Анализ эффективности подземного ремонта скважин на советском нефтяном месторождении (Томская область)

Анализ эффективности подземного ремонта скважин на советском нефтяном месторождении (Томская область)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Институт Природных ресурсов

Специальность Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Кафедра Геологии и разработки нефтяных месторождений

Выпускная квалификационная работа

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН НА СОВЕТСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ)

Введение

В настоящее время большая часть добываемой нефти в России извлекается из низкопроницаемых коллекторов, которые характеризуются высокой степенью неоднородности. Следовательно, на месторождениях наблюдается низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) и высокая обводненность, на многих месторождениях продолжается эксплуатация добывающих скважин и с обводненостью 98-99%, что является экономически нерентабельным. Многие крупные месторождения, вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся истощения запасов и падающей добычей. Практически большая часть нефтяных скважин переведена с фонтанного на механизированный способ добычи.

Месторождения ОАО «Томскнефть ВНК» характеризуются низкими дебитами. С первых дней эксплуатации требуется механизированный способ добычи в связи с наличием низкопродуктивных коллекторов. Предприятие работает в условиях падающей добычи нефти, характеризующихся возрастанием фонда скважин, эксплуатируемых с применением УЭЦН.

В данной выпускной квалификационной работе была поставлена задача провести анализ эффективности подземного ремонта скважин. Объектом исследования выбрано Советское месторождение горизонт АВ1.

1. Общие сведения о месторождении

Советское нефтяное месторождение открыто в августе 1962 года. Оно расположено в северо-западной части Александровского района Томской области (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 Обзорная карта нефтедобывающего района

Месторождение находится в пределах Нижневартовского нефтегазоносного района, выделяемого в восточной части Среднеобской нефтеносной области. Это крупное многопластовое месторождение было введено в разработку в 1966 году. Первые два года велась пробная, а с 1968 года промышленная эксплуатация.

В настоящее время разработку месторождения осуществляет ОАО «Томскнефть» ВНК. Следует отметить, что Советское месторождение в данный момент времени находится на третьей стадии разработки со стабилизирующимся уровнем добычи и по-прежнему обладает значительными запасами, большая часть которых сосредоточена в объекте АВ1 и является самым крупным объектом Советского месторождения (89% остаточных извлекаемых запасов всего месторождения). Начальные извлекаемые запасы нефти 232847 тыс. тонн по категориям А+В+С₁ и 9625 тыс. тонн по категории С₂. Накопленная добыча нефти с начала разработки составила 154504,9 тыс. тонн (на 1.01.2003год) степень выработки - 66,4%. В 25 километрах от месторождения расположен город Стрежевой.

Текущий коэффициент извлечения нефти пласта АВ1 равен 0,282 (конечный 0,395) при средней обводненности продукции скважин 88%. Пропластки АВ₁^2б, АВ₁³ и АВ₁⁴ практически выработаны и имеют обводненность 98%, превышающую темпы отбора запасов. Общее число добывающих скважин по пласту АВ₁ в целом составляет 770, нагнетательных - 229 (таблица 1.1). Однако действующий фонд скважин значительно отличается от общего (663 добывающих и 194 нагнетательных скважины) - процент бездействующего фонда составляет 14,2%. Этот факт может быть объяснен длительностью истории разработки месторождения (50 лет) и старением фонда - многие скважины имеют заколонные перетоки. [1]

Таблица 1.1 - Фонд скважин пласта АВ₁

2. Геолого-физическая характеристика месторождения

.1 Краткая стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении месторождения принимают участие доюрские образования складчатого фундамента и мезозойско-кайнозойские отложения платформенного чехла. Геологический профиль продуктивного горизонта АВ1 представлен на рисунке 2.1.

Диапазон нефтеносности составляет около 1100м и охватывает толщу пород от аптского яруса нижнего мела до коры выветривания палеозойских отложений. В разрезе палеозойских пород трещиноватые известняки, черные сланцы и плотные аргиллиты, эффузивные породы, а также плотные песчаники. Возраст отложений определяется неоднозначно от силура до турнейского яруса каменноугольного периода, максимальная вскрытая толщина отложений - 100м. На породах палеозоя несогласно залегают отложения юрского возраста (тюменская, васюганская и баженовская свиты). В верхней части нижнеюрских отложений (тюменская свита, нижний калювий) залегает песчаный пласт ЮВ2 линзовидного строения. Вскрытая толщина континентальных отложений тюменской свиты (160-175м).

Выше согласно залегают прибрежно-морские отложения васюганской свиты, представленные в нижней части аргиллитами и в верхней преимущественно песчаниками и алевролитами, выделяемыми в продуктивный горизонт ЮВ1. В верхней части выделяется песчаный пласт ЮВ01. Вскрытая толщина свиты составляет 50-60м. Выше залегают глубоководно - морские отложения баженовской свиты, сложенные плотными битуминозными аргиллитами, являющихся региональным водоупором и покрышкой для залежей углеводородов. Толщина свиты 15-20м. Общая толщина юрских отложений 225-260м. Юрские отложения перекрываются меловыми, подразделяемыми на мегионскую, вартовскую, алымскую, попурскую, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты.

Продуктивными являются песчаные пласты мегионской (БВ8), вартовской (АВ2, АВ3, АВ4, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0+1, БВ2, БВ3, БВ4, БВ5, БВ6) и алымской (АВ1) свит. Отложения продуктивных свит представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина продуктивной толщи 760-880м. Остальные свиты представлены преимущественно глинистыми породами общей толщиной 230-325м. Меловые отложения согласно перекрываются отложениями четвертичной системы. Породы свит (пески, глины, алевриты).

Рисунок 2.1 Геологический профиль (продольный) продуктивного горизонта АВ1

2.2 Основные особенности тектонического строения месторождения

В пределах Западно - Сибирской низменности многие исследователями выделяется три структурно - тектонических этажа.

Нижний - геосинклинальный образует складчатый фундамент допалеозоя и палеозоя.

Средний или промежуточный объединяет переходные и платформенные группы формаций в палеозойское или раннемезозойское время.

Верхний - платформенный мезозойско - кайнозойского времени формировался в условиях длительного погружения фундамента.

По мезозойско-кайнозойским отложениям Советское месторождение расположено в юго-восточной части Нижневартовского свода, который имеет вытянутую в меридиальном направлении форму с изрезанными контурами. В северной части ширина свода достигает 160 километров, к югу резко сужается. Длина свода 250 километров. По оконтуривающей изогипсе 2650 метров по горизонту “Б” (кровля баженовской свиты) амплитуда достигает на юге 300 метров, на севере 500 метров.

В пределах Нижневартовского свода сейсморазведочными работами выделено более 30 структур, среди них Соснинско - Советская, Медведевская, к которым и приурочено Советское месторождение.

Три структуры третьего порядка: Соснинская, Советская и Медведевская приурочены к подошве баженовской свиты. Позже были выделены еще некоторые структуры. На структурной карте по горизонту “Б” вырисовывался район, примыкающий к Соснинскому поднятию, эта структура получила название Юго-Западная. В северной части месторождения имеет место приподнятая зона, получившая название Северное поднятие. Так же были выделены такие поднятия как Северо-восточное и Западное.

Каждое из поднятий оконтуривается сейсмоизогипсой 2400-2425 м. Все вышеуказанные поднятия за исключением Медведевского, объединены сейсмоизогипсой минус 2425м. На юго-востоке через прогиб с амплитудой до 80 метров к этой группе поднятий примыкает Медведевская структура третьего порядка.

В процессе доразведки большинство поднятий было оценено бурением скважин. Полученные результаты указывают на отсутствие залежей нефти в пластах группы ЮВ. Единственная структура, на которой имеют место залежи в этих пластах, это Медведевская структура третьего порядка. В связи с этим на участке, прилегающем к ней с юга, названном Южно-Медведевской структурой, перспективы обнаружения залежи нефти в юрских отложениях довольно высоки.

2.3 Нефтегазоносность

Промышленная нефтегазоносность Советского месторождения по пластам, установленная в процессе разработки: М, ЮВ2, ЮВ1, БВ8, БВ6, БВ5, БВ4, БВ3, БВ2, БВ(0-1), АВ8, АВ7, АВ6, АВ5, АВ4, АВ3, АВ2, АВ1. Запасы нефти, сосредоточенные в пластах БВ8 и АВ1, составляли 97,5% от всех запасов месторождения.

Наиболее крупный сложно построенный объект меловых отложений АВ1, является основным эксплуатационным объектом на месторождении. Начальные дебиты нефти изменяются от 1 до 150 т/сут. Абсолютная отметка горизонта 1592-1659м. Горизонт АВ1 не выдержан как по площади, так и по разрезу, в поровом пространстве коллекторов, помимо остаточной воды и нефти, присутствует определенное количество свободной воды. Горизонт АВ1 характеризуется повышенной неоднородностью и расчлененностью коллектора, а также пониженными ФЕС верхней части разреза (таблица 2.1). [1]

Месторождение обладает 25% ОИЗ месторождений, разрабатываемых ОАО «Томскнефть» ВНК (рисунок 2.2), а по объекту АВ1 - 89,0 % (рисунок 2.3). [3] Объект АВ1 представленным 5 нефтеносными пластами (АВ₁¹, АВ₁^2а, АВ₁^2б, АВ₁³ и АВ₁⁴), для которого характерны повышенные мезо- и макро неоднородности, понижение ФЕС верхней половины разреза (рисунок 2.4). [2]

Таблица 2.1 - Геолого-физическая характеристика объекта АВ1

Рисунок 2.2 Распределение ОИЗ по месторождениям ОАО «Томскнефть» ВНК

Рисунок 2.3 Распределение ОИЗ по объектам Советского месторождения

Рисунок 2.4 Расположение пластов объекта АВ1

Положение ВНК изменяется в довольно широких пределах от минус 1638м до 1656м. Залежь горизонта АВ1 является единой для Советского и Нижневартовского месторождений. Однако следует отметить, что на Нижневартовском месторождении ВНК выше на 10-12м и поэтому нефтенасыщен там только пласт АВ₁¹.

Начальные дебиты нефти из пласта АВ₁³ изменяются от 0,6 - 42т/сут на штуцерах 8 - 12мм.

Пласт АВ₁^2б расположен по всей площади. Количество песчаных пропластков иногда достигает восьми, но чаще всего составляет 4-6. Эффективная толщина пласта изменяется от 2,6 (скв. №215) до 13,8 (скв.№864) и в среднем по пласту составляет 6м.

Дебиты из пласта АВ₁^(1+2а) “рябчик” в большинстве скважин не превышают 15-20 т/сут и только в редких случаях достигают 40 т/сут (скв №751).

Эффективная суммарная толщина его изменяется от 0 до 9,3м (скв№758) и в среднем по месторождению составляет 5,2м.

В связи с особенностями геолого-физического строения:

) Выработка запасов из верхней половины разреза АВ₁ идет менее интенсивно.

) Обводненность превышает темпы отбора запасов.

) Разработка осложнена техническим старением фонда скважин, заколонными перетоками и образованием техногенных трещин, что ведет к снижению охвата объекта воздействием.

) Комплекс ГТМ не способствует активному вовлечению в разработку верхней части разреза АВ₁. [3]

.4 Особенности геологического строения залежи горизонта АВ1

Горизонт АВ1 является основным промышленным объектом Советского месторождения.

Формирование горизонта проходило в условиях мелководья в период начавшейся трансгрессии аптского моря, вследствие этого в целом наблюдается определенная закономерность в распределении терригенного материала по разрезу горизонта. Наблюдается глинизация коллекторов снизу вверх, при этом увеличивается как послойная, так и рассеянная глинистость. В этом же направлении наблюдается и ухудшение коллекторских свойств песчаников. В поровом пространстве коллекторов присутствует определенное количество свободной воды.

Абсолютная отметка горизонта 1592,0-1659м. Начальные дебиты нефти изменяются от 1 до 150 т/сут. Начальное пластовое давление составляло 16,39-17,23 МПа, пластовая температура 55-56С. Большая разница в коллекторских свойствах различных частей разреза и сложная картина его нефтенасыщенности явилась причиной деления горизонта АВ1 на три пласта АВ11, АВ12, АВ13.

2.4.1 Литологическая характеристика коллекторов продуктивного горизонта АВ1

Пласт АВ₁⁴ представлен одним иногда двумя песчаными пропластками, разделенными глиной или алевролитами. Песчаники средне-мелкозернистые. Преобладающей фракцией являются с размером зерен 0,1 - 0,25мм. Содержание среднепесчанной фракции 0,25 - 0,50мм иногда достигает 35 - 45%. Содержание цемента не превышает 10%. Тип цементации пленочный и поровый. Алевролиты крупно и мелко зернистые, песчанистые средней плотности. Породообразующими минералами песчаников горизонта АВ1 являются кварц и полевые шпаты с преобладанием первого (45 - 50%) над вторым (35 - 40%).

Необходимо отметить, что на территории месторождения имеются отдельные зоны, в разрезе которых полностью отсутствуют глинистые и алевролитовые пропластки в пластах АВ₁³ и АВ₁^2б песчаники этих пластов сливаются в один пласт. В этих случаях песчаники, как правило, представлены средне и редкозернистыми разностями с массивной текстурой.

Пласт АВ₁^2б чаще всего состоит из 4-5 песчаных прослоев, разделенных алевролитами и глинами. Песчаники мелкозернистые, но в основном с однородной текстурой. Преимущественный размер зерен 0,15 - 0,25мм (70 - 95%). Количество алевролитового материала 3 - 20%. Количество цемента не превышает 15%. Состав цемента хлоритовый и каолинитовый. Тип цементации чаще всего поровый. Алевролиты серые мелкозернистые, однородные. Прослои глинистого материала в них встречаются реже, чем в пласте АВ₁^(1+2а). Глины темно серые до черных, плотные с песчано-плевритовой примесью, обуславливающей слоистость.

Пласт АВ₁^(1+2а) представлен частым чередованием песчаников, алевролитов и глин. Толщина пропластков изменяется от 0,01 до 0,5м. Пласт характеризуется повышенной слоистостью и рассеянной глинистостью. Песчаники серые, мелко и тонкозернистые с содержанием цемента до 25%. Текстура песчаников гнездовидно-линзовидная. Ведущей фракцией в них является 0,25 - 0,1мм (55 - 75%) с преобладанием зерен до 0,12 - 0,15мм. Песчаники по своему составу близки к алевролитам. Цемент песчаников по составу хлоритовый каолинитовый (20 - 25%), иногда кальцитовый. Тип цементации поровый, базальтный. Алевролиты серые, темно-серые мелкозернистые, средней плотности, с прослоями темно-серого глинистого материала, а участками очень крепкого, известковистые. Глины темно-серые, некрепкие, слабослюдистые с прослойками и линзочками светло-серого алевролитного материала.

.4.2 Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов

Коллекторские свойства пластов горизонта АВ1 находятся в прямой зависимости от литологического и гранулометрического состава пород и от содержания в них глинистого материала.

Физические свойства пород изучались по большому количеству кернового материала. Открытая пористость коллекторов изменяется в широких пределах. Диапазон ее изменения увеличивается по пластам снизу вверх. Если в пласте АВ₁³ он составляет 18,2 - 30,1%, то в АВ₁^(1+2а) возрастает до 12,8 - 31,8%. А средние значения пористости уменьшаются снизу вверх (АВ₁⁴ - 27%, АВ₁³ - 25,7%, АВ₁^2б - 24,9%, АВ₁^(1+2б) - 24,4%). Средние значения проницаемости уменьшаются снизу вверх от пласта к пласту в два и более раз (365, 141, 70, 13). Средние значения параметров горизонта АВ1 при стационарных режимах фильтрации.

коэффициент продуктивности - 27,6 т/(сут.∙МПа)

удельный коэффициент продуктивности - 2,294 т/(сут.∙МПа)

гидропроводность - 61,18 см/(мПа∙с)

проницаемость - 0,125 мкм²

Средние значения параметров горизонта АВ1 при нестационарных режимах фильтрации.

гидропроводность - 65,29 см/(мПа∙с)

проницаемость - 0,125 мкм²

пьезопроводность - 3548 м²/с∙10^-3

2.4.3 Особенности нефтенасыщенности залежи горизонта АВ1

Залежь нефти горизонта АВ1 в большинстве своем является недонасыщенной. В поровом пространстве коллекторов, помимо остаточной воды и нефти, присутствует определенное количество свободной воды, не связанной.

При этом на величину нефтенасыщенности, в основном, влияют два фактора - это гипсометрической положение коллекторов в залежи и их фильтрационные свойства. При одинаковых коллекторских свойствах песчаники сводовых частей имеют большую нефтенасыщенность, чем в крыльевых зонах. А коллекторы, расположены на одном гипсометрическом уровне, имеют большую величину нефтенасыщенности в зонах с улучшенными коллекторскими свойствами.

Нефтенасыщенность пласта АВ₁⁴ - 0,503-0,366 (коэффициент нефтенасыщенности.). По пласту АВ₁³ нефтенасыщенность изменяется от 7,3 до 43,6% в скв. №1679 и от 35,7 до 84,5% в скв. №64.

Средние значения, определенные по двум пропласкам в скв. №64 равны 52%, а в скв. №1679 по пяти пропласткам изменяются в пределах по скв. №64 от 34,2 до 80,8%, по скв. №320бис 26,6 - 67,5%, а по скв. №1679 от 7,8 до 58,5%. Большие диапазоны изменения величины нефтенасыщенности обусловлены литологической неоднородностью пласта АВ₁^(1+2а). Коллекторы с лучшими фильтрационно-емкостными свойствами имеют большую величину нефтенасыщенности.

Средневзвешенное по толщине значение нефтенасыщенности плата АВ₁^(1+2а) в скв. №320бис равно 47%, в скв. №64 составляет 63%, по скв. №1679 нефтенасыщенность определялась по четырем песчаным пропласткам, входящих в пласт АВ₁^(1+2а), и среднее значения по пропласткам изменяются от 27,6 до 41,3% и в целом по пласту равно 42,2%. [1]

2.4.4 Физико-химическая характеристика нефти горизонта АВ1

Нефть продуктивного пласта АВ1 является легкой, плотность нефти в поверхностных условиях составляет 847,56 кг/м³, сравнительно маловязкой, вязкость нефти при температуре 20^оС - 7,58 мм²/с, при 50^оС - 3,67 мм²/с. Содержание серы 0,75% весовых, асфальтенов - 2,0%, селикагеливых смол-8,83%. Количество парафинов в нефти не велико и составляет 2,23%. Нефть пласта АВ1 характеризуется высоким выходом светлых фракций: отгон до 200^оС составляет 31%, выход фракций до 300^оС - 52%. Бензиновые фракции нефти пласта АВ1 характеризуется низким содержанием ароматических углеводородов 7 - 20% и высоким содержанием парафиновых 58 - 63%. Нефть характеризуется следующими параметрами:

плотность сепарированной нефти 851,95 кг/м3;

плотность пластовой нефти 777,7 кг/м3;

объемный коэффициент 1,182 м³/м³;

вязкость пластовой нефти 1,66 МПа∙с;

давление насыщения - 8,2 МПа;

газосодержание 67,47 м³/т.

Компонентный состав газа в процентах молярной концентрации составляет: метана 77,37%, этана 5,76%, углекислого газа 0,29%, удельный вес газа 0,944кг/м³.

Следует сделать вывод: нефть горизонта АВ1 сернистая, малосмолистая, относится к метаново-нафтеновому типу по классификации Добрянского. Нефть характеризуется преобладанием пропановой фракции над этаном. [4]

Таблица 2.2 - Компонентный состав нефтяного газа

Рисунок 2.5 Компонентный состав нефтяного газа

2.5 Гидрогеологическая характеристика месторождения

Советское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В пределах рассматриваемого района в разрезе верхней части фундамента и осадочного чехла выделяется шесть водоносных комплексов, разделенных между собой выдержанными водоупорами.

Первый водоносный комплекс включает в себя трещиноватые породы фундамента, его кору выветривания и отложения тюменской свиты. Второй водоносный комплекс - верхняя часть васюганской свиты (верхняя юра). Третий водоносный комплекс - мегионская свита и нижняя часть васюганской свиты. Четвертый водоносный комплекс - верхняя часть вартовской и алымской свит. Пятый водоносный комплекс - покурская свита. Шестой водоносный комплекс охватывает палеогеновые и четвертичные отложения.

Первый водоносный комплекс выдержан на месторождении и сложен песчаными пластами линзовидного строения. Толщина комплекса 200 - 350 м. Температура пластовых вод 90^оС. Воды данного комплекса напорные.

Второй водоносный комплекс представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, толщина его 70 - 80 м. Температура пластовой воды 80^оС. Воды хлоркальциевые. Водоупорной толщей для второго комплекса являются плотные битуминозные аргиллиты георгиевской и баженовской свит. Толщина водоупорных отложений 25 - 30 м.

Третий водоносный комплекс литологически представлен чередованием пластов песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина водоносного комплекса 280 - 330 м. В разрезе этого комплекса выделяются горизонты БВ8, БВ6, БВ4, БВ3, БВ1. Воды высоконапорные, самоизливающиеся. Пластовое давление, в зависимости от глубины залегания горизонта, составляет 21,5 - 22,9 МПа, пластовая температура 71 - 74^оС.

Четвертый водоносный комплекс включает отложения верхней части вартовской и алымской свит, имеет широкое распространение и вскрыт всеми разведочными и эксплуатационными скважинами. Отложения представлены чередованием песчаных, алевролитовых и аргиллито-глинистых пород. Толщина комплекса 200 - 250 м. В разрезе этого комплекса выделяют горизонты АВ8, АВ6, АВ4, АВ3, АВ2, АВ1. Воды напорные. Пластовое давление колеблется в пределах 16 - 17,8 МПа, температура 52 - 54^оС.

Пятый водоносный комплекс представлен слабосцементированными до рыхлых песками, песчаниками, алевролитами и глинами апт-альб-сеноманского возраста. Толщина комплекса 700 - 800 м и залегает на глубинах 900-970м.

Воды комплекса используются для поддержания пластового давления при разработке месторождения. Плотность воды в стандартных условиях 1010 кг/м³, тип воды хлоркальциевый.

Шестой водоносный комплекс представлен отложениями палеоген-четвертичного возраста и практически не изучен. Воды этого комплекса пресные, гидрокарбонатонатриевые, используются для питьевых целей.

В результате анализа данных, приведенных в таблице 1 видно, что по химической характеристике пластовые воды Советского месторождения по классификации В.А. Сулина хлоркальциевого типа, жесткие, бессульфатные, слабой минерализации, которая с глубиной увеличивается от 18,3 кг/м³ (покурская свита) до 38,6 кг/м³ (пласт ЮВ1 Васюганской свиты).

Воды основных комплексов по гидрогеологическим данным носят застойный характер. Согласно общих гидрогеологических предпосылок, а также гидродинамических исследований, можно сделать вывод, что режим залежей Советского месторождения - упруговодонапорный.

 Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи.

Таблица 2.3 - Характеристика пластовой и закачиваемой воды

3. Анализ разработки продуктивного горизонта АВ1

.1 Анализ текущего состояния разработки продуктивного горизонта АВ1

В 1967 году начато эксплуатационное разбуривание основных объектов (БВ8 и АВ1) разработки.

В процессе последующего промышленного освоения и доразведки месторождения периодически корректировались принципиальные проектные решения и технологические показатели технологической схемы 1968 г., что нашло отражение в проектных документах разных лет (1970, 1976, 1978, 1982, 1990 гг.). В разрезе месторождения находится 17 нефтеносных пластов, выделенных в 14 объектов разработки.

Для изучения промысловых характеристик в первой технологической схеме ИКР Миннефтепрома решено реализовать трехрядную систему размещения скважин по сетке 700х700 м, из-за низкого начального нефтенасыщения и сложности строения низкопродуктивного объекта АВ1. В дальнейшем в связи со сложностями ее быстрого разделения с одновременным обеспечением высоких темпов отбора нефти, принято решение о переходе на площадную систему разработки; при этом как расстановка, так и соотношение нагнетательных и добывающих скважин определились близкими к обращенной девятиточечной. Внедрение этой системы обеспечило только интенсификацию отборов нефти, но при этом оказались далеко не на соответствующем уровне фактические возможности регулирования фронтов продвижения закачиваемых вод, а также система контроля выработки запасов нефти.

В связи с этим в проекте разработки 1990 года принято решение по формированию трехрядных замкнуто-блочных систем с уплотнением сетки в центре ячеек, для исключения негативных факторов площадной системы. И в итоге плотность сетки составит 230 тыс. м²/скв. при сохранении высокой интенсивности системы; соотношение нагнетательных и добывающих скважин составит 1:2,8.

В целом по месторождению утвержденный проектный - основной фонд составил 1839 скважин, из них 1388 скважин или 76% относятся к объекту АВ1. С начала разработки месторождения пробурена 1491 скважина (80,7%) основного фонда и добыто 154,504 млн.т нефти, что составляет 66,4% от извлекаемых запасов категорий А+В+С1, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,282, обводненность продукции 88%. [4]

Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн.т, темп отбора 3,1%) по Советскому месторождению достигнут в 1977-78 гг.

На объект АВ1 пробурено 1065 скважин или 76,1% от проекта, неосвоенными остались небольшие окраинные зоны залежи, где нефтенасыщенна только верхняя часть объекта АВ₁^(1+2а) с относительно ухудшенными коллекторскими свойствами.

С начала разработки объекта АВ1 отобрано 74666,58 тыс.т или 51,2% от начальных утвержденных извлекаемых запасов нефти, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,195, обводненность продукции 83,8%. По залежи действует ранее сформированная система воздействия, переход на блочно-замкнутую сдерживается, как по организационным причинам, так и из-за ограниченности материально-технических средств. Максимальный отбор нефти 3709 тыс. т (темп отбора 2,6%) по объекту АВ1 достигнут в 1980 г. при обводненности продукции 43,7%. Проектные технологические показатели объекта АВ1 определены в расчете на изменение направления потоков, связанных с формированием более интенсивной блочно-замкнутой системы с вовлечением в разработку низко-продуктивных зон путем бурения дополнительных скважин, и изоляции заводненных интервалов.

Существуют определенные сложности по вовлечению в работу низкопроницаемого пласта АВ₁^(1+2а) при его эксплуатации единым фильтром с более продуктивными нижними пластами АВ₁^2б+3+4. По данным электрометрии скважин, пробуренных в заводненных зонах, отмечается вовлечение в работу только нижних пластов АВ₁^2б+3+4, хотя по данным потокометрии (РГТ) охват воздействием составляет в среднем 0,38. При этом возможно некоторое завышение указанного коэффициента за счет не герметичности цементного кольца заколонного пространства нагнетательных скважин.

График динамики добычи нефти объекта является характерным для крупных низкопродуктивных пластов с длительным периодом освоения. Текущая среднесуточная добыча жидкости по пласту АВ1 составляет 36 тыс. тонн в день из которых всего 6,4 тыс. т в сутки - добыча нефти. Столь низкий уровень добычи нефти сопровождается второй проблемой - высокой обводненностью добываемого флюида. Эти две основных проблемы системы разработки обусловлены следующими причинами:

. Сложное геологическое строение пласта АВ1: Чрезвычайно низкая продуктивность верхнего пропластка АВ₁^(1+2a) в сравнении с нижележащими AВ₁^3-4.

. Недонасыщенность пласта АВ₁^(1+2a) нефтью (наличие подвижной воды) обусловливает 20% начальную обводненность во вновь пробуренных скважинах.

. Заколонные перетоки в нагнетательных скважинах вызывают снижение эффективности системы поддержания пластового давления. Нагнетаемая вода закачивается в нижележащие высокоприемистые пропластки AВ₁^3-4 которые на настоящий момент истощены и имеют обводненность 98%. Как следствие происходит уменьшение нефтеотдачи пласта АВ1 в целом. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов составляет 0,96% в год.

. Использование технологии гидроразрыва пласта на добывающих скважинах приводит к вовлечению нижних высокообводненных пропластков AВ₁^3-4 в процесс разработки в 70% случаев. Кроме того, скважины с ГРП исключают последующее проведение на них ремонтно-изоляционных работ.

Рисунок 3.1 График динамики добычи нефти и жидкости

Рисунок 3.2 Показатели разработки продуктивного горизонта АВ1

Рисунок 3.3 Динамика изменения фонда скважин пласта АВ1

Таблица 3.1 - Показатели разработки Советского месторождения за период с 2002 по 2005 года

Таблица 3.2 - Показатели разработки пласта АВ1 Советского месторождения за период с 2002 по 2005 года

3.2 Особенности выработки запасов нефти пласта АВ₁^(1+2а)

Начальные извлекаемые запасы продуктивного горизонта АВ1 составляют 148 млн. тонн нефти. Накопленная добыча нефти составила 74,66 млн. тонн, причем 29 млн. тонн (40%) этих запасов приходится на пласт АВ₁^(1+2а) “рябчик”, который в разработку практически не вовлечен. Сначала разработки (1966г) из этого пласта было добыто не более 3 млн. тонн нефти. Такое состояние разработки обусловлено рядом факторов:

сложность геологического строения и низкая проницаемость пласта АВ₁^(1+2а);

пласт АВ₁^(1+2а) “рябчик” представлен частым чередованием песчаников, алевролитов и глин, толщина пропластков изменяется от 1 до 50 см.

Суммарная эффективная толщина его изменяется от 0 до 9,3 м. и в среднем по месторождению составляет 5,2 м. Пласт характеризуется повышенной слоистой и рассеянной глинистостью. Текстура песчаников гнездовидно-линзовидная. Коэффициент пористости 24,4%. Коэффициент проницаемости от 20 до 60 мД.

В поровом пространстве коллекторов помимо остаточной воды и нефти присутствуют определенное количество воды. Значение нефтенасыщенности по пропласткам изменяется от 38 до 80%.

Толщина глинистого раздела пластов АВ₁^(1+2а) и АВ₁^(2б) небольшая (1-4м) и, как следствие, проблематична их надежная изоляция в условиях необходимости создания больших перепадов давления.

Система разработки была принята в целом по продуктивному горизонту АВ1, дифференцированное воздействие на пласт АВ₁^(1+2а) практически отсутствует. Неоднократные промывки, преимущественно, подвергаются интервалы пластов АВ₁^(2б-4) более высокой проницаемости.

Применяемые трехрядная и площадная система разработки не позволили вовлечь в активную разработку пласт АВ₁^(1+2а) “рябчик”.

Применяемые мероприятия по повышению коэффициента извлечения нефти из пласта АВ₁^(1+2а), такие как кислотные обработки призабойной зоны пласта, пороховой генератор давления, метод глубоких депрессий, дополнительная перфорация, закачка композиции ИХН в нагнетательные скважины, не дали эффекта.

Закачиваемая в пласт подтоварная вода низкого качества в связи с кратно повышенным содержанием количества взвешенных частиц. Следует сказать, что применяя обычные методы разработки месторождения и не используя новых методов увеличения нефтеотдачи пласта, невозможно задействовать все запасы пласта АВ₁^(1+2а) в активную разработку и достичь проектного коэффициента нефтеотдачи. Следовательно, применение современных методов интенсификации добычи нефти является требование времени и необходимым условием эффективности разработки.

3.3 Мероприятия по повышению нефтеотдачи объекта АВ1

Одной из распространенных технологий увеличения нефтеотдачи на Советском месторождении является гидравлический разрыв пласта. Но эффективность данного мероприятия вызывает споры. Всего объекте АВ1 за историю разработки было проведено 256 операций ГРП (без учета повторных).

К основным целям проведения операции ГРП можно отнести не только достижение высоких запускных дебитов, как результата проведения операции, но создание оптимальной геометрии (узкая и длинная трещина для низкопроницаемых и более широкая с меньшей полудлиной трещина для высокопроницаемых коллекторов) трещины и других ее параметров, способствующих обеспечению максимальной выработки запасов всего разреза. К осложнениям и ограничениям на параметры проведения операции ГРП на объекте АВ1 Советского месторождения оказывают риски прорыва трещины в нижние высокообводненные пропластки АВ₁^2б, АВ₁³ и АВ₁⁴ и, как следствие, снижение выработки запасов верхней низкопроницаемой нефтенасыщенной части разреза АВ1.

Для описания параметров и характеристик скважин, подвергнутых гидроразрыву, существуют несколько способов. Наиболее простой и известный вариант - описание динамики добычи нефти до и после операции, как временной функции [6]. Например, средние запускные параметры по результату проведения 48 ГРП 2012 г.: 93 м³/сут., 19 т/сут. и 74% воды. Средний прирост дебита нефти составил 16 т/сут. Но данная характеристика позволяет оценить только количественные изменения дебита скважин, без учета выработки запасов.

К основному и простому показателю эффективности необходимо отнести коэффициент продуктивности для псевдоустановившегося режима [7]. Достижение максимально возможного коэффициента продуктивности (в большинстве случаев) для псевдоустановившегося режима означает, что в трещине реализовано оптимальное размещение проппанта при определенной длине трещины и безразмерной ее проводимости - две основные переменные, определяющие коэффициент продуктивности скважины. Где безразмерная проводимость трещины - мера относительной скорости течения добываемой жидкости внутри трещины, в сравнении с притоком флюида из породы внутрь.

Параметры ГРП разных лет на объекте АВ1 представлены на рисунке 3.6. Для большеобъемных ГРП 2008 г. (40 - 100т) соответствуют большие значения числа проппанта 0,3 - 1,5, безразмерного коэффициента продуктивности и безразмерной проводимости трещины, средние значения высоты трещины лежат в диапазоне 32 - 50 м. Как правило, это скважины с трещиной, ушедшей в высокообводненные нижележащие пропластки. Для параметров малообъёмных ГРП (17 - 25т) 2012 г. Характерны значения безразмерного индекса продуктивности JD, равные 0,36 - 0,47, что сопоставимо с большеобъемными обработками, но позволяет ограничивать высоту трещины, влияющую на выработку запасов верхней части разреза (высота трещины составляет 16 - 28 м).

Рисунок 3.4 Параметры операции ГРП 2007 - 2012 гг. на объекте АВ1 Советского месторождения

Результаты проведения в 2012 г. Операций ГРП на скважинах объекта АВ1 и расчеты на ПДГТМ по выработке запасов (Рисунок 3.7) подтверждают целесообразность проведения малообъемных операций. [3] Но, даже закачивая небольшой объем проппанта в пласт, не исключается возможность увеличения притока высокообводненной жидкости к скважине. Планирование операции ГРП должно носить индивидуальный характер, включающий оценку геологических рисков по прорыву трещины в высокообводненные пропластки.

С целью улучшения работы преимущественно низкодебетных скважин проводились различные виды обработок призабойных зон (ОПЗ), к ним относятся кислотные обработки (ГКО, СКО), пороховой генератор давления (ПГДБК), метод глубоких депрессий (МГД) и дополнительная перфорация (ДП). Обычно применяется несколько видов (комплекс) обработок. Из анализа следует, что кратковременные (до 3 месяцев) увеличение дебитов после обработок изменяются в среднем с 47,7 до 86,0%. Согласно проведенным оценкам дополнительная добыча за годовой период в среднем 21,6 тыс. тонн. в расчете на одну обработку дополнительно добыто в среднем 317 тонн нефти.

Рисунок 3.5 Накопление парка ПДГТМ по месторождениям, находящихся в разработке.

Наиболее результативными явились методы ДП и ПГДБК, повышающие совершенство вскрытия. По объекту АВ1 месторождения проводились работы по закачки композиции ИХН в нагнетательные скважины, что способствовало увеличению их приемистости, следовательно, интенсификации отборов, а при вовлечении в работу низкопроницаемых прослоев повышаются охват и нефтеотдача объектов. Было отработано 10 нагнетательных скважин путем закачки в призабойную зону небольших объемов (11 - 35 м³) водных растворов композиции (ИХН). В пределах участка, где размещены эти скважины, отмечаются периоды увеличения их приемистости на 40 - 45% продолжительностью до 3 месяцев. Изучение динамики технологических показателей участка проводилась по 58 добывающим скважинам. При этом в результате анализа дебита нефти, жидкости, обводненности, добычи нефти улучшения этих показателей незамечено. Анализируя результаты мероприятий по повышению коэффициента нефтеизвлечения объекта АВ1 следует сказать, что имеющиеся положительные результаты были получены по относительно высокопроницаемым пропласткам А₁^(2б) и А₁^3-4. Что касается пропластка А₁^(1+2а), то изменений показателей процесса разработки не наблюдалось. [1]

Успешность всех этих операций оказалась невысокой, эффект кратковременный.

4. Технологическая часть

.1 Конструкция скважин, используемая на месторождении

На Советском месторождении строительство скважин осуществляется буровыми установками типа Бу - 75 БрЭ, Бу - 80 БрЭ, а в последнее время Бу - 2500 ЭХ.

Монтаж оборудования в эксплуатационном бурении производится кустовым методом, причем с одной кустовой площадки бурится 8 - 12 наклонно-направленых скважин.

Профиль ствола наклонно-направленных скважин включает в себя:

вертикальный участок от 0 до 180 - 250 м.;

участок набора зенитного угла 150 - 220 м.;

стабилизации наклонного ствола 900 - 1100 м.;

снижение зенитного угла 450 - 1200м.

Конструкция скважин, пробуренных нефтеразведочной организацией, включает в себя направление диаметром 325 - 508 мм. (спускалось в 20 скважин) на глубину 5 - 56 м., кондуктор диаметром 219 - 325 мм. на глубину 283 - 620 м. и эксплуатационную колонну диаметром 114 - 146 мм. до забоя (рисунок 4.1). Цемент за направлением поднимался до устья, за кондуктором на высоту 58 - 505 м от башмака. За эксплуатационной колонной цемент поднимался 100 - 150 м и выше кровли продуктивного пласта.

.2 Оборудование скважины, эксплуатируемой УЭЦН

Установка УЦЭН (рисунок 4.2) включает:

1 Обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости.

2 Спускной клапан, служащий для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Рисунок 4.1 Конструкция скважин Советского месторождения

3 Металлический пояс, для крепления кабеля.

4 Насосно-компрессорные трубы.

5 Наземное электрооборудование-трансформаторная подстанция.

6 Бронированный электрокабель.

7 Погружной центробежный насос.

8 Погружной электродвигатель с гидрозащитой [8]

Рисунок 4.2 Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

.3 Оборудование скважины, эксплуатируемой УШГН

Из рисунков, приведенных ниже мы видим, что добыча нефти с помощью УЭЦН составляет- 76%, а добыча нефти с помощью ШГН- 24%. Отсюда получается, что добыча нефти с помощью УЭЦН превышает добычу нефти в 3 раза по отношению к ШГН.

Рисунок 4.3 Штанговая насосная установка

1- станок - качалка;

- сальник устьевой;

- колонна НКТ;

- колонна насосных штанг;

- вставной скважинный насос;

- невставной скважинный насос;

- опора

Рисунок 4.4 Добыча нефти по способам эксплуатации

4.4 Методика расчета МРП (межремонтного периода скважины)

Настоящая методика предназначена для расчета межремонтного периода работы скважин.

Межремонтным периодом работы скважин следует считать продолжительность времени в календарных сутках между двумя последовательными ремонтами.

. Расчет МРП производится за отчетные периоды: квартал, полугодия, девять месяцев, год.

2. МРП рассчитывается для всего пробуренного фонда скважин, отдельно по нефтяным, нагнетательным, газовым скважинам, а также для скважин с различными видами эксплуатации (ШГН, ЭЦН, ЭВН, газлифт, фонтан).

3. Расчет МРП производится по формуле:

МРП = Т/Ч,

где Т - календарное количество суток за расчетный период,

Ч - частота ремонта за расчетный период.

. Расчет частоты ремонта за расчетный период производится по формуле: Ч = Р/Ф,

где Р - количество ремонтов за расчетный период,

Ф - среднеарифметический фонд скважин на начало и конец расчетного периода

Ф = (Фн+Фк)/2

. В количество ремонтов за расчетный период включаются все ремонты, проведенные на фонде скважин за расчетный период, за исключением освоения скважин из бурения, ввода скважин из консервации.

. Ремонты, связанные с переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой, из одной категории в другую (например, нефтяные в нагнетательные, ШГН на ЭЦН), а также ремонты по консервации и ликвидации скважин относятся к предыдущему способу эксплуатации, к предыдущей категории.

7. При расчете частоте ремонта за расчетный период принимается следующий фонд скважин:

- для расчета МРП по всему фонду скважин - весь пробуренный фонд скважин за исключением осваиваемых и ожидающих освоения после бурения, ликвидированных и законсервированных скважин.

для расчета МРП по нефтяному фонду - весь эксплуатационный нефтяной фонд без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения бурения.

для расчета МРП по видам эксплуатации нефтяного фонда - весь эксплуатационный нефтяной фонд с данным видом оборудования без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения после бурения.

для расчета МРП нагнетательного фонда - все нагнетательные скважины

для МРП газового фонда - весь эксплуатационный газовый фонд без скважин, осваиваемых и ожидающих освоения после бурения и законсервированных скважин.

Рисунок 4.5 Динамика межремонтного периода УЭЦН за 2005 год на Советском месторождении (в сутках)

Рисунок 4.6 Динамика межремонтного периода УЭЦН после ГРП по годам на Советском месторождении (в сутках)

Производство на скважинах работ по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) влечет за собой снижение межремонтного периода скважин (МРП). Это видно из рисунка 4.6 по сопоставлению с рисунком 4.5, где ГРП на скважинах не проводилось. Снижение МРП объясняется тем, что при проведении ГРП происходит большой вынос пропанта (рисунок 4.7), часть из которого попадает на прием насоса, что приводит к засорению рабочих органов насоса, заклиниванию насоса, перегоранию кабеля и выхода насоса из строя. С годами на скважинах, где был проведен ГРП, межремонтный период возрастает. Если в 2003 году он составлял 87 суток, то к 2005 году МРП возрос до 131 суток. Однако все еще не соответствующий гарантийному сроку (180 суток). Рост МРП объясняется тем, что в скважинах, где проводилось ГРП используют технологию тщательной промывки скважины гидровакуумными желонками. Применяют забойные двигатели для уничтожения плотной корки пропанта.

Для удаления песчаных пробок и извлечения пропанта привлекаются бригады ПРС.

Рисунок 4.7 Минералогический состав механических примесей по скважинам с ГРП

5. Техническая часть

.1 Глушение скважины

.1.1 Расстановка техники

Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью.

Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями.

НЕ ДОПУСКАТЬ установку агрегата под ЛЭП.

Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

Рисунок 5.1 Схема расстановки спец. техники при глушении

5.1.2 Определение давления

Рисунок 5.2 Манометр

Давление определяется при помощи манометра по показаниям стрелки.

На манометре должна быть установлена контрольная стрелка, показывающая максимальное рабочее давление.

Манометр выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления находились в средней трети шкалы манометра.

5.1.3 Стравливание давления из скважины

Останавливается скважина.

На всех задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.

Рисунок 5.3 Стравливание давления скважины

Производится разрядка скважины открытием задвижки.

Проверяется исправность запорной арматуры.

Открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении, указанном на штурвале (в основных случаях - в направлении против часовой стрелки)

.1.4 Сборка линий

Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления.

Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины;

В местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки;

Проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле трубы;

Ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка БРС в направлении по часовой стрелке;

Ударами кувалды производится закрепление гайки БРС;

Для возможности сборки линий в различных плоскостях в отношении к труб друг к другу применяются стальных шарнирных соединений высокого давления, соединение которых с трубами аналогична приведенному выше.

Рисунок 5.4 Быстроразъемное соединение БРС

.1.5 Испытание на герметичность

После сборки линий производится испытание линий на герметичность.

Закрывается задвижка на ФА;

Удаляется персонал из опасной зоны;

По команде руководителя работ начинается нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ);

Линии считаются герметичными, если в течение 3-х минут давление опрессовки не падает.

В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова.

.1.6 Замер плотности жидкости глушения

Рисунок 5.5 Ареометр

Замеры плотности производятся следующим образом:

Произвести отбор пробы жидкости глушения; заполнить ведерко водой;

Отвернуть нижнюю часть ареометра;

Налить в нее пробу;

Соединить верхнюю и нижнюю часть ареометра;

Опустить ареометр в ведерко;

Определить по риске погружения на шкале прибора плотность жидкости глушения.

Плотность жидкости глушения должна соответствовать плотности, указанной в плане работ.

.1.7 Закачка раствора глушения

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт.

Перед началом закачки жидкости в скважину открыть задвижку на ФА.

При закачке необходимо следить за показаниями манометров и целостности нагнетательных линий.

ЗАПРЕЩЕНО находиться в зонах близлежащих к нагнетательным линиям.

Производится закачка запланированного объема задавочной жидкости.

Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время, указанное в плане.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.

.1.8 Заключительные работы после глушения

Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижка на фонтанной арматуре со стороны скважины должна быть закрыта.

После окончания работ по глушению скважины задвижки должны быть закрыты, территория вокруг скважины очищена, заглушенная скважина должна находиться в ожидании ремонта не более 36 часов.

После закачки в скважину задавочной жидкости, устье скважины перед производством работ оборудуется по утвержденной схеме.

.2 Монтаж подъемного агрегата и расстановка оборудования

Выбирается, расчищается и при необходимости планируется площадка для установки подъемника, приемных мостов и стеллажей;

Рисунок 5.6 Монтаж подъемного агрегата

При установке подъемника запрещено находится в зоне движения подъемника к устью скважины;

Движением подъемника руководит старший вахты (ст. оператор ТРС, бурильщик КРС)

Под колеса подъемника после его установки устанавливаются противооткатные упоры

Под опорные домкраты устанавливаются деревянные подушки, брусья сбиваются между собой скобами;

Производится установка на домкраты и фиксация их контргайками;

Работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт в ночное время, при ветре со скоростью 8 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане видимостью менее 100 м должны быть приостановлены.

При подъеме мачты следить за выполнением работы, в случае отклонений немедленно сообщить машинисту подъемника;

Произвести монтаж оттяжек.

Силовые и ветровые оттяжки А-50 должны закрепляться за якори на расстоянии 28 метров и под углом 45^ᵒ. Неточность установки якорей допускается ±1,5м.

Оттяжки к якорям присоединять при помощи винтовых оттяжек специальными цепями с приспособлением для их надежной фиксации или маркированными петлями и крепить не менее как четырьмя зажимами, расположенными между собой на расстоянии не менее 300 мм.

Винтовые оттяжки должны иметь контрольные окна или установленные ограничители, исключающие полное выворачивание винтов из гаек.

На расстоянии 100 мм от вертикального конца врезается крестовина, диаметром 26 мм, на которую зацепляется петля из стального каната, диаметром не менее 18 мм;

Произвести заземление подъемного агрегата;

Силовые кабели уложить на треноги;

Произвести монтаж рабочей площадки;

Проверить центричность талевого блока по отношению к оси скважины, произвести центровку;

5.2.1 Расстановка оборудования и приспособлений для ремонта скважин на кустовой площадке

Рисунок 5.7 Расстановка оборудования и приспособлений для ремонта скважин

5.2.2 Подготовка труб

На трубной базе производятся гидравлические испытания, шаблонировка, маркировка и сортировка труб, а также калибровка резьб. Непосредственно на скважине осуществляется наружный осмотр, повторное шаблонирование, укладка труб в порядке спуска в скважину и замер их длины.

Транспортирование труб на скважину должно производиться специальным транспортом. При погрузке между рядами труб необходимо прокладывать деревянные прокладки, предохраняющие трубы от ударов. При этом концы труб не должны свешиваться или выступать за габариты транспортного средства более, чем на 1 метр. Транспортировка труб без предохранительных колец и ниппелей запрещается.

При разгрузке и укладке труб у скважины необходимо, чтобы муфтовые концы были обращены к устью скважины. При этом не допускается сбрасывание труб, ударение друг о друга, перетаскивание волоком.

При визуальном осмотре труб на скважине определяется состояние наружной поверхности трубы, муфты и их резьбовых частей. Обнаруженные небольшие забоины на поверхности трубы допускаются удалять с помощью напильника.

Шаблонирование труб необходимо производить при подъеме труб с мостков для спуска в скважину.

При непрохождении шаблона в трубе ее отбраковывают. На трубах, забракованных при проверке, необходимо сделать пометку "БРАК" устойчивой к климатическим условиям краской. Выбракованные трубы складировать отдельно от основных труб.

Подготовленные трубы необходимо уложить штабелями на стеллажи в порядке очередности спуска в скважину, а между рядами поместить деревянные прокладки. Торцы муфт каждого ряда труб должны находиться на одной общей прямой линии, а последующие вышележащие ряды - ступенчато отступать от каждого уложенного ряда на длину муфты.

При использовании труб разных диаметров и конструкций необходимо группировать их по типам и размерам. Переводник для свинчивания их между собой рекомендуется навернуть заранее в муфту последней трубы спускаемой секции.

.2.3 Шаблонирование труб

Шаблонирование труб необходимо производить при подъеме труб с мостков для спуска в скважину специальным шаблоном, соответствующим по диаметру спускаемым трубам. В трубу, подготовленную к спуску в скважину, вставляется шаблон, при подъеме ее для сворачивания с предыдущей трубой, шаблон проходит через внутреннее пространство трубы под собственным весом.

При непрохождении шаблона в трубе, ее отбраковывают. На трубах, забракованных при проверке, необходимо сделать пометку "БРАК" устойчивой к климатическим условиям краской. Выбракованные трубы складировать отдельно от основных труб.

.2.4 Замер длины колонны труб

Измерение длины трубы необходимо производить от свободного торца муфты до конца резьбовой части трубы (последней нитки резьбы) с помощью проверенной стальной рулетки. Порядковый номер и измеренную длину рекомендуется наносить выделяющейся устойчивой краской на поверхности трубы.

Измерение длины труб должна производиться под руководством мастера, который является ответственным за качество данной операции.

Все сведения о подготовленных к работе трубах должны быть занесены в журнал "Мера труб".

5.2.5 Подготовительные работы

Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), опрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника.

Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т.п. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин.

Запорная компоновка должна находиться на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней, и защищена от попадания грязи и брызгов.

Подготовить противыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты, штурвалы должны свободно вращаться.

.2.6 Монтаж ПВО

Превентор применяется при СПО на скважинах второй и третьей гатегории, в превенторе в верхней части установлены трубные плашки под диаметр запорной компоновки и НКТ находящихся в скважине, в нижней части шибер.

Превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением посредством тяг длиной не менее 10м, выполненных из труб диаметром 73мм. Перед штурвалами должна быть информация о направлении вращения и количестве оборотов для закрытия - открытия превентора и метки, показывающие полное открытие и закрытие плашек превентора.

Рисунок 5.8 Схема №1 монтажа ПВО на устье скважины

Демонтировать фонтанную елку, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений.

Профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца и канавки должны быть очищены быть очищены ото льда и грязи, и при установке ПВО плотно входить друг в друга.

Застропить ПВО, согласно схеме строповки, придерживая крючками поднять талевым блоком ПВО над устьем скважины, медленно опустить на крестовину, проследить, чтобы при опускании ПВО уплотнительные кольца вошли в пазы корпуса ПВО. Совместить отверстия под шпильки крестовины ФА и ПВО.

Присоединение ПВО к крестовине фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2-3 витка резьбы. Затяжка их производится крест-накрест.

После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на давление, указанное в плане.

5.2.7 Эксплуатация ПВО

Перед началом смены необходимо проводить:

визуальный осмотр противовыбросового оборудования и запорной компоновки;

проверку затяжки фланцевых соединений;

контроль технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость открытия-закрытия).

Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования.

Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования.

5.3 Спуско-подъёмные операции

.3.1 Подготовка инструмента и оборудования перед СПО

Перед выполнением работ по спуску и подъёму инструмента, подземного оборудования необходимо проверить:

грузонесущие элеваторы,

штропы, крюкоблок,

ключ для свинчивания и развинчивания труб и спайдер, удерживающий подвеску НКТ (бурильный инструмент) на весу.

Бурильщик (ст. оператор ПРС) проверяет исправность:

элеваторов (элементы несущей части и надежную работоспособность фиксаторов, предотвращающих непроизвольное открытие его во время СПО),

производит визуальный осмотр штропов и при необходимости производит инструментальный замер износа несущей шейки (износ не должен превышать требований регламента эксплуатации и отбраковки),

проверяет соответствие номеров, выбитых на инструменте и указанных в паспорте, акте проведения дефектоскопии (проверка методом УЗК не реже 1 раза в год),

проверяет надежную фиксацию плашек клинового захвата спайдера во избежание выпадения плашки из клина и падения в скважину при работе, проверяет крепление клина к подвижному полумесяцу захвата.

При работе с гидравлическими ключами типа Ойл-Кантри проверяет:

надёжную фиксацию плашек для отворота (заворота) труб,

состояние гидравлических шланг высокого давления,

состояние каната и приспособлений для подвешивания ключа,

производится смазка согласно карты смазки.

При работе с гидравлическим ротором А-50 необходимо проверить:

свободное извлечение центраторов при экстренной герметизации устья,

исправное состояние гидравлических шлангов высокого давления,

состояние крепления плашек клинового захвата и крепления клиньев.

При проверке состояния крюкоблока необходимо проверить:

крепление кожуха роликового блока,

состояние работы пружины,

состояние работы блока на вращение,

также проверяется состояние талевого каната.

Проверка инструмента и оборудования фиксируется в “Журнале проверки инструмента и оборудования” под роспись.

Запрещается работа неисправным инструментом и оборудованием, не имеющим паспорта и просроченным сроком дефектоскопии.

.3.2 Подъём и укладка труб

После проверки инструмента и оборудования производится демонтаж фонтанной арматуры:

Раскрепляются шпильки на фланце планшайбы и снимаются с фланца.

Устанавливается на центральной задвижке подъёмный паспортизированный подъёмный фланец с патрубком на все шпильки с наворотом их согласно требованиям ТУ.

Производится захват подъёмного патрубка элеватором и плавная натяжка инструмента до расчетного веса труб находящихся в скважине.

Затем производится вытяжка труб из скважины до высоты необходимой для установки спайдера или элеватора под муфту 1-й трубы.

Производится отворот планшайбы, снятие с устья, и укладка на рабочей площадке в месте, не создающем помех при ведении работ.

Затем на устье монтируется ПВО с использованием исправных и испытанных стропов, монтажных патрубков, предварительно прочистив канавки под герметизирующее кольцо. Крепление фланцевых соединений крестовины и ПВО производится на все шпильки равномерной протяжкой и выступами шпильки над гайками крепления не менее 2-3 витков.

После установки на устье ПВО производится его опрессовка на давление, указанное в плане работ, но не выше давления испытания эксплуатационной колонны на герметичность.

После опрессовки ПВО, стравливания давление в нагнетательной линии, её разборки, съема запорной компоновки приступают к подъёму труб.

Устанавливается на устье спайдер автоматического ключа Ойл-Кантри.

При подъёме трубы помощник бурильщика (оператор) надевает на трубу под муфту элеватор (типа ЭТА), после входа подвижных челюстей на несущую часть элеватора производит поворот рукоятки влево до захода её за неподвижную скобу и фиксирует рукоятку подпружиненным пальцем, находящимся в рукоятке элеватора и только после полного закрытия элеватора и его фиксации подаёт сигнал бурильщику о подъёме.

Бурильщик (Ст. оператор) после получения сигнала о подъёме производит вытяжку инструмента, и после прекращения боковой раскачки крюкоблока плавно, не допуская рывка, поднимает трубу до выхода следующей муфты трубы над спайдером на высоту необходимую для посадки трубы в спайдер и захвата под муфту элеватором. После посадки трубы в клиновой захват спайдера труба отворачивается и помощник бурильщика (оператор) производит наворот на ниппель предохранительного кольца (защитный колпачок) и направляет при опускании трубы ниппельную часть в жёлоб приемных мостков, второй помощник бурильщика сопровождает трубу поддерживая ее, находясь впереди сбоку специальным крюком. Для передвижения по приёмным мосткам должна быть построена перед ремонтом скважины беговая дорожка шириной не менее 1 метра из рифленого металла или обрезных досок толщиной не менее 50мм с зазором между досками не более 10мм и жёлобом для приёма труб. Скорость подъёма труб должна быть такой, чтобы исключалась возможность поршневания.

После опускания трубы на приёмный упор (козелок) 1 помощник бурильщика (оператор) расфиксирует замок элеватора, снимает его с трубы и фиксирует на следующей трубе подлежащей подъёму из скважины. Второй помощник бурильщика снимает муфтовый конец трубы с приёмного упора и укладывает её на приёмный мост и с жёлоба прокатывает до упорных стоек противоскатывания. После укладывания 1-го ряда труб на мостки ложатся деревянные прокладки на первый ряд труб не менее трёх поперёк длины труб для предотвращения прогиба и соприкасания труб с трубами предыдущего ряда.

Ширина приёмных мостков должна вмещать всю колонну извлеченных из скважины труб и штабелирования высотой не более 4--х рядов. Для рационального использования ширины приёмных мостков трубы укладываются, исключая соприкосновение их муфтами.

При опускании поднятой трубы из скважины на приёмные мостки запрещается находиться под трубой. Запрещается подъём трубы из скважины при раскачивающемся крюкоблоке. После подъёма и укладки ряда труб на мостки производится их замер.

5.3.3 Спуск труб

Производится замер и эскизирование спускаемого оборудования в скважину с указанием длины и диметра.

Замеряются трубы, подлежащие спуску в скважину.

Труба раскатывается и укладывается в жёлоб приёмных мостков.

Отворачивается предохраняющий резьбу от механических повреждений колпачок.

Производится смазка ниппельной части резьбы

Наворачивается подземное оборудование, если по длине оно позволяет взять с мостков вместе с трубой, (при невозможности поднять с мостков трубу с подземным оборудованием, подземное оборудование спускается отдельно в скважину с применением соединительного патрубка).

Далее производится подтаскивание трубы при помощи специального приспособления для подтаскивания труб и укладка на приемный уступ (козелок) с выступом муфтовой части трубы за уступ в сторону устья позволяющим произвести захват элеватором.

Помощники бурильщика (операторы) оттягивают крюкоблок в сторону трубы подлежащей спуску, 1-й помощник бурильщика (ст. оператор) стоя сбоку накидывает элеватор (ЭТА) на трубу и закрывает замок, фиксирует его, подает сигнал бурильщику о производстве подъёма трубы с мостков и вместе со вторым помощником бурильщика (оператором), отходит в сторону во избежании нахождения в опасной зоне (под поднимаемой с мостков трубой).

После подъёма трубы с мостков до нахождения ниппеля над муфтой находящейся в скважине трубой помощник бурильщика (оператор) производит отворот предохранительного колпачка, смазывает ниппельную часть резьбы смазкой, бурильщик (машинист подъемника) приопускает трубу и помощник бурильщика (оператор) направляет ниппельную часть в муфту трубы, находящейся в клиновом захвате спайдера.

После посадки ниппельной части трубы в муфту предыдущей спущенной трубы бурильщик приопускает крюкоблок на высоту резьбы ниппеля с запасом 10-20мм.

.3.4 Закрепление - раскрепление труб

При спуско-подъёмных операциях, наряду с вышесказанным, особое внимание уделяется креплению труб при спуске и раскреплению их при подъёме. Для безаварийной эксплуатации труб, выработки ресурса эксплуатации, надёжной герметичности их, перед спуском производится отворот предохранительного кольца с ниппеля трубы, при необходимости очистка резьбовой части металлической щёткой, смазка резьбовой части ниппеля специальной смазкой (обычно - это графитная смазка). Муфтовую часть резьбы не рекомендуется смазывать при спуске непосредственно на устье так как смазка сразу стекает в трубу и в процессе дальнейшего спуска труб оседает частично на забой и загрязняет пласт и продуктивность пласта снижается. Муфтовую часть резьбы рекомендуется смазывать при нахождении труб на приемных мостках. При подъёме труб из скважины смазанные резьбовые части обыкновенно отворачиваются без приложения дополнительного усилия превышающего допустимого усилия для данного типоразмера труб. Превышение допустимого усилия при отвороте трубы приводит к разрушению резьбы и соответственно вывода её из эксплуатации. При навороте трубы усилие, приложенное сверх допустимого, также приводит к разрушению резьбы в муфте трубы и ниппеле, а также в единичных случаях к разрушению муфты (за счёт соединения труб в муфте и дальнейшем навороте появляется трещина в муфте и её разрушение, что приводит к аварии и опасно для здоровья работников).

Таблица 5.1 - Рекомендуемые давления заворота НКТ при использовании ключей Ойл - Кантри

.3.5 Долив скважины

При подъёме труб необходимо постоянно поддерживать давление гидростатического столба жидкости на забой во избежании ГНВП.

Долив осуществляется из доливной емкости или из АЦН. Для контроля объема долива емкость должна быть оборудована уровнемером и градуировкой объема жидкости при определенном уровне.

Объём долива должен соответствовать объёму тела труб, поднятых из скважины. Расчеты должны быть занесены в специальную таблицу. Раствор долива по удельному весу должен соответствовать удельному весу раствора глушения скважины без механических примесей.

Долив производится обычно при подъёме труб через каждые 100-150 метров. В некоторых случаях периодичность долива указывается в Плане работ.

При спуске труб необходимо также наблюдать за скважиной, т.е. при интенсивном поглощении необходимо спуск труб вести с постоянным доливом.

Доливная емкость должна быть горизонтально установлена.

Емкость должна быть тарирована, и иметь указатель уровня жидкости (уровнемер).

Перед началом подъема труб фиксируется положение уровнемера доливной емкости.

Долив осуществляется открытием задвижки. (В зимнее время обязательно отогреть задвижку перед началом работ.)

Объем жидкости долива определяется по разнице положения уровнемера до начала долива и на момент замера.

Объем жидкости доливаемой в скважину должна соответствовать расчетной.

Следует периодически проверять уровень жидкости в скважине, чтобы своевременно обнаружить поглощение (проявление) жидкости в скважине.

.4 Промывка скважин

Различают:

прямую,

обратную и специальные способы промывки.

При прямой промывке промывочная жидкость закачивается в спущенные в скважину трубы, а подъем воды с размытым песком происходит по кольцевому пространству. В процессе промывки трубы находятся на весу и спускаются с той или иной скоростью в зависимости от плотности пробки и количества жидкости, необходимой для подъема размытого песка на поверхность.

Обратная промывка отличается от прямой промывки тем, что промывочная жидкость поступает в кольцевое пространство, а подъем с размытым песком происходит по насосно-компрессорным трубам. Для герметизации устья скважины при обратной промывке обязательно применение специальной головки с резиновым манжетом-сальником, плотно охватывающим тело трубы.

Рисунок 5.9 Промывка скважины

Процесс промывки:

Производится расстановка техники и оборудования согласно схеме.

В зависимости от способа промывки производится сборка нагнетательных и выкидных линий.

При промывке пробки промывочную жидкость следует отводить в промысловую канализацию или в амбар.

На насосе промывочного агрегата должен быть установлен манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры.

Выкид от предохранительного устройства должен быть направлен под пол агрегата и укреплен.

Промывочный шланг должен иметь по всей длине петлевую обмотку из мягкого металлического каната, прочно прикрепленного к стояку и вертлюгу.

До начала промывки скважины вся система промывочного агрегата и промывочная линия до устья скважины должна быть опрессована на полуторакратное давление от рабочего.

Открыть рабочую задвижку на фонтанной арматуре. Вызвать циркуляцию на малой скорости, убедившись, что параметры (давление на нагнетательной линии, расход выходящей жидкости) промывки соответствуют расчетным постепенно довести подачу насоса до плановой.

Персонал бригады должен находится в безопасной зоне и следить за процессом промывки, в случае обнаружения отклонений от процесса дать сигнал руководителю работ.

При перерывах циркуляции необходимо приподнять трубы и периодически расхаживать их. При длительной остановке надо поднять несколько труб в зависимости от количества выносимого песка из скважины и диаметра колонны.

.5 Текущий ремонт скважин

.5.1 Смена УЭЦН

Подготовка скважины ведется в соответствии с “Планом работ” выданным цехом добычи с учетом следующих требований:

Глушение скважины производить необходимым количеством циклов, не допуская глушения на пласт (в лоб).

Жидкость глушения на растворном узле должна проверяться на содержание количества взвешенных частиц (КВЧ) с отметкой в журнале.

Скважины, в которые впервые спускают УЭЦН (перевод на мех. добычу с применением УЭЦН), а также скважины Программы ИДН должны быть:

тщательно промыты с допуском НКТ до глубины ниже нижних отверстий перфорации на 2 метра (объем промывочной жидкости не менее 2 объемов скважины, темп прокачки не менее 13 л/сек, окончание промывки после прекращения выпадения осадков). Промываются также скважины перед каждым спуском УЭЦН, у которых содержание мехпримесей в жидкости больше допустимой нормы (0,1 г/л).

прошаблонированы до глубины на 100м больше глубины спуска УЭЦН. Длина шаблона соответствует длине УЭЦН (таблицы 5.2, 5.3), но не менее 18 м; шаблон сплошной, жесткой конструкции.

Длина от фланца до фланца:

модуль насоса 3 - 3365 мм;

модуль насоса 4 - 4365 мм;

модуль насоса 5 - 5365 мм.

Соединение секций шаблона патрубками, жесткими вставками меньшего диаметра и других геометрических размеров недопустимо. [10]

Таблица 5.2 - Погружные центробежные насосы

Диаметр шаблона выбирается в зависимости от типоразмера установки (таблица 5.3).

Таблица 5.3 - Диаметры шаблонов

Диаметр и длина шаблона, используемого на подготовительных работах, обязательно заносятся в план работ и паспорт-формуляр. Ответственность за качество работ и оформление соответствующих документов возлагается на технолога ПРС, мастера бригады ПРС.

В процессе каждой операции по спуску УЭЦН к акту на выполненные работы должна быть приложена мера НКТ.

Эксплуатирующиеся УЭЦН скважины должны иметь зумпф не менее 2 метров, в случае его отсутствия необходимо произвести промывку забоя.

Перед первым спуском в скважину УЭЦН, а также по рекомендации технолога НГДУ производится проработка скрепером эксплуатационной колонны до расчетной глубины.

5.5.2 Скреперование скважины

Скребок через переводник соединяется с насосно- компрессорными трубами или бурильными трубами и спускается в скважину к интервалу очистки, как правило, в нижнюю его зону. При этом лезвия ножа направлены вверх - очистка производится снизу вверх. Создается избыточное давление жидкости от 10 до 50 атм и производится подъем на длину рабочей трубы. Очистка колонны на подъем одной трубы (свечи) повторяется 3-5 раз, при этом спуск скребка вниз в первоначальное положение производится без давления.

Рисунок 5.10 Скребок

С целью упрощения технологии и сокращения времени на очистку колонны, т.е. очистка производится как снизу вверх, так и сверху вниз путем спуска в скважину двух скребков, соединенных между собой патрубком

Мостки, НКТ и площадка на устье скважины должны быть очищены от песка, грязи и парафина, должно быть подготовлено место для разгрузки узлов УЭЦН, в темное время освещенность устья должна быть не менее 100 лк, кабельный барабан не менее 13 лк, талевая система - отцентрирована относительно оси устья скважины.

Ответственность за качество подготовки и глушения скважины возлагается на мастеров бригад, производящих глушение и ремонт скважины.

Доставка УЭЦН на скважину производится только на специально оборудованном транспорте, с обязательным закреплением узлов всеми предусмотренными приспособлениями.

Разгрузка/погрузка УЭЦН на скважине осуществляется совместно бригадой ТКРС и монтажником «ЭПУ-Сервис» с использованием грузоподъемных устройств спецтехники, доставившей установку.

Разгрузка узлов УЭЦН производится на очищенные от нефтепродуктов и песка приемные мостки бригады ТКРС, а барабан с кабелем выгружается непосредственно на автонаматыватель.

При отсутствии подъездов к мосткам или к автовымотке монтаж не производится.

При разгрузке необходимо оберегать узлы УЭЦН и кабель от ударов и повреждений.

Автонатыватель размещается не менее 15 м от устья скважины в зоне видимости бригады. Продольная ось барабана автонаматывателя должна быть перпендикулярна поперечной оси барабана проведенной через ось скважины. Кабель должен сходить с верхней части барабана. Между устьем скважины и автонаматывателем через 2-3 метра должны быть установлены подставки под кабель высотой около 1 метра, препятствующие контакту кабеля с поверхностью земли. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемника, на высоте 5-6 м, радиус ролика должен быть не менее 420 мм. Оси вращения кабельного ролика и барабана должны быть перпендикулярны линии, условно проложенной от устья скважины к барабану, а центры ролика и барабана должны находиться на этой линии.

Запрещается производить монтаж УЭЦН при температуре ниже -35°С и силе ветра более 10 м/сек, при осадках в виде мокрого снега и дождя (если нет защитного укрытия зоны монтажа от прямого попадания осадков).

Монтажник «ЭПУ-Сервис» передает бригаде исправные и проверенные хомуты для монтажа УЭЦН. На применяемые монтажные хомуты должен иметься паспорт и акты освидетельствования.

Бригада ТКРС самостоятельно устанавливает (и снимает) хомуты на головки узлов УЭЦН, а также поднимает узлы над устьем скважины после готовности монтажника «ЭПУ-Сервис» к выполнению операций, разматывает и прокладывает погружной кабель от автовымотки до устья скважины. При этом не допускается попадание песка, грязи на узлы УЭЦН, кабель. Во время спускоподъемных операций монтажник должен быть удален из зоны работы подъемника.

По окончании монтажа бригада ТКРС возвращает монтажнику чистые и исправные хомуты.

Монтаж УЭЦН производится в соответствии с технологическими инструкциями на производство работ, согласованными с ОАО “ТН”. В процессе монтажа мастер ТКРС (бурильщик, ст. оператор): сверяет соответствие привезенной установки заказанной и номеров узлов записанным в паспорте; контролирует опрессовку токоввода двигателя ПЭД (3 кгс/см^2*10 минут - падение давления, течь масла и отпотевание не допускаются), установку шлицевых муфт и легкость вращения валов; проверяет сопротивление изоляции установки в сборе (не менее 5 МОм), наличие маркировки и фазировки на конце кабеля; расписывается в эксплуатационном паспорте УЭЦН, подтверждая, что оборудование к спуску принято, после этого заполненный паспорт остается в бригаде до окончания спуска. Резьба и состояние используемого при монтаже крепежа УЭЦН должны быть проверены на базе «ЭПУ-Сервис».

Ответственность за качество монтажа возлагается на монтажника и начальника цеха проката «ЭПУ-Сервис», ответственность за безопасное производство работ на скважине несет мастер бригады ТКРС. В случае нарушения монтажником технологии монтажа, мастер бригады ТКРС имеет право приостановить производство работ с отметкой об этом в паспорте УЭЦН и немедленным извещением диспетчерской службы «ЭПУ-Сервис». Окончательное решение о необходимости замены оборудования в этом случае принимает руководство «ЭПУ-Сервис».

.5.3 Спуск УЭЦН в скважину, герметизация, пробный запуск

Мастер ТКРС несет ответственность за правильность подбора НКТ для спуска УЭЦН на заданную глубину. При несоответствии длины кабеля заявленному в паспорте-формуляре - меньше заявленного (+ 10-15 метров до ШВП) - монтаж не производится. Остаток кабеля большей длины возвращается в «ЭПУ-СЕРВИС» по акту возврата.

Спуск установки производится со скоростью не выше 0.25 м/сек, а при прохождении УЭЦН через отмеченные в плане работ участки кривизны с темпом набора более 1,5° на 10 метров, скорость спуска не должна превышать 0.1 м/сек. В процессе спуска необходимо периодически проверять центровку подъемника относительно устья, запрещается спуск УЭЦН с не отцентрированным подъемником.

Проворачивание УЭЦН и колонны подвески при спуске в скважину недопустимо, для этого крюкоблок подъемника должен быть застопорен от вращения.

Кабельный ролик должен быть подвешен на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске. Размотка кабеля с барабана должна быть механизирована. Барабан и кабельный ролик по отношению к устью скважины должны быть установлены в одной вертикальной плоскости.

Кабель при спуске не должен касаться элементов конструкции мачты подъемного агрегата. При спуске недопустимы рывки кабеля или его натяжка, перекруты, кабель от автовымотки до устья должен быть постоянно провисшим под собственной тяжестью, но при этом не допускается волочение кабеля по земле.

Запрещается тянуть кабель за муфту удлинителя.

При свинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель необходимо крепить стальными поясами (клямсами) не допуская при этом «слабины» и провисов кабеля внутри скважины.

Клямсы затягивать до момента начальной деформации брони. Пряжку клямсы располагать в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямсы плотно прижать к пряжке.

Обратный клапан в сборе со шламоуловителем устанавливается над УЭЦН через 2 НКТ (см. рисунок). Обратный клапан предназначен для предотвращения лавинообразного стока жидкости из НКТ через насос, вызывающего турбинное вращение ротора. Сбивной клапан установить на третьей НКТ (2.5“), выше установки, сам сбивной ввертыш должен быть изготовлен из бронзы или стали и загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым (свинцовым) кольцом.

Через каждые 200 м спуска, бригада, выполняющая его, должна проверять сопротивление изоляции УЭЦН мегомметром (V не менее 1000 вольт) с записью в паспорте. При снижении изоляции ниже 1 МОм необходимо прекратить спуск, тщательно насухо протереть концы кабеля и если изоляция не восстановилась вызвать представителя «ЭПУ-Сервис», который принимает окончательное решение о возможности дальнейшего спуска или необходимости подъема установки.

После окончания спуска бригада замеряет сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 5 МОм) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля закрепляет под гайкой устьевой арматуры на нижнем фланце и затягивает, прокладывает кабель от устья до станции управления или клемной коробки. Заполняет эксплуатационный паспорт с указанием количества спущенных НКТ, глубины подвески (по мере труб) и длины кабеля (расположенного вдоль насоса и подвески), вызывает представителя «ЭПУ-Сервис» и цеха добычи нефти для пробного запуска.

В процессе пробного запуска производится:

опрессовка лифта работающим насосом ЭЦН до давления равным 40 кг/см²;

проверка герметичности устьевой арматуры и работоспособности обратного клапана затрубья;

сбор жидкости глушения (при необходимости ее повторного использования).

При отсутствии замечаний заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН передается бригадой ТКРС цеху добычи нефти. Паспорт остается в ЦДНГ до следующего ремонта скважины и выдачи бригаде ТКРС плана работ с целью подъема этой установки.

.6 Оборудование, применяемое при ПРС

Рисунок 5.11 Агрегат подъемный АПРС-40

Агрегат подъемный АПРС-40 предназначен для производства спускоподъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными сооружениями, для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием).

Кроме того, с его помощью промывочным агрегатом и ротором с индивидуальным приводом можно проводить промывку скважин и разбуривание песчаных пробок.

Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости “Урал-4320” или “КрАЗ-260” и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой.

Вышка агрегата имеет повышенную прочность, изготовляется из низколегированной морозостойкой стали.

Подъемные крюки

Крюки подъемные эксплуатационные относятся к подвижной части талевой системы, предназначены для подвешивания на них штропов, трубных или штанговых элеваторов, вертлюгов и других приспособлений при монтаже, демонтаженаземного оборудования.

Крюки изготавливаются двух типов: однорогие (исполнение I) грузоподъемностью до 20 т и трехрогие (исполнение II) грузоподъемностью 32 т и более.

Крюк состоит из рога, подвески и серьги.

Рог кованый включает сменное седло с защелкой для фиксирования седла при спускоподъемных операциях.

Вогнутая цилиндрическая поверхность седла соответствует размеру сопрягаемого с ним штропа элеватора или серьги вертлюга.

Подвеска, соединяющая рог крюка с серьгой, состоит из литого стального корпуса, амортизирующей пружины, ствола, установленного на упорном подшипнике. Конструкция подвески допускает свободное вращение рога крюка со стволом, как под нагрузкой, так и без нагрузки. Амортизационная пружина и упорный подшипник помещены внутри корпуса и закрыты крышкой для предохранения их от атмосферных осадков и загрязнения.

Рисунок 5.12 Крюк

С помощью серьги крюк подвешивается к талевой системе. Для подвешивания штангового элеватора при подъеме насосных штанг применяется подвесной крюк.

Элеваторы

Двухштропные элеваторы типа ЭХЛ (рисунок 5.13) (Халатяна) предназначены для захвата и удержания на весу насосно-компрессорных труб в процессе спускоподъемных операций.

Двухштропные элеваторы типа ЭХЛ состоят из корпуса с расточкой под трубу и боковыми проушинами под штропы. В верхней части корпуса имеется кольцевая выточка для затвора, представляющая собой разрезанному кольцо под диаметр трубы. Затвор свободно перемещается в кольцевой выточке.

На корпусе имеется горизонтальная прорезь, через которую пропущена рукоятка для управления затвором. Для предотвращения открытия элеватор снабжен предохранителем. Для предотвращения выпадения штропов отверстия проушинах запираются шпильками.

Таблица 5.4 - Техническая характеристика ЭХЛ

Рисунок 5.13 Двухштропный элеватор ЭХЛ

Элеватор трубный (рисунок 5.14) с автоматическим запирающимся устройством предназначен для захвата под муфту или замок и удержания на весу колонны бурильных или насосно-компрессорных труб при спускоподъемных операциях.

Рисунок 5.14 Элеватор трубный

Таблица 5.5 - Техническая характеристика

Одноштропные элеваторы ЭТА с автоматическим захватом предназначаются для захвата и удержания на весу насосно-компрессорных труб с гладкими и высаженными концами при механизированном свинчивании и развинчивании труб, а также при ручной работе со спайдером.

Элеватор состоит из корпуса, серьги, соединенных шарнирно с помощью пальцев и шплинтов. В корпусе помещен узел захвата, с тыльной стороны которого располагается рукоятка, соединенная с корпусом при помощи направляющей втулки и двух штырей. Левая и правая направляющие, прикрепленные к корпусу элеватора болтами, обеспечивают раскрытие и закрытие челюстей захвата.

Внутренняя полость литого корпуса имеет поверхность под захват для труб.

Захват для труб является сменным узлом, подбираемым в зависимости от диаметра труб.

Таблица 5.6 - Техническая характеристика

Показатели	ЭТА-32	ЭТА-50
Грузоподъемность, т	32	50
Условный диаметр труб, мм:	48…73	60…89
Габариты, мм	265х200х540	280х230х575
Масса, кг	16	25 Ключи одношарнирные трубные КОТ48-89, КОТ89-132 Одношарнирные трубные ключи типа КОТ (рисунок 5.15) предназначены для проведения монтажно-демонтажных промысловых работ, а также для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб при спускоподъемных операциях на скважинах, в том числе с применением механических ключей типа АПР. Рисунок 5.15 Ключи одношарнирные трубные Таблица 5.7 - Техническая характеристика Тип КОТ48-89 КОТ89-132 Условный размер захватываемых труб, мм 48…89 89…132 Максимальные усилия на конце рукоятки, кН 2 3 Габаритные размеры, мм 500х125х120 530х160х120 Масса, кг 6,1 6,7 Ключи трубные КТГУ-48, КТГУ-60, КТГУ-73, КТГУ-89 Ключи трубные (рисунок 5.16) применяются при механизированном свинчивании и развинчивании насосно-компрессорных труб с помощью ключа-автомата АПР-2-ВБМ или механического ключа КМУ-50. Рисунок 5.16 Ключи трубные Агрегат цементировочный ЦА-320 (рисунок 5.17) предназначен для нагнетания различных жидких сред при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах. Монтируется на шасси автомобиля КрАЗ, Урал. Рисунок 5.17 Агрегат цементировочный ЦА-320 .7 Оборудование и технология для удаления песчаной пробки В процессе подъёма подземного оборудования определяется причина отказа погружного оборудования. Часто причиной отказа является песок. Появление песка на забое скважины может быть обусловлено оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины. Этот процесс происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах, и его интенсивность определяется механическими свойствами продуктивного пласта. Песок может оказаться на забое скважины после проведения операций подземного ремонта скважины, связанных с использованием гидропескоструйных перфораторов, и после выполнения гидравлического разрыва пласта. Наконец, определенное количество песка может быть намыто при создании искусственного забоя и т.д. Осаждаясь на забое, песок образует пробку, которая, непрерывно увеличиваясь, закупоривает фильтровую часть скважины, что приводит к уменьшению или полному прекращению подачи жидкости. Независимо от причин появления песка для обеспечения нормальной эксплуатации скважины его следует удалять. При этом отрицательное воздействие на пласт должно быть минимальным. Основной проблемой является образование песчаных пробок на забое скважины, которая, непрерывно увеличиваясь, закупоривает зону перфорации скважины, что приводит к снижению дебита, а в некоторых случаях и невозможности дальнейшей эксплуатации. Перекрытие зоны перфорации может произойти: . После ГРП вследствие обратным выносом пропанта и образования пропантовой корки; 2. В процессе эксплуатации скважин из продуктивных пластов, сложенных песками или слабосцементированными песчаниками, вместе с жидкостью и газом выносится в скважину песок, что приводит к образованию пробки; 3. При образовании пробки в стволе скважины из цемента и глины проникающей из негерметичностей эксплуатационной колонны; . После использованием гидропескоструйных перфораторов, частицы пласта выносятся через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины. Засорение фильтрационных каналов породы твердыми частицами глинистого раствора, частицами выбуренной породы, песком, илом, процессе вышеперечисленных технологических операций снижают относительную проницаемость для нефти в 5-6 раз. Поэтому промывка песчаной пробки является наиболее распространенным видом работ, который проводится в последнее время. 5.7.1 Оборудование, используемое для удаления песчаных пробок В настоящее время в ООО «ПРС» для проведения работ по очистке забоя скважин и разбурке песчаных пробок используется следующее оборудование: Перо - труба, имеющая срез под острым углом (рисунок 5.18). Применяется при работах по промывке скважины и очищении призабойной зоны от песчаных пробок и механических примесей при текущем и капитальном ремонте скважин, освоении, ГРП. Работа проводится путем нагнетания в скважину промывочной жидкости через скошенный хвостовик (перо) которая разрушает и размывает песчаную пробку и выносит горную породу на поверхность. Гидромониторный рыхлитель - состоит из зубчатой муфты, втулки с соплами и обратного клапана (рисунок 5.19). Применяется при работах по промывке скважины и очищения призабойной зоны пласта от песчаных пробок и механических примесей при текущем и капитальном ремонте скважин, ГРП. Путем нагнетания в скважину под высоким давлением промывочной жидкости через сопла втулки гидромониторной зубчатой муфты, которая разрушает и размывает песчаную пробку и выносит горную породу на поверхность. Рисунок 5.18 Перо Рисунок 5.19 Гидромониторный рыхлитель Забойный винтовой двигатель (рисунок 5.20). Основными деталями двигателя являются статор и ротор. Статор выполнен в виде стального корпуса с концевыми резьбами и привулканизированной внутри корпуса резиновой обкладкой, имеющей на внутренней поверхности винтовые зубья левого направления. Стальной ротор имеет наружные винтовые зубья также левого направления, число которых на единицу меньше, чем у статора. Зубья ротора и статора находятся в непрерывном контакте между собой, в результате чего происходит разделение полостей высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя. Двигатели винтовые забойные Д-85, Д-105, Д-106 предназначены для: разбуривания цементных стаканов, мостов, песчаных и иных пробок в эксплуатационных колоннах при текущем и капитальном ремонте скважин с применением шарошечных долот, долот режущего типа, оснащенными природными и синтетическими алмазами и алмазно-твердосплавными пластинами; разрушения мелкого металла на забое торцевыми фрезами; ведения аварийных работ при обуривании НКТ, ЭЦН или иного оборудования с использованием кольцевых фрезов и обурников; прорезания боковых окон в эксплуатационной колонне для бурения вторых стволов с помощью колонных райберов; для геологоразведочного и структурно-поискового бурения Рисунок 5.20 Забойный винтовой двигатель .7.2 Применение забойного двигателя Подготовка труб Трубы должны быть герметичными, без повреждений резьбовых соединений, без отложений на внутренних стенках парафина, кальцита и окалины, прошаблонированы шаблоном Æ 59 мм, опрессованы на давление в 1.5 раза выше рабочего давления бурения. Подготовка забойного двигателя к спуску в скважину Забойный двигатель поставляется в бригаду из ремонтных мастерских с паспортом и повторному испытанию на скважине не подлежит. Если в паспорте отсутствует запись о гидравлическом испытании, то на скважине необходимо (в зимнее время предварительно обогрев паром) произвести проверку вала шпинделя на механическое вращение без подачи жидкости в режиме запуска при давлении от 25 до 50 атм. Увеличивая расход жидкости, проверяется работа забойного двигателя в рабочем режиме согласно технической характеристики. Спуск компоновки Наворачивается долото, тщательно крепится к валу шпинделя для предотвращения самопроизвольного отворота при спуске в наклонно-направленные скважины, а также при бурении. Над забойным двигателем устанавливается обратный клапан, в первой трубе от двигателя устанавливается фильтр. Затем, если бурение производится с привязкой долота геофизическим методом, устанавливаются реперные патрубки согласно схеме спуска компоновки. Эскиз спускаемой компоновки заносится в вахтовый журнал с отображением размеров длин и диаметров. Спуск компоновки и труб производится с замером и шаблонированием до глубины 30-35 метров выше кровли цементного моста. Бурение Во избежании зашламовывания двигателя, не доходя до забой 30-35 метров собирается устьевой сальник, рабочая труба с вертлюгом ВП-50 обвязанным с буровым шлангом. Буровой шланг соединяется быстроразъемным соединением с устьевым фильтром и линией нагнетания от ЦА-320 или 4АН-700. На мостках производится опрессовка линии "ЦА-320 - буровой шланг - ВП-50 - рабочая труба" на полуторократное давление от рабочего. Рабочая труба соединяется с колонной НКТ (бурильной), восстанавливается циркуляции и плавно увеличивая расход жидкости инструмент медленно подается к забою (цементному мосту). После восстановления циркуляции и касания долота о забой, что определяется увеличением давления на манометре ЦА-320 и по ИВЭ-50, производится бурение с разгрузкой инструмента на забой не превышающей 3 тонны для Д-85 и до 6 тонн для Д-105 (предельно допустимая нагрузка на 3 - шарошечное долото Æ 120.6 мм - 6 тонн). После разбуривания цементного моста до заданной величины производится промывка забойного двигателя чистой промывочной жидкостью в полуторократном объеме труб. Разбирается нагнетательная линия, промывается устьевой фильтр во избежании застывания и напрессовки шлама. . Перед спуском двигателя осмотрите присоединительные резьбы, а также убедитесь в отсутствии трещин и вмятин на статоре и корпусе шпинделя. . Перед опробованием двигателя над устьем скважины в зимнее время (T<00C) прогреть его паром или горячей водой в течение 30-40 мин. Запуск производить при давлении не более 5 МПа. Убедитесь в плавности вращения вала и герметичности резьбовых соединений. . Во избежание зашламовывания двигателя, в компоновку бурильной колонны (над двигателем) необходимо установить фильтр с обратным клапаном. .При спуске двигателя в скважину, не доходя до забоя 10-15 м, необходимо включить насос, плавно увеличивая расход жидкости, чтобы подойти к забою с постоянным режимом промывки. . Эксплуатация нового двигателя в первые 10-15 часов работы должна производиться при пониженном расходе рабочей жидкости (ниже 15-30%). По мере износа зубьев статора и ротора расход целесообразно увеличивать на 20-25%. . Останавливать двигатель на забое при значительном возрастании нагрузки на долото не рекомендуется из-за резкого повышения давления. .7.3 Устройство и принцип работы пробойника вращающегося Пробойник вращающийся (рисунок 5.21) состоит из: зубчатого долота с зубчатой коронкой, перепускным клапаном и промывочным механизмом, винта, переходника который соединяет их между собой и передаёт ударную нагрузку, корпуса с пятью направляющими и муфты НКТ. Рисунок 5.21 Пробойник вращающийся Пробойник вращающийся предназначен для разрушения пропантовых корок образующихся в забое скважины после ГРП. Работает пробойник следующим образом: колонна НКТ под действием силы тяжести сдвигает в низ корпус с направляющими, которые поворачивают винт с долотом. При ходе винта на 240 мм поворот долота составляет 90 градусов (по часовой стрелке) (таблица 5.8). При подъеме колонны от воздействия собственного веса и отжимном силы пружины долото возвращается в исходное положение. Воздействовать на корку можно периодически, поднимая и опуская колонну. После разрушения пробки осуществить работы по размывке пропанта через штуцера из НКТ. После этого вымыть остатки пропанта обратной промывкой через клапан в долоте. Таблица 5.8 - Техническая характеристика Присоединительная резьба НКТ 73 ГОСТ 633-80 Угол поворот долота, град. 90 Рабочий ход инструмента, мм 240 Наружный диаметр,мм 114 Длина, мм 1200 Масса, кг 30 5.7.4 Гидровакуумная желонка Обработка призабойной зоны скважины при помощи комплекса гидровакуумной желонки является эффективным способом восстановления фильтрационных характеристик ПЗП, и проводится с целью увеличения производительности добывающих скважин. Гидровакуумная желонка служит для очистки скважины от сыпучих материалов: песка, окалины, кусков породы, шлама, мелких посторонних предметов и прочих механических примесей, как пластового, так и инородного происхождения. Гидровакуумная желонка обеспечивает очистку призабойной скважины (пласта) без организаций в ней циркуляционной промывки. Использование гидровакуумной желонки возможно только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца. Решение о целесообразности, технологии и периодичности проведения обработки ПЗП, при помощи комплекса ГВЖ, принимают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия на основе исследований скважин, проведенных до, или в процессе ТКРС. Проведение обработки ПЗС (ПЗП) комплексом ГВЖ целесообразно в следующих случаях: в скважине невозможно установить циркуляцию; нагружение скважины промывочной жидкостью нежелательно или вредно для пласта; очистка более экономична, чем монтаж и спуск оборудования для установления в скважине циркуляции. Принцип действия гидровакуумной желонки Гидровакуумная желонка функционирует за счет перепада давления, создаваемого потоком жидкости из скважины через клапан желонки в колонну насосно-компрессорных труб, где жидкость до открытия клапана отсутствует. Монтаж гидровакуумной желонки Подготовка и ревизия всех составляющих комплекса гидровакуумной желонки производится силами механической службы предприятия по ТКРС, после каждой спускоподъемной операции. На каждую гидровакуумную желонку помимо заводского паспорта, заводится эксплуатационная карта, в которой отражаются все данные о периодичности ремонта и ревизии, характера и эффективности работы комплекса на протяжении всего периода эксплуатации. Завоз и вывоз комплекса гидровакуумной желонки в бригаду ТКРС производится только в комплекте с паспортом. Монтаж комплекса гидровакуумной желонки производится на устье скважины в следующей последовательности (снизу-вверх): . Перо или корончатый рыхлитель (зубчатая муфта); . Комплект обратных клапанов типа КОТ-50 (тарельчатый), КОШ-25 (шариковый), УЗ-75 (устройство захватное); . Контейнер из НКТ (расчетное количество - пункт 5); . Сбивной клапан типа КС-73; . Гидровакуумная желонка; . НКТ - 1-2 шт; . Сбивной клапан типа КС-73; . НКТ - исходя из расчета П.5 и технического состояния эксплуатационной колонны. Свинчивание труб производится с усилием, соответствующим марке спускаемых НКТ. Запрещается спуск комплекса ГВЖ с использованием переводников, клапанов, патрубков и НКТ несоответствующих требованиям руководящих документов и инструкций. Запрещается частичная или полная разборка и сборка гидрожелонки над устьем скважины. При монтаже гидрожелонки устанавливать корпус желонки в клиновой захват спайдера запрещается. Резьбовые соединения должны быть смазаны консистентной смазкой удовлетворяющей требованиям руководящих документов по эксплуатации НКТ. Начертить эскиз спускаемой компоновки с указанием размеров и типа ГВЖ в “Акте работы комплекса ГВЖ”. Порядок работ ГВЖ Спустить комплекс гидровакуумной желонки с точным замером подвески НКТ в скважину, не допуская касания пером текущего забоя скважины. Нагрузить весом колонны НКТ 3-5 т перо на 3-5 сек, затем поднять колонну труб на 2-4 м. Во время нагрузки в желонке откроется ее верхний клапан, жидкость устремится с высокой скоростью в колонну труб выше желонки. Откроется обратный клапан и вместе с жидкостью, с забоя начнут засасываться механические примеси. После периода ожидания в 20-40 сек повторно нагрузить перо весом колонны и вновь поднять колонну труб, повторяя эту операцию до 30 раз. В момент нагрузки пера и срабатывания желонки (открытие ее клапана) на устье будет слышен характерный хлопок срабатывания обратного клапана и гидравлического удара на клапане желонки. Работа гидровакуумной желонки будет продолжаться до момента, пока уровни жидкости в кольцевом пространстве скважины и в колонне труб над желонкой не сравняются. Показателем прекращения процесса всасывания является отсутствие шумового эффекта (хлопка) при нагрузке пера колонной труб. Эффективность работы комплекса ГВЖ зависит от следующих факторов: колонна НКТ должна быть герметична. перед посадкой пера на забой, необходим предварительный долив скважины жидкостью глушения до устья. отсутствие на забое скважины аварийного оборудования и инструмента. ревизия, при необходимости ремонт (замена) всех составляющих комплекса после каждой технологической операции по обработке ПЗП. точность геолого-технических данных переданных нефтегазодобывающим предприятием. Для предотвращения “прихвата”, а вследствие - аварии необходимо непосредственно после работы ГВЖ, не оставляя компоновку инструмента на забое начать подъем НКТ. В процессе подъема инструмента желонка будет перепускать жидкость из колонны НКТ в скважину. В случае, когда неправильно определен объем контейнера из труб НКТ или когда время разряда на клапане желонки было завершено, возможно, попадание механических примесей выше желонки в колонну труб, на которой она спускалась в скважину. В этом случае сбросом металлического прутка сбейте сбивной клапан, это позволит организовать отверстие для слива жидкости из колонны труб в скважину. Обязательно присутствие в процессе непосредственной работы комплекса ГВЖ представителя нефтегазодобывающего предприятия для контроля правильности выполнения технологического процесса по обработке ПЗП. Ответственному (мастер бригады ТКРС) за проведение ремонта на скважине, совместно с представителем нефтегазодобывающего предприятия составить отчет по работе комплекса по установленной форме. Вывезти желонку со скважины на базу производственного обслуживания предприятия по ТРС, для проведения ревизии либо ремонта. При проведении цикла обработки ПЗП (ПЗС) комплексом ГВЖ, ревизии ремонта, ответственными за работу и ремонт комплекса заполняется эксплуатационная карта, которая является неотъемлемым дополнением к эксплуатационному паспорту. Расчет компоновки Для создания необходимой депрессии в зоне работы комплекса необходимо рассчитать объем полости НКТ над ГВЖ, в котором отсутствует давление, т.е. равно атмосферному, отсюда разность гидростатических давлений и будет равняться необходимому давлению депрессии. [9] 5.7.5 Расчёт и подбор оборудования для промывки песчаной пробки. Произведём расчёт и подбор оборудования для промывки песчаной пробки, для скважины 1483 Советского месторождения. Глубина скважины, Н = 2800 м; Высота песчаной пробки, h = 250 м; Диаметр песчинок, d =  м; Условный диаметр эксплуатационной колонны  = 0,168 м; Условный диаметр НКТ  = 0,073 м; Плотность промывочной жидкости  = 1000 ; Способ промывки: обратный; Производим расчёт скорости восходящего и нисходящего потоков: , , где - скорость нисходящего потока жидкости, ,  - скорость восходящего потока жидкости, , Q - подача насоса, ,  - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м. Выбираем насос поршневой 9 ТМ (в составе УНБ - 160 - 32). Минимальная подача данного насоса составляет Q = 3,5 л/с = 0,0035. Для нисходящего потока: , Для восходящего потока: , где  - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м,  - наружный диаметр НКТ, м,  - внутренний диаметр НКТ, м. При условном диаметре НКТ 73 мм внутренний диаметр НКТ составляет 62 мм (толщина стенки НКТ 5,5 мм), наружный диаметр НКТ - 73 мм. При условном диаметре эксплуатационной колонны 168 мм внутренний диаметр эксплуатационной колонны составляет 150,5 мм (толщину стенки трубы принимаем равной 8,9 мм), наружный диаметр эксплуатационной колонны 168,3 мм.  =  м,  =  м.  =  ,  =  . Рассчитываем скорость подъёма песчинок: , , где  - скорость подъёма песчинок ,  - скорость восходящего потока жидкости , W - средняя скорость свободного падения песка в жидкости . При диаметре песчинок 0,2 мм средняя скорость свободного падения песка в жидкости W = 1,95 см/с или 0,0195 м/с. Сравнивая эту скорость со скоростью восходящего потока делаем вывод, что скорость восходящего потока превышает скорость падения частиц песка в жидкости (1,167 > 0,0195). Cкорость подъёма песчинок:  = 1,167 - 0,0195 = 1,1475 м/с. Рассчитываем общие гидравлические потери: ,  или м. в. ст. (метры водного столба), где  - потери напора в промывочных трубах. =, м. в. ст., где Н - длина промывочных труб (приближенно принимаем равной глубине скважины Н = 2800 м), м; d - внутренний диаметр промывочных труб (НКТ), м;  - скорость нисходящего потока жидкости в трубах, ;  - плотность жидкости, ; - коэффициент гидравлических сопротивлений. В соответствии с условным диаметром труб (73 мм), принимаем коэффициент гидравлического сопротивления равным 0,035. === 52,2 м.в.ст.  - потери напора при движении жидкости с песком в кольцевом пространстве. =, м.в.ст. где φ - коэффициент, учитывающий увеличение потерь вследствие содержания в жидкости песка (φ = 1,12…1,2). Принимаем φ = 1,2;  - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; - наружный диаметр НКТ, м;  - скорость восходящего потока, м/с. ==  м.в.ст.  - дополнительные потери, обусловленные разностью плотности жидкости в трубах и затрубном пространстве в связи с наличием песка в восходящем потоке. =, м.в.ст. где m - объем пустот между частицами песка, занимаемый жидкостью, m=0,3…0,45. Принимаем значение пористости равным 0,45; F - площадь сечения обсадной колонны; м; l - высота, пробки промываемой за один прием (6 м…12 м). Принимаем l = 10 м; f - площадь сечения кольцевого пространства; м; ρ - плотность песка, от 2650 до 2700 . Принимаем значение плотности песка равным 2700 ;  - скорость восходящего потока, м/с; W - средняя скорость свободного падения песка в жидкости . Рассчитаем площадь сечения обсадной колонны F:  м. Площадь кольцевого пространства f рассчитываем следующим образом:  м. = =  м.в.ст.  - потери напора, соответственно для вертлюга и шланга, зависят от подачи жидкости, определяются по опытным данным. Потери напора для вертлюга и шланга составляют:  м.в.ст.  - потери напора в наконечнике (насадке). Так как в нашем случае нет насадка, данные потери не рассчитываются. Находим сумму гидравлических потерь: = 52,2+105,36+12,047+6 = 181,654 м.в.ст. Рассчитываем время, необходимое для подъёма размытой породы на поверхность: Выбор оборудования. По определенным  и Q выбираем насос. Полученные характеристики для выбранного ранее насоса  = 181,654 м.в.ст. = 1,8 МПа, Q = 3,5 л/с. Таким образом, принимаем ранее выбранный насос: 9 ТМ (в составе УНБ-160-32). Для выбора оборудования при проведении работ нам необходимо рассчитать грузоподъемность: , кг, где - грузоподъемность, т; Н - глубина скважины, м; - масса одного кг трубы НКТ (равна 13,2 кг); - увеличение массы колонны труб на муфту (1,3 кг);  - прочностной коэффициент ( = 1,5).  =  кг = 63,075 т. Так как подвешиваемая колонна НКТ в процессе промывки находится в жидкости, то необходимо уточнить грузоподъёмность:  - вес тела в жидкости, т;  - вес тела в воздухе, т;  - удельный вес материала тела (для стальных труб  = 7,85 );  - удельный вес жидкости ( = 1 ).  = т. Назначение: ключ - автомат АПР - 2ВБМ предназначен для механизации операций свинчивания и развинчивания, центрирования, автоматизации захвата, удерживания на весу и освобождения колонны НКТ при подземном ремонте скважин Назначение: элеватор ЭГ - 89 - 80 с автоматическим захватом предназначен для захвата и удерживания на весу НКТ с гладкими и с высаженными концами при механизированном свинчивании и развинчивании труб, а также при ручной работе со спайдером. Назначение: АПРС - 80 предназначен для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными сооружениями для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием). 6. Охрана труда .1 Токсичность применяемых в производстве веществ и методы обеспечения безопасности Почти все вредные вещества, характерные для современной технологии добычи нефти и газа, оказывают общетоксичное, раздражающее, канцерогенное и мутагенное действие на человека. Типичные вредные вещества, встречающиеся при разработке месторождений, приведены в таблице 6.1. [11] Таблица 6.1 - Вредные вещества, встречающиеся при разработке месторождений нефти и газа Основными источниками этих ядов являются разгерметизация оборудования, технологические операции, связанные с продувкой скважин, исследованиями скважин, подземным ремонтом, утечки газов из нефтепромысловых трубопроводов, емкостей и скважин перед ремонтными работами и другие выбросы в атмосферу продуктов нефтедобычи создают большую опасность для людей и окружающей среды. Сырая нефть, попадая на кожу человека, обезжиривает, сушит ее, следствием чего является зуд, покраснение, шелушение, пигментацию, развиваются кожные заболевания. Нефть и ее пары могут вызвать острые отравления всего организма. Особо опасными ядами при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений являются неуглеводородные, газообразные вещества, содержащиеся в относительно больших объемах в нефти (сероводород, серный ангидрид, окись углерода, окись азота). Во-избежании попадания сырой нефти и попутной минерализованной воды на кожу человека, операторам по обслуживанию установок добычи нефти выдается специальная защитная одежда, рукавицы и сапоги. Реализуемые мероприятия по охране атмосферного воздуха: установка факелов для сжигания газа; нейтрализация выхлопных газов ДНС; организованный сбор и утилизация попутного газа при освоении эксплуатационных скважин; применение герметичных и закрытых емкостей для хранения нефти и горюче смазочных материалов; применение технических средств и технологических процессов, предотвращающих возникновение нефтепроявлений и открытых фонтанов; попутный газ, выделяющийся при испытаниях скважин, утилизируется или сжигается на факеле. Рекомендуемые мероприятия по предотвращению загрязнения почв в процессе добычи нефти: полная герметизация систем сбора, сепарации, подготовки нефти и газа; автоматическое отключение скважин отсекателями при порыве выкидной линии; покрытие изоляцией магистральных нефтепроводов, внутреннее антикоррозийное покрытие водоводов высокого давления в ППД; испытание промысловых вод для закачки в пласт при ППД. 6.2 Обеспечение пожарной безопасности Пожароопасными жидкостями и газами в добыче нефти и газа являются сырая нефть и попутный газ. Пределы взрывоопасности представлены в таблице 6.2. Таблица 6.2 - Взрывоопасные пределы горючих веществ Тепловыми источниками зажигания могут быть: открытое пламя; электрическая искра; искры, образующиеся при ударе; заряды атмосферного электричества. Значительную опасность представляют источники зажигания, появляющиеся при нарушениях режима работы. К таким источникам относится тепло, выделяющееся при химических, механических и других процессах. На устьях скважин при ремонтных работах, где могут образовываться взрывоопасные смеси газов и паров с воздухом, необходимо применять инструменты и приспособления из металлов и материалов, не образующих искр при соударении (из меди, алюминия, бронзы, пластмасс). Во избежание взрывов и пожаров необходимо: .        - ремонтные работы на устьях скважин производить искробезопасными инструментами; 2.      - при стравливании давления с затрубного пространства скважины обслуживающему персоналу находиться за обваловкой скважины с наветренной стороны; 3.      - на каждом взрывоопасном объекте иметь противопожарные средства (лопата, песок, ведро, топор, огнетушитель ОП - 10). 7. Охрана недр и окружающей среды Долгосрочная политика Восточной нефтяной компании в области экологии направлена на рациональное использование сырьевой базы, последовательный переход на энергосберегающие и экологически чистые технологии, минимизацию воздействия производственной деятельности на природную среду, восстановление нарушенных сред. Начата реализация долгосрочных программ по оздоровлению экологической обстановки в районах деятельности и на предприятиях Компании. В нефтедобыче идет масштабное апробирование современных технологий по рекультивации нефтезагрязненных и замазученных земель. Использование новейшей техники и технологий ликвидации последствий аварии позволит нефтяникам за три-четыре ближайших года вернуть северной природе накопившиеся долги: восстановить почву, очистить воду. Серьезность подходов к природоохранной работе демонстрируют нефтепереработчики Компании. Ведется реконструкция и строительство крупных природоохранных объектов. Расширяются очистные сооружения, блокооборотное водоснабжение. [13] Компанией ведется целенаправленная политика по реконструкции и строительству новых автозаправочных комплексов, нефтебаз. Вводимые объекты отвечают мировому уровню, снабжены сложной системой механической очистки нефтепродуктов, имеют надежную экологическую защиту. Вопросами охраны окружающей среды в ОАО «Томскнефть» ВНК придается большое значение. При разработке и эксплуатации Советского месторождения, в процессе технологических мероприятий, происходит выделение вредных веществ. К таким объектам относятся: циркуляционная система, блок приготовления буровых растворов, дожимные насосные станции, где происходит сепарация газа, факел, емкости горюче смазочных материалов, шламовые амбары и др. [12] К выделяемым вредным веществам относят: углеводороды, пыль (глина, барит), окислы азота, окись углерода. В качестве мероприятий по охране атмосферного воздуха на производстве приняты следующие меры: 1.      - установка факелов для сжигания газа; 2.      - нейтрализация или обезвреживание выхлопных газов; .        - организованный сбор и максимальная утилизация попутного газа при освоении эксплуатационных скважин; 4. - применение герметичных и закрытых емкостей для хранения нефти и ГСМ; . - применение технических средств и технологических процессов, предотвращающих возникновение нефтепроявлений и открытых фонтанов. .1 Основные источники загрязнения атмосферного воздуха и характеристика вредных веществ в воздухе зоны нефтепромысловых объектов Загрязняющие воздух вещества на объектах бурения, добычи, подготовки и транспорта нефти поступают в атмосферу в виде организованных и неорганизованных выбросов. Источниками организованных выбросов являются: резервуары, пруды - отстойники, нефтеловушки, шламонакопители (испарение нефти); негерметичность технологического оборудования; системы вентиляции производственных помещений, двигатели внутреннего сгорания. В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти наблюдается большое количество неорганизованных источников выделения вредных веществ, к ним относятся: нефтяные скважины, установки замера продукции скважин, сепарационные установки, дожимные насосные установки, нефтесборные пункты, установки подготовки газа, компрессорные станции, промысловые газопроводы, установки предварительного сброса воды. Вероятность неорганизованных выбросов в окружающую среду повышается впервые несколько лет работы сооружений, вследствие некачественного выполнения строительных, сварочных работ и заводских дефектов оборудования, затем вероятность аварийных выбросов несколько снижается и вновь возрастает по мере старения оборудования. Вещества, выбрасываемые в атмосферу при добыче нефти, относятся к 1-4 классу опасности. Cернистый ангидрит (SO2) оказывает общее токсическое воздействие, нарушает углеводный и белковый обмены. Газ относится к 3 классу опасности, ПДК- 10 мг/м3. Токсичность резко возрастает при одновременном воздействии с сероводородом, окисью углерода, аммиака и окислами азота. Действует “эффект суммации” вредных веществ. Окись углерода относится к 4 классу опасности, ПДК в воздухе рабочей зоны 20 мг/м3, для населенных мест- 3,0 мг/м3. Выделяется в атмосферу при сжигании газа на факелах и в дымовых трубах котельных. Окись азота NO- бесцветный газ, быстро окисляется до NO2- двуокиси азота. NO- кровяной яд, оказывает прямое действие на центральную нервную систему. Относится ко 2 классу опасности, ПДК рабочей зоны 5 мг/м3, населенных мест 0,085 мг/м3. Выделяется при работе котельных и сжигания газа на факелах. Двуокись азота NO2 вызывает раздражающее действие на легкие. Относится ко 2 классу опасности, ПДК населенных мест- 0,085 мг/м3. Углеводороды (легкая фракция нефти) вызывают острые и хронические отравления при концентрации 0,005-0,010 мг/м3. Относится к 4 классу опасности, ПДК населенных пунктов для бензина- 5,0 мг/м3. В больших количествах углеводороды выбрасываются в атмосферу при эксплуатации резервуаров. Все неорганизованные источники выбросов при сборе, транспорте, подготовке и хранении нефти выделяют в атмосферу углеводороды. Cажа - обладает хорошей летучестью, долго держится в воздухе, образует устойчивое облако в местах выделения (ПДК- 0,15 мг/м3). Содержит в своем составе канцерогенные 3, 4- бензипрен и другие полициклические ароматические углеводороды, токсичные соединения металлов. На территории месторождения находится котельная центрального товарного парка. При ее работе в атмосферу выбрасываются окись углерода, окислы азота и сернистый газ. Определение валовых выбросов и максимумов приземных концентраций этих ингредиентов было выполнено инструментальным методом лабораторией охраны окружающей среды “ТомскНИПИнефть”. Расчет рассеивания вредных выбросов в атмосферу на ЭВМ показал, что котельные, работающие на газе, являются экологически безопасными объектами. Выбросы от котельных можно принять за величину ПДВ (предельно- допустимые выбросы). Нефтяные резервуары являются основными источниками выбросов углеводородов в атмосферу. .2 Источники загрязнения водоемов и почв При бурении и эксплуатации нефтяных скважин, сборе, подготовке и транспорте нефти основными загрязнителями почв и водоемов являются нефть, отработанные буровые растворы, буровой шлам, сточные воды, содержащие механические примеси, органические соединения, химические реагенты, поверхностно- активные вещества и минеральные соли. К основным узлам промыслового оборудования, являющимися источниками загрязнения, относятся следующие: Таблица 7.1 - Количественная характеристика выбросов вредных веществ от котельной Центрального товарного парка. . Устья скважин и прискважинные участки (аварийный разлив нефти возможен при нарушении герметичности в устьевой арматуре, при проведении работ по освоению скважин, подземному и капитальному ремонту). . Мерники и трапы групповых и индивидуальных сборных установок (утечки нефти и ее разлив возможны при переливах через верх мерников, очистке мерников и трапов от грязи и парафина). . Сборные резервуарные парки (разлив нефти может происходить при спуске сточных вод из резервуаров, при переливе нефти через верх резервуаров). . Не плотности или разрыв промысловых нефтесборных и нагнетательных трубопроводов (возможны попадания нефти и пластовых вод на природные объекты). Нефть, как загрязнитель водной среды, характеризуется сложным составом, включающим широкий спектр углеводородных соединений, каждое из которых может рассматриваться как самостоятельный токсикант. Влияние нефти выражается в образовании на поверхности воды, нефтяной пленки, отложении на дно водоемов тяжелых фракций, появлении в воде керосинового запаха. Вода образует с нефтью стойкие эмульсии, которые сохраняются в течение длительного времени. Полное ее разрушение происходит под действием биохимических процессов окисления, которые при низких температурах (характерных для данного района), протекают крайне медленно. Буровые отходы, кроме большого количества механических примесей, содержат значительное количество различных химических реагентов и добавок (нефть, гипан, КМЦ- 600, сульфанол, ГКЖ- 10, ТПФН и др.). Для многих компонентов бурового раствора ПДК не определены. Буровые сточные воды (БСВ), скапливаемые в отстойно - накопительных котлованах, загрязнены диспергированной глиной, смазочными маслами, нефтью, химическими реагентами, выбуренной породой, минеральными солями. Содержание механических примесей в БСВ достигает 1,2 г/л, рН колеблется в диапазоне от 7,7 до 10, содержание растворенных и эмульгированных нефтепродуктов достигает 200 мг/л, бихроматная окисляемость- 600 мгО2/л, а минерализация- 2,6 г/л. Высокоминерализованные пластовые воды, поступающие в горизонты пресных вод за счет межпластовых перетоков, а также на поверхность в случае негерметичности обсадных колонн скважин, извлекаемые при испытаниях скважин на приток жидкости - относятся к опасным загрязнителям, вызывающим засоление подземных и поверхностных вод и земель 7.3 Влияние нефтедобычи на водные объекты, почву и растительность Протока Пасол, протекающая по центральной пойме р. Оби принимает воды притоков более низкого порядка, собирает все загрязнения поверхностных вод района и переносит их в р. Обь. По данным многолетних наблюдений отмечено увеличение к устью протоки реки Пасол: содержание Сl от 8,4 мг/л (выше Советского месторождения) до 17,7 мг/л (ниже ЦТП) в теплый период и соответственно от 10,6 до 31,9 мг/л, в зимний; содержание аммония NH4 повсеместно превышает ПДК в 2-10 раз (0,5- 1,3 мг/л) увеличиваясь к устью до 3,0 мг/л, что свидетельствует об органическом загрязнении; химическое потребление кислорода (ХПК) изменяется по течению протоки. Пасол от 40 до 70 мг/л в теплый период и от 50 до 80 мг/л, в холодный; количество растворенного кислорода уменьшается по течению на 1 мг/л; возрастает амплитуда колебаний растворенных солей и в устье сухой остаток иногда достигает 2000 мг/л; содержание нефтепродуктов увеличивается по течению от 0,08- 0,09 до 0,31- 0,35 мг/л (1,5-7 ПДК). Результаты анализов речной воды показывают, что в осенне-зимний период наблюдается превышение ПДК по всем рассмотренным показателям и дефицит кислорода. В период половодья при снижении содержания NH4, Fe, ХПК, сохраняется превышение их ПДК в 2- 10 раз, а КВЧ увеличивается до 240 ПДК. КВЧ способствуют заиливанию водоемов и окисляясь, приводят к дефициту кислорода. Река Обь относится к рыбохозяйственному водоему, ПДК нефтепродуктов составляет 0,05 мг/л, концентрации 2,5- 5,0 мг/л расцениваются как опасные. В концентрациях выше 0,025 мг/л нефть оказывает действие на физико-химические свойства воды, которое выражается в извращении процессов нитрофикации, возрастании окисляемости. Нефть в концентрации 5-10 ПДК вызывает асинхронность развития и гибель части эмбрионов осетровых, сиговых рыб, приводит к нарушению нормального физиологического развития личинок. Уменьшается видовое разнообразие и численность планктонных организмов. Опасность нефтяного загрязнения усугубляется способностью всех гидробионтов в разной степени накапливать нефть, включать ее компоненты в состав тканей, которые передаются по биологической цепи, конечным звеном которой является человек. Густая сеть лежневых дорог и трасс трубопроводов приводит к нарушению естественной системы стока болотных вод. При рубке леса основная часть древесины находится в виде древесно-земельных завалов, это захламляет территорию, ухудшает санитарное состояние и повышает пожарную опасность. Восстановление растительного покрова на насыпных грунтах буровых площадок протекает замедленно, 30% покрытия почвы обеспечивается на 4-5 год. Глубина просачивания нефти зависит от гранулометрического состава почв. Почвы с легким механическим составом (супесь, пески) пропитываются на глубину до 70 см, с тяжелым механическим составом (суглинки, глины)- до 45 см. На торфяно-болотных почвах она проникает на глубину 20-30 см и, в основном, растекается в горизонтальном направлении. В местах скопления нефти с глубины 12-15 см отмечается накопление нефти в виде битума. Исследованиями почв, загрязненных нефтью, выполненными с 1986 года Томским НИИ биологии и биофизики (район ДНС-1, 11, 9, 6 Советского месторождения) установлено, что при этом происходит склеивание структурных отдельностей, создаются анаэробные условия, нарушается окислительно-восстановительный потенциал, теряется способность впитывать и удерживать влагу. Резко увеличивается содержание углерода (за счет углерода нефти), что приводит к ухудшению азотного режима почв, уменьшается содержание нитридного азота, подвижного фосфора и обменного кальция, необходимых для жизнедеятельности организмов. Это отрицательно влияет на интенсивность микробиологических и биохимических процессов самоочищения почвы. К общей особенности этих почв относятся резкое падение гумуса и уменьшение до 5-10% (от общего углерода почвы) наиболее ценных гуминовых кислот, в незагрязненных почвах степень гумификации (до 18 %) органического вещества. Загрязнением подземных вод считается ухудшение их естественных свойств, физико-химических и биологических показателей в результате технологического воздействия на них в размерах, превышающих способность среды к самоочищению, что делает эту воду частично или полностью непригодной для использования. При этом в пресных и подземных водах увеличивается минерализация, повышается содержание ряда компонентов (хлоридов сульфатов кальция, железа и т.п.), появляются несвойственные им вещества и микроорганизмы, изменяются температура, pH, органолептические свойства и другие показатели качества воды. При некачественной проверке скважин, их ликвидации нередко отмечается нарушение естественной обстановки в зоне активного водообмена пресных и минеральных вод. Загрязнение происходит при поглощении промывочной жидкости, нефтяных ваннах, затрубных межкомплексных перетоках, аварийного фонтанирования. Фильтрация из наземных сооружений вблизи скважин буровых промывочных растворов, промстоков, химреагентов, а также разливы и инфильтрация загрязняющих веществ поверхности земли. При фильтрации нефти и нефтепродуктов с поверхности земли загрязняются, прежде всего, грунтовые воды. Нефть протекает в почвенный слой и зону аэрации, встречаясь с зеркалом подземных вод, она активно растекается по горизонтам. При фильтрации всего 1 м3 нефти, площадь участка с нефтяным загрязнением поверхностного слоя грунтовых вод превышает 5000 м2. [12] К числу опасных, значительных по масштабам загрязнения пресных и минеральных вод относится “скрытое” загрязнение геолого-гидрологической среды вследствие перетоков из глубоких горизонтов высокоминерализованных вод. Процесс может длиться многие годы после некачественной проводки или ликвидации скважин. Это приводит к нарушению химического состава и уровненного режима пресных подземных вод, что особенно выражено в зоне расположения нагнетательных скважин. Основные загрязняющие вещества, формирующие техногенные потоки - нефть, нефтепродукты, газовые смеси, пластовые высокоминерализованные воды, реагенты буровых растворов. В состав последних входят: неорганические кислоты и соли, в том числе соединения тяжелых металлов, ПАВ, фенолы, нефтепродукты и т.п. Можно выделить следующие типы загрязнения подземных вод: химическое, углеводородное и тепловое. 1.      Химическое загрязнение проявляется в увеличении общей минерализации вод против фоновой, в росте концентраций отдельных макро- и микроэлементов, в появлении несвойственных им минеральных и органических соединений. 2.      Углеводородное (нефтяное) загрязнение, являющееся разновидностью химического, оказывает существенное негативное воздействие на геолого- гидрологическую среду вследствие высокой токсичности и миграционной способности отдельных компонентов нефти. Опасность нефтяного загрязнения для качества подземных вод увеличивается вследствие весьма ограниченных возможностей их самоочищения. .        Тепловое загрязнение выражается в увеличении против фоновой температуры подземных вод. [14] В целях охраны атмосферы должны быть уменьшены выбросы легких фракций нефти от резервуаров, для этого необходимо: 1. обеспечение автоматического регулирования уровня в сепараторах КСЦ; 2. монтаж и ввод в эксплуатацию установок улавливания легких фракций нефти из резервуаров (УЛФ); 3. внедрение гибких дисков- отражателей в резервуарах; 4. монтаж резервуарных конденсаторов; 5. снижение температуры нефти, поступающей в резервуары; 6. сокращение числа эксплуатационных нефтяных резервуаров (замена герметичными буллитами); 7. ввод в эксплуатацию центробежных вертикальных сепараторов. Для уменьшения потерь нефти в результате ее капельного уноса при сепарации необходимо: . Применение устройства предварительного отбора газа с каплеуловителями в технологической схеме сепарации; . Ввод в эксплуатацию сепарационных наклонных трубных установок (УСТН-1); . Ввод в эксплуатацию блочных автоматизированных сепарационных установок; . Оснащение сепарационных установок блоками струйных насадок типа КС-1. В целях охраны вод: .показатели водопотребления и водоотведения не должны превышать нормативных. Для снижения водопотребления, в том числе поверхностных вод, необходимо: .1. обеспечить повторное использования буровых сточных вод после их отстоя и очистки; .2. вводить в действие установки предварительного сброса воды; .3. внедрять датчики расхода воды на нужды бурения, добычу и подготовку нефти; .4. строго соблюдать технологию проходки поглощающих горизонтов; .5. предотвращать утечки воды через не плотности соединений в водоводах. . В целях предотвращения загрязнения поверхностных вод, в заболоченных и периодически затопляемых местностях материалы, оборудование, механизмы должны быть выше максимального уровня подъема паводковых вод для данной местности. . Проводить дополнительную обваловку со стороны водоемов, кустов скважин, расположенных в их непосредственной близости. Регулярно контролировать состояние обваловки. . Места для размещения емкостей для хранения горюче-смазочных материалов, бурового раствора, сточных вод и шлама должны быть обвалованы и гидроизолированы до начала буровых работ. . При разливе нефти на поверхности земли или попадании ее в водоем в результате аварии необходимо сообщить об этом органам, осуществляющим государственный контроль за состоянием водных объектов, в течение не более трех часов с момента обнаружения, принять меры, обеспечивающие предотвращение дальнейшего распространения загрязнения. .1. локализовать загрязнения с применением боновых заграждений; .2. произвести сбор нефтепродуктов с помощью сорбентов пенополеуретана, резиновой крошки, текстильного горошка или других аналогичных средств. Для охраны земли и недр предусмотреть выполнение нижеследующих мероприятий: . На период строительства скважин для буровых предприятий землепользователем отводится во временное пользование участок земли, размеры которого приведены в СП. . Для сокращения размера участка применять унифицированные схемы монтажно-буровых установок. . Земельные участки кустов (одиночных) нефтяных скважин необходимо обваловывать земельным валом высотой не менее 1,0 м с целью локализации возможных разливов нефти. . Все материалы и оборудование располагать строго в пределах отведенной и обвалованной площадки. . Сбор и хранение отходов бурения (шлама, глинистых растворов, сточных вод), загрязненных нефтепродуктами и другими органическими и минеральными веществами осуществляется в нефтяных амбарах. .1. Линейные размеры амбара (площадь, глубина) определяются в зависимости от рельефа местности, категории грунта, глубины залегания грунтовых вод. .2. Высота обваловки амбара определяется в зависимости от механического состава почв. Для почв с тяжелым механическим составом (суглинки, глины) высота обваловки должна быть не менее 70 см, для почв с легким механическим составом (пески, супеси) - не менее 150 см. 5.3. Осуществлять регулярный контроль состояния обваловок вокруг кустовых площадок и шламовых амбаров, в случае необходимости производить их восстановление. . Эксплуатацию скважин производить при соответствующем оборудовании устья скважин, которое должно предотвращать возможность бесконтрольного выброса и открытого фонтанирования нефти. . Осуществлять полную герметизацию процессов сбора, подготовки и транспорта продукции скважин по всей технологической цепи с утилизацией . Для защиты поверхности земли от разлива нефти и нефтепродуктов предусматривать: 8.1. в групповых замерных установках автоматическую блокировку скважин в случае аварийного состояния коллекторов; .2. сооружение узлов переключения трубопроводов от групповых замерных установок до основного коллектора, что позволит в аварийной ситуации отключать поврежденные участки трубопроводов; .3. оснащение резервуаров сигнализацией максимального уровня и автоматической защитой их от перелива. . В случаях получения сведений об аварийных разливах нефти руководитель предприятия должен незамедлительно направить аварийную бригаду для сбора и удаления разлившейся нефти. . На всех промыслах иметь запас сорбентов (резиновая крошка, пенополеуретан, текстильный горошек) на случай аварийного разлива нефти. . Не допускать сжигания разливов нефти на поверхности почвы. . В процессе проводки скважин для предотвращения возможных перетоков жидкости или газа, ухудшения свойств коллекторов предусмотреть следующие мероприятия: .1. изоляцию в скважинах нефтяных и водоносных горизонтов обсадными колоннами; .2. пакерование заколонного пространства; .3. цементирование заколонного пространства. . При строительстве скважин предупреждать нефтегазопроявления путем установки противовыбросового оборудования. . Применять буровые растворы с параметрами, удовлетворяющими требованиям проводки скважин в конкретных геологических условиях. . Рекультивация земель производится согласно “Положения о порядке передачи рекультивированных земель землепользователю предприятиями, организациями и учреждениями, разрабатывающими месторождения полезных ископаемых и торфа, проводящими геологоразведочные, изыскательcкие, строительные и иные работы, связанные с нарушением почвенного покрова”. .1. рекультивации подлежат кустовые площадки и трассы передвижения бурового оборудования; .2. рекультивация кустовых площадок и рекультивация трасс передвижения производится ССУ по наряд - заказу с приложением исполнительной схемы коммуникации и после откачки жидкости из амбара в нефтесборный коллектор, и должна быть закончена в течении 12 месяцев после окончания бурения кустов скважин; .3. рекультивация земель на кустовой площадке включает в себя: а) откачку чистой воды из шламовых амбаров; б) засыпку амбара грунтом; в) ликвидацию обваловки вокруг амбаров; г) зачистку замазученности с территории площадки; д) отсыпку грунтом зачищенных мест. [15] Заключение На Советском месторождении действующий фонд скважин по способам эксплуатации делится на эксплуатацию установками электроцентробежными насосами (УЭЦН)- 46%, ШГН - 54%, а добыча нефти с помощью УЭЦН составляет 76%. Отсюда очевидно, что фонд скважин, оборудованных УЭЦН требует особого внимания и контроля. В данной проделанной работе проанализированы причины отказов УЭЦН, рассмотрена динамика изменения межремонтного периода скважин и пути его увеличения. Выяснилось, что основной причиной отказов УЭЦН является механические примеси. Проанализирована эффективность подземного ремонта скважин на Советском месторождении. Из рассмотренных сравнительных графиков по МРП Советского месторождения, можно сделать вывод, что подземный ремонт скважин, особенно очистка призабойной зоны пласта производится эффективно. Эффективность подземного ремонта скважин позволяет с каждым годом увеличивать МРП по Советскому месторождению. порода нефть скважина месторождение Список использованной литературы 1.      Анализ разработки Советского месторождения с уточнением технологических показателей до 2000 г. (заключительный отчет), тема 89.81, СибНИИНП. Багаутдинов А.К. и др., Тюмень, 1982, 213 с. 2. Багаутдинов А.К., Торопова Н.А., Поварницын С.В., Худякова О.Н. и др. Проект разработки Советского месторождения. Томск: ОАО «ТомскНИПИнефть», 2009. 500 с. 3.      Экономидес М., Олини Р., Валко П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: От теории к практике. Москва; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. 236 с. 4.      Реконструкция и расширение промысловых объектов Советского месторождения. ТЭО Современное состояния окружающей природной среды, сложившееся под воздействием освоения Советского месторождения. Оценка воздействия на окружающую природную среду. - АО Гипротюменьнефтегаз. Тюмень. 1994. .        Экологический паспорт Советского нефтяного месторождения. - ОАО <<Томскнефть>> ВНК, ТомскНИПИнефть, Томск. 1997. .        ТЭО к инвестиционному проекту <<Применение ПГС на месторождениях НГДУ <<Стрежевойнефть>>, этап 1 договора <<Научное сопровождение ПГС на месторождениях НГДУ <<Стрежевойнефть>>. Исмагилов Т.А. и др., Уфа, 2000 г. .        РД 08-125-96. Дополнения и изменения к инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. - М., Госгортехнадзор России, 1996. Похожие работы на - Анализ эффективности подземного ремонта скважин на советском нефтяном месторождении (Томская область)   Нужна качественная работа без плагиата? Другие дипломные работы по геологии Не нашли материал для своей работы? Поможем написать уникальную работу Без плагиата! Узнайте © 2003 - 2022 «Библиофонд» Обратная связь Пользовательское соглашение Политика конфиденциальности Полная версия Помощь по учебным работам Консультация по курсовой работе Консультация по дипломной работе ВКР Консультация по реферату Консультация по отчетам о практике