижнего мела (БС_1-2, БС₄, БС_10-12, АС₉). Первоочередными объектами разработки являются залежи в пластах группы БС, к которым приурочены основные запасы нефти месторождения. Общий этаж нефтеносности составляет около 1000 м. Диапазон нефтегазопроявлений по разрезу составляет 870 м. Пласты-коллекторы изменчивы по площади и разрезу, что определило присутствие как пластово-сводовых, так и литологически экранированных залежей. В юго-восточной части месторождения основным объектом разработки, для которого предусматривается система ППД, является пласт БС₁₀ (Восточная залежь).

Залежи пластов АС₉, ЮС₁ и ЮС₂ - новые объекты, установленные в процессе доразведки и эксплутационного бурения. В пластах АС₉ и ЮС₁ залежи небольших размеров с несущественными запасами, приурочены к сводовой части структуры.

Залежь пласта ЮС₂¹, характеризующегося чрезвычайно сложным строением: резкой литологической изменчивостью состава пород по площади и по разрезу, колебаниями толщин и широким диапазоном изменения дебитов нефти - от 47,7 до 0,4 м³/сут, находится в стадии доразведки и опытно-промышленной эксплуатации.

Пласт ЮС₂² нефтеносен лишь локально. Залежи располагаются в повышенных участках. Поэтому для объекта ЮС₂² региональная нефтеносность верхнего пласта ЮС₂¹ является характерным коррелятивным признаком его выделения на Западно-Сургутском месторождении.

Самыми крупными как по размерам, так и по величине запасов нефти, являются залежи пластов БС₁₀, БС₁, БС_2-3. Суммарные балансовые запасы нефти, содержавшейся в этих пластах, составляют 92% запасов месторождения, извлекаемые - 97%.

Пласт БС₁₀ представляет собой сложнопостроенное геологическое образование, состоящее из серии песчано-алевролитовых пластов, переслаивающихся с глинистыми породами.

Основная залежь пласта БС₁₀ распространена по всей площади месторождения и имеет размеры 25х10 км, при высоте залежи 110 м. ВНК находится на а. о. -2275,0-2315,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В юго-восточной части площади выделяется самостоятельная Восточная залежь. Она находится в пределах пойменной части р. Оби и городской черты города Сургута. Залежь имеет размеры 9х8 км, высоту 72 м, ВНК находится на а. о. -2332,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В северной и восточной частях залежи коллектора замещаются на более плотные породы.

Пласт БС₁₀² включает в себя 2 самостоятельные залежи, которые территориально и по разрезу гидродинамически разобщены.

Нефтяная залежь пласта АС₉ расположена в центральной части структуры. ВНК проводится на абсолютной отметке - 1875 м. Залежь литологически экранирована. Размеры - 1х0,6 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 3,6 м., коэффициент нефтенасыщения -0,43.

Пласт БС₁ разделяется на БС₁¹ и БС₁². Пласт БС₁¹ имеет две залежи нефти с самостоятельными уровнями ВНК. Основная залежь прослеживается по всей площади структуры и имеет размеры 22х6,7-7,5 км. Нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах от 1,0 до 13,4 м. Водонефтяная зона занимает 29% площади всей залежи, ВНК на абсолютной отметке - 2014 м.

В северо-западной части структуры по результатам бурения выявлена самостоятельная залежь нефти с размерами 1,5х0,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м. ВНК проводится по абсолютной отметке - 2022 м. Водонефтяная зона занимает 69% залежи. Обе залежи пластовые сводовые с активной связью с законтурными водами.

Залежь пласта БС₁² по площади развита в центральной и северной частях месторождения и имеет размеры 14,2х4,25 км. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 1,5 м. Пласт неоднороден, имеет сложные контуры нефтеносности и замещения продуктивных пород. Уровень ВНК - 2014 м.

В пласте БС₂₊₃ имеется две залежи с единым уровнем ВНК, проводимый по абсолютной отметке - 2014 м. Размеры основной залежи 12,5х5,0 км. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая. Толщина в среднем составляет 9,2 м. Размеры самостоятельной залежи 2,5х1,0 км., средняя нефтенасыщенная толщина - 3,1 м. Коэффициент нефтенасыщения обеих залежей принят 0,54.

Залежь пласта БС₄ приурочена к северному куполу, осложняющему структуру. Размеры залежи 2,25х1,75 км., высота 14 м., толщина - 4,4 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых, водоплавающих.

Пласт БС₁₀ имеет три залежи. Основная залежь распространена по всей площади структуры и имеет размеры 27,8х12,0 км. ВНК постепенно погружается от абсолютной отметки - 2278 м. на севере, до - 2326 м. на юго-западе. Водонефтяная зона занимает 29%. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2-3 до 30 м.

В северной части площади выявлена самостоятельная залежь с уровнем ВНК - 2255,9 м. Водонефтяная зона занимает 6,0%. Размеры залежи 4,75х3,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,8 м.

Таблица 1 - Характеристика продуктивных пластов Западно-Сургутского месторождени

Восточная залежь пласта БС₁₀ (третья) является пластовой сводовой. Положение ВНК не выявлено. Пласт БС₁₀ представляет собой сложное сочетание трех типов пород-песчаников, алевролитов и глин, которое сочетается в их слоистом чередовании по разрезу и взаимном замещении по простиранию. Слоисто-зональная неоднородность этого пласта прежде всего подчеркивается изменчивостью литолого-коллекторских параметров пород, в частности гранулометрического состава, пористости и проницаемости. Коллекторы характеризуются как мелкозернистые, глинистые. По вещественному составу относятся к классу полимиктовых, где наряду с кварцем и полевыми шпатами имеются обломки различных пород. Цементируется, в основном, каолинитом, гидрослюдой и хлоритом, реже - железисто-титанистыми и карбонатными образованиями. Средняя пористость 23,2%.

Основные продуктивные пласты, имеющие напорные контуры воды, связаны с отклонениями третьего водонасосного комплекса.

Пласты БС₁ и БС₂₊₃ имеют активную законтурную водонапорную зону. Водонапорная система этих пластов не является замкнутой и обладает большим запасом пластовой энергии, создающей эффективные напоры по всему контуру нефтенасосности. Пласт БС₁ слагается преимущественно песчаными коллекторами, в цементе преобладает каолинит, который распределяется по объёму пород неравномерно. Пласт неоднороден, наблюдается много зон отсутствия (замещения) пород-коллекторов. Средняя пористость - 26,1%. В пласте БС₂₊₃ песчаники и алевролиты присутствуют в близких соотношениях; цемент представлен хлоритом, каолинитом, гидрослюдой. Пористость изменяется от 19,0 до 32,8%, гидропроницаемость - от 2,1 до 1723,0х10^-3 мкм^2.

Эффект от водонапорной системы пласта БС₁₀₊₁₁ значительно ниже вследствие низких коллекторских свойств и литологического экранирования в восточном и северо-восточном направлениях, где полное замещение коллекторов плотными глинистыми породами.

В настоящее время залежи эксплуатируются на режиме вытеснения нефти водой, однако отдельные краевые участки залежей, удаленные от зон нагнетания до организации закачки, эксплуатируются на упруго-водонапорном режиме.

Начальное пластовое давление превышает гидростатическое в 1,05 раза и принято по залежам пластов БС₁ и БС₂₊₃ 210 атм, а по пласту БС₁₀ - 232 атм.

1.4 Состояние разработки месторождений

Западно - Сургутское месторождение введено в эксплуатацию в 1965 году. Максимальный уровень добычи нефти на месторождении в объеме 6157,8 тыс. т был достигнут в 1984 году. Начиная с 1985 года, добыча нефти на месторождении снижается до минимального значения - 2863,8 тыс. т в 1998 году С 1999 года добыча нефти на месторождении возрастает до 3948,1 тыс. т в 2007 году.

С начала разработки на месторождении добыто 168592 тыс. т нефти, при обвоненности продукции - 85,5%. Попутно с нефтью отобрано 6873 млн. м³ растворенного газа. В 2007 году отбор растворенного газа составил 169 млн. м³, использование попутного газа - 98%. С начала разработки добыто 518694 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 557535 тыс. м³ воды, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 100.8%. В 2007 году на месторождении добыто 3948,1 тыс. т нефти, 27307.9 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 26175,1 тыс. м³ воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 92.1%.

Фактические уровни добычи нефти в 2005-2007 гг. соответствуют проектным: 2005 год - 3846,1 тыс. т (проект - 3877,4 тыс. т), 2006 год - 3946,4 тыс. т (проект - 3935,4 тыс. т), 2007 год - 3948.1 тыс. т (проект - 3878,2 тыс. т). Всего за 2005-2007 гг. планировалось отобрать 11691,0 тыс. т нефти, фактическая добыча составила 11740.6 тыс. т.

По состоянию на 01.01.2011 на балансе предприятия числится 2070 скважин, в том числе: добывающих - 1501, нагнетательных - 524, контрольных - 1, водозаборных - 44.

Коэффициент использования фонда: добывающих скважин - 0,967, нагнетательных скважин - 0,933. Коэффициент эксплуатации действующего фонда: добывающих скважин - 0,983, нагнетательных скважин - 0,989.

В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 1178 скважин. Средний дебит скважин по нефти составил 9,7 т/сут, по жидкости - 67,2 т/сут. Средняя обводненность продукции составила 85.5%. С обводненностью выше 90% эксплуатировалось 387 скважин, то есть 32,9% фонда добывающих скважин. В 2007 году из этого фонда добыто 967,4 тыс. т нефти (24,5% общего объема добычи). С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 538 скважин (46% фонда), в том числе: с дебитом менее 2 т/сут - 261 скважина (22% фонда). Добыча нефти из низкодебитного фонда составила 431 тыс. т (10,9% общего объема добычи).

В целях повышения эффективности нефтеизвлечения на месторождении с 1999 года осуществляется зарезка боковых стволов (БС) при капитальном ремонте скважин (КРС). Всего за 1999-2007 гг. зарезка боковых стволов проведена в 230 скважинах. Из скважин с боковыми стволами добыто 5323.4 тыс. т нефти, в среднем на один боковой ствол отобрано 23.1 тыс. т. В 2007 году из скважин с БС добыто 1246 тыс. т нефти, что составляет 31.6% от общего годового объема добычи нефти на месторождении.

Пласт АС₉, содержащий незначительный объем запасов (НИЗ = 81 тыс. т), практически выработан. Залежь введена в разработку в 1983 году, в настоящее время эксплуатируется на естественном режиме одной добывающей скважиной со средним дебитом по нефти 0.9 т/сут, по жидкости - 29.1 т/сут. В 2007 году добыто: нефти - 0.2 тыс. т, жидкости - 7.2 тыс. т, обводненность продукции составила 97%. Текущий водонефтяной фактор (ВНФ) - 31.6 т/т, накопленный - 14.6 т/т.

Объект БС₁ введен в эксплуатацию в 1965 году. На объекте реализуются трехрядные и пятирядные системы размещения скважин с уплотнением и очаговым заводнением. Средняя плотность сетки по фонду скважин, перебывавших в эксплуатации, - 25.9 га/скв. С начала разработки добыто 51823 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 628.9 тыс. т нефти и 9782.3 тыс. т жидкости при обводненности продукции 93.6%. Текущий ВНФ - 14.6 т/т, накопленный - 3.1 т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывала 201 скважина, средний дебит по нефти составил 8.8 т/сут, по жидкости - 137.2 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 217456 тыс. м³ воды, в том числе: в 2007 году - 8934.4 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 96.3%, текущая - 90%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального - 21.0 МПа.

Объект БС_2-3 введен в эксплуатацию в 1965 году. На объекте реализуются трехрядные и пятирядные системы размещения скважин с уплотнением, очаговым и приконтурным заводнением, средняя плотность сетки скважин - 19.1 га/скв. С начала разработки добыто 30216 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 337.0 тыс. т нефти и 6493.7 тыс. т жидкости при обводненности продукции 94.8%. Текущий ВНФ - 18.3 т/т, накопленный - 3.1 т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 97 скважин, средний дебит по нефти составил 9.8 т/сут, по жидкости - 189.2 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 116781 тыс. м³ воды, в том числе: в 2007 году - 4288.5 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 90.2%, текущая - 65.3%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального - 21.0 МПа.

Залежь пласта БС₄, содержащая незначительные запасы (НИЗ - 630 тыс. т), введена в разработку в 1982 году, эксплуатируется на естественном режиме. С начала разработки добыто 541 тыс. т нефти. Залежь эксплуатируется пятью скважинами со средним дебитом по нефти - 12.8 т/сут, по жидкости - 244.3 т/сут. В 2007 году добыто 23.3 тыс. т нефти и 445.6 тыс. т жидкости при обводненности продукции - 94.8%. Текущий ВНФ - 18.1 т/т, накопленный - 7.1 т/т.

Основной объем начальных геологических запасов приурочен к горизонту БС_10-11. Пласт БС₁₁ условно выделяется в нижней части разреза горизонта БС_10-11, в плане распространён на 10% площади нефтеносности пласта БС₁₀. В 1965-1991 гг. пласты БС₁₀ и БС₁₁ разрабатывались совместно в составе эксплуатационного объекта БС_10-11. В 1991 году было принято решение о разукрупнении объекта БС_10-11, которое в полной мере реализовать не удалось. В скважинах с близкими ФЕС пласты БС₁₀ и БС₁₁ четко не выделяются и эксплуатируются совместно (~ 40% скважин пласта БС₁₁). В 2011 году при пересчете запасов нефти за счет уточнения корреляции изменились границы распространения залежей, что привело к перераспределению запасов между пластами БС₁₀ и БС₁₁; доля запасов пласта БС₁₁ в общем объеме запасов горизонта БС_10-11 снизилась от 6% до 3%. Как единая гидродинамическая система, горизонт БС_10-11 при пересчете запасов был рассмотрен в качестве подсчетного объекта, при проектировании разработки - в качестве эксплуатационного объекта. На объекте реализуются трехрядные, пятирядные, девятиточечные системы размещения скважин с уплотнением и очаговым заводнением, средняя плотность сетки - 17,9 га/скв. С начала разработки добыто 84206 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 2740.7 тыс. т нефти и 10228.3 тыс. т жидкости при обводненности продукции 73.2%. Текущий ВНФ - 2.7 т/т, накопленный - 1.1.т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 822 скважины, средний дебит по нефти составил 9.7 т/сут, по жидкости - 36.1 т/сут. С начала разработки в пласты закачано 221823 тыс. м³ воды, в том числе: в 2007 году - 12575 млн. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 113.6%, текущая - 108.9%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального - 23.2 МПа.

Пласт ЮС₁, содержащий незначительные запасы нефти (НИЗ - 214 тыс. т), введен в разработку в 1995 году, эксплуатируется на естественном режиме. С начала разработки добыто 107 тыс. т нефти. В 2007 году эксплуатировалось три скважины со средним дебитом по нефти - 14.1 т/сут, по жидкости - 16.9 т/сут. В 2007 году добыто 14.5 тыс. т нефти и 17.3 тыс. т жидкости, при обводненности - 16.3%.

Разведка и оценка добывных возможностей горизонта ЮС₂ осуществляется с 1980 года. В 1980-1989 годах на горизонт ЮС₂ было углублено 11 скважин. В 1987-1989 годах в опытно-промышленную разработку был введен первый опытный участок с размещением скважин по девятиточечной системе с плотностью сетки 25 га/скв. В 2004 году на трех участках были запроектированы ОПР с применением многоствольно-разветвленных скважин с горизонтальными стволами. На участках 2, 4 плотность сетки - 16.6 га/скв., на участке 3 - 32.7 га/скв. Системы разработки планировалось организовать путем бурения пилотных стволов с последующей зарезкой горизонтальных боковых стволов при КРС. К настоящему времени проектный фонд разбурен, формирование регулярных систем зарезкой боковых стволов не завершено. Предварительные результаты ОПР показывают, что в условиях горизонта ЮС₂ эффективность применения горизонтальных скважин и технологии ГРП в наклонно-направленных скважинах практически одинакова.

С начала разработки по объекту ЮС₂ добыто 1619 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 203.5 тыс. т нефти и 333.4 тыс. т жидкости при обводненности 39%. В эксплуатации на нефть перебывало 86 скважин, средний дебит по нефти составил 7.8 т/сут, по жидкости - 12.8 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 1475 тыс. м³ воды, в том числе: в 2007 году - 377.6 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 54.8%, текущая - 95.7%.

С целью контроля за выработкой запасов нефти продуктивных пластов проводились промыслово-геофизические исследования: гидродинамическая дебитометрия (расходометрия), термоэлектрический индикатор притока, термометрия, влагометрия, плотностнометрия, резистивиметрия, гамма-метод и локатор муфт. Исследования по контролю за выработкой запасов нефти пластов месторождения проведены в 100% добывающих и нагнетательных скважинах. Исследования по контролю за изменением текущей нефтенасыщенности проведены в 114 скважинах. Результаты промыслово-геофизических исследований были обобщены и использованы при анализе выработки запасов нефти.

С начала разработки месторождения проведено: 600 ГРП, 3180 мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта, 1219 скважино-операций по закачке потокоотклоняющих составов, 814 перфорационных и 372 изоляционных мероприятий. На месторождении пробурено 20 горизонтальных скважин, при КРС проведена зарезка 230 боковых стволов. Дополнительно добыто 10730.3 тыс. т нефти (6.4% от общего отбора), с учетом горизонтальных скважин и боковых стволов добыча нефти составила 17119 тыс. т (10.1% от общего отбора).

Таблица 2 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки Западно - Сургутского месторождения за 2006-2009 года

2. Технико-технологический раздел

2.1 Распределение добывающего фонда скважин по способам эксплуатации

Добывающий фонд скважин по Западно - Сургутскому месторождению на 01.04.2012 составил 2334, в том числе действующий - 2150, в бездействии - 127, нагнетательный фонд - 245.

В том числе:

УЭЦН                           1089

УШСН                          1233

Суточная добыча на конец 2011 года составила 6874 т/сут.

Среднегодовой дебит скважин по нефти:

УЭЦН                           21,3 т/сут

УШСН                          4,2 т/сут

Обводненность скважин от 10 до 99%, что оказывает существенное влияние на величину действующего фонда, который в последние годы с

2.2 Анализ фонда скважин, оборудованных УШСН (движение фонда за последние 2-3 года, распределение фонда по типоразмерам насосов)

Таблица 3 - Распределение фонда по типоразмерам насосов

Рисунок 3 - Фонд скважин оборудованных УШГН за 2009-2011 года

Снижение фонда ШГН наблюдается по всем цехам добычи, кроме ЦДНГ-6 (рост на 13 скв, переводы с ЭЦН на ШГН вывод из периодической эксплуатации). С 2009 года снижение фонда ШГН на 179 скв. или 26.3%, с 2010 г. на 66 скв. В 2011 г. произведено 60 переводов с ЭЦН на ШГН и 87 переводов с ШГН на ЭЦН в 90% случаев после ГТМ.

2.3 Анализ фонда скважин, оборудованных УШСН

Таблица 4 - Фонд скважин, оборудованных УШСН

Большую часть добывающего фонда составляют скважины, оборудованные ШСН. Добыча нефти с помощью ШСН является более распространенным и освоенным способом. Оборудование для эксплуатации скважин ШСН не требует дорого обслуживания. Но необходимо систематически работу наземного оборудования и всего комплекса подземной конструкции.

ШСН включает в себя наземное оборудование: станок - качалку, оборудование устья скважины и подземное оборудование: НКТ, насосные штанги, скважинный насос.

Неэффективные ремонты

В 2011 г. произошло 4 неэффективных ремонтов (в 2010 г. - 5 рем., в 2009 г. - 17). Причины неэффективных ремонтов:

Обрыв штанг

Негерметичность НКТ

Отворот штока

Гидратообразование

Разрушение Р - Ц

Рисунок 4 - Распределение неэффективных ремонтов на фонде УШГН

2.4 Распределение причин выхода из строя штанговых насосов по виновным организациям

месторождение скважина насос штанговый

Таблица 5 - Распределение по причинам и виновным службам

Рисунок 5 - Неэффективные ремонты на фонде ШГН по виновным службам за 2009-2011 года

Отмечено сокращение неэффективных ремонтов по причине обрыва штанг, по сравнению с 2009 г. на 16 случаев, с 2010 г. на 2 случая, это связано с применением (расчет) упрочненной колонны ремонтных штанг с фактическим запасом прочности 1,3 выше теоретической.

2.5 Осложнения, возникающие в процессе эксплуатации скважин, оборудованных УШСН

Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой.

Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи.

Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Уменьшение доли вредного пространства можно добиться повышения коэффициента наполнения. При отсутствии влияния вредного пространства работа насоса устойчива с любым даже самым низким коэффициентом наполнения. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (длиннеходовой насос, правильная посадка плунжера над всасывающим клапаном), либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса.

Основной метод борьбы - уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При увеличении погружения насоса под динамический уровень увеличивается давление на приеме, как следствие уменьшается объем свободного газа за счет сжатия и больше газа растворяется в нефти. Сепарацию газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливают на приеме насоса. Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, а также их сочетания. Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах, возможны заклинивания плунжеров в насосе. Снижение дебита вследствии износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки.

К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л. Наиболее эффективный метод - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляется посредством промывки призабойной зоны, а второе уменьшением отбора жидкости. В случае применения полых (трубчатых) штанг цилиндр насоса спускают на НКТ, а плунжер - на полых штангах. Откачиваемая жидкость из плунжера попадает непосредственно в полые штанги, где скорость и увеличивается, чем и достигается лучший вынос песка. При этом также исключается опасность заклинивания плунжера песком.

Для предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки - завихрители. При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. С целью предотвращения одностороннего истирания штанг и удаление парафина используют ролики - центраторы, скребки - центраторы, штанговращатель. При добычи парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенки НКТ, в результате сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движения жидкости и перемещение колонны штанг, увеличивается нагрузка на головку балансира станка - качалки, нарушается его уравновешивание, уменьшается коэффициент подачи.

Для борьбы с отложением парафина применяют такие методы как горячая промывка скважины с помощью АДП (агрегат депарафинизации). Для этого с помощью АДП в затрубное пространство подают горячую нефть, которая через насос поступает в насосно - компрессорные трубы. Трубы нагреваются, парафин расплавляется и смывается потоком. Смесь нефти, воды и парафина по выкидной линии поступает на сборный пункт. Также применяют и тепловой метод, с помощью ППУ (паропередвижная установка). Широко применяется метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5-8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонна насосных штанг с укрепленными на них скребками поворачивается при каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают парафин со стенок труб.

Исходные данные по скважине 1681:

Глубина скважины H, м                                                                 2472

Диаметр эксплуатационной колонны D, м                                    0,146

Планируемый дебит жидкости Q_ж, м³/сут                                              3

Объемная обводненность продукции n₀, %                                  14,3

Плотность дегазированной нефти r_нд, кг/м³                                 853

Плотность газа r_г, кг/м³                                                                 1,4

Газовый фактор Г₀, м³/ м³                                                              53

Вязкость нефти n_н, м²/с                                                                           0,91

Давление насыщения Р_нас, МПа                                                     16,6

Пластовое давление Р_пл, МПа                                                                  16

Устьевое давление Р_у, МПа                                                           1,53

Средняя температура в стволе скважины Т, К                             303

Коэффициент продуктивности К, м³/(с*Па)                                 1,02*10^-10

Объемный коэффициент нефти, b_н                                                1,16

Решение:

. Определяем дебит нефти:

    (1)

. Рассчитываем забойное давление:

                      (2)

. Строим кривую распределения давления по стволу скважины при Рз=15,7 МПа.

. Находим, что при L_с=1339 м Р_пв=5 МПа. Эту глубину выбираем в качестве глубины спуска.

. Выбираем диаметр насоса, который для L_с=1339 м и Q_ж=3 м³/сут равен 27 мм. Выбираем насос НВ1Б-27 II группы посадки с зазором 100 мкм.

. Колонну НКТ для насоса НВ1Б-27 выбираем диаметром 73 мм и толщиной стенок 5,5 мм.

. Для давления на приеме определяем:

а) объемный коэффициент нефти

 (3)

б) объем растворенного газа

     (4)

г) подачу жидкости

    (6)

. Определяем газовый фактор в НКТ. Для этого находим:

а) коэффициент сепарации

            (7)

б) газовый фактор в НКТ

 (8)

в) давление насыщения в трубах

 (9)

. Строим градиентную кривую распределения давления в НКТ при Р_у=1,53 и Г_отр=41,4 м³/м³. Находим давление на выкиде насоса Р_вык=7,94 МПа.

Средняя плоскость смеси в колонне НКТ:

 (10)

. Определяем максимальный перепад давления в клапанах при движении через них продукции скважины.

d_клв=25 мм           d_клн=25 мм

(11) (12)

Максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана:

               (13)

Число Рейнольдса:

 (14)

Перепад давления на всасывающем клапане:

 (15)

Определим перепад давления на нагнетательном клапане. Поскольку

Р_вык>Р_нтр, то Q'_г=0 и Q_кл=Q_ж(Р_нтр);

            (16)

Q_ж(Р_нтр)= Q_нс*b(Р_нтр)=0,3*10^-4*1,14=0,34*10^-4 м³/с

                                     (17)

                               (18)

                               (19)

Давление в цилиндре насоса при всасывании Р_всц и нагнетании Р_вгц и перепад давления, создаваемый насосом DР_нас, будут следующими:

Р_всц= Р_пр -DР_клв =5-0,02=4,98 МПа   (20)

Р_нгц= Р_вык -DР_клн =7,94+0,5=8,44 Мпа (21)

DР_нас= Р_нгц - Р_пр =8,44-4,98=3,46 МПа       (22)

. Определим утечки в зазоре плунжерной пары:

 (23)

Чтобы определить коэффициент утечек, нужно знать расход смеси при давлении Р_всц:

Q_ж(Р_всц)» Q_ж(Р_пр)= Q’_ж=3,39*10^-4м³/с                                    (24)

                           (25)

 (26)

                         (27)

Коэффициент утечек определяется

      (28)

Определяем коэффициент наполнения h_н:

                        (29)

                  (30)

Вычисляем коэффициент h_ус, учитывающий усадку нефти

                                          (31)

13 В соответствии с полученный коэффициентом наполнения определяем подачу насоса W_нас, обеспечивающую запланированный дебит нефти:

 (32)

Зная диаметр насоса находим необходимую скорость откачки:

 (33)

Выбираем станок СК3-2,1-630, S_пл=2 м, n=15 мин^-1.

Для насоса диаметром 27 мм выбираем двухступенчатую колонну штанг из углеродистой марки сталь 40 диаметрами 16 и 19 мм с соотношением длин ступеней 55*45%. Предельная длина такой колонны 1100 м, следовательно длина ступеней 605 и 495 м. в нашем случае глубина спуска насоса 1339 м. поэтому длина ступеней будут составляет 605 и 295 м.

Скорректируем длину ступеней за счет наличия тяжелого низа. Для расчета его веса определим силы сопротивления, сосредаточенный у плунжера:

Сопротивление в нагнетательном клапане

Р_клн=DР_клн*F_пл=5*10^-4*0,785*0,027²=28 Н (34)

Силу трения плунжера о станки цилиндра при откачке обводненной продукции

 (35)

Вес тяжелого низа найдем, как сумму сил сопротивлений:

Р_тн= Р_клн+ Р_клн=28+308,5=336,5»350 Н (36)

Определим длину тяжелого низа, приняв для него штанги диаметром 25 мм

                         (37)

Уменьшение длины нижней ступени колонны штанг за счет наличия тяжелого низа:

             (38)

Тогда длина ступеней:

l₁=605-14=591 м (60%)                     l₂=295+14=309 м (40%)

Принимаем конструкцию колонны штанг диаметром 16´19 мм с соотношением длин ступеней 60´40%.

Рассчитаем потери хода плунжера и длину хода полированного штока

 (39)

Р_ж=(Р_вык-Р_всц) F_пл=(7,94-4,98)*0,027²*0,785*10⁶=1,6*10³ Н    (40)

    (41)

l=l_шт+l_тр=0,5+0,01=0,51 м                                (42)

Критерий динамичности j для данного режима находим

            (43)

Поскольку j>j_кр, определим длину хода сальникового штока

S=(S_пл+l)*cosj=(2,0+0,51)*cos0,42=2,1 м        (44)

Принимаем ближайшую стандартную длину хода станка - качалки СК3-2,1-630 S=2,1, тогда для сохранения прежней скорости откачки определяем уточненное число качаний:

N=2,1*14/2,1=14 мин^-1                              (45)

Тогда

                             (46)

Длина хода плунжера при S=2,1 м:

 (47)

                                   (48)

Коэффициент подачи штанговой насосной установки:

                  (49)

. Определяем нагрузки, действующие в точке подвески штанг:

Вес колонны штанг в воздухе

+4,09*9,81*15=9379+13624+601=23,6 кН                              (50)

Вес штанг в жидкости

       (51)

Вычислим коэффициенты m и y

                           (52)

                                 (53)

Определим вибрационный и инерционные составляющие нагрузки при ходе вверх и вниз

 (54)

          (55)

                  (56)

                    (57)

Определяем поправочные коэффициенты для динамических составляющих экстремальных нагрузок

      (58)

      (59)

Нагрузки при ходе вверх и вниз

 (60)

 (61)

. Рассчитаем напряжение в штангах:

                         (62)

                           (63)

          (64)

                  (65)

Для нормализованной стали марки сталь 40 s_пр>[s_пр]=80 МПа.

Возьмем сталь марки 20Н2М с усталостной прочность [s_пр]=90 МПа.

. Крутящий момент по валу редуктора:

+                            (66)

. По результатам расчета установлено: Р_max=40,1 13713 Н*м S=2,1 м, n=8 мин^-1. этим условия отвечает станок-качалка СК3-2,1-630.

. Подберем электродвигатель для станка-качалки

Полезная мощность:

 (67)

КПД подземной части установки:

 (68)

За КПД электродвигателя и станка-качалки принимаем их среднее значение: h_эд=0,77, h_ск=0,8, тогда общий КПД

 (69)

А полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости:

                                    (70)

Выбираем электродвигатель АОП-41-4

Таким образом, по скважине 1681 путем расчета подбираем тип станка качалки и электродвигателя.

2.7 Разработка мероприятий по увеличению МРП работы скважин

МРП (межремонтный период) - средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами. Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:

Где: Т - календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366);

Ф - среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года;

К_эксп - коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год;

N - число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата.

Для повышения надежности работы скважин, установки штанговых насосов комплектуются необходимым дополнительным оборудованием:

Газопесочный якорь - предназначен для предотвращения попадания свободного газа и механических примесей в насос, он применяется на скважинах с большим газовым фактором и выносом механических примесей. Монтируется ниже приема насоса в скважинах с обводненностью менее 75%.

Фильтр заглушка - устанавливается на приеме насоса (вворачивается в корпус приемного клапана) и служит для защиты насоса от попадания в него наиболее крупных посторонних предметов. При использовании клапанов-отсекателей на приеме вставных насосов фильтр - заглушка используется расчетной длины.

Лифтовый клапан - отсекатель применяется со вставным насосом и предназначен для производства подземного ремонта по смене насоса без глушения скважины.

Автосцеп - предназначен для автоматического соединения колонны штанг с плунжером насоса, спущенного вместе с цилиндром невставного насоса, или соединения колонны штанг с вставным насосом, в случае его спуска на НКТ, предварительно смонтировав в посадочном гнезде. Автосцеп монтируется на нижнем конце колонны штанг.

Центраторы Насосных Штанг применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин. Монтируются центраторы между штангами в местах, наиболее подверженных истиранию.

Скрепки - центраторы колонны штанг применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН, в наклонно-направленных скважинах. Длина колонны штанг со скребками - центраторами выбирается, исходя из глубины отложений парафина в НКТ. Расстояние между скребками - центраторами по длине штанги должно быть меньше длины хода полированного штока.

Магнитный активатор - предназначен для снижения интенсивности парафиноотложений и коррозии внутрискважинного оборудования. Магнитный активатор монтируется на приеме штангового насоса между гозапесочным якорем и приемным клапаном (или клапаном - отсекателем для НСВ).

Отсекатель устьевой сальниковый предназначен для отсечения возможного излива добываемой жидкости из скважин в случае обрыва полированного штока и выхода его из сальника.

Фильтр Пружинный - предназначен для предотвращения попадания крупных частиц в насос. Устанавливается ниже приема насоса. Внутри корпуса фильтра расположена пружина, зазор между витками пружины может регулироваться гайками.

Центратор амортизирующий или КДНШ (компенсатор движения насосных штанг) - предназначен для снижения динамических нагрузок на колонну штанг, устанавливается в местах, наиболее подверженных обрывам и отворотам. Корпус центратора внутри имеет полое пространство, а также два отверстия вверху и внизу. При ходе колонны штанг вверх происходит заполнения полости центратора через нижнее отверстие, под поршнем создается давление, равное давлению газожидкостной смеси в НКТ. При последующем ходе колонны штанг вниз поршень движется вниз, и через верхнее отверстие происходит заполнение полости над поршнем, и в ней также создается давление. Таким образом, сжимающаяся жидкость является компенсатором нагрузки на колонну штанг. Вращающийся вокруг своей оси шток позволяет избежать отворот штанг.

Шарнирная штанга - применяется на скважинах, оборудованных ШГН для предотвращения отворота колонны штанг. Устанавливается в местах, наиболее подверженных отворотам. Состоит из двух полумуфт, в которых расположены полуштанги, способные вращаться вокруг своей оси.

ШТАНГОВРАЩАТЕЛЬ

Штанговращатель предназначен для предотвращения самоотвинчивания насосных штанг.

Скребки - центраторы колонны штанг применяются с целью очистки лифтовых труб по всему внутреннему диаметру от отложений парафина, истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН, в наклонно направленных скважинах.

Применение штанговращателей позволяет:

1.       увеличить эффективность работы скребков - центраторов - вращение колонны штанг тем самым достигается обработка всего внутреннего диаметра НКТ.

2.       уменьшить число отворотов на колонне штанг - вращение колонны производится на заворот.

.        обеспечивает равномерный износ насосных штанг, плунжера штангового насоса и устьевого штока.

АВТОСЦЕП предназначен для автоматического соединения колонны штанг с плунжером насоса, спущенного вместе с цилиндром невставного насоса, или соединения колонны штанг с вставным насосом, в случае его спуска на НКТ, предварительно смонтировав в посадочном гнезде. Автосцеп монтируется на нижнем конце колонны штанг.

ЦЕНТРАТОРЫ НАСОСНЫХ ШТАНГ применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин, оборудованных ШГН. Монтируются центраторы между штангами в местах, наиболее подверженных истиранию.

Монтируются по одному на штангу в интервалах набора кривизны бол ее 2° на 10 м.

Скребки - центраторы колонны штанг применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН, в наклонно направленных скважинах. Длина колонны штанг со скребками-центраторами выбирается исходя из глубины отложений парафина в НКТ. Расстояние между скребками-центраторами по длине штанги должно быть меньше длины хода полированного штока.

Песочный якорь применяется для снижения влияния ТВВ на работу насоса в высокообводненных скважинах с низким содержанием свободного газа.

Обязательными комплектациями для всех насосов является применение якорей. Выбор конструкции якоря определяется КВЧ, содержанием воды и свободного газа. Насосы типа НН обязательно комплектуются клапанным узлом, позволяющим произвести слив жидкости при подъеме НКТ. Спуск насосов типа НВ при ревизии НКТ производится только с применением автосцепа.

ПЕРЕПУСКНОЙ КЛАПАН ШГН применяется для обеспечения циркуляции при промывке или глушении на скважинах, оборудованных ШГН. Предотвращает попадание в насос парафина, а также размягчение эластомера статора ШВН при проведении АДП. Монтируется над насосом.

ФИЛЬТР ПРУЖИННЫЙ предназначен для предотвращения попадания крупных частиц в насос. Устанавливается ниже приема насоса. Внутри корпуса фильтра расположена пружина, зазор между витками пружины может регулироваться гайками.

ФИЛЬТР НАСОСА ШГН устанавливается ниже приемного клапана, защищает от попадания крупных механических примесей и посторонних предметов в насос.

Также применяется на скважинах, оборудованных невставными ШГН для обеспечения слива жидкости из НКТ при подъеме. Монтируется над приемным клапаном

ЦЕНТРАТОР АМОРТИЗИРУЮЩИЙ ИЛИ КДНШ (компенсатор движения насосных штанг) предназначен для снижения динамических нагрузок на колонну штанг, устанавливается в местах, наиболее подверженных обрывам и отворотам.

Корпус центратора внутри имеет полое пространство, а также два отверстия вверху и внизу. При ходе колонны штанг вверх происходит заполнение полости, центратора через нижнее отверстие, под поршнем создается давление, равное давлению газожидкостной смеси в НКТ. При последующем ходе колонны штанг вниз поршень движется вниз, и через верхнее отверстие происходит заполнение полости над поршнем, и в ней также создается давление. Таким образом, сжимающаяся жидкость является компенсатором нагрузки на колонну штанг. Вращающийся вокруг своей оси шток позволяет избежать отворот штанг.

ШАРНИРНАЯ ШТАНГА применяется на скважинах, оборудованных ШГН для предотвращения отворота колонны штанг. Устанавливается в местах, наиболее подверженных отворотам. Состоит из двух полумуфт, в которых расположены полуштанги, способные вращаться вокруг своей оси.

ЦЕНТРАТОР РОЛИКОВЫЙ применяется для предупреждения истирания НКТ и штанг в процессе эксплуатации наклонных скважин, оборудованных ШГН. Монтируется в местах, наиболее подверженных истиранию.

Роликовые центраторы: длина дополнительного оборудования - 1 м. Устанавливается между обычными штангами в начале и по окончанию каждого интервала с темпом набора кривизны более 1.5° / 10 метров до глубины не более 600 м. Если длина опасного участка более 20 метров то роликовые центраторы устанавливаются через каждые три штанги.

На Западно - Сургутском месторождении МРП увеличился на 31 суток по сравнению с 2010 года с 361 до 392 суток.

Таблица 6 - Мероприятия по увеличению МРП работы скважин оборудованных УШСН

Таблица 7 - Результаты внедрения до и после МРП скважин

3. Охрана труда и противопожарные мероприятия

3.1 Охрана труда при эксплуатации скважин УШСН

Требования безопасности перед началом работ

·   Перед началом работы по обслуживанию станков - качалок необходимо надеть спецодежду и спецобувь.

·   Визуально проверить заземление электрооборудования станка-качалки.

·   Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение его движущихся частей с деталями вышки или мачты (при ремонте), а так же фундамента или грунта.

·   Для обслуживания электропривода и тормоза станка-качалки устанавливается площадка обслуживания.

·   Объекты для обслуживания которых требуется подъем на высоту до 0,75 метров оборудуются ступенями, а на высоту, выше 0,75 метров лестницами и перилами. Ступени должны иметь уклон вовнутрь 2-5°. С обеих сторон ступени должны иметь боковые планки или бортовую обшивку высотой 0,15 метров, исключающую возможность проскальзывания ног. Рабочие площадки должны иметь настил, выполненный из металлических листов с поверхностью, исключающую возможность скольжения (рефленка)

·   Устье скважины должно быть оборудовано устьевой арматурой, позволяющей отбирать газ из затрубного пространства через обратный клапан, производить смену набивки сальника штока при наличии давления на скважине и проводить исследовательские работы.

·   Верхний торец сальника должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на 1 метр.

·   Траверса канатной подвески в крайнем нижнем положении головки балансира не должна доходить до устьевого сальника ближе, чем на 200 мм.

·   Перед началом работы необходимо проверить наличие и исправность ограждений станка-качалки, комплектность прочность креплений болтовых соединений фонтанной арматуры, исправность и ограждение площадки обслуживания и ограждение клино-ременной передачи.

·   Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться, что редуктор не заторможен, ограждение установлено и в опасной зоне нет людей.

- Перед началом ремонтных работ или перед осмотром периодически
работающей скважины с автоматическим, дистанционным управлением или
ручным пуском, привод должен отключатся, а на пусковом устройстве на
видном месте должен быть вывешен плакат «Не включать! Работают люди!».

·   На скважине с автоматическим дистанционным управлением станка-качалки вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены щитки с надписью «Внимание! Пуск автоматический!». Такая же надпись должна быть и на пусковом устройстве.

·   Перед запуском скважины в эксплуатацию необходимо проверить:

· набивку нижней и верхней сальниковых камер, путём частичного открывания;

· правильность подвески колонны штанг - визуально;

· исправность станции управления - визуально, пробным пуском и остановкой станка-качалки;

· исправность тормоза путём кратковременного запуска СК и отжатием рычага тормоза;

· комплектность клиновых ремней и их натяжение (при правильном натяжении прогиб ремней от нажатия рукой должен быть 3-5 см).

· исправность станка-качалки - визуально;

· уровень масла в редукторе.

·   Осуществить пробный запуск и проверить уровновешивание станка-качалки. Станок-качалка считается уравновешенным, если сила тока по амперметру при ходе плунжера вверх превышает силу тока при приходе плунжера вниз не более чем на 10%.

·   Произвести опрессовку фонтанной арматуры на наличие пропусков.

·   Перед пуском в работу станка-качалки необходимо убедиться, что задвижки на скважине открыты, на полированный шток установлено противополётное устройство, что на устье не производятся работы, и в опасной зоне нет людей.

Требования безопасности во время работы.

·   При обслуживании скважины необходимо регулярно проверять уровень масла в редукторе.

·   В случае выхода из строя верхнего сальника нужно остановить станок-качалку, затянуть нижний сальник, заменить сальниковую набивку верхнего сальника, разжать нижний сальник и запустить станок-качалку в работу.

·   При обнаружении нарушений в работе станка-качалки (стук, шум, удары, рывки) необходимо остановить станок-качалку, выяснить характер и причину неисправности и принять меры по их устранению, сообщив об этом мастеру или руководству цеха.

·   Эксплуатация скважины, оборудованной станком-качалкой, запрещается при:

·   утечках через резьбовые, фланцевые или сальниковые уплотнения;

·   отсутствия или неисправности ограждения станка-качалки;

·   посторонних шумах в редукторе или электродвигателе;

·   неисправности станции управления;

·   затянутых нижних сальниках;

·   понижении уровня масла в редукторе ниже допустимой отметки;

·   неуравновешенном СК;

·   не плавном движении полированного штока;

·   отсутствие центровки станка-качалки;

·   изменении длины хода полированного штока;

·   неправильном положении или перекручивании канатной подвески.

·   Останавливать балансир в положении, необходимым для производства работ, следует только при помощи тормоза станка-качалки.

·   Надевать и снимать клиновые ремни при помощи рычагов запрещается.

·   При набивке устьевого сальника необходимо закрепить его крышку на полированном штоке специальным зажимом.

·   Все работы по обслуживанию и ремонту производятся только после полной остановки и установки на тормоз станок-качалку.

Требования безопасности при аварийных ситуациях.

·   При возникновении аварийной ситуации немедленно прекратить все работы и сообщить мастеру или руководству цеха, установить предупреждающие знаки и действовать согласно Плану Ликвидации Возможных Аварий (ПЛВА).

·   При необходимости оказать первую медицинскую помощь пострадавшему и организовать отправку его в медицинское учреждение.

·   Принять меры для предотвращения последствия аварии.

3.2 Противопожарные мероприятия

Противопожарные мероприятия

Особенности нефтяной промышленности обусловлены прежде всего физическими и химическими свойствами нефти и нефтяного газа, их пожароопасностью и взрывчатостью при определенных условиях.

При оценке пожарной опасности нефти и нефтепродуктов или газа необходимо учитывать, что некоторые тяжелые газы в 1,1-1,3 раза, а пары легких фракций нефти в 2,5-3,5 раза тяжелее воздуха и обладают большей, чем жидкости, текучестью и диффузионной способностью, благодаря которым они стелятся по земле, затекая в низменные места далеко от источника своего появления. Пары и газы при своем движении могут встретиться с источником воспламенения, что приведет к взрыву и возможно пожарам одновременно в нескольких местах.

Нефть и ее продукты, благодаря сравнительно небольшому удельному весу, всплывают на поверхность более тяжелых жидкостей. При толщине пленки в 0,2 см и более нефть и нефтепродукты способны гореть, а в отдельных случаях и создавать взрывоопасные концентрации над зеркалом жидкости.

Взрывоопасность сырой нефти обусловлена тем, что пары ее легких фракций в смеси с воздухом при определенных концентрациях образуют взрывоопасные смеси. Интервалы взрываемости паров различных сортов нефти с воздухом находятся в пределах от 1,9 до 7%, нефтяных газов - от 4,8 до 15%.

Огнеопасность сырой нефти характеризуется температурой вспышки, которая для различных сортов нефти колеблется в пределах от -35 до +34°С.

Общие положения

·   персональная ответственность за обеспечение пожарной безопасности управления в соответствии с действующим законодательством возлагается на начальника управления.

·   Ответственность за пожарную безопасность отдельных объектов несут руководители этих объектов или лица исполняющие их обязанности, назначенные приказом по управлению. На каждом объекте, на видном месте должна быть вывешена табличка с указанием фамилии, имени, отчества и должности ответственного за пожарную безопасность.

·   Работники управления допускаются к работе только после прохождения противопожарного инструктажа. Занятия по пожарно-техническому минимуму проводятся ежегодно в соответствии с приказом по управлению.

·   Все работники управления обязаны строго соблюдать требования правил пожарной безопасности и знать физико-химические свойства нефти.

·   Лица, виновные в нарушении Правил пожарной безопасности, несут уголовную, административную, дисциплинарную или иную ответственность в соответствии с действующим законодательством.

Содержание территории.

·   Территория производственных объектов управления должна постоянно содержаться в чистоте и порядке. Сгораемые отходы производства, мусор, сухая трава и т.п. следует собирать на специально выделенных площадках в контейнеры или ящики, а затем вывозить.

·   Запрещаются на территории объектов управления разведение костров, выжигание травы, нефти.

·   В местах разлива ЛВЖ и ГЖ пропитанный ими грунт должен быть тщательно промыт, убран и засыпан сухим песком или грунтом.

·   Вокруг взрывопожароопасных объектов и сооружений периодически должна скашиваться трава в зоне радиусом не менее 5 м. Запрещается складирование сгораемых материалов в указанной зоне.

·   Противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями не разрешается использовать под складирование материалов, оборудования, для стоянки автомобилей и др.

- Дороги, проезды, подъезды и проходы к зданиям, сооружениям, открытым складам, наружным пожарным лестницам, пожарному инвентарю и водоисточникам, используемым для целей пожаротушения, должны быть всегда свободными для проезда пожарной техники, содержаться в исправном состоянии, а зимой очищаться от снега и льда.

·   Территория объектов управления должна иметь наружное освещение, достаточное для нахождения в темное время противопожарных источников, наружных пожарных лестниц, мест расположения пожарного инвентаря, входов в здания и сооружения.

·   Въезд на территорию взрывопожароопасных объектов (цех подготовки и перекачки нефти, дожимные насосные станции) допускается только по специальному пропуску. Автотранспорт, тракторы и др. агрегаты должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями, а также средствами пожаротушения.

-        Курение на территории объектов управления допускается в специально отведенных местах, оборудованных урнами для окурков и емкостями с водой.

В этих местах должны быть вывешены надписи «Место для курения».

4. Охрана недр и окружающей среды

.1 Охрана недр на месторождении

Охрана недр нефтяных месторождений составляет одну из важнейших сторон деятельности геологической службы нефтеразведочных и нефтедобывающих предприятий.

В ОАО «Сургутнефтегаз», конкретно на Западно-Сургутском месторождении, соответствующими нормативными документами и регламентами предусматривается составление специальных разделов по охране недр и окружающей природной среды в отчетах по подсчету запасов и проектированию разработки нефтяных месторождений. Внимание к этим проблемам постоянно возрастает, настойчиво ищутся пути и средства достижения наибольшего природоохранного эффекта.

Охрану геологической среды, конечно, нельзя понимать как ее абсолютную неприкосновенность, это несовместимо с потребностями развития современного общества. Всегда приходится идти на некоторый компромисс, находить оптимальное соотношение положительных и отрицательных последствий техногенного воздействия на недра при поисково-разведочных работах и добыче полезных ископаемых. Следовательно, требуется увеличивать положительные и сокращать отрицательные последствия техногенеза.

Исходя из изложенного подхода к охране недр как к комплексной проблеме достижения максимального народнохозяйственного эффекта при минимизации ущерба, работы по охране недр в нефтяной промышленности следует проводить по нескольким направлениям, основными из которых представляются следующие:

) достижение максимальной нефтеотдачи эксплуатируемых залежей;

) получение максимальной информации о недрах, вскрываемых буровыми скважинами;

) охрана пресных вод от загрязнения и истощения;

) сохранение природных гидродинамических условий разреза отложений;

) предохранение от разрушения и переформирования неразрабатываемых залежей нефти и газа.

Рассмотрим эти направления более детально.

Обеспечение максимальной нефтеотдачи, в рамках принятых проектных решений по разработке месторождения, является повседневной заботой промысловых геологов. Основные усилия направляются на повышение коэффициента охвата нефтеносных пластов процессом вытеснения, на сокращение потерь нефти в недрах. Источником таких потерь служат:

) замкнутые линзовидные пропластки, не вовлеченные в разработку;

) различного рода полузамкнутые тупиковые зоны, откуда нефть не может быть вытеснена при существующем направлении потоков;

) целики нефти между скважинами, особенно при редком расположении последних в условиях неоднородных пластов;

) нефть, оттесняющаяся в некоторых случаях за контур нефтеносности из краевой части залежи при приконтурном и внутриконтурном заводнении;

) нефть, перетекающая в другие горизонты разреза отложений по заколонному пространству аварийных скважин.

Выявление всех мест возможных потерь нефти в недрах и организация геолого-технических мероприятий по ликвидации или существенному уменьшению этих потерь (включая такие дорогие операции, как бурение дополнительных скважин, организацию перемены направлений потоков в пласте, создание новых очагов или линий заводнения, дополнительное вскрытие пластов и обработку призабойных зон, ликвидацию затрубной циркуляции жидкости и т.д.) обеспечивают достижение необходимой полноты выработки нефти и являются необходимым звеном рационального использования и охраны недр.

Получение разнообразной и многочисленной геологической информации в результате бурения нефтяных скважин - следующая важная составная часть комплексного использования и охраны недр нефтяных месторождений. Большая часть этой информации сейчас используется для решения собственно нефтяных задач - оценки запасов нефти, определения добывных возможностей, обеспечения полноты выработки нефтяных пластов, поисков новых залежей, безаварийной проводки скважин и т.д. Однако нельзя забывать, что бурение скважин - это еще и уникальный инструмент для широкого познания строения недр Земли. Большое значение имеет выявление неуглеводородного сырья в недрах нефтяных месторождений, прежде всего - подземных вод. В пределах нефтяных месторождений содержатся следующие виды полезных вод: термальные, минеральные промышленного значения, являющиеся сырьем для получения йода, брома, бора, лития, стронция, рубидия, цезия, магния, соды; минеральные лечебного значения; пресные, пригодные для бытового, промышленного и сельскохозяйственного использования. На многих нефтяных месторождениях подземная вода используется в качестве вытесняющего агента для закачки в нефтяные пласты. Все возрастающее значение приобретает изучение глубоких водоносных горизонтов, как возможных емкостей для подземного хранения жидких и газообразных продуктов, включая захоронение вредных стоков различных промышленных производств. Среди минеральной составляющей горных пород нефтяных месторождений имеются многие ценные компоненты, являющиеся рудами тяжелых металлов, строительными и дорожными материалами и др.

Забота о сохранении пресных вод - третья очень важная сторона охраны недр. Как правило, пресные подземные воды насыщают верхние горизонты литосферы и тесно связаны с наземной гидросферой - реками, ручьями, родниками, озерами. Пресная вода питьевого качества во многих районах становится ценнейшим полезным ископаемым в связи с нехваткой воды поверхностных водостоков. Особенно остра эта проблема в засушливых областях и на Крайнем Севере.

Пресные подземные воды загрязняются главным образом в результате инфильтрации с поверхности. Основными загрязняющими агентами служат:

а) при бурении скважин - буровые и тампонажные растворы, шлам, буровые сточные воды, продукты испытания скважин, циркулирующие и накапливающиеся в поверхностных сооружениях (земляных амбарах);

б) в процессе эксплуатация нефтяного промысла - нефть, попутная пластовая вода, различного рода водорастворимые химреагенты.

Основные мероприятия по предотвращению и уменьшению воздействия на пресноводные подземные горизонты процессов строительства скважин направлены на сокращение объемов технологических жидкостей и отходов, устранение их токсичности, недопущение их растекания по поверхности и инфильтрации в грунт. Это достигается проведением целого ряда технических мероприятий, разработанных в НГДУ «Сургутнефть» ОАО Сургутнефтегаз», которые способны обеспечить существенный природоохранный эффект. Контроль за безусловным их исполнением осуществляют геологическая и техническая службы управлений буровых работ.

Основной мерой предотвращения загрязнения пресных вод продукцией добывающих скважин на нефтяных промыслах является использование закрытой, полностью герметизированной системы сбора, первичной обработки и транспорта всей продукции, включая нефть, газ и попутную воду.

Важным мероприятием по предотвращению истощения пресноводных горизонтов является использование соленых вод более глубоких горизонтов для технического водоснабжения буровых и для заводнения нефтяных пластов. В настоящее время в больших объемах применяется соленая подземная вода для закачки в нефтяные пласты на месторождениях Западной Сибири. Это направление охраны пресных вод требует изучения гидрогеологических условий разреза отложений и проведения специальных гидрогеологических работ, включая опытные откачки.

Четвертое направление работ по охране недр связано с контролем и сохранением природных гидродинамических условий водоносных горизонтов разреза отложений. Дело в том, что изменения пластового давления, вызванные разработкой нефтяных залежей, могут передаваться не только по латерали, захватывая далекую законтурную водоносную область пластов, но и по вертикали, на водоносные горизонты разреза отложений вплоть до грунтовых вод. Такое изменение энергетического состояния геологической среды может вызвать очень опасные негативные последствия. Так, снижение пластового давления под влиянием отбора нефти, газа и воды (депрессионный техногенез недр) может привести к снижению потерь и истощению запасов подземных вод вышележащих горизонтов, иссяканию источников, общему осушению водоемов и местности. В некоторых случаях следствием депрессионного техногенеза недр становится просадка земной поверхности. Напротив, при повышении пластового давления вследствие разработки нефтяных залежей с закачкой воды или вследствие сброса сточных вод в поглощающий горизонт, возможен отток части жидкости в верхние горизонты разреза, что приводит к засолению пресноводных горизонтов минерализованными водами, образованию источников и грифонов, заболачиванию и подтоплению территории. Все перечисленные явления - не только предположения, но уже фактически проявились на ряде нефтяных месторождений, причинив значительный ущерб строениям, сельскому хозяйству и населению.

Успешность предотвращения и локализации возможных негативных последствий изменения пластового давления глубоких пластов зависит, прежде всего, от своевременной организации надежного контроля за энергетическим состоянием подземных горизонтов. Пластовое давление в разрабатываемых нефтяных горизонтах контролируется наиболее надежно, являясь наряду с добываемой продукцией основным технологическим параметром разработки нефтяных залежей. Однако для охраны недр знаний о пластовом давлении только нефтяных горизонтов недостаточно. Необходима организация контроля за всеми основными водоносными горизонтами разреза отложений, вплоть до грунтовых вод. Только зная характер изменения пластового давления этих горизонтов во времени и сопоставляя его с графиком изменения давления в разрабатываемых горизонтах месторождения можно судить о том, сказывается ли разработка нефтяных залежей на энергетическое состояние других горизонтов разреза отложений, имеются ли межпластовые перетоки жидкости, какова их интенсивность, где они локализуются и какими причинами вызваны. Таким образом, возникает острая необходимость иметь сеть пьезометрических скважин на промежуточные водоносные горизонты разреза, вплоть до грунтовых вод. Это новая постановка вопроса, поскольку обычно пьезометрические скважины сооружаются для контроля давления только в нефтеносных разрабатывающихся пластах.

Во всех случаях необходим надежный контроль за пластовым давлением как в нефтеносных горизонтах, так и в вышележащих водоносных горизонтах, что требует специальных пьезометрических скважин.

Пятое направление работ по охране недр, близкое к предыдущему, предусматривает сохранение и рациональное использование запасов нефти и газа в соседних залежах, находящихся вблизи основных разрабатываемых объектов. Как правило, большинство крупных нефтяных месторождений окружено залежами-спутниками, а в разрезе месторождений наряду с основными объектами разработки имеются менее продуктивные объекты или даже не выявленные нефтеносные пласты. Изменения пластового давления в недрах, вызванные разработкой основных залежей, влияют на соседние залежи, приводя к их смещению, оттеснению нефти в водоносные зоны пластов. При таких перемещениях часть запасов нефти расходуется на образование связанной нефтенасыщенности, теряется на путях своего движения. Возможность подобных нежелательных смещений нефтяных залежей и сопутствующих им потерь нефти в недрах не должна упускаться из внимания работников геологической службы. Для сокращения подобных потерь запасов необходим надежный контроль за распределением давления во всех подземных горизонтах, знание геологического строения всего разреза отложений и прилегающих территорий. Недопущение резких изменений пластового давления, ликвидация значительного разрыва во времени ввода в разработку соседних залежей-спутников и залежей в различных горизонтах разреза обычно может полностью устранить или существенно сократить потенциальные потери нефти в недрах.

Рассмотренные направления работ по охране недр нефтяных месторождений, конечно, не исчерпывают всех задач этого важного участка деятельности геологов и нефтяников. Конкретные проявления техногенных изменений в недрах при поисках, разведке и разработке нефтяных месторождений могут быть очень разнообразными и приводить ко многим не всегда прогнозируемым последствиям.

4.2 Мероприятия по охране окружающей среды при эксплуатации скважин

Охрана окружающей среды - это система мероприятий по предотвращению или устранению загрязнения атмосферы, воздуха, воды, недр. Для уменьшения загрязнения воздуха на нефтяных и газовых месторождениях предусматривают различные технологические и организационно-технические мероприятия:

- правильный выбор материала для оборудования, трубопроводов, арматуры.

- герметизация систем добычи, транспорта, промысловой подготовки нефти и газа.

· применение систем автоматизации обеспечивающих аварийное отключение оборудования и установок без разгерметизации оборудования.

· применение в качестве топлива и для технологических нужд газа, прошедшего очистку и осушку.

· применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов сероводорода при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте с последующим сжиганием в факелах.

Разлив нефти на устье скважины и прискважинной площадке возможен через неплотности в устьевой арматуре и соединениях труб, особенно при освоении скважины свабированием. Для предотвращения разлива нефти при свабировании разработана герметизирующая головка, включающая уплотняющую и клапанную системы и приспособление для центрирования каната.

Слив в водоемы жидкостей, используемых при освоении скважин, отравляет водоемы, приносит огромный вред рыбному хозяйству. Большую опасность представляет загрязнение грунтовых вод и водоемов нефтью. Атмосфера загрязняется в результате испарения нефти и выброса газа.

Основная задача - охраны окружающей среды обеспечение рациональной разработки нефтяных и газовых месторождений. Для ее решения в процессе бурения скважин необходимо изолировать друг от друга все продуктивные и не продуктивные пласты, обеспечить герметизацию обсадных колонн, предотвратить возможное открытое фонтанирование и обвалы. При освоении, эксплуатации и ремонте скважин необходимо предпринимать меры по предупреждению открытого фонтанирования, прорывов нефти и газа в другие пласты, преждевременного обводнения скважин, нанесения ущерба другим продуктивным пластам.

Заключение

Часть добывающего фонда на Западно - Сургутском месторождении составляют скважины оборудованные ШСН. Добыча нефти с помощью ШСН является наиболее распространенной. Основными осложнениями возникающие при эксплуатации ШСН являются:

Засорение насоса - парафином

Обрыв штанг

Негерметичность НКТ

Засорение насоса мех. примесями

Брак насоса

Истирание НКТ

Некачественный вывод на режим.

Для увеличения МРП с 361 до 392 суток было проведено ряд мероприятий:

1.  Применение роликовых центраторов

2.       Центраторы невращающиеся и вращающиеся

.        Применение скважинных насосов с уменьшенным вредным пространством

.        Газовые якори

.        Удлинение хода плунжера насоса

.        Применение обработок

.        АДП

Сравнивая фактическое оборудование скважины 1681 Западно - Сургутского месторождения, можно сделать вывод, что оборудование определенное расчетным путем позволяет оптимизировать работу данной скважины.

Список литературы

1.   Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учеб. для техникумов. М.: Недра, 1989. - 480 с.

2.       Ибрагимов Г.З. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. - М.: Недра. 1991. - 384. с.

3.       Коржубаев А.Г., статья из журнала «Бурение и нефть» №3 2011

4.       Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности: Учеб. для техникумов М.: Недра, 1987. - 248 с.

5.       Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учеб. пособие для техникумов. М.: Недра, 1989. - 245 с.

6.       Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Лысяный Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1986, 244 с.

7.       Под ред. Д.А. Баталова «Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата»: Справочное пособие. Книга в двух томах. - Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз», 2010. - 352 с.

8.       Покрепин Б.В., Сбор и подготовка скважинной продукции, 2000. - 285 с.

9.       Шарипов А.Х., Ю.П. Плыкин «Охрана труда в нефтяной промышленности - М.: Недра, 1991. - 159 с.: ил.