Анализ эффективности подземного ремонта скважин на Советско-Соснинском нефтяном месторождении (Томская область)
Введение
месторождение геологический тектоника
Нефтяная промышленность начала развиваться в Томской области
с открытием Советского месторождения в 1962 году. В 1966 году Советское
месторождение было введено в промышленную разработку.
В данный момент разработку месторождения осуществляет НК
ЮКОС. Следует отметить, что Советско-Соснинское месторождение в данный момент
времени находится в четвертой, завершающей стадии разработки и обводненность
продукции на 1.01.2013 составила 87,8%.
На сегодняшний день любая нефтяная компания ставит перед
собой задачи правильного подбора глубинно-насосного оборудования для
нефтедобывающих скважин и расчета оптимальных условий его эксплуатации,
продлевающих межремонтные периоды работы установок. Особенно большое внимание
надо уделять установкам электроцентробежных насосов, на которые приходится
основная доля добываемой продукции.
В целом по России из общего фонда скважин, на которых добыча
нефти ведется механизированным способом, 55% приходится на станки-качалки и 45%
- на другие технологии. При этом около 75% от общего объема добываемой нефти
добывается с помощью УЭЦН и только 25% - с помощью всех остальных технологий.
Помимо непосредственной добычи нефти, электроцентробежные насосы применяются
также на нагнетательных скважинах и в системах поддержания пластового давления
(ППД).
В данной дипломной работе была поставлена задача провести
анализ проведения подземного ремонта скважин и предложить мероприятия по
улучшению его эффективности.
1.
Общие сведения о Советском месторождении
Советское нефтяное месторождение открыто в августе 1962 года.
Оно расположено в северо-западной части Александровского района Томской области
(Рисунок 1).
Рисунок 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. В первые два года осуществлялась пробная, а с 1968 года начата его
промышленная эксплуатация. Начальные извлекаемые запасы нефти 232847 тыс. тонн
по категориям А+В+С1 и 9625тыс. тонн по категории С2. Остаточные запасы нефти
на 01.01.2003 г составили 78342,1 тыс. тонн по категориям А+В+С1. Накопленная
добыча нефти с начала разработки составила 154504,9 тыс. тонн (на 1.01.2013)
степень выработки - 66,4%. В 25 километрах от месторождения расположен город
Стрежевой, где расположено НГДУ Стрежевойнефть ОАО Томскнефть, осуществляющее
его разработку.
Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,282, обводненность
продукции составила 87,8%, эксплуатационный фонд составляет 972 скважины, из
них добывающий фонд-714 скважин и неработающий фонд 258 скважин.
Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн. тонн, темп отбора
3,1%) по месторождению был достигнут в 1977-78 годах, после этого месторождение
вступило в третью стадию разработки. В данный момент месторождение находится в
четвертой стадии разработки.
На Советском месторождении широко использовалось кустовое
наклонно - направленное бурение. В кусте, состоящем из 3 - 10 скважин, как
правило, бурилась одна вертикальная или почти вертикальная скважина, в которой
выполняется более обширный комплекс промыслово - геофизических исследований,
чем по наклонно - направленным, где отклонения от забоя иногда достигает 1км. и
некоторые геофизические приборы не проходят в скважину.
2.
Геологическое строение месторождения
.1
Стратиграфия
В геологическом строении месторождения принимают участие
доюрские образования складчатого фундамента и мезозойско-кайнозойские отложения
платформенного чехла. Советское месторождение относится к многопластовым.
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 так же 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 нижне - юрских 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).
2.2
Тектоника
В пределах Западно-Сибирской низменности многими
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 и 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.
На структурной карте по отражающему горизонту “Па”,
приуроченному к подошве баженовской свиты, ранее были выделены три структуры
третьего порядка: Соснинская, Советская и Медведевская. В дальнейшем 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
В процессе разработки Советского месторождения установлена
промышленная нефтегазоносность по пластам: М, ЮВ2, ЮВ1, БВ8, БВ6, БВ5, БВ4,
БВ3, БВ2, БВ0-1, АВ8,АВ7, АВ6, АВ5, АВ4, АВ3, АВ2,АВ1. Запасы нефти,
сосредоточенные в пластах БВ8 и АВ1, составляли 97,5% от всех запасов
месторождения.
В настоящее время горизонт 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. Эти обстоятельства послужили причиной деления горизонта АВ1 на три пласта
АВ11, АВ12, АВ13. 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 в довольно
широких пределах от 0,6-42 т/сут на штуцерах 6 и 8мм.
Пласт АВ12 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 7,2м.
Дебиты из пласта АВ11 “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 3,2м.
2.4
Гидрогеологическая характеристика
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 90С. Воды данного комплекса напорные.
Второй водоносный комплекс представлен чередованием
песчаников, алевролитов и аргиллитов, толщина его 70-80м. Температура пластовой
воды 80С. Воды хлоркальциевые. Водоупорной толщей для второго комплекса
являются плотные битуминозные аргиллиты георгиевской и баженовской свит.
Толщина водоупорных отложений 25-30м.
Третий водоносный комплекс литологически представлен
чередованием пластов песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина водоносного
комплекса 280-330м. 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 71-74С.
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 200-250м. В разрезе этого комплекса выделяют горизонты АВ8, АВ6, АВ4,
АВ3, АВ2, АВ1. Воды напорные. Пластовое давление колеблется в пределах 16-17,8
МПа, температура 52-54С.
Пятый водоносный комплекс представлен слабосцементированными
до рыхлых песками, песчаниками, алевролитами и глинами апт-альб-сеноманского
возраста. Толщина комплекса 700-800 метров и залегает на глубинах 900-970м.
Воды комплекса используются для поддержания пластового
давления при разработке месторождения. Плотность воды в стандартных условиях
1010 кг/куб.м, 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/куб.м (покурская
свита) до 38,6 кг/куб.м (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.
2.5
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.
Литологическая
характеристика коллекторов продуктивного горизонта АВ1
Пласт АВ13 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 АВ12 песчаники этих пластов сливаются
в один пласт. В этих случаях песчаники, как правило, представлены средне и
редкозернистыми разностями с массивной текстурой.
Пласт АВ12 чаще всего состоит из 3-5 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 АВ11. Глины темно серые до черных, плотные с
песчано-алевритовой примесью, обуславливающей слоистость.
Пласт АВ11 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.
Фильтрационно
- емкостная характеристика АВ1
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 АВ11 возрастает до 12,8-31,8%.
Средние значения пористости уменьшаются снизу вверх (АВ13-24,9%, АВ12-23,7%,
АВ11-22,2%). Характер изменения фазовой проницаемости аналогичен открытой
пористости. Средние значения проницаемости уменьшаются снизу вверх от пласта к
пласту почти в два раза (234, 123, 67 кв.мкм
). Средние значения параметров горизонта АВ1, определенные при
стационарных режимах фильтрации:
коэффициент продуктивности -27,6 т\(сут.*Мпа)
удельный коэффициент продуктивности -2,294 т\(сут.*Мпа)
гидропроводность - 61,18 кв.мкм, см\мПа*с.,
проницаемость -0,123 кв.мкм.
Средние значения параметров горизонта АВ1,определенные при
нестационарных режимах фильтрации. Гидропроводность-65,29 кв.мкм, см/мПас,
проницаемость-0,125 кв.мкм, пьезопроводность-3548 кв.м/с.
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 АВ13 изучена только по материалам
промысловой геофизики, так как ни в одной из скважин, пробуренных на не
фильтрующейся промывочной жидкости, он не освещен керном. Нефтенасыщенность
пласта АВ13 - 0,483-0,366 (коэффициент нефтенасыщенности.). По пласту АВ12
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 пропласткам в скв. №64
равны 52%, а в скв. №1679 по пяти пропласткам изменяются в пределах по скв№64
от34,2 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 АВ11. Коллекторы с лучшими фильтрационно
и емкостными свойствами имеют большую величину нефтенасыщенности.
Средневзвешенное по толщине значение нефтенасыщенности плата
АВ11 в скв. №320 бис равно 47%, в скв. №64 составляет 63%, по скв. №1679
нефтенасыщенность определялась по четырем песчаным пропласткам, входящих в
пласт АВ11, и среднее значения по пропласткам изменяются от 27,6 до 41,3% и в
целом по пласту равно 32,2%.
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 20С- 7,58 мм2/с, при 50С- 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 200С
составляет 31%, выход фракций до 300С- 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 851,9% кг/м3;
плотность пластовой нефти 777,7 кг/м3;
объемный коэффициент 1,182;
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.
Таблица 2.1. Компонентный состав газа
|
Компонентный
состав нефтяного газа (мольное содержание в%) горизонта АВ1
|
|
|
СО2
|
0,31
|
|
N2
|
1,33
|
|
СН4
|
77,43
|
|
С2Н6
|
3,98
|
|
i-С3Н8
|
8,78
|
|
i-С4Н10
|
1,92
|
|
n-С4Н10
|
3,98
|
|
С5Н12
|
0,79
|
|
С6 + высшие
|
0,58
|
|
Молекулярная
масса
|
23,085
|
|
p, кг/м3
|
0,944
|
Таблица 2.2. Характеристика пластовой и закачиваемой воды
|
Характеристика
пластовой и закачиваемой воды.
|
|
|
Пластовая
вода
|
|
|
p, кг/м3
|
1010
|
|
, мПа с
|
0,565
|
|
Общая
минерализация, г/л
|
18,3
|
|
Сеноманская
вода
|
|
|
p, кг/м3
|
1010
|
|
Общая минерализация,
г/л
|
14,4
|
Рисунок 2. Компонентный состав нефтяного газа
Рисунок 3. Геологический профиль (продольный) продуктивного
горизонта АВ1
3.
Анализ разработки продуктивного горизонта АВ1
.1
Анализ текущего состояния разработки продуктивного горизонта АВ1
Советское нефтяное месторождение открыто в 1962 г., введено в
эксплуатацию в 1966 г. В следующем 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 техсхемы 1968 г., что нашло отражение в проектных
документах разных лет (1970, 1976, 1978, 1982, 1990гг.). В разрезе
месторождения находится 17 нефтеносных пластов, выделенных в 14 объектов разработки.
Учитывая низкое начальное нефтенасыщение и сложности строения
низкопродуктивного объекта АВ1 для изучения промысловых характеристик в первой
техсхеме ИКР Миннефтепрома решено реализовать трех рядную систему размещения
скважин по сетке 700x700 м. 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.
Поэтому в проекте разработки (1990 г.) для исключения
негативных факторов площадной системы принято решение по формированию
трехрядных замкнуто-блочных систем с уплотнением сетки в центре ячеек. В
конечном 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 (рис. 4) категорий А+В+С1, текущий коэффициент нефтеизвлечения
0,282, обводненность продукции 87,8%. (Таблица 3.1).
Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн.т, темп отбора
3,1%) по Советскому месторождению достигнут в 1977-78 гг. (рис. 5), затем
месторождение вступило в третью стадию разработки, а в данный момент
месторождение находится в четвертой стадии разработки.
Рисунок 4. Выработка месторождения
Рисунок 5. Показатели разработки Советского месторождения за
период с 1995 по 2014 год
На объект АВ1 пробурено 1065 скважин или 76,1% от проекта,
неосвоенными остались небольшие окраинные зоны залежи, где нефтенасыщенна
только верхняя часть объекта АВ1-1-2 с относительно ухудшенными коллекторскими
свойствами.
С начала разработки объекта АВ1 отобрано 74666,58 тыс.т или
51,2% от начальных утвержденных извлекаемых запасов нефти (табл.3.2), 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 (рис. 9). 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 при его эксплуатации единым фильтром с более
продуктивными нижними пластами АВ1-2+3. По данным электрометрии скважин,
пробуренных в заводненных зонах, отмечается вовлечение в работу только нижних
пластов АВ1-2+3, 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.
Рисунок 6. Динамика изменения дебита жидкости и обводненности
пласта АВ1
Рисунок 7. Динамика изменения фонда скважин пласта АВ1
Рисунок 8. Показатели разработки продуктивного горизонта АВ1
Таблица 3.1. Показатели разработки Советского месторождения
за период с 2011по 2014 год
|
Показатели
разработки
|
2011
|
2012
|
2013
|
2014
|
|
1
|
Годовая добыча
нефти всего, тыс.т
|
2508,2
|
2677,2
|
2605,9
|
2578,9
|
|
2
|
Эксплуатационный
фонд скважин
|
1291
|
1159
|
1161
|
972
|
|
|
в том числе
бездействующие
|
276
|
292
|
376
|
258
|
|
|
Добывающие
|
874
|
867
|
785
|
714
|
|
3
|
Средний дебит
по жидкости т/сут
|
60,9
|
65,6
|
71,3
|
78,5
|
|
|
в том числе по
скважинам с
|
|
|
|
|
|
|
ЭЦН
|
163,2
|
152,1
|
148,2
|
149
|
|
|
ШГН
|
15,3
|
15
|
14,3
|
14,4
|
|
4
|
Средняя
обводненность продукции%
|
85,7
|
86,5
|
87,3
|
87,8
|
|
5
|
Средний дебит
скважин по нефти т/сут
|
8,7
|
8,9
|
9,1
|
9,6
|
|
|
в том числе по
ЭЦН
|
15,1
|
14,9
|
15
|
15,5
|
|
|
ШГН
|
5,9
|
4,9
|
4,8
|
4,7
|
|
6
|
Годовая добыча
жидкости тыс.м3
|
18601,75
|
18630,1
|
18205,3
|
18110,2
|
|
7
|
Накопленная
добыча жидкости тыс.м3
|
493174
|
511804,1
|
530009,4
|
548119,6
|
|
8
|
Накопленная
добыча нефти тыс.т
|
146642,9
|
149320,1
|
151926,0
|
154504,9
|
|
9
|
Текущий
коэффициент нефтеизвлечения
|
0,269
|
0,274
|
0,277
|
0,282
|
|
10
|
Отобрано от
утвержденных извлекаемых запасов нефти%
|
63,3
|
64,2
|
65,2
|
66,4
|
|
11
|
Закачка воды
годовая тыс.м3
|
14532
|
16237
|
17148
|
17723
|
|
12
|
Накопленная
закачка воды тыс.м3
|
288278,7
|
304515,7
|
321663,7
|
339386,7
|
Таблица 3.2. Показатели разработки пласта АВ1 Советского
месторождения за период с 2011по 2014 год
|
Показатели
разработки
|
2011
|
2012
|
2013
|
2014
|
|
1
|
Годовая добыча
нефти всего, тыс.т
|
1760,472
|
1860
|
1848,2
|
1755
|
|
2
|
Эксплуатационный
фонд скважин
|
907
|
850
|
845
|
744
|
|
|
в том числе
бездействующие
|
227
|
232
|
234
|
238
|
|
|
Добывающие
|
680
|
618
|
611
|
506
|
|
3
|
Средний дебит
по жидкости т/сут
|
30,5
|
32,5
|
33
|
34,2
|
|
|
в том числе по
скважинам с
|
|
|
|
|
|
|
ЭЦН
|
103
|
101
|
99
|
100
|
|
|
ШГН
|
12,9
|
13,1
|
12,3
|
12,4
|
|
4
|
Средняя
обводненность продукции%
|
75,6
|
82,2
|
83,6
|
83,8
|
|
5
|
Средний дебит
скважин по нефти т/сут
|
8
|
8,1
|
8,3
|
8,5
|
|
|
в том числе по
ЭЦН
|
16,8
|
14,2
|
14,8
|
15
|
|
|
ШГН
|
6,1
|
4,8
|
4,9
|
4,7
|
|
6
|
Годовая добыча
жидкости тыс.м3
|
6740,302
|
6845,100
|
6840,321
|
6835,125
|
|
7
|
Накопленная
добыча жидкости тыс.м3
|
201705,4
|
208550,5
|
215390,82
|
222225,94
|
|
8
|
Накопленная
добыча нефти тыс.т
|
69203,38
|
71063,38
|
72911,58
|
74666,58
|
|
9
|
Текущий коэффициент
нефтеизвлечения
|
0,189
|
0,190
|
0,192
|
0,195
|
|
10
|
Отобрано от
утвержденных извлекаемых запасов нефти%
|
47,6
|
49,3
|
51,2
|
|
11
|
Закачка воды
годовая тыс.м3
|
8915,261
|
9920,3
|
10225,1
|
11020
|
|
12
|
Накопленная
закачка воды тыс.м3
|
252399
|
262319,3
|
272544,4
|
283564,4
|
3.2
Особенности выработки запасов нефти пласта АВ1(1)
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)
“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);
пласт АВ1(1) “рябчик” представлен частым чередованием
песчаников, алевролитов и глин, толщина пропластков изменяется от 1 до 50 см.
Суммарная эффективная толщина его изменяется от 0 до 9,3м. и
в среднем по месторождению составляет 3,3м. Пласт характеризуется повышенной
слоистой и рассеянной глинистостью. Текстура песчаников
гнездовидно-линзовидная. Коэффициент пористости 22,2%. Коэффициент
проницаемости от 20 до 60 мл Дарси.
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) и АВ1(2) 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) практически
отсутствует. Неоднократные промывки, преимущественно, подвергаются интервалы
пластов АВ1(2-3) более высокой проницаемости.
Применяемые трехрядная и площадная система разработки не
позволили вовлечь в активную разработку пласт АВ1(1) “рябчик”.
Применяемые мероприятия по повышению коэффициента извлечения
нефти из пласта АВ1(1), 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) 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 коэффициента нефтеизвлечения объекта АВ1
В целях повышения охвата выработкой, снижения обводненности,
интенсивности добычи нефти по объекту АВ1 проводилась: нестационарное
заводнение, закачка в одну скважину композиции ИХН, обработки призабойных зон,
оптимизация сетки скважин путем размещения и бурения резервного фонда по
большей части площади залежи и дополнительных скважин в пределах 1 и 2 опытных
участка.
. Из гидродинамических методов, обеспечивающих повышение
эффективности разработки объекта при режиме вытеснения нефти водой из
слабодренируемых зон, применялся метод “нестационарного заводнения”. Технология
его реализации сводилась к периодическому прекращению закачки воды в отдельные
группы скважин. Нестационарное заводнение проводилось в 1986-1987г., в течение
которого нагнетательные скважины останавливались на 3 месяца. После периода
остановки нагнетательных скважин наблюдается снижение обводненности.
. 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. 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 вовлечение в работу низкопроницаемых прослоев
повышаются охват и нефтеотдача объектов. Было отработано 10 нагнетательных
скважин путем закачки в призабойную зону небольших объемов (11-35м3) 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(2) и А1(3). Что касается
пропластка А1(1), то изменений показателей процесса разработки не наблюдалось.
Успешность всех этих операций оказалась невысокой, эффект
кратковременный. Обнадеживающие результаты получены после проведения ГРП в
конце 1994 года. В шести низкодебетных (до 10 т/сут) по жидкости скважинах
проведен гидроразрыв пласта АВ1(1) канадской технологии (Фракмастер)
силами АОЗТ “Васюган сервисиз”. Перфорированная нефтенасыщенная толщина пласта
АВ1(1) составила в среднем 4,6 м, расчетная длина трещины около 30 м. Дебит
нефти до ГРП составлял 4,6-7,7 т/сут, в среднем 6,5 т/сут, после гидроразрыва
возрос до 46 т/сут или семикратно, причем коэффициент продуктивности возрос
только вчетверо. После ГРП обводненность увеличилась на 10% по одной и
уменьшилась на 5-25% по двум скважинам, что связывается с повышением
коэффициента охвата посредством образовавшихся трещин. В условиях повышенной
макронеоднородности пласта, усиленной текстурными проявлениями (“рябчик”),
прогнозируемый фактор увеличения коэффициента охвата несомненно повысит
коэффициент нефтеизвлечения. Без организованной системы ППД на пласт АВ1(1)
широкомасштабное проведение ГРП не имеет смысла ввиду его высокой стоимости и
выраженного снижения дебитов жидкости. На объекте АВ1(1) из-за отсутствия
достаточно активной системы ППД темп снижения дебитов ожидается значительно
большим.
К тому же, если принять во внимание технологические условия
проведения ГРП, выраженные в необходимости создания высокого давления разрыва
(50-70 МПа), сопровождающегося выходом (на 10-15 м) вертикальных трещин за
пределы интервала перфорации, то широкомасштабность ГРП несомненно будет
сдерживаться ограничениями как геологическими так и техническими. Они вызваны
соответственно близостью начального или текущего водонефтяного контакта и
старением фонда добывающих скважин, эксплуатирующихся в течение 15-25 лет.
Должен быть тщательный подбор скважин для проведения ГРП, его
успешность в старых скважинах не может быть гарантированной.
В первых проектных документах технологические показатели
разработки были определены с некоторыми неточностями в связи с использованием
далеко не совершенных программных комплексов, которые не позволяли учесть в
модели всю гамму сложностей геолого-физического строения объекта и оценить их
влияние на динамику технологических показателей.
Каждый последующий проектный документ составлялся с
максимальным использованием накопленного опыта промысловых работ на объекте и
более совершенных программных комплексов. Поэтому уточненные проектные
показатели определены с большей надежностью, их реализация непосредственно
зависит от выполнения исходных заданных мероприятий.
Из опыта разработки месторождения видно в качестве одного из
важных положительных факторов следует отметить высокую эффективность
использования фонда скважин.
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 (рис.
10). 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 ПЦЭН (рисунок 11) 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.
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
Рис. 11 Общая схема оборудования скважины установкой погружного
центробежного насоса
4.3 Оборудование скважины эксплуатируемой УШГН
Рисунок 12 Штанговая насосная установка:
- станок - качалка;
- сальник устьевой;
- колонна НКТ;
- колонна насосных штанг;
- вставной скважинный насос;
- невставной скважинный насос;
- опора
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 13 Действующий фонд скважин по способам эксплуатации
Рисунок 14 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 15. Динамика межремонтного периода УЭЦН за 2014 год на
Советском месторождении в (сутках)
Рисунок 16. 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 рис. 16 по сопоставлению с рис. 15, где ГРП на скважинах не
проводилось. Снижение МРП объясняется тем, что при проведении ГРП происходит
большой вынос пропанта (рис. 17), 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 2013 году он составлял 87
суток, то к 2014 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 17. Минералогический состав механических примесей по
скважинам ГРП
Рисунок 18. Минералогический состав механических примесей
5. Техническая часть
.1
Смена УЭЦН (ТР-5)
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 (см. таблицу 5.5.1, 5.5.2), 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.
Таблица 5.2.1. Погружные центробежные насосы
|
Марка насоса
|
Нар. Æ
|
Напор max, м
|
Модуль насоса 3
|
Модуль насоса 4
|
Модуль насоса 5
|
Модуль входной
|
Модуль головка
|
|
мм
|
|
масса кг
|
кол-во ступ. шт
|
масса кг
|
кол-во ступ. шт
|
масса кг
|
кол-во ступ. шт
|
длина мм
|
масса кг
|
длина мм
|
масса кг
|
|
ЭЦН5-50
|
92
|
2000
|
107
|
109
|
139
|
147
|
167
|
186
|
287
|
11,5
|
235
|
7,1
|
|
ЭЦН5-80
|
92
|
2000
|
104
|
114
|
144
|
155
|
171
|
196
|
287
|
11,5
|
235
|
7,1
|
|
ЭЦН5-125
|
92
|
2000
|
118
|
96
|
156
|
131
|
190
|
165
|
287
|
11,5
|
235
|
7,1
|
|
ЭЦН5-200
|
92
|
1400
|
95
|
76
|
121
|
104
|
137
|
131
|
287
|
11,5
|
235
|
7,1
|
|
ЭЦН5А-250
|
103
|
2000
|
138
|
54
|
179
|
73
|
221
|
92
|
287
|
11,9
|
235
|
8,2
|
|
ЭЦН5А-400
|
103
|
1600
|
137
|
50
|
178
|
68
|
218
|
86
|
287
|
11,9
|
235
|
8,2
|
|
ЭЦН5А-500
|
103
|
1200
|
148
|
45
|
191
|
62
|
236
|
78
|
287
|
11,9
|
235
|
8,2
|
Диаметр шаблона выбирается в зависимости от типоразмера
установки (см. таблицу 5.5.2).
Таблица 5.5.2. Диаметры шаблонов
|
Группа
установки
|
Максимальный
диаметр УЭЦН, мм
|
Минимальный
внутренний диаметр обсадной колонны, мм
|
Диаметр
шаблона, мм
|
|
Насос ЭЦН-5
ПЭД-103-В5
|
116,4
|
121,7
|
117
|
|
Насос ЭЦН-5
ПЭД-117-ЛВ5
|
119,6
|
123,7
|
120
|
|
Насос ЭЦН-5А
ПЭД-117-ЛВ5
|
126
|
130
|
127
|
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.
Монтаж
УЭЦН
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 (см. схему расстановки
оборудования на кусте) 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/см2*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».
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.
Таблица 5.5.3. Пояса для крепления кабеля
|
Тип УЭЦН или
размер НКТ
|
Шифр пояса
|
Длина пояса,
мм
|
|
НКТ Æ60мм
|
ЭН 21/1
|
300
|
|
НКТ Æ73мм
|
ЭН 21/2
|
350
|
|
УЭЦН-5
|
ЭН 21/IV
|
460
|
|
УЭЦН-5А
|
ЭН 21/I
|
510
|
· 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.
.2
Замена штангового глубинного насоса (ТР-4)
Скважины, оборудованные УШГН, передаются в ремонт по
заключению технологической службы нефтепромысла и на основании мероприятий о
необходимости проведения подземного ремонта.
· Необходимый порядок и объем работ на
скважинах оборудованных УШГН формируется при составлении план-графика движения
бригад подземного ремонта скважин НГДУ, на котором присутствуют представители
служб и цехов НГДУ (ЦИТС, ПТО, ЦДНГ, ЦНИПР, ЦПРС).
· План-график движения бригад ПРС (КРС)
утверждается главным инженером НГДУ.
· По скважинам из часторемонтируемого фонда
(3 и более отказов УШГН за скользящий год) составляется отдельный план работ,
который согласовывается нефтепромыслом, ЦПРС, ЛТТНД и при рассмотрении
план-графика эти скважины включаются в движение бригад.
· Объем работ определяется на основании
изучения режима эксплуатации отказавшей УШГН, причин отказов предыдущих
установок, характеристики скважин, вида работ (смена УШГН, ввод после бурения,
перевод на ШГН) при этом рекомендуются следующие виды работ:
1. шаблонирование эксплуатационной колонны (при наличии
затяжек, посадок в процессе СПО оборудования УШГН), спускать шаблон
рекомендуется до глубины на 150м выше интервала перфорации, диаметр шаблона
120мм и длина 9м;
2. скреперование эксплуатационной колонны (при затяжках
и не прохождении шаблона при СПО, гидравлическим или механическим скрепером до
глубины спуска шаблона см. главу УЭЦН), с последующей промывкой ствола скважины
(проводится не реже одного раза в три года или при вводе из бездействия - более
3х лет;
Определение текущего забоя скважины производится по заявке
нефтепромысла:
· после очистки забоя желонкой, промывки;
· после аварии, «полетов» УШГН на забой
скважины;
· при частых отказах УШГН связанных с
попаданием в насос песка, мехпримесей, АСПО;
· после работ по освоению пласта или работ
по очистке призабойной зоны пласта;
· очистка забоя, промывка скважины:
· после проведения соляно-кислотных
обработок, других обработок призабойной зоны;
· по результатам измерения текущего забоя
скважины;
Технология
ремонта скважин оборудованных УШГН
· Глушение скважин производится в
соответствии с Планом работ (наряд-заказом) согласно инструкции по глушению
скважин оборудованных УШГН.
· Нефтепромысел несет ответственность за
достоверность информации о наличии циркуляции и подготовленности скважины к
глушению.
· Результаты глушения оформляются актом с
указанием типа жидкости глушения, ее объема, удельного веса, давления и циклов
при глушении. Акт подписывается мастером по глушению, передается в бригаду ПРС
и хранится вместе с пусковой документацией на ремонт скважины.
· Бригада приступает к ремонту скважины
только при наличии плана работ (наряд-заказа), утвержденного и согласованного
ЦДНГ и ЦПРС, а также полностью заполненного эксплуатационного паспорта на УШГН.
Ответственным за качество заполнения паспорта является технолог нефтепромысла.
Непосредственно перед ремонтом скважины нефтепромыслу
необходимо провести следующие подготовительные работы:
1. закрепить специальным зажимом полированный шток;
2. демонтировать канатную подвеску;
. откинуть головку балансира;
Подъем
и демонтаж УШГН
· Убедится в отсутствии избыточного давления
в затрубном и трубном пространстве, установить подъемный агрегат на скважину,
демонтировать СУСГ и произвести подъем плунжера на штангах (для вставных
насосов - подъем насоса на штангах).
· Демонтировать фонтанную арматуру,
установить противовыбросовое оборудование, произвести подъем УШГН на НКТ, для
вставных насосов при необходимости (устранения утечки в НКТ, смены замковой
опоры, установки дополнительного оборудования, очистки от парафиноотложений или
промывки забоя)- поднять НКТ. Для не вставных насосов - перед подъемом ШГН
сбросить сбивное устройство в НКТ и открыть сливной клапан (для подъема НКТ без
жидкости).
· При подъеме НКТ и штанг
тщательно осматривать НКТ, штанги и их соединительные муфты. Имеющие такие
повреждения как:
1. изгибы,
2. зазубрины,
. коррозионный и механический износ, отбраковываются и
не допускаются к повторному спуску.
· После подъема УШГН сделать запись в эксплуатационном
паспорте о:
1. состоянии штанг,
2. состояние резьб,
. износ муфт,
. тела штанг и изгиб,
. состояние центраторов,
. состояние НКТ,
. состояние резьб,
. коррозионный,
. механический износ,
. отложение парафина и солей,
. состояние поверхности плунжера.
· Поднятый из скважины насос (в комплекте с
плунжером, фильтром, ГПЯ и т.п.) с заполненным эксплуатационным паспортом
отправляется в ООО «НПР» на дефектацию.
· Разбирать УШГН на устье скважины
запрещается.
Монтаж
и спуск УШГН
· Для спуска в скважину завозится
отревизированный (отремонтированный) ШГН с эксплуатационным паспортом.
· Разборка насоса на скважине запрещается.
· Насос подвергается визуальному осмотру:
1. проверяется ход плунжера в цилиндре,
2. сверяется маркировка насоса с данными паспорта,
. проверяется ход плунжера,
. состояние резьбовых соединений, патрубка удлинителя,
фильтра или ГПЯ.
· Перед проведением СПО рабочая площадка и
приемные мостки должны быть очищены от грязи.
· Спуск ШГН в скважину производится согласно
компоновке, указанной в плане работ (заказ - наряде).
· Перед спуском производится замер длины
труб и штанг, оформляется мера.
· При спуске трубного насоса сначала нужно
спустить защитное приспособление (ГПЯ, фильтр и т.п.) затем цилиндр с
всасывающим клапаном, с патрубком и муфтой под элеватор и насосно-компрессорные
трубы до необходимой глубины.
· НКТ, спускаемые в скважину на внутренней
поверхности не должны иметь отложений солей, парафина, окалины и грязи. Для
проверки состояния внутренней поверхности, а также для подтверждения проходного
сечения (особенно при спуске НН2Б -57и вставных ШГН всех типоразмеров) НКТ
шаблонируются шаблоном (таблица 5.3.1):
Таблица 5.3.1. Шаблоны НКТ
|
Диаметр НКТ, мм
|
Диаметр
шаблона, мм
|
Длина шаблона,
мм
|
|
60,3
|
48,2
|
1250
|
|
73
|
59,7
|
1250
|
|
89
|
1250
|
· После спуска НКТ проверить и при
необходимости заменить на планшайбе подвесной патрубок, а после отработки ШГН
более одного года подвесной патрубок меняется в обязательном порядке.
· После посадки планшайбы на фланец колонной
головки, на штангах спускают плунжер. Не допуская 3х последних штанг,
произвести промывку насоса жидкостью глушения в объеме не менее 16м3,
для очистки насоса от возможных мехпримесей, окалины и т.п. При комплектовании
компоновки автосцепом, плунжер спускается в цилиндре, предварительно навернув
узел автосцепа (пику или захват) и затем спустить колонну штанг.
· Вставной насос спускается в следующей
последовательности:
1. защитное приспособление (газовый якорь, песчаный
якорь, фильтр и т.п.),
2. замковая опора.
· После посадки планшайбы на фланец колонной
головки, в колонну НКТ на насосных штангах производится спуск вставного насоса.
· Насосные штанги, спускаемые в скважину
должны быть прямолинейными и чистыми (без каких- либо отложений и повреждений
внешней поверхности тела штанг, их резьбовых соединений и муфт).
· Спуск последних трех штанг производить на
малой скорости во избежании резкой посадки плунжера в насос или вставного
насоса в замковую опору, иначе это может привести к задиру плунжера или
повреждению посадочной поверхности замковой опоры.
· При СПО штанг со скребками - центраторами
необходимо обязательное использование направляющей конусообразной воронки для
предотвращения сколов скребков - центраторов. Скорость спуска штанг -
0,25м/сек, при этом производить визуальный контроль за целостностью всех
скребков - центраторов.
Таблица 5.3.2. Рекомендуемые крутящие моменты при свинчивании
НКТ согласно РД 39-0147014-217-86.
|
Условный
диаметр свинчиваемых НКТ, в мм.
|
Допустимый
момент свинчивания, кгс/м
|
|
60
|
80-110
|
|
73
|
100-150
|
|
89
|
130-220
|
|
73 (высадка)
|
270-320
|
Таблица 5.6.3. Рекомендуемые крутящие моменты при свинчивании
штанг
|
Условный
диаметр свинчиваемых штанг, в мм
|
Рекомендуемый
момент свинчивания штанг, кгс/м
|
|
19
|
50
|
|
22
|
70
|
|
25
|
110
|
После спуска насоса в скважину на требуемую глубину,
необходимо произвести подгонку колонны насосных штанг, для обеспечения
нормальной работы штангового насоса.
5.3
Оборудование, применяемое при ПРС
Подъемные агрегаты для ремонта скважин
Рисунок 19 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.
Основные технические данные:
Монтажная база шасси автомобиля
“Урал-4320”
Максимальная грузоподъемность на крюке, т 40
Высота подъема крюка, м 14
Лебедка однобарабанная с приводом от коробки передач
шасси
Вышка телескопическая
двухсекционная
Элеваторы
Двухштропные элеваторы типа ЭХЛ (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 5.4.1. Техническая характеристика
|
Показатели
|
ЭХЛ-60-15
|
ЭХЛ-73-25
|
ЭХЛ-89-35
|
ЭХЛ-114-40
|
|
Условный
диаметр труб, мм
|
60
|
73
|
89
|
114
|
|
Грузоподъемность,
т
|
15
|
25
|
35
|
40
|
|
Диаметр
расточки под трубу, мм
|
62
|
75
|
91
|
116
|
|
Габариты, мм:
|
370х115х110
|
370х160х130
|
395х180х145
|
400х215х160
|
|
Масса, кг
|
18
|
20
|
145
|
35
|
Двухштропные элеваторы типа ЭХЛ, ВМ, ЭТАД
Предназначены для захвата и удерживания на весу
насосно-компрессорных труб в процессе спускоподъемных операций при текущем и
капитальном ремонте скважин. Применяются в умеренном и холодном
макроклиматических районах.
Рисунок 19. Двуштропный элеватор
Таблиц 5.4.2. Техническая характеристика
|
Параметры
|
ЭХЛ-60-15
|
ЭХЛ-73-25
|
ЭХЛ-89-35
|
|
Грузоподъемность,
т
|
15
|
25
|
35
|
|
Условный
диаметр захватываемых труб, мм
|
60
|
73
|
89
|
|
Диаметр
расточки под трубу, мм
|
62
|
75
|
91
|
|
Габаритные
размеры, мм:
|
370х115х110
|
370х160х130
|
395х180х145
|
|
Масса, кг
|
18
|
20
|
29
|
Элеваторы ВМ и ЭТАД трубные автоматические двухштопорные
грузоподъемностью 50 т (для НКТ от 60 до 89 мм) аналогичны элеваторам модели
SD-65 фирмы Oil Country.
Элеватор штанговый ЭШ
Элеватор штанговый ЭШ-10, ЭШ-15 с автоматическим фиксирующим
устройством предназначен для захвата и удержания насосных штанг в процессе
спускоподъемных операций при ремонте скважин.
Рисунок 20. Элеватор штанговый
Таблица 5.4.3. Техническая характеристика
|
Грузоподъемность,
т
|
10,15
|
|
Диаметр
захватываемых штанг, м
|
16,19,22,25
|
|
Масса, кг
|
25
|
Элеваторы ЭШН-5, ЭШН-10
Рисунок 21 Элеватор ЭШН
Предназначены для захвата и удержания на весу насосных штанг
в процессе спускоподъемных операций при текущем ремонте скважин.
Таблица 5.4.4. Техническая характеристика
|
Показатели
|
ЭШН-5
|
ЭШН-10
|
|
Грузоподъемность,
т
|
5
|
10
|
|
Диаметр
захватываемых насосных штанг по ГОСТ 13877-80, мм
|
12.16,19,22
|
16,19,22,25
|
|
Диаметр штропа,
мм
|
22
|
25
|
|
Габаритные
размеры, мм:
|
225х125х490
|
230х125х500
|
|
Масса, кг
|
11,0
|
13,9
|
Элеватор полированных штанг ЭПЩ-20
Предназначен для захвата и удержания на весу полированных
глубинно-насосных штанг в процессе спускоподъемных операций при ремонте
нефтяных и газовых скважин.
Таблица 5.4.5. Техническая характеристика
|
Грузоподъемность,т
|
20
|
|
Диаметр
захватываемых насосных штанг, мм
|
30
|
|
Диаметр штропа,
мм
|
32
|
|
Габаритные
размеры, мм
|
225х155х555
|
|
Масса, кг
|
28
|
Элеватор ЭШН, ВМ, ЭША
Элеваторы штанговые типа ЭШН предназначены для захвата и
удержания на весу насосных штанг в процессе спускоподъемных операций при
текущем ремонте скважин.
Элеватор состоит из корпуса, втулки, вкладыша и штопора. В
кольцевой расточке корпуса вращается втулка, расположенная эксцентрично
относительно центрального отверстия. В корпусе и втулке имеется вырез для ввода
штанги.
На опорном выступе элеватора закреплен сменный вкладыш,
предохраняющей корпус элеватора от износа.
Конструкцией элеватора предусмотрены две пары для втулки:
одна - для штанг диаметром 16,19,22 см, а вторая - для штанг диаметром 25 мм.
Корпус элеватора имеет два шипа, на которые надевается штроп.
Элеватор изготовляют двух типоразмеров с одинаковыми сменными
втулками, вкладышами и крепежными винтами.
Таблица 5.4.6. Техническая характеристика
|
Тип
|
ЭШН-5
|
ЭШН-10
|
|
Грузоподъемность,
т
|
5
|
10
|
|
Диаметр
отверстия в стенных вкладышах, мм, при диаметре штанг, мм:
|
|
|
|
16,19,22…………………………………………
|
27
|
27
|
|
25………………………………………………
|
32
|
32
|
|
Высота корпуса,
мм
|
60
|
72
|
|
Диаметр штропа,
мм
|
22
|
25
|
|
Габариты, мм
|
225х125х490
|
230х125х490
|
|
Масса, кг
|
11,6
|
13
|
Элеватор трубный
Рисунок 22 Элеватор трубный
Элеватор трубный с автоматическим запирающимся устройством
предназначен для захвата под муфту или замок и удержания на весу колонны
бурильных или насосно-компрессорных труб при спускоподъемных операциях.
Таблица 5.4.7. Техническая характеристика
|
Грузоподъемность
максимальная, т
|
50
|
|
Условный
диаметр захватываемых труб, мм
|
48,60,73,89
|
|
Габаритные
размеры, мм, не более
|
|
|
Длина
|
285
|
|
Ширина
|
230
|
|
Высота
|
575
|
|
Масса элеватора
(без захвата), кг
|
28,3
|
|
Масса захвата,
кг
|
28,3
|
Элеватор ЭТА
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 5.4.8. 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 трубные ручные.
Ключи одношарнирные трубные КОТ48-89, КОТ89-132
Одношарнирные трубные ключи типа КОТ 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 23 Ключи одношарнирные трубные
Таблица 5.4.9. 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
Рисунок 24 Ключи трубные
Ключи трубные применяются при механизированном свинчивании и
развинчивании насосно-компрессорных труб с помощью ключа-автомата АПР-2-ВБМ или
механического ключа КМУ-50.
Рисунок 25 Агрегат цементировочный АЦ-320
Агрегат цементировочный АЦ-320
Агрегат цементировочный АЦ-32 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.
5.4
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.
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. 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. 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.
Забойный винтовой двигатель - 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.
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 верньерной шкале ГИВ-6,
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<00 C) 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.
Обслуживание забойного двигателя после подъема
После подъема двигатель подвергается прокрутке шпинделя вручную
с последующим пробным запуском для полной промывки от частиц шлама. От
двигателя отворачивается долото, расширитель или другой породоразрушающий
инструмент, обратный клапан, фильтр, который необходимо очистить. Двигатель
после эксплуатации отправляется на текущий ремонт, который включает в себя
разбору, смазку, замену изношенных деталей, сборку в условиях мастерских.
Устройство
и принцип работы пробойника вращающегося
Пробойник вращающийся 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 26. 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). 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 5.5.1. 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
|
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;
· 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 вследствии - 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.
Таблица 5.5.2. Таблица показателей работы гидростатических
желонок при проведении операции Очистка забоя
|
|
Средняя
проходка на 1 СПО ГВЖ м.
|
Среднее кол-во
времени на операцию час.
|
Средняя глубина
работы ГВЖ м
|
Среднее количество
извлеченного шлама в литрах
|
Эквивалент
извлеч по э/к
|
Начальнгый зумф
до работы ГВЖ
|
Зумф после
проведения работ ГВЖ
|
Кол-во СПО ГВЖ
за январь
|
Эффективность
ГВЖ
|
|
|
|
|
Январь
|
14,28
|
31
|
2425,3
|
128,8
|
9,91
|
-22
|
46
|
14
|
100%
|
|
|
|
|
Февраль
|
15,34
|
31
|
2425,3
|
211,0
|
9,60
|
-14
|
41
|
13
|
100%
|
|
|
|
|
Март
|
12,27
|
31
|
2425,3
|
136,4
|
9,60
|
-13
|
34
|
14
|
100%
|
|
|
|
|
Апрель
|
14,29
|
31
|
2425,3
|
123,8
|
9,60
|
-21
|
44
|
15
|
100%
|
|
|
|
|
Май
|
16,30
|
31
|
2425,3
|
118,6
|
9,60
|
-22
|
51
|
12
|
100%
|
|
|
|
|
Июнь
|
14,28
|
31
|
2425,3
|
124,4
|
9,6
|
-8
|
29
|
14
|
100%
|
|
|
|
|
Июль
|
14,44
|
31
|
2425,3
|
200,8
|
10,2
|
-11
|
44
|
15
|
100%
|
|
|
|
|
Август
|
13,08
|
31
|
2425,3
|
128,8
|
9,6
|
-23
|
50
|
14
|
100%
|
|
|
|
|
Сентябрь
|
15,18
|
31
|
2425,3
|
128,8
|
9,6
|
-17
|
48
|
11
|
100%
|
|
|
|
|
Октябрь
|
14,88
|
31
|
2425,3
|
126,8
|
9,6
|
-18
|
47
|
14
|
100%
|
|
|
|
|
Ноябрь
|
17,07
|
31
|
2425,3
|
127,8
|
9,6
|
-10
|
39
|
14
|
100%
|
|
|
|
|
Декабрь
|
11,34
|
31
|
2425,3
|
131,5
|
9,5
|
-19
|
48
|
13
|
100%
|
|
|
|
Расчёт
и подбор оборудования для промывки песчаной пробки
Произведём расчёт и подбор оборудования для промывки песчаной
пробки.
Глубина скважины, Н = 2000 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:
, (1)
, (2)
где 
- скорость нисходящего потока жидкости, 
,
- скорость восходящего потока жидкости, ,
Q - подача насоса, 
,
- площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м
.
В соответствии с приложением 3 для ликвидации песчаной пробки в
нефтяной скважине 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: 
, (3)
Для восходящего потока: 
, где (4)
- 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 (приложение 2).
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 (приложение
1).
= 
м,
= 
м.
= 
,
= 
.
Рассчитываем скорость подъёма песчинок:
, ,
где 
- скорость подъёма песчинок ,
- скорость восходящего потока жидкости ,
W - средняя скорость свободного падения песка в жидкости .
По таблице 5.1 выбираем 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.
Исходя из таблицы 5.3, по минимальной подаче насоса (в нашем
случае 
л/с), 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 (приложение 3). 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 (приложение 2));
- увеличение массы колонны труб на муфту (1,3 кг (приложение 2));
- 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.
Таким образом, для рассчитанной системы промывки можно принять
следующее оборудование:
Насос поршневой 9 ТМ (в составе УНБ-160-32)
|
Тип насоса
|
Насос поршневой
9 ТМ (в составе УНБ-160-32)
|
|
Подачи:
минимальная, л/с максимальная, л/с
|
3,5 15,6
|
|
Давление
минимальное, МПа максимальное, МПа
|
7,5 32
|
|
Давление, кгс/ 160; 110; 72; 43;
|
|
Назначение: промывка песчаных пробок и др.
Ключ - автомат АПР - 2ВБМ
|
Грузоподъемность
спайдера, т
|
80
|
|
Максимальный
крутящий момент на водиле, Н*м
|
4500
|
|
Частота
вращения водила, От 51 до 60
|
|
|
Диаметр
захватываемых труб, мм
|
48, 60, 73, 89
|
|
Привод автомата
|
Электрический,
инерционный, взрывобезопасный с питанием от промысловой сети
|
|
Габаритные
размеры, мм
|
850*460*730
|
|
Масса, кг
|
240 (в сборе),
310 (полный комплект)
|
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
Элеватор ЭХЛ - 73 - 35
|
Грузоподъемность,
т
|
35
|
|
Условный
диаметр захватываемых труб, мм
|
73
|
|
Габаритные
размеры, мм, не более
|
285*230*575
|
|
Масса со
штропами, кг,
|
27
|
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.
Эксплуатационный вертлюг ВП80x 200
|
Грузоподъемность,
т
|
80
|
|
Давление
прокачиваемой жидкости, МПа: Рабочее Пробное
|
20 30
|
|
Условный
диаметр проходного отверстия ствола корпуса, мм
|
75
|
|
Резьба для
условного диаметра труб (ГОСТ 633-80, мм На конце ствола На отводе
|
114 89
|
|
Габаритные
размеры (НxВxД), мм
|
880x410x200
|
|
Масса, кг
|
90
|
Агрегат подъемный для ремонта скважин АПРС - 40
|
Монтажная база
|
Шасси
автомобиля «Урал - 4320»
|
|
Максимальная
грузоподъемность, т
|
40
|
|
Высота подъема
крюка, м
|
14
|
|
Лебедка
|
Однобарабанная
с приводом от коробки передач шасси
|
|
Вышка
|
Телескопическая
двухсекционная с открытой передней гранью
|
Назначение: АПРС - 40 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).
В таблице 5.5.3 мы видим, что наиболее часто производятся
ремонты по очистке призабойной зоны скважины.
Таблица 5.5.3. Сводная таблица по количествам и видам работ
за 2014 год
|
Количество
|
ремонтов
|
по видам
|
работ
|
|
Оптимизация
режима эксплуатации ТР 3
|
Ремонт скважин
оборудованных ШГН ТР 4
|
Ремонт скважин
оборудованных ЭЦН ТР 5
|
Очистка и
промывка забоя ТР 9
|
|
Январь
|
3
|
27
|
22
|
41
|
|
Февраль
|
5
|
23
|
19
|
36
|
|
Март
|
0
|
34
|
27
|
40
|
|
Апрель
|
2
|
33
|
21
|
34
|
|
Май
|
6
|
21
|
18
|
29
|
|
Июнь
|
0
|
11
|
37
|
|
Июль
|
4
|
22
|
26
|
32
|
|
Август
|
8
|
23
|
24
|
30
|
|
Сентябрь
|
5
|
20
|
19
|
48
|
|
Октябрь
|
0
|
17
|
26
|
36
|
|
Ноябрь
|
4
|
18
|
32
|
31
|
|
Декабрь
|
2
|
14
|
25
|
41
|
6.
Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение
.1
Организационная структура управления и основные направления деятельности ОАО
«Томскнефть» ВНК
Основной вид деятельности предприятия это добыча нефти и газа
на территории Томской и Тюменской областей.
Основная зона деятельности компании Томская область. ОАО
«Томскнефть» ВНК крупнейший налогоплательщик, обеспечивающий долю 30% от
налоговых платежей в бюджет области. Предприятие добывает до 65% от общего
объема добычи нефти в Томской области. Основной базовый город томских
нефтяников Стрежевой. Население Стрежевого - около 42,4 тысячи человек.
Территория деятельности ОАО «Томскнефть» ВНК составляет более
42 тысяч кв.км. Площадь лицензионных участков - свыше 26 тысяч кв.км. Главная
отличительная черта нашей географии: разбросанность месторождений, они
находятся в труднодоступных Васюганских болотах и на неосвоенных землях.
Степень заболоченности Томской области достигает 37%.
ОАО «Томскнефть» ВНК является владельцем 24 лицензий на
добычу нефти и газа на месторождениях Томской области, 7 лицензий на право
пользования недрами в ХМАО, 7 лицензий на геологическое изучение с дальнейшей
добычей углеводородного сырья. Кроме того, ОАО «Томскнефть» ВНК является
агентом на разработку двух лицензионных участков ОАО «НК «Роснефть». Остаточные
извлекаемые запасы предприятия составляют более 300 млн тонн.
Акционерами ОАО «Томскнефть» ВНК являются ОАО «НК «Роснефть»
и ОАО «Газпром нефть», которым принадлежат по 50% акций Общества.
6.2
Исходные данные для расчета эффективности внедрения методов увеличения
нефтеотдачи
Методы увеличения нефтеотдачи применяются для дополнительного
извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с
рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.
Таблица 6.1 - Принятые цены, курсы валют, коэффициенты для
расчётов
|
|
Наименование
показателя
|
ед. измерения
|
Значение
|
|
1
|
Курс $ к рублю
Центральным Банком РФ на 13.04.2009 г.*
|
руб./долл.
|
52,75
|
|
2
|
Цена реализации
нефти (www/ NCE.ru), Томская область**
|
руб. за тонну
|
12500
|
|
3
|
Цена реализации
нефти (www/ NCE.ru)
|
$ за баррель
|
236
|
|
4
|
Средняя
капитализация геологоразведочных работ (ГРР)
|
$ за тонну
|
10
|
|
5
|
Коэффициент
пересчёта баррель в тонны
|
*
|
7,21
|
|
6
|
Коэффициент
пересчёта дебита куб. м. в тонны
|
*
|
0,87
|
|
7
|
Количество дней
работы скважины в год,
|
дни
|
350
|
|
8
|
Норма
рентабельности,
|
%
|
20
|
|
9
|
Налог на
прибыль
|
%
|
20
|
|
10
|
Срок действия
лицензионного соглашения
|
лет
|
25
|
|
11
|
Среднесуточный
дебит скважины (прогноз), куб. м. в сутки до внедрения мероприятия
|
8
|
|
12
|
Среднесуточный
дебит скважины (прогноз), куб. м. в сутки после внедрения мероприятия
|
12
|
|
13
|
Объём
капитальных вложений на ремонт скважина, млн. руб.
|
0,200
|
|
14
|
Снижение
эксплуатационных затрат ив результате внедрения организационно-технических
мероприятий (ОТМ), млн. руб.
|
+0,450
|
|
15
|
Организационные
затраты, млн. руб. в год
|
1,5
|
|
16
|
Стоимость 1
скважины, млн. руб.
|
220,0
|
6.3
Расчет экономической эффективности применения метода увеличения нефтеотдачи
На первом этапе оценки эффективности проектов определяется
общий объём инвестиций. Всего инвестиционные затраты на рассматриваемый период
определяются по формуле:
, (1)
где Io - общие инвестиционные затраты компании,
млн. руб.;
I1 - финансирование
геологоразведочных работ, млн. руб.;
I2 -
стоимость лицензионного участка, млн. руб.;
IЗ - затраты
на научно-исследовательские работы и проектно-сметную документацию, млн. руб.;
I4 -
организационные затраты, млн. руб.
Капитализация затрат на лицензионном участке определяется по
формуле:
, (2)
где Ik - капитализация затрат, млн. руб.;
s - средний уровень капитализации геологоразведочных работ по
отрасли, рублей за тонну;
Q - прирост доказанных запасов нефти в i-том году, млн.тонн;
n - период расчёта, лет.
Выручка от реализации проектов определяется следующим образом:
(3)
где Ro - выручка от реализации,
млн. руб.;
q - среднесуточный дебит
скважины, тонн в сутки;
F - количество рабочих дней
в году;
k - количество вводимых
скважин в i-том
году нарастающим итогом, ед.
Прибыль (p) определяется исходя из среднего уровня рентабельности по
отрасли. В данном случае рентабельность составила 20%.
Движение денежных средств (поток наличности) определяется как
разница между общими инвестиционными затратами и выручкой от реализации
продукции в каждом периоде и с учётом нарастания показателей.
Для оценки эффективности проектов рассчитываются показатели:
рентабельность капитализированных затрат;
доходность инвестиций;
срок окупаемости;
отношение стартовой цены лицензионного участка к расчётным
извлекаемым запасам, руб./тонну;
отношение объёма финансирования к приросту извлекаемых
запасов, руб./тонну.
Рентабельность капитализированных затрат (return on capitalized costs) определяется по
формуле:
(4)
В данном случае считается не целесообразным дисконтировать
стоимость капитала, так как на стадии выбора участка расчёт будет с большой
погрешностью, т. е. неопределённостью. Это так же связано и с тем, что не
определены источники финансирования: структура собственного и заёмного
капитала. Поэтому доходность инвестиций (return on investment) в данном случае может быть определена по
формуле:
(5)
Срок окупаемости Tp (payback
period) определяется как соотношение инвестиций и прибыли, которая получена за
счёт данных инвестиций:
(6)
Выручка от реализации продукции (Bt) рассчитывается как
произведение цены реализации нефти на объем добычи:
,
где Цн, Цг - соответственно цена реализации нефти и газа в
t-м году тыс. руб.;н, Qг - соответственно добыча нефти и газа в t-м году тыс.
тонн.
Внутренняя
На этапе выбора проекта необходимо знать запас его финансовой
устойчивости (зону безопасности). С этой целью предварительно все затраты
предприятия следует разбить на две группы в зависимости от объёма производства
и реализации продукции: переменные и постоянные. Следует отметить, что
классификация затрат на постоянные и переменные носит условный характер,
поскольку одна и та же статья расходов в различных условиях может быть
зависимой и независимой от объема производства.
Переменные затраты увеличиваются или уменьшаются
пропорционально объёму производства продукции. Это расходы сырья, материалов,
энергии, топлива, зарплаты работников на сдельной форме оплаты труда,
отчисления и налоги от зарплаты и выручки и так далее Постоянные затраты не
зависят от объёма производства и реализации продукции. К ним относятся
амортизация основных средств и нематериальных активов, суммы выплаченных
процентов за кредиты банка, арендная плата, расходы на управление и организацию
производства, зарплата персонала предприятия на повременной оплате и другое. В
соответствии с Международными стандартами финансовой отчётности (МСФО) прибыль
и калькулирование себестоимости можно формировать двумя способами: absorption costing (традиционный способ, с
полным распределением затрат); marginal costing (маржинальный метод, по переменным издержкам).
В калькуляции себестоимости с полным распределением затрат
постоянные производственные накладные расходы включаются в себестоимость
продукции и если готовая продукция не реализована остаются в остатках готовой
продукции на складе. В системе калькуляции себестоимости по переменным
издержкам постоянные производственные накладные расходы не включаются в
себестоимость продукции, а относятся непосредственно на счёт прибылей и убытков
в том периоде, когда они произошли. При использовании absorption costing в период роста объёма
продаж прибыль может уменьшаться несмотря на то, что цена реализации и
структура затрат не изменились. Такая ситуация возникает в связи с тем, что
недостаток (избыток) возмещения постоянных накладных расходов рассматривается
как расходы периода. А такие корректировки искажают данные о движении прибыли.
Напротив, при использовании системы калькуляции себестоимости по переменным
издержкам вычисления показывают, что при увеличении объёма продаж прибыль так
же растёт, а при уменьшении объёма продаж - падает. Причина этих изменений
заключается в том, что при использовании маржинального метода прибыль зависит
только от объёма продаж при условии, что продажная цена и структура затрат
неизменны. Однако в системе absorption costing прибыль зависит как от
объёма продаж, так и от объёма производства. Кроме того, маржинальный метод
ясно показывает сколько необходимо производить продукции, чтобы работать
безубыточно. Преимущества маржинального подхода данный метод обеспечивает более
полезную информацию для принятия управленческих решений; на прибыль не влияет
изменение запасов готовой продукции на складе; метод позволяет избежать
капитализации постоянных накладных расходов в неликвидных запасах.
Постоянные затраты вместе с прибылью составляют маржинальный
доход предприятия.
Деление затрат на постоянные и переменные и использование
маржинального дохода позволяет рассчитать порог рентабельности, то есть ту
сумму выручки, которая необходима для того, чтобы покрыть все постоянные
расходы предприятия. Прибыли при этом не будет, но не будет и убытков.
Рентабельность при такой выручке будет равна нулю.
Величина маржинального дохода показывает вклад предприятия в
покрытие постоянных затрат и получение прибыли.
Расчет порога рентабельности и запаса финансовой устойчивости
проведем с использованием международных стандартов финансовой отчетности.
Данный расчет для наглядности представим в табличном
варианте. В дипломной работе удельный вес условно - постоянных затрат принимается
студентом самостоятельно в пределах 35-45%; удельный вес условно - переменных
затрат в пределах - 65-55%.
Цель анализа безубыточности (Cost- profit analysis) или CVP- анализа - установить,
что произойдёт с финансовыми результатами, если определённый уровень
производительности (дебит скважины) или объём производства изменится. Анализ
безубыточности основан на зависимости между доходами от продаж, издержками и
прибылью в течение короткого периода, когда выход продукции предприятия
ограничен уровнем имеющихся в настоящее время в её распоряжении действующих
производственных мощностей.
Точка безубыточности - это точка, где доход от реализации
равен совокупным затратам, т.е. нет ни прибыли ни убытков. Критическая точка
(точка безубыточности) определяется по формуле:
, (9)
где Tk - точка безубыточности проекта, в
натуральных единицах;
B - условно- постоянные затраты, тыс. руб. в год;
w - цена одной тонны нефти, тыс. руб.;
a - условно-переменные затраты на единицу продукции, тыс.
руб./тонну.
Расчет порога рентабельности, запаса финансовой устойчивости
на лучшем лицензионном участке на пятый год реализации проекта
Таблица 6.2 - Результаты расчета порога рентабельности
|
№ п/п
|
Показатели
|
Проект
|
|
|
до внедрения
мероприятия
|
после внедрения
|
изменения
|
|
|
|
|
|
|
1.
|
Основные
экономические показатели
|
|
|
|
|
|
Эксплуатационные
затраты на мероприятие
|
1,50
|
1,95
|
0,45
|
|
|
Выручка от
реализации, млн. руб.:
|
35,00
|
52,50
|
17,50
|
|
|
-
себестоимость добычи;
|
28,00
|
28,45
|
0,45
|
|
|
- прибыль
|
7,00
|
24,05
|
17,05
|
|
2.
|
Эффективность
от деятельности
|
|
|
|
|
|
Рентабельность,%
|
20,0
|
45,8
|
25,8
|
|
|
Срок
окупаемости капитальных вложений, лет
|
|
0,14076246
|
1 месяц
|
Таблица 6.3 -расчет порога рентабельности
|
Наименование
показателя
|
Условное
обозначение
|
Значение
показателя
|
|
1.Выручка от
реализации продукции, тыс. руб.
|
ВР
|
35,00
|
|
2.Налогооблагаемый
доход, тыс. руб.
|
НД
|
7,00
|
|
3.Себестоимость
реализуемой продукции
|
с
|
28,00
|
|
4.Сумма
переменных затрат, тыс. руб.
|
А
|
16,8
|
|
5.Сумма
постоянных затрат, тыс. руб.
|
В
|
11,20
|
|
6.Сумма
маржинального дохода, тыс. руб.
|
МД
|
18,20
|
|
7.Доля
маржинального дохода в выручке,%
|
Дмд
|
52
|
|
8.Порог
рентабельности, тыс. руб.
|
ПR
|
0,002153846
|
|
9.Запас
финансовой устойчивости,тыс. руб.
|
Зфу
|
34,99384615
|
|
- в
натуральном выражении, тыс. руб
|
|
35,00
|
Рисунок 6.1 - График порога рентабельности
Таблица 6.4 - Результаты расчета точки безубыточности проекта
|
Наименование
показателя
|
Условное
обозначение
|
Значение
показателя
|
|
|
|
|
1.Выручка
(доход) от реализации продукции, тыс. руб.
|
ВР
|
35,00
|
|
2.Налогооблагаемый
доход (прибыль), тыс. руб.
|
НД
|
7,00
|
|
3.Себестоимость
реализуемой продукции
|
с
|
28,00
|
|
4.Сумма
переменных затрат на единицу продукции, руб.
|
а
|
571,2
|
|
5.Сумма
постоянных затрат, тыс. руб.
|
В
|
11,2
|
|
6.Цена 1 тонны,
руб.
|
w
|
12,5
|
|
7.Объм добычи,
тонн в год
|
Q
|
3400
|
|
8.Точка
безубыточности, тонн
|
Тк
|
3,959276018
|
Рисунок 6.2 - График точки безубыточности проекта
Вывод:
В результате проведения мероприятия прирост дебита составил 4
т/сут, рентабельность возросла с 20% до 45,8%.
Заключение
На Советско-Соснинском 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 (28%).
Предложены технические средства и мероприятия для улучшения
очистки призабойной зоны скважины. Проанализирована эффективность работы
гидровакуумной желонки на Советско-Соснинском месторождении. Предложен
пробойник вращающийся, как альтернатива двигателю забойному для скважин с
нормальным или аномально высоким пластовым давлением.
Разработанные и предложенные в выпускной квалификационной
работке организационные, технологические, технические мероприятия и средства,
позволят повысить эффективность подземного ремонта скважин на
Советско-Соснинском местрождении.
Список
литературы
1. Анализ
разработки Советского месторождения с уточнением технологических показателей до
2010 г. (заключительный отчет), тема 89.81, СибНИИНП. Багаутдинов А.К. и др.,
Тюмень, 1982, 213 с.
2. Составление
проектов и технологических схем разработки месторождений объединения
<<Томскнефть>>. Проект Советского месторождения (заключительный),
договор Е. 86. 4775. 88, ТомскНИПИнефть, Багаутдинов А.К. и др., Томск, 1990,
т. 1, 511 с.
. Регламент
составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и
газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96, Москва, 1996, 202 с.
. Анализ
и уточнение технологических и технико - экономических показателей разработки
месторождений ОАО <<Томскнефть>> ВНК. договор № 63н (Ю-9-4-01/180),
ОАО <<ТомскНИПИнефть ВНК>>, Багаутдинов А.К..Ильин Н.Н. и др.,
Томск. 1999, т. 11, книга 1, часть 1, 181 с.
. Обобщение
и анализ результатов исследований с целью создания банка данных и оценки
потенциальной продуктивности скважин месторождений П/О
<<Томскнефть>>, СибНИИНП, Юсупов К.С., Тюмень, 1993.
. Методика
оптимального подбора типоразмера и режима работы штанговой глубинной установки,
РД 39-1-289-79. 24 с.
. Комплект
каталогов нефтегазопромыслового оборудования. Томск, ТПУ, 1999.
. Методическое
руководство по применению защитных приспособлений (газовых и песочных) для
глубинных насосов, РД 39-1-1264-86. МНП АзНИПИнефть, 1986. 186 с.
. Инструкция
по эксплуатации нефтяных скважин скважинными штанговыми насосами, РД
39-0147213-237-(1-я редакция). МНП АзНИПИнефть, 1988. 306 с.
. Методическое
руководство по анализу работы скважинных штанговых насосов и рациональному их
использованию, РД 39-1-757-82. МНП АзНИПИнефть, 1982. 154 с.
. Методика
расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в
выбросах предприятий. ОНД-86. - л., Гидромегеоиздат. 1986. 256 с.
. 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, 2010
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.
16. Б.Б.
Квеско “Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений ”.
Учебное пособие. Томск: Изд. ТПУ, 2001 г., 107 с.
17. В.Г.
Крец “Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений”. Учебное
пособие. Томск: Изд. ТПУ, 1992 г., 117 с.
18. В.Г.
Крец, Л.А. Саруев “Оборудование для добычи нефти”. Учебное пособие. Томск: Изд.
ТПУ, 1997 г., 123 с.