Добыча нефти ОАО 'Сургутнефтегаз'

  • Вид работы:
    Отчет по практике
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    334,02 Кб
  • Опубликовано:
    2015-06-12
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Добыча нефти ОАО 'Сургутнефтегаз'

Введение

сургутнефть нефть скважина месторождение

Научно-технический прогресс в нефтяной промышленности - это процесс непрерывного создания и материализации научных знаний, которые, реализуясь в виде потока нововведений, обеспечивают комплексное повышение социальной и экономической эффективности производства за счет решения следующих задач:

·        роста эффективности преобразования основных ресурсов (сырьевых, материальных, трудовых, финансовых, энергетических, потребляемых при производстве конечного продукта);

·        снижения издержек производства на всех его стадиях (инвестиционной и эксплуатационной);

·        расширения ресурсной базы отрасли (компании) путем вовлечения в разработку ранее не извлекаемых и трудноизвлекаемых запасов нефти или повышения степени их извлечения;

·        снижения вредных воздействий на окружающую среду и повышения безопасности объектов нефтяной промышленности.

Западная Сибирь является наикрупнейшим регионом России, где сосредоточены основные запасы углеводородного сырья.

B 2009 г. объем добычи нефти по ОАО "Сургутнефтегаз" вырос по сравнению с 2008 г. более чем на 7% и превысил 63,8 млн. т. Следует отметить, что это увеличение оставляет около 40% прироста объема добычи нефти в целом по России.

Если учесть, что в 1996 г. "Сургутнефтегаз" добывал 33,3 млн. т, то очевидно, что за последнее десятилетие компания увеличила объем добываемой нефти почти в 2 раза.

Объемы бурения составили более 3,1 млн. м горных пород, в том числе разведочное бурение выполнено в объеме 155,8 тыс. м. Введены в эксплуатацию 922 новые скважины.

НГДУ "Сургутнефть" является одним из управлений по добыче нефти и газа в ОАО "Сургутнефтегаз", которая осуществляет разработку на Восточно-Сургутском, Западно-Сургутском, Яун-Лорском, Сайгатинском, Восточно-Еловом, Тончинском месторождениях.

В НГДУ "Сургутнефть" добыча производится при низком пластовом давлении и исключительно механически: насосами ШГН и ЭЦН. Для повышения пластового давления, через нагнетательные скважины, в пласт закачивается подготовленная вода.

. Ознакомление с районом практики

.1 Административное положение предприятия и его организационная структура

Нефтепромысловое управление "Сургутнефть", созданное 16 марта 1964 г., стало базовым предприятием для большинства нефтедобывающих предприятий Тюменской области.

С первых дней создания НГДУ "Сургутнефть" стало полигоном для внедрения передовых технологий разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. За годы освоения было построено 4220 эксплуатационных и нагнетательных скважин, в том числе 32 горизонтальных. Добыто более 200 млн. тонн нефти и 9 млрд. кубометров газа.

В настоящее время, НГДУ "Сургутнефть" является одним из крупных структурных подразделений ОАО "Сургутнефтегаз" с численностью более 4000 тыс. человек, с годовой добычей нефти - 8 млн. т. В состав нефтегазодобывающего управления входят: семь цехов по добыче нефти и газа, цеха капитального и подземного ремонта скважин, прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования, цех подготовки и перекачки нефти, цех пароводоснабжения, цех подготовки производства, управление технологического транспорта, управление электросетевого хозяйства, цеха автоматизации и метрологического обеспечения производства и др.

Управление осуществляет разработку и эксплуатацию следующих месторождений:

·        Западно-Сургутское

·        Восточно-Сургутское

·        Яун-Лорское

·        Сайгатинское

·        Восточно-Еловое

·        Тончинское.

В настоящее время месторождения управления находятся, в основном, в последней стадии разработки. Большая часть запасов приходится на трудноизвлекаемые, в высокообводненных и слабопроницаемых пластах. Это вызывает необходимость поиска новых решений.

В настоящее время вошли в практику и отработаны множество новых технологий: бурение на различных типах растворов; массовое применение зарезки боковых стволов, в том числе по многоствольной технологии; доразведка и прирост запасов путем углубления скважин на нижележащие горизонты, новые конструкции скважин, методы изоляции, освоения, гидроразрывы в горизонтальных скважинах, увеличение произ одительности с помощью большеобъемных кислотных составов.

Под управлением НГДУ следует понимать организацию руководства коллективом трудящихся с помощью соответствующих органов. Сущность и главная цель управления заключается в организации, координировании и регулировании деятельности людей в коллективах для обеспечения производительного использования трудовых и материальных ресурсов и получении оптимальных технико-экономических результатов.

В организационной структуре НГДУ можно выделить три самостоятельных звена: основное, вспомогательное производство и группа самостоятельных предприятий, подчиненных непосредственно НГДУ.

В состав основного производства НГДУ входят центрально инженерно-технологическая служба (ЦИТС), цех добычи нефти и газа (ЦДНГ), в данном случае их шесть, цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН).

В состав вспомогательного производства входит база производственного обслуживания (БПО) с входящими в нее подразделениями и цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР). В качестве самостоятельных предприятий в составе НГДУ имеются управление технологического транспорта (УТТ).

УТТ оказывает транспортные услуги на основе заблаговременно представленных заявок - перевозку грузов, материалов, различной аппаратуры и т.д.

ЦИТС НГДУ выполняет функцию оперативного управления добычей нефти и газа, она обеспечивает выполнение производственных планов добычи нефти и газа с соблюдением установленной технологии.

ЦДНГ является основным подразделением НГДУ. Главной его задачей является управление процессом добычи нефти и газа. Цех по добычи нефти состоит из аппарата управления и бригад по добыче нефти и попутного газа, возглавляемых мастерами. Эти бригады обеспечивают работу нефтяных скважин, других производственных объектов в строгом соответствии с установленным технологическим режимом и правилами технической эксплуатации. Количество бригад устанавливается руководством в зависимости от объема работ.

Обслуживание ПАТ:

·        сбор информации по добыче нефти и газа;

·        телемеханике;

·        работе добывающих скважин;

·        работе бригад ПРС;

·        работе техники.

В состав НГДУ входят подразделения основного и вспомогательного производства:

Основными производственными звеньями НГДУ являются цеха по добыче нефти и газа (ЦДНГ), главная задача которых - обеспечение выполнения утвержденных планов по добыче нефти и газа, и по поддержанию пластового давления и ЦППН - цех подготовки и перекачки нефти. ЦИТС - центральная инженерно-техническая служба, которая контролирует выполнение планов ЦДНГ.

К вспомогательному производству относятся:

·   БПО - база производственного обслуживания осуществляет прокат механического и энергетического оборудования, поддерживает его в работоспособном состоянии и обеспечивает непрерывную работу всех объектов основного производства.

·   ЦПКРС - цех капитального и подземного ремонта скважин, осуществляющих своевременный и качественный ремонт.

·   ПРЦЭО - прокатно-ремонтный цех эксплуатационного оборудования.

·   ПРЦГНО - прокатно-ремонтный цех глубинно-насосного оборудования.

·   БПО СА - база производственного обслуживания средств автоматизации производства, обеспечивает непрерывную работу и контроль как основного, так и вспомогательного производства.

·   ЦНИПР - цех научно-исследовательских и проектных работ, осуществляет исследования о восстановлении режима работы скважины, после проведения на ней ремонтных работ, также осуществляет мероприятия по интенсификации добычи нефти, достижения более полного её извлечения.

·   РСЦ - ремонтно-строительный цех.

·   ЦТС - цех теплоснабжения, осуществляет подготовку горячей воды и пара, для хозяйственных и производственных нужд.

·   ЦРТЛА - цех ремонта трубопроводов и ликвидаций аварий.

Работа по совершенствованию организации производства и управления в НГДУ "Сургутнефть" проводится согласно следующих принципов:

·   специализация подсобно-вспомогательного производства с организацией централизованного обслуживания объектов добычи нефти;

·   внедрение новой техники и передовых технологий для улучшения контроля и получения полноценных промысловых технологических данных;

·   ежегодные курсы проверки и повышения квалификации ИТР;

·   упрощение управленческой структуры НГДУ.

1.2 Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения

Западно-Сургутское месторождение расположено на западном склоне Сургутского свода, объединяет площади Западно-Сургутскую и Широковскую.

Рассматриваемая площадь связана с моноклиналью, погружающейся с северо-запада на юго-восток в направлении Ярсомовского прогиба. На южном погружении моноклинали выделяется зона, осложненная небольшими локальными структурами, к которым приурочено Западно-Сургутское нефтяное месторождение.

На месторождении выявлены залежи нефти: в нижнемеловых отложениях - в пласте БС10, а также в пластах БС21 и БС22, приуроченных к подошвенной части ачимовской толщи, в верхнеюрских - в пласте ЮС1, в среднеюрских - в пласте ЮС2.

Пласт ЮС2 находится в опытно-промышленной эксплуатации с 1987 года. Условно разделяется на два пласта. Нефтеносность приурочена к верхнему пласту, а нижний является водоносным.

В региональном плане поле нефтеносности горизонта ЮС2 занимает значительную часть Сургутского свода. Залежь по типу является литолого-стратиграфической, промышленная нефтеносность устанавливается на участках, где коллектора пласта обладают лучшими фильтрационно-емкостными свойствами.

Исходя из вышеизложенного, по пласту ЮС2 выделены три литотипа.

К первому литотипу отнесены песчаные коллектора руслового и прибрежно-морского генезиса, характеризующиеся умеренной глинистостью и уверенно выделяющиеся на кривой ПС.

Ко второму литотипу отнесены коллектора пойменного происхождения, со слоистой моделью пласта.

К третьему литотипу приурочены осадки озерно-болотного генезиса.

В составе пласта выделяются чередующиеся прослои сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. Правильнее было бы назвать пласт песчаной пачкой, состоящей из отдельных песчаных тел. Пласт вскрыт на глубинах 2740-3140 м. ВНК не зафиксирован. Высота залежи составляет 267 м. Общая толщина пласта изменяется от 5.8 до 26.4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0.4 до 13.4 м и в среднем составляет 5.9 м.

Нефтегазоносный резервуар, соответствующий пласту, возможно не является единым гидродинамически связанным телом, а представляет собой совокупность отдельных песчаных подрезервуаров, характеризующихся слабой взаимосвязью между собой или вообще лишенных ее.

Пласт Ю1 Восточно-Сургутского месторождения имеет в своем составе три пласта, из которых промышленно нефтяным является верхний.

Коллекторы располагаются на глубинах 2797-2813 м. Залежи нефти приурочены к 11 различно ориентированным локальным поднятиям. Размеры залежей колеблются в пределах 3х2 и 10х3 км. Залежь 1 расположена в районе скв.186р. Залежь 2 расположена в районе скв.159р,164р. Залежь 3 на ходится в районе скв.390. Залежь 4 установлена в районе скв.1006. Разработка залежи 5 в районе скв.48р нерентабельна. Залежь 6 располагается в районе скв.52р, 53р. Вся площадь залежи находится в городской черте. Залежь 8 выявлена в районе скв.130р., 9 и 10 залежи (67р и 56р) в водоохранной зоне.

Общая толщина пласта достигает 11 м, в среднем составляет 8 м. Средние нефтенасыщенные толщины составляют 3 м.

Ачимовская толща стратиграфически приурочена к мегионской свите, в основании которой выделяется глинистая подачимовская пачка толщиной 30 м. Песчаные пласты не выдержаны по простиранию, появление их не контролируется структурным планом. Нефтеносность установлена в подошвенной части в пластах БС21 и БС22. В каждом из пластов установлено по две залежи. Залежи обеих пластов частично перекрываются в плане. Максимальная общая толщина составляет 12.2 м.

Пласт БС10 приурочен к верхней части мегионской свиты и расчленен на три пласта, из которых продуктивным является средний. В пласте выделяются три залежи: основная залежь находится в промышленной разработке, южная располагается в зеленой и пойменной охранных зонах, Северо-Восточная залежь находится в районе скв.190Р. Основная залежь содержит 92,7% балансовых запасов нефти пласта БС10. С запада, юга и юго-востока литологически экранирована. В районе скважин 154, 952, 392 пласт замещен глинистыми породами. По данным ГИС пласт нефтенасыщен до подошвы. По данным каротажа и результатам испытаний ВНК имеет наклонный характер и устанавливается на абсолютной отметке 2258 м на севере (180), на а.о.2268 м на востоке (188), на а.о. 2292 м на юго-востоке (1007), на а.о. 2273 м на юге (34). При эксплуатационном разбуривании основной залежи в центральной части, в районе скважин 396-438, выявлена водонефтяная зона, приуроченная к локальному прогибу. Средняя отметка ВНК принята на а.о. 2284 м. Пласт представлен монолитным песчаником, является достаточно однородным телом, характеризующимся хорошей связностью, облегчающей выработку запасов. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 м (скв.930) до 11.8 м (скв.458). Интервалы наибольших толщин приурочены к восточной части залежи, к западу и юго-западу нефтенасыщенные толщины уменьшаются. На западном и юго-западном крыльях залежи прослеживается обширная зона с небольшими (не более 2 м) толщинами, которая в настоящее время не разбурена. Средняя толщина залежи в разбуренной части составляет 4,7 м, в целом по залежи - 3,7 м.

.3 Должностная инструкция оператора по добыче нефти и газа

1.       ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТ

.1.      Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, групповых замерных установок, дожимных станций и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации.

1.2.   Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов.

.3.     Снятие показаний контрольно-измерительных приборов.

.4.     Отбор проб для проведения анализа.

.5.     Обслуживание оборудования нагнетательных скважин, работающих под давлением до 10 Мпа (100 кгс/см2) и объемом закачки воды до 3600 м3/сутки.

.6.     Дренаж конденсата из влагоотделителей, наблюдение за исправностью устьевого оборудования нагнетательных скважин, влагоотделителей и участие в их ремонте.

.7.     Обслуживание оборудования АГЗУ и БГ.

.8.     Производство работ с устройством GPS

.9.     Соблюдение правил внутреннего трудового распорядка.

.10.   Выполнение работ по приемке и сдаче смены, уборке рабочего места, приспособлений, инструмента, а так же содержанию их в надлежащем состоянии, чистке оборудования, ведению установленной технической документации.

.        ДОЛЖЕН ЗНАТЬ

2.1.    Конструкцию нефтяных, нагнетательных и газовых скважин; назначение, конструкцию и устройство внутрискважинного оборудования, параметры работы и диагностики.

2.2.   Технологию проведения текущего и капитального ремонта скважин.

2.3.    Правила обслуживания наземного оборудования скважин, применяемого инструмента, приспособлений, контрольно-измерительных приборов.

2.4.   Основные химические свойства применяемых реагентов.

2.5.    Характеристику разрабатываемого месторождения и способы его эксплуатации.

2.6.    Методы поддержания пластового давления.

2.7.   Назначения и правила эксплуатации оборудования технологических трубопроводов.

2.8.    Основные требования, предъявляемые к качеству закачиваемой в пласты воды.

2.9.   Схему подключения трубопроводов.

.10.   Основные сведения об устройстве и назначении контрольно-измерительных приборов (расходомеров, водомеров, манометров).

.11.   Назначение, устройство, технические характеристики, условия безопасной эксплуатации оборудования, смонтированного в АГЗУ.

.12.   Правила работ с устройством GPS

.13.   Принцип действия индивидуальных средств защиты.

2.14. Правила по охране труда, производственной санитарии и противопожарной безопасности; правила пользования средствами индивидуальной защиты; правила по безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, требования, предъявляемые к качеству выполняемых работ (услуг), к рациональной организации труда на рабочем месте; сортамент и маркировку применяемых материалов, нормы расхода горюче- смазочных (или иных, при наличии) материалов; правила перемещения и складирования грузов; виды брака и способы его предупреждения и устранения; производственную сигнализацию.

3.       ПРИМЕРЫ РАБОТ

3.1.   Очистка колонной головки.

3.2.   Планировка площадки вокруг устья скважин вручную.

.3.     Планирование территорий вокруг АГЗУ "Спутник", поправка обвалования.

.4.     Участие оператора в пропаривании выкидной линии (перед покраской)

.5.     Покраска устьевого оборудования и выкидной линии, оборудования АГЗУ, БГ, станков - качалок вручную.

.6.     Мытье арматуры паром.

.7.     Протирка арматуры от грязи и нефти.

.8.     Снятие показаний манометров, замена манометров

.9.     Устранение пропусков - подтягивание фланцевых соединений на арматуре.

.10.   Участие оператора в очистке территории куста скважин и подъездных путей от снега, планировке с помощью спецтехники, поправка обваловки.

.11.   Внешний осмотр скважины и устьевого оборудования, блоков АГЗУ, БГ и оборудования, смонтированного в них.

.12.   Очистка АГЗУ от замазученности.

.13.   Обход и внешний осмотр технологических внутрипромысловых трубопроводов и их арматуры с применением GPS.

.14.   Ревизия и замена запорной арматуры на сосудах в АГЗУ.

.15.   Проверка состояния коррозии оборудования трубопроводов, установка указателей.

.16.   Замер параметров работы скважин (давление, дебит, уровни).

.17.   Отбор проб жидкости со скважины.

.18.   Подтяжка сальников на задвижки, СУСГ.

.19.   Ежедневный наружный осмотр емкостей сепарационных установленных в АГЗУ

.20.   Выполнение работ предусмотренных тарифно-квалификационными характеристиками рабочих более низкой квалификации.

2. Техника и технология добычи нефти

.1 Способы и методы освоения скважин на приток

На Западно-Сургутском месторождении для подъема жидкости из продуктивных пластов используется механизированный насосный способ. Большее предпочтение из насосных способов отдается установкам ЭЦН и ШГН. Освоением скважин называется комплекс работ по вызову притока из пласта жидкости и газа в скважины (для эксплуатационных) и достижение максимальной приемистости ими жидкости, газа или сжатого воздуха (для нагнетательных). На весь период освоения глубоких скважин, особенно разведочных, составляется соответствующий план.

Процесс освоения скважин начинается с приемки законченных бурением скважин и их опрессовки (или испытания снижением уровня) на соответствующее давление.

В комплекс работ по освоению скважин входят следующие операции:

1.      Приемка скважины от конторы бурения.

2.      Опрессовка (испытание) эксплуатационной колонны.

.        Подготовка скважины к перфорации (установка крестовика, тройника, прострелочной задвижки; присоединение агрегатов; сооружение площадки для перфорации; заполнение ствола скважины глинистым раствором того же удельного веса, который применялся при вскрытии продуктивного пласта; подготовка запасов утяжеленного раствора в количестве 1,5-2,0 объемов скважины).

.        Отбивка забоя и перфорация.

.        Проведение первого комплекса исследовательских работ (замер пластовых давлений и температур).

.        Спуск лифтовых труб (при фонтанно-компрессорной эксплуатации) и насосных, (при глубиннонасосной).

.        Подготовка наземного оборудования (арматура, станок-качалка, выкид, ЛЭП, рабочий и воздушный манифольды, трапы и т.д.).

.        Замена утяжеленного раствора раствором средней, затем нормальной плотности, потом водой и нефтью.

.        Вызов притока одним из существующих методов (продавкой компрессором, аэрацией, воздушно-жидкостными "подушками", после спуска вставного насоса или плунжера трубного насоса со штангами - насосом).

.        Пробная эксплуатация скважины со снятием основных параметров продуктивности: пластовое и забойное давления; дебиты нефти, конденсата, газа и воды; состав газа, воды и механических примесей; динамика изменений затрубных, буферных и рабочих давлений.

.        Проведение второго комплекса исследовательских работ.

.        Разработка технологического режима эксплуатации (либо технологического режима работы нагнетательных скважин).

Все методы освоения скважин и вызова притока жидкости и газа из пласта в скважины основаны на двух принципах снижения противодавления на пласт:

·        принцип первый: снижение плотности жидкости в стволе скважины;

·        принцип второй: снижение уровня (столба жидкости) в скважине.

Наиболее распространены следующие методы освоения скважин:

·        промывка скважин - замена жидкости, заполняющей ствол скважины после бурения, более лёгкой;

·        продавка сжатым газом (воздухом) - вытеснение жидкости из колонны НКТ сжатым газом, нагнетаемым в затрубное пространство скважины;

·        аэрация - насыщение жидкости газом или воздухом, т.е. замена жидкости в стволе скважины на газожидкостную смесь с малой плотностью;

·        поршневание - снижение уровня жидкости в скважине путём спуска и подъёма на стальном канате поршня в НКТ. Поршень имеет клапан, открывающийся вверх. При спуске поршня шариковый клапан открыт, что позволяет поршню свободно погружаться в жидкость. При подъёме поршня клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

Сроки освоения скважин в зависимости от условий различны - от нескольких часов до нескольких месяцев. Когда нефтяной пласт обладает значительными запасами пластовой энергии, фонтанирование может начаться сразу после перфорации. Если пластовой энергии для подъёма жидкости с забоя недостаточно, то используют методы вызова притока для снижения противодавления на пласт.

.2 Способы эксплуатации скважин

На месторождениях НГДУ "Сургутнефть" для подъема жидкости из продуктивных пластов используются механизированные способы. Из механизированных способов наиболее широко распространен насосный. Большее предпочтение из насосных способов отдается установкам ЭЦН и ШГН.

Штанговый глубинный насос

Установка ШГНУ состоит из наземного оборудования: станка-качалки с приводом электродвигателя, блока управления, канатной подвески, полированного сальникового штока, тройника и подземного оборудования: колонны НКТ, штангового насоса, штанговой колонны.

Штанговый глубинный насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции. Привод плунжера осуществляется с поверхности через колонну штанг. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передаётся от электродвигателя через редуктор и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки. При движении плунжера верх под ним создаётся зона разряжения, нижний (высасывающий) клапан под давлением жидкости открывается и жидкость поступает в цилиндр насоса; верхний (нагнетательный) клапан при этом закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнивший НКТ. При движении плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается, и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером, затем в НКТ.

Таким образом, при каждом ходе плунжера в цилиндр поступает определённое количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины. Подача насосной установки Q определяется площадью поперечного сечения плунжера F, длиной хода S и числом качаний в минуту n, т.е.

,

где  - относительная плотность жидкости,  - число минут в сутки.

Станок-качалка состоит из следующих основных узлов: рама со стойкой, балансир с поворотной головкой, редуктор с двумя кривошипами, на которых закрепляются противовесы, траверса с двумя шатунами, подредукторная подставка, двух колодчатый тормоз, шкив клиноременной передачи, поворотные салазки электродвигателя и подвеска устьевого штока.

Станки- качалки комплектуются асинхронным электродвигателем с влагоморозостойкой изоляцией, блоком управления, обеспечивающим индивидуальный самозапуск или программную работу с индивидуальным самозапуском. Изменение длины хода точки подвеса штанг (устьевого штока) достигается изменением радиуса кривошипа. Для этого на кривошипах имеются дополнительные отверстия для крепления шатунов. Переставляя нижние концы шатунов из одних отверстий в другие, получают различный рабочий радиус кривошипа и различную длину хода устьевого штока.

Число качаний балансира станка-качалки соответствует частоте вращения кривошипного вала и изменяется сменой шкива на валу электродвигателя. Для этих целей предусматривается наличие набора стандартных быстросменных шкивов. Для подвески НКТ, направления продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья, а также для отбора газа из затрубного пространства на устье устанавливается специальное оборудование. Конструкция устьевого оборудования насосных скважин состоит из шайбы, имеющей по центру внутреннюю цилиндрическую резьбу и отверстие для отбора газа, патрубка и муфты. Шайба навинчивается на патрубок, который имеет на концах резьбу под НКТ. На верхний конец патрубка навинчивается муфта, а к нижнему подвешивается НКТ. В собранном виде шайба, патрубок и муфта носят название планшайбы, которая устанавливается на фланец эксплуатационной колонны (колонную головку). В верхнюю муфту труб ввинчивают тройник для отвода нефти. Выше тройника для его герметизации и пропуска сальникового штока устанавливают сальник, набивку которого уплотняют сверху крышкой.

Рисунок 1. Схема штанговой глубинной насосной установки:

- эксплуатационная колонна; 2 - всасывающий клапан; 3 - цилиндр насоса; 4 - плунжер; 5 - нагнетательный клапан; 6 насосно-компрессорные трубы; 7 - насосные штанги; 8 - крестовина; 9 - устьевой патрубок; 10 - обратный клапан для перепуска газа; 11 - тройник; 12 - устьевой сальник; 13 - устьевой шток; 14 - канатная подвеска; 15 - головка балансира; 16 - балансир; 17 - стойка; 18 - балансирный груз; 19 - шатун; 20 -кривошипный груз; 21 - кривошип; 22 - редуктор; 23 - ведомый шкив; 24 - клиноременная передача; 25 - электродвигатель на поворотной салазке; 26 - ведущий шкив; 27 - рама; 28 - блок управления.

Электроцентробежный насос

Для приведения в действие бесштанговых насосов используют электрические или гидравлические двигатели, располагаемые в скважине в непосредственной близости от них. Широко используются установки, в которых погруженный в пластовую жидкость электродвигатель приводит в действие многоступенчатый центробежный или винтовой насос.

Установка погружного центробежного электронасоса (ЭЦН) (рисунок 2) состоит из погружного насосного агрегата, включающего электродвигатель, протектор и многоступенчатый насос, спущенный в скважину на колонне подъемных труб, закрепленных на устье скважины. Электродвигатель соединен кабелем со станцией управления и автотрансформатором, расположенными на поверхности у устья скважины. Часть неиспользованного кабеля наматывают на барабан, установленный у устья скважины.

Пластовая жидкость, поступающая из пласта в эксплутационную колонну, обтекает двигатель, протектор и через боковой вход поступает в насос, из которого по подъемным трубам поднимается на поверхность и через устьевую арматуру отводится в промысловую сеть.

На выходе насоса устанавливают обратный клапан для предотвращения обратного течения жидкости в подъемных трубах при остановке двигателя и спускной клапан для слива жидкости из труб перед подъемом их из скважины.

Рисунок 2. Схема установки погружного электро-центробежного насоса: 1 - электродвигатель с гидрозащитой, 2 - насос, 3 - кабельная линия, 4 - колонна насосно-компрессорных труб, 5 - пояса, 6-оборудование устья скважины, 7 - станция управления, 8 - трансформатор.

.3 Мероприятия, осуществляемые на промысле по увеличению МРП

МРП (межремонтный период) - средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами.

Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:

МРП = Т Ч Ф Ч Кэкспл/N,

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

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

Кэкспл - коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год;- число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата.

Для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.), за исключением:

·              повторных (скважина не проработала с момента запуска 48 часов);

·              ремонтов, связанных со спуском оборудования в новые скважины;

·              геолого-технических мероприятий, выполняемых на рабочих скважинах, не связанных с выходом из строя подземного оборудования;

·              ремонтов по внедрению новой техники;

·              ревизий устьевых арматур.

Для нагнетательных скважин показатель N включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины.

Настоящая методика определения межремонтного периода введена с 1 января 1998 года.

Для увеличения МРП на Восточно-Сургутском месторождении необходимо:

·        Проводить мероприятия по депарафинизации скважин.

·        Производить ревизия НКТ.

·        Использовать качественные жидкости для глушения: солевые растворы - водные растворы MqCI, CaCI ,MqCI .

·        Начать внедрение противополетных устройств, служащих для глушения вибраций УЭЦН.

·        Качественное соединение отдельных узлов установки.

·        При выборе глубины учитывать интенсивность набора кривизны. Она не должна превышать 3 мин. на 10 метров.

·        Проводить анализ причин преждевременных отказов и повторных ремонтов скважин.

·        Проводить качественно СПО.

·        Улучшить качество работ при монтаже и демонтаже УЭЦН.

·        Вести замену НКТ согласно графика.

·        Производить поузловое испытание отремонтированного оборудования со снятием рабочих характеристик и вносить их в выдаваемый на скважину эксплуатационный паспорт.

·        Ежемесячно проводить анализ причин неэффективных ремонтов и аварий.

·        Разрабатывать мероприятия по их устранению.

·        Контролировать выполнение запланированных мероприятий.

·        При обнаружении каких либо отклонений на подземном оборудовании брать пробу на химический анализ и передать ее в технологическую группу ЦИТС.

·        Все обнаружения нарушений и недостатки заносить в "акт сдачи скважины из ПРС, КРС" в графу "замечания при монтаже и демонтаже УЭЦН".

С целью предупреждения полетов УЭЦН на забой скважины следует производить замену корпусов сбивных и обратных клапанов, переводников и пяти нижних НКТ-2,5, отработавших год и более к моменту последующего ремонта скважин, на новые.

Исключить допускной патрубок на УЭЦН из подвески.

В скважинах, в которых произошли полеты с УЭЦН в числе мероприятий предусмотреть снятие монограмм по эксплуатационной колонне с помощью гироскопа.

При снижении подачи установки на 20% и более от первоначальной, организовать выяснения причин, дополнительные исследования для определения необходимости подъема УЭЦН, данные по этим скважинам необходимо предоставить в технологическую группу ЦИТС.

По скважинам с УЭЦН, отработавших 600 суток и более, организовать дополнительные исследования с анализом результатов на предмет подъема установки или продолжения ее дальнейшей эксплуатации.

Для предотвращения повреждения кабеля при трении его об угол обсадной колонны при СПО, устанавливают пьедестал.

.4 Причины и методы обнаружения неполадок в работе скважин и методы их устранения

Основными причинами отказов УЭЦН являются: выход из строя погружных электродвигателей (ПЭД) по причинам разгерметизации и перегрева, износ рабочих органов насоса или их засорение механическими примесями, отложениями солей. Перегрев отдельных узлов УЭЦН приводит также к повреждению части кабельной линии, проходящей непосредственно по корпусу УЭЦН.

Одной из проблем эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, является падение на забой отдельных частей или в целом установок ЭЦН. Основной из общепризнанных причин данных аварий является вибрация установки при работе, причем уровень вибрации определяется как изначальным качеством УЭЦН, так и условиями эксплуатации.

Основными факторами, приводящими к росту вибрации при работе, являются: кривизна ствола скважины в месте работы установки, несоблюдение технологии спуско-подъемных операций при ПРС, износ рабочих органов насосов из-за механических примесей, несоответствие напорно-расходных характеристик насоса и добывных возможностей скважин.

Предложения по улучшению работы фонда УЭЦН:

1.  Производить стопроцентный подбор УЭЦН с помощью ПС "Автотехнолог". Контроль за соблюдением технологической дисциплины.

2.      Продолжить внедрение хвостовиков для УЭЦН из НКТ 2".

.        На скважинах часторемонтируемого фонда, с отказами по причине износа рабочих органов, применять УЭЦН в износостойком с внедрением ТМС.

.        Сократить обработку УЭЦН в скважинах, подверженных солеотложению, раствором соляной кислоты за счет внедрения технологии закачки ингибитора и глубинных контейнеров Трил-СВ против солеотложений.

.        Увеличить внедрение УЭЦН с рабочими органами из композитных материалов на скважинах, подверженных солеотложению.

.        Продолжить внедрение станций управления с частотным преобразователем на скважинах УЭЦН осложненного фонда.

.        Провести опытно-промышленные работы по внедрению УЭЦН габарита 3 для использования в скважинах с промежуточными колоннами.

.        Продолжить внедрение УЭЦН с вентильным приводом и системой телеметрии для оптимизации режимов периодических скважин и их сокращению.

.        Продолжить внедрение УЭЦН с вентильным приводом на скважинах с потенциальным приростом добычи (ввод из бурения, ЗБС).

Основными причинами отказов ШГН являются обрывы штанговых колонн и выход из строя клапанных узлов насоса.

В настоящее время в НГДУ опробовано или имеет промышленное применение различное дополнительное оборудование, позволяющее многократно повысить эффективность работы ШГН. Квалифицированный подбор компонентов установки ШГН позволяет снизить вероятность неэффективных ремонтов и увеличить наработку на отказ.

Вместо механического динамографа применяются современные электронные приборы, позволяющие достаточно быстро и качественно определить работоспособность подземного оборудования. Применение данных методов диагностики позволяет значительно снижать непроизводительные затраты при проведении подземных ремонтов.

Общераспространенным осложнением для всех способов эксплуатации является асфальтосмолопарафиноотложения (АСПО), что приводит к осложнениям при работе скважин и отказам насосов. Эффективное использование методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ. Обоснованный межочистной период (МОП), разбитый на категории, позволяет свести к минимуму неэффективное использование средств борьбы с АСПО.

Предложения по улучшению работы фонда ШГН:

1.  Сократить количество ШГН, работающих, с коэффициентом подачи менее 0,6.

2.      Замена подвесок штанг на часторемонтируемом фонде ШГН на новые, спуск штанг с наплавленными скребками-центраторами 100%.

.        Замена подвесок НКТ на скважинах, где произведено 4 спуско-подъёма или проведено 5 горячих обработок АДП.

.        Оборудование УШГН газопесочными якорями - 100%.

.        Применение центраторов колонны штанг в интервалах набора кривизны >10°/10 м.

.        Периодическое проведение на скважинах операций по депарафинизации с использованием газового конденсата для растворения тяжелых АСПО.

.        На скважинах часторемонтируемого фонда по причине обрыва штанг применять подвески, усиленные штангами 25 мм (тяжелый низ).

.        С целью вывода скважин из периодического фонда продолжить работы по заглублению УШГН с длиной плунжера 1500 мм на глубину 1800 - 1900 м.

.5 Технико-экономические показатели по способам эксплуатации скважин и нефтепромысла в целом

Физико-химические свойства флюидов, проектные показатели разработки месторождения, результаты испытаний скважин и т.п. определяют эффективную эксплуатацию при вводе скважин Федоровского месторождения из бурения насосными способами. Базовыми способами эксплуатации скважин с дебитом до 25 м3/сут рекомендуется УШГН, с большим дебитом УЭЦН. Не рекомендуется применять штанговые насосы диаметром более 44 мм, а УЭЦН производительностью менее 30 м3/сут. На скважинах с дебитом в диапазоне 16-25 м3/сут рациональным является спуск винтовых насосных установок УЭВН-16-1200, УЭВН-25-1500 с производства завода "Ливгидромаш".

В соответствии с проектными показателями на месторождении УШГН будет эксплуатироваться 80% скважин, а УЭЦН - 20%.

Разведочным бурением выявлено, что скважинами могут быть вскрыты как чисто нефтяные зоны пласта, так и водоплавающие, где водонасыщенные толщи отделяются от нефтенасыщенных непроницаемыми глинистыми пропласткамиразличной толщины.

В чисто нефтяных зонах месторождения рекомендуется эксплуатировать скважины на максимальных депрессиях. На стадии опытно промышленных работ глубина спуска электроцентробежных насосов рекомендуется не менее 1800 м, что позволит достичь забойное давление 12.0-12.5 МПа. Глубина спуска штанговых насосов диаметром 44 и 38 мм не менее 1400 м, 32 и 28 мм насосов не менее 1500 м. При этом будет обеспечиваться забойное давление на уровне 15.0-16.0 МПа. За период опытно промышленных работ следует отработать технологию эксплуатации УШГН на глубинах 1600 м, а УЭЦН до 1900-2000 м. Для больших глубин спуска штанговых насосов потребуется применение трехступенчатой штанговой колонны из штанг диаметром 19, 22, 25 мм или штанги с приведенными напряжениями σ =110 МПа.

В водоплавающих зонах месторождения геологической службой ЦДНГ индивидуально по каждой скважине назначается забойное давление и по графикам определяется глубина спуска насосов и режим откачки в зависимости от ее геолого-технических характеристик и на основании опыта эксплуатации подобных залежей. С целью уменьшения вероятности, прорыва ниже подстилающей воды в начальный период эксплуатации депрессия на пласт не должна превышать 1.5-2.0 МПа на один метр глинистой перемычки. Далее опытом эксплуатации и исследованиями каждой конкретной скважины достигаются по ним оптимальные депрессии на пласт.

В таблице 1 приведены рекомендуемые максимальные глубины спусков насосов при различной компоновке штанговой колонны, которые были рассчитаны с учетом изгибающих напряжений, действующих на штанговую колонну при работе в наклонно-направленных скважинах.

Таблица 1. Рекомендуемые максимальные глубины спусков штанговых насосов.

2-х ступенчатая колонна σпр=90 МПа

2-х ступенчатая колонна σпр= 110 МПа

44

1350

44

1600

38

1450

38

1750

32

1600

32

1950

28

1700

28

2150

3-х ступенчатая колонна σпр=90 МПа

3-х ступенчатая колонна σпр=110 МПа

44

1500

44

1850

38

1700

38

2100

32

1850

32

2300

29

2000

29

2600


При работе штангового насоса на больших глубинах могут потребоваться станки-качалки грузоподъемностью 12 тонн, поэтому по каждой скважине следует проводить, расчет грузоподъемности станка-качалки.

В низкопродуктивных скважинах в интервале от забоя до приема насоса происходит накопление столба воды, что создает дополнительное противодавление на пласт и уменьшает приток жидкости из пласта. Для выноса воды с забоя скважины рекомендуется устанавливать насос с длинным хвостовиком, спущенным до верхних отверстий перфорации, из НКТ диаметром 48 или 60 мм. Применение хвостовика позволяет снизить забойное давление на 0.2-0.3 МПа на каждые 100 м его спуска.

Согласно техническим условиям эксплуатации УШГН в насос не должно поступать газа более 10-15%. Для уменьшения негативного влияния газа на его подачу и поддержания коэффициента подачи на уровне 0,6-0,8 необходимо поддерживать указанную в таблице 2высоту газожидкостной смеси над приемом насоса. Обязательным является компоновка приема штангового насоса газозащитными средствами (сепараторы, якори).

Рекомендуется на стадии ввода месторождения в разработку провести комплекс работ по отработке технологии контроля и регулирования режимов скважин:

уточнить скорость распространения звуковой волны в затрубном пространстве насосных скважин;

определить в зависимости от режима работы скважины плотность газонефтяной смеси в затрубе.

По рассчитанной плотности определяется давление на приеме насоса с целью корректировки режима работы УШГН (длина хода, число качаний) и поддержания оптимального давления на приеме.

Для поддержания производительности ШГН при износе плунжерной и клапанной пар рекомендуется, чтобы установка спускалась с резервом по производительности, который по мере износа используется.

Из-за отставания хода плунжера от хода полированного штока в наклонно-направленных скважинах при ходе вверх в колонне штанг возникают ударные нагрузки. При конструировании колонны штанг необходимо это учитывать. Применение утяжеленного низа колонны из штанг диаметром 25 мм в количестве 5-7 штук позволит снизить отрицательное влияние данного фактора.

Согласно техническим условиям эксплуатации УЭЦН газосодержание на его приеме не должно превышать 25%. Превышение указанного газосодержанияприводит к интенсивной вибрации насосной установки, что может послужить причиной аварии "полет".

Для снижения аварий по расчленению УЭЦН предлагается применять устройства, снижающие вибрацию установки, а также препятствующие расчленению и падению на забой скважины их модулей и агрегатов (диспергаторы, страховочные муфты модулей насоса). Необходимо испытать УЭЦН с нижним якорем, который снижает нагрузку на колонну НКТ и исключает падение агрегата на забой скважины при расчленении установки. Следует применять насосные модули с промежуточными подшипниками вала.

Для обеспечения надежной эксплуатации оборудования УЭЦН и сокращения количества механических повреждений кабеля при спуско- подъемных операциях, необходимо при строительстве наклонно-направленных скважин обеспечить следующие нормативы. Максимальная искривленность интервала транспортировки насоса 2° на 10 м, прямолинейных участков на глубине установки УЭЦН (1600-1630, 1800-1830 м) - 30' на 100м ("Технологический регламент на производство работ по ремонту и эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, на месторождениях ОAO "Сургутнефтегаз"). Для сохранения производительности штангового насоса угол наклона ствола в месте установки насоса не должен превышать 20°.

Практикой эксплуатации установлено, что к низкодебитным скважинам относятся те, которые имеют дебит 3-5м³/сут независимо от подъема жидкости. Скважины с дебитом более 100 м³/сут независимо от подъема жидкости относятся к высокодебитными. Остальные скважины, не попадающие в эти категории, относятся к среднедебитным. По высоте подъема жидкости все скважины условно делятся на: неглубокие - до 500 м, средней глубины - от 500 до 1500 м и глубокие - более 1500 м.

Приведенная выше классификация скважин позволяет ориентировочно выбрать способ эксплуатации на основе выводов, полученных в результате длительной практики механизированной добычи нефти.

К основным технико-экономическим показателям относятся:

1) валовая продукция;

2) товарная продукция;

) объем реализации;

) сдача нефти;

) нетоварный расход нефти;

) закачка воды в пласт;

) прием скважин из бурения;

) ввод нефтяных скважин;

) ввод нагнетательных скважин;

) эксплуатационный фонд нефтяных скважин;

) скважинно-месяцы, числившиеся;

) скважинно-месяцы, отработанные;

) коэффициент эксплуатации;

) коэффициент использования;

) средний дебит на скважинно-месяц, отработанный;

) объем строительно-монтажных работ.

2.6 Виды нормативно-технической и отчетной документации при эксплуатации скважин

При подведении итогов работ за определенный период составляется документация. Для удобства отчеты создаются в виде таблиц. Одна из них представлена ниже (таблица 2).

Таблица 2. Отчетная документация при эксплуатации скважин.

Добыча нефти всего, в том числе по способам, тыс.т.:

3704,424

 фонтан

0,091

 ЭЦН

2746,332

 ШГН

958,001

Прием скважин

2

Ввод нефтяных скважин

4

 ЭЦН

4

 ШГН


Перевод скважин на мех.добычу

1

 ЭЦН

1

Ввод из консервации пр. лет, в т.ч. по способам

0

 ЭЦН


Ввод из контр.пьез. фонда, в т.ч. по способам

11

 ЭЦН

5

 ШГН

6

Ввод из ликвидации, в т.ч. по способам

11

 ЭЦН

5

Ввод из пр.категорий (ППД), в т.ч. по способам

6

Продолжение таблицы № 2

 ЭЦН

6

Оптимизация режимов работы скв., в т.ч. по способам

 ЭЦН

27

 ШГН

23

Ввод нагнетательных скважин

8

Смена способа эксплуатации:

55

 с ЭЦН на ШГН

9

 с ШГН на ЭЦН

45

 с ЭЦН на фонтан

1

Коэффициент эксплуатации, в т.ч. по способам

0,982

фонтан

0,818

 ЭЦН

0,984


Нормативные документы, регулирующие вопросы безопасности:

·              технический регламент о требованиях пожарной безопасности;

·              технические регламенты;

·              национальные стандарты Российской Федерации (ГОСТ Р, ГОСТ);

·              своды правил (СП);

·              нормы пожарной безопасности (НПБ, изменения к НПБ);

·              правила пожарной безопасности в Российской Федерации (ППБ, ВППБ, ПБ, ППБО, ПБЛП, ВНЭ, РД);

·              строительные нормы и правила (СНиП), ведомственные строительные нормы (ВСН), территориальные строительные нормы (ТСН), инструкции, пособия (МДС);

·              руководящие документы (РД), рекомендации (Р), правила (ПР), перечни (П), нормы проектирования (ВНП, СН, СП), стандарты Ассоциаций (СТА), стандарты СЭВ (СТ СЭВ), отраслевые стандарты (ОСТ), международные стандарты (ИСО);

·              правила устройства электроустановок (ПУЭ);

·              нормативные правовые акты.

3. Исследование скважин пластов

.1 Должностная инструкция оператора по исследованию скважин

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТ

1.1.      Замер при помощи глубинных лебёдок глубины скважины, уровня водораздела, шаблонирование скважин с отбивкой забоя, замер дебита скважин дебитомером.

1.2.      Участие в проведении динамометрирования скважин, исследовании скважин глубинными приборами.

1.3.     Профилактический осмотр исследовательских приборов и глубинных лебёдок.

1.4.     Проведение подготовительно-заключительных операций.

1.5.     Выполнение работ по приемке и сдаче смены, уборке рабочего места, приспособлений, инструмента, а так же содержанию их в надлежащем состоянии, чистке оборудования, ведению установленной технической документации.

. ДОЛЖЕН ЗНАТЬ

Характеристику разрабатываемого месторождения.

2.1.      Способы эксплуатации скважин и методы их исследования

2.2.     Назначение, устройство и правила эксплуатации устьевого оборудования скважин, лебёдок, динамографов, дистанционных регистрирующих приборов.

2.3.     Правила подключения измерительных приборов к силовой и осветительной сети.

2.4.     Правила внутреннего трудового распорядка.

2.5.     Правила по охране труда, производственной санитарии и противопожарной безопасности; правила пользования средствами индивидуальной защиты; требования, предъявляемые к качеству выполняемых работ (услуг), к рациональной организации труда на рабочем месте; сортамент и маркировку применяемых материалов, нормы расхода горюче- смазочных (или иных, при наличии) материалов; правила перемещения и складирования грузов; виды брака и способы его предупреждения и устранения; производственную сигнализацию.

. ПРИМЕРЫ РАБОТ

Подготовка устья скважины к исследованию.

3.1.    Монтаж-демонтаж устьевого оборудования для проведения исследований глубинными приборами.

3.2.   Спуск шаблона в скважину.

.3.     Отбивка шаблоном забоя скважины.

.4.     Регистрация измерений в журнале промысловых исследований.

.5.     Выполнение работ, предусмотренных тарифно-квалификационными характеристиками рабочих более низкой квалификации, а также руководство рабочими более низких разрядов этой же профессии.

.2 Виды исследования

.2.1 Промысловые и гидродинамические исследования скважин

Современная научная технология разработки нефтяных и газовых месторождений базируется на всестороннем и детальном изучении свойств продуктивных пластов и содержащихся в них жидкостей и газов, а также изучении сложных процессов, происходящих в пластах при их эксплуатации.

Исследование месторождений начинается с момента их открытия и продолжается до полной выработки извлекаемых запасов нефти и газа. Получаемая информация используется для проектирования, контроля и регулирования систем разработки месторождений, что обеспечивает необходимые темпы и степень выработки запасов при минимальных затратах.

Одним из важнейших источников информации являются гидродинамические (промысловые) исследования пластов и скважин. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений связано с применяемыми на промыслах мероприятиями по интенсификации добычи нефти. Промысловые исследования скважин и пластов поэтому приобретают все более важное значение как инструмент для оценки эффективности применяемых мероприятий.

В процессе эксплуатации пластов и скважин исследования ведутся, главным образом, гидродинамическими методами, при этом уточняются характеристики пластов и эффективность мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта в скважинах.

Одним из важных направлений в деятельности нефтегазодобывающего предприятия является производство работ по повышению или восстановлению производительности скважин, таких как:

·              увеличение перфорированной эффективной мощности;

·              увеличение проницаемости пласта (ГРП, обработки ПЗП различными способами);

·              увеличение пластового давления;

·              снижение забойного давления;

·              снижение вязкости пластовой жидкости;

·              увеличение приведенного радиуса скважины (чем выше степень вскрытия пласта, тем полнее связь скважин с пластом во вскрытом интервале).

Однако выбираемый способ должен отвечать следующим требованиям:

·              не нарушать условия рациональной эксплуатации залежи в целом и правил охраны недр;

·              по сравнению с другими способами, позволяющими получить тот же технологический эффект (прирост дебита), он должен быть самым экономичным.

Все применяемые в промысловой практике методы гидродинамических исследований делятся на две группы: метод установившихся отборов и метод восстановления давления.

Метод установившихся отборов применяется в эксплуатационных и нагнетательных скважинах. Он наиболее эффективен в скважинах, эксплуатирующихся с помощью ЭЦН. Сущность метода сводится к установлению путем промысловых измерений связи между дебитом и забойным давлением (НДИН). Оптимальный процесс исследования - на трех режимах, при измерении затрубного давления с интервалом в 1 сутки.

Начальный режим- это существующий режим на данный период, проводятся замеры дебита, НДИН, РБУФ, РЗАТ, РЛИН, отбирается проба на процентное содержание воды, при необходимости замеряется газовый фактор (ГФ). Каждый последующий режим должен отличаться от предыдущего на 10-20%

На базе этих измерений строится индикаторная кривая (зависимость между дебитом скважины и забойным давлением) для определения коэффициента продуктивности скважины и текущего пластового давления. Полученные данные используются при расчетах коэффициента проницаемости и других гидродинамических характеристик пласта.

В нагнетательных скважинах при исследовании фиксируются давление и приемистость, при этом каждое последующее значение давления должно быть больше предыдущего.

Перед исследованием скважина шаблонируется до глубины, большей, чем будет спущен прибор. Низ НКТ должен быть оборудован воронкой. Не ранее, чем за двое суток до проведения глубинных исследований на фонтанной скважине, необходимо провести горячую промывку скважины АДП для обеспечения нормального прохождения приборов.

Исследования глубинным манометром более ценны, чем отбивка уровней, т.к. являются прямым методом определения пластового и забойного давлений и поэтому несут в себе меньшее число ошибок.

·              На основе результатов глубинных замеров пластового давления и замеров статического уровня (по которым рассчитываются пластовые давления) строят карты изобар. Основное назначение карт - контроль за энергетическим состоянием залежей нефти. Периодичность обновления данных по пластам, находящимся в разработке длительное время, - 1 раз в полгода, по остальным пластам - ежеквартально.

Карты изобар могут быть использованы для расчетов плотности жидкости глушения, но не позже 2-х месяцев с момента построения карты. В дальнейшем для этих целей необходимо замерять статический уровень (пластовое давление) непосредственно перед ремонтом скважины.

Контроль за пластовым давлением производится глубинным манометром в пьезометрических скважинах, которые должны быть оборудованы лубрикатором и исследовательской площадкой.

Опыт показал, что время для восстановления давления в остановленных скважинах, в зависимости от коллекторских и фильтрационных свойств пласта, различно.

Второй метод исследования скважин - метод неустановившейся фильтрации.

В фонтанных скважинах замеряют забойное давление глубинным манометром, дебит скважины, расчетным путем определяют проницаемость пласта, пьезопроводность, гидропроводность, коэффициент продуктивности и гидродинамического совершенства.

Для механизированных скважин - снимается кривая восстановления уровня (КВУ). Качественная информация получается при условии, что уровень поднимается от глубины спуска насоса до устья скважины.

Технология исследования такова: после замера динамического уровня скважину останавливают и отбивают уровни через 5, 15, 30 мин, 1 час, 3 часа, 24 часа и далее через каждые сутки до стабилизации уровня.

Каждая скважина 1 раз за период эксплуатации должна пройти исследование методом неустановившейся фильтрации, так как это помогает оценить эффективность применяемых методов воздействия на пласт.

Метод КПД (кривая падения давления) - это один из способов исследования нагнетательных скважин, и также является методом неустановившегося режима. При снятии КПД необходимо знать приемистость скважины, т.к. она участвует в расчетах по определению проницаемости пласта и призабойной зоны.

Технология такова: определяют рабочее буферное давление, затем закрывают скважину и прослеживают падение буферного давления с промежутком времени через 5, 10, 20, 30 мин, 1 час, 4 часа, 24 часа и каждые сутки до РБУФ = 0.

При расчете КПД определяются следующие параметры: пластовое давление, коэффициент продуктивности, коэффициент проницаемости удаленной зоны пласта и призабойной зоны, последнее позволяет судить о необходимости обработок призабойной зоны пласта, а также отражает эффективность проведенных мероприятий.

Для замера газового фактора используется прибор СИБНИИНП, который подсоединяется к линейному патрубку для отбора проб жидкости.

Основные параметры, замеряемые и рассчитываемые при исследовании скважин:

·        статический уровень (Нст) - стабилизированный уровень жидкости в остановленной скважине, при замеренном значении затрубного давления. Затрубная задвижка при отбивке Нст должна быть закрыта;

·        динамический уровень (Ндин) - уровень жидкости в работающей скважине;

·        пластовое давление (Рпл) - давление на забое остановленной скважины, аналог НСТ;

·        забойное давление (Рзаб) - давление на забое работающей скважины, аналог Ндин;

·        коэффициент продуктивности (КПРОД) - параметр, характеризующий добывные возможности скважины. Размерность - т/сут·атм. Физический смысл - увеличение дебита скважины (т/сут) при снижении забойного давления на одну атмосферу;

·        коэффициент гидропроводности (e = к·h/μ) - комплексный параметр, учитывающий влияние коллекторских свойств пласта и флюидов на дебит (приемистость) скважин. Существует прямая зависимость между гидропроводностью и дебитом (приемистостью).

Здесь к - проницаемость, h - толщина пласта, μ- вязкость жидкости;

·        коэффициент пьезопроводности (c) - характеризует скорость передачи волны давления, т.е. определяет степень взаимодействия скважин при создании возмущения (организации закачки, остановок или запусков скважин, форсирование отборов и т.д.). Размерность - см2/сек.

.2.2 Геофизические исследования скважин

В процессе разработки месторождений важную роль играют геофизические исследования скважин (ГИС). Методы промысловой геофизики позволяют решать несколько задач:

. Контроль за разработкой и выработкой запасов. При этом определяют остаточную и текущую нефтегазонасыщенность продуктивных горизонтов, отслеживают процесс заводнения, выработки запасов по пласту. Это позволяет сделать выводы о положении водонефтяных и газонефтяных контактов. Контроль за перемещением ВНК и ГНК в процессе разработки месторождений производится следующими методами:

·              импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) в контрольных (неперфорированных) скважинах;

·              термометрия;

·              нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКТ-50).

По определенному этими методами положению ВНК и ГНК устанавливаются уточненные контуры нефтеносности и газоносности.

. Контроль за техническим состоянием и работой скважин проводится для определения исправности и герметичности эксплуатационных колонн, уточнения положения интервалов перфорации, текущего забоя, затрубной циркуляции и мест поступления в скважину воды и газа, а также для оценки качества цемента за колонной,. Для этого применяются радиоактивные методы (ГК, НКТ); термометрия, шумометрия, расходомер, акустический цементомер (АКЦ), локатор муфт. Кроме того, для контроля за работой и состоянием добывающих и нагнетательных скважин применяются и другие приборы и методы.

. Ликвидация аварий в процессе эксплуатации и ремонта скважин:

·              ликвидация парафиновых и гидратных пробок (электропрогрев);

·              определение места прихвата подземного оборудования, торпедирование или отстрел прихваченного оборудования.

4. Увеличение дебита или приемистости скважин: дополнительная перфорация, обработки ТГХВ, СГГК.

Промыслово-геофизические работы в ОАО "Сургутнефтегаз" проводит трест "Сургутнефтегеофизика", а также исследовательские партии ЦНИПР в НГДУ согласно заявкам ЦДНГ или ЦКРС. Для выполнения геофизических работ Заказчик одновременно с заявкой предоставляет акт о готовности скважины к исследованиям.

Перед проведением промыслово-геофизических работ в нефтяных скважинах, на скважине устанавливается емкость, достаточная для сбора нефти из камеры уплотнительного сальника. Все задвижки на скважине должны быть исправны, свободно открываться и закрываться от руки, установлены исправные манометры. Устье скважины должно быть оборудовано лубрикатором и исследовательской площадкой. Нагнетательные скважины за 12 часов до начала исследования должны быть остановлены.

В противном случае Заказчик возмещает тресту "Сургутнефтегеофизика" затраты партии в случаях простоя или аварии, которые произошли по вине Заказчика.

3.3 Аппаратура и глубинные приборы, передвижные исследовательские агрегаты, лаборатории

Рис. 3 - АИС-1

Спецавтомобиль АИС-1 предназначен для выполнения гидродинамических исследований скважин приборами с местной регистрацией и проведения ремонтных работ с помощью инструмента, спускаемого на проволоке.

Кузов-фургон автолаборатории АИС-1 цельнометаллический, клепано-сварной, способен выдерживать значительные нагрузки при движении по пересеченной местности.

Кузов-фургон спецавтомобиля АИС-1 разделен перегородкой с окном и проходной дверью на два отсека: отапливаемый операторский и неотапливаемый лебедочный. В стандартной комплектации АИС-1 в операторском отсеке размещены: пульт управления лебедкой, сиденье оператора, верстак с тисами, откидной столик для работы и приема пищи, шкаф для одежды и диван-рундук.

Дополнительно, по желанию заказчика, возможно размещение спальных и бытовых предметов для проживания в нем до 3-х человек.

В неотапливаемом лебедочном отсеке АИС-1 размещены: лебедка со сменным барабаном и автоматическим укладчиком проволоки, кран-укосина для автоматизации грузоподъемных операций при смене барабанов. Конструкция задних распашных дверей лебедочного отсека обеспечивает возможность работы, как в с открытыми, так и с закрытыми дверями.

Отличия АИС-1 от аналогичных автолабораторий для гидродинамических и геофизических исследований:

. Автолаборатории для гидродинамических и геофизических исследований скважин выпускаются различными производителями, и обладают различными функциональными возможностями. Можно разделить автолаборатории на универсальные и узкоспециализированные.

. Универсальные автолаборатории (например, АИС-1 от МСЗА) оснащаются съемным барабаном, позволяющим относительно быстро менять барабаны с различной толщиной проволоки для выполнения различных работ. Смена барабана занимает не более 30 минут.

. Узкоспециализированные лаборатории (ЛСГ, ЛГИ, ЛСК, СГИ, ЛС, ЛИС и др.), как правило, предназначены для выполнения каких-либо специфических исследовательских операций или работ. В связи с этим, оснащены одним несъемным барабаном для проволоки. Переход на другой диаметр проволоки требует ее смотки через дополнительное устройство и намотки новой (занимает от 2 до 10 часов - в зависимости от конкретной реализации агрегата, требует наличия дополнительного оборудования, излишний расход моторесурса и энергоносителей).

. Остальные технические особенности (привод барабана, пост управления и др.) универсальных и узкоспециализированных передвижных лабораторий для гидродинамических исследований скважин (ГДИС), сопоставимы, хотя и несколько отличаются друг от друга.

Преимущества в применении агрегата АИС-1 для гидродинамических исследований скважин:

·              Скорость замены проволоки для смены вида работ - около 30 минут вместо нескольких часов.

·              Изолированный от персонала лебедочный отсек, позволяющий исключить прямой контакт с вредными испарениями нефти

·              Два варианта привода лебедки - электрический и гидравлический, что позволяет работать как на электрифицированных, так и на неэлектрифицированных объектах.

Для исследования скважин используются глубинные приборы, а также эхолоты для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве и динамографы для снятия параметров работы, как отечественных, так и импортных производителей.

Используются глубинные приборы отечественного производства типа МГН2 и МСУ1 с максимальным рабочим измеряемым давлением 400 атм. Главный недостаток этих приборов - малое время действия заводки часов, приводящих в движение каретку с бланком, и как следствие повторные спускоподъемные операции и в дальнейшем возможная погрешность в расчетах. В отличие от российских приборов, немецкие приборы типа "LEUTERT" имеют наиболее лучшие рабочие качества. Эти приборы, программируемые с персонального компьютера на достаточно длительное время, необходимое для снятия кривых давлений без лишних спускоподъемных операций. Вместо часов используется автономный аккумулятор, устанавливаемый в корпусе прибора. Результаты исследований легко поддаются обработке. Недостатком является высокая цена.

. Эхолот (УГВ - 120 + кардиограф) имеет существенный недостаток и погрешность в измерениях из-за присутствия в кардиографе механической лентопротяжной части. Лента имеет возможность проскальзывать на валиках.

. Последний, поступивший на вооружение ЦНИПР, прибор "Микон - 04" (производство Набережные Челны ). Легок, удобен в использовании, не имеет механических частей во вторичном приборе. Имеется возможность произвести контроль за качеством исследования. Прибором можно сделать полное исследование УШСН (динамограмма + уровень). Вся информация записывается в память и после переписывается на персональный компьютер, где можно обработать исследования.

. Deltax - прибор канадского производства. Динамограф используется на скважине только с персональным компьютером, эхолот неудобен в последующей обработке данных исследований, так как отражение сигнала и отображение ее на термоленте происходит от каждой муфты НКТ. Для этого надо точно знать длину трубы НКТ и конструкцию скважины.

. Sonolog имеет те же недостатки что и эхолот Deltax, но он ещё является очень громоздким и тяжелым, волномер сложен в сборке. И Deltax, и Sonologво вторичном приборе (самописец) имеют механическую часть лентопротяжного механизма.

4. Внутрипромысловый нефтегазосбор и подготовка скважинной продукции

.1 Примерная система и технологическая схема нефтегазосбора и транспорта

Процесс подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии заключается в отделении от нефти и утилизации попутно добываемого нефтяного газа, подтоварной воды и получении нефти товарной кондиции в соответствии с требованиями ГОСТ №9965-76.

Подготовка, поступившей по нефтесбору жидкости, осуществляется в несколько технологических ступеней и зависит от содержания попутного нефтяного газа и стойкости газо-водонефтяной эмульсии к отделению подтоварной воды, физических свойств.

Поступившая на дожимную насосную станцию (ДНС), газо-водонефтяная эмульсия ступенчато сепарируется от попутного нефтяного газа и направляется на предварительное отделение воды на установки предварительного сброса воды (УПСВ), размещаемые на площадке ДНС, или на отдельной площадке.

Предварительно подготовленная нефть по системе напорных трубопроводов поступает на товарные парки, где на установках подготовки нефти (УПН) проходит ступенчатую подготовку до общей товарной кондиции.

Товарная нефть по системе трубопроводов поступает на коммерческие узлы учета объединенной измерительной системы Федоровской концевой сепарационной установки (КСУ), где осуществляется прием - сдача нефти в систему трубопроводного транспорта нефти акционерной компании (АК) "Транснефть", и транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы.

Порядок приема - сдачи нефти по количеству и качеству определяется договором с АК "Транснефть" и действующими инструкциями по учету нефти, эксплуатации узлов учета нефти и метрологическому обеспечению и положениями о взаимоотношениях нефтегазодобывающих организаций и АК "Транснефть".

.2 Оборудование и методы контроля за работой в системе нефтегазосбора и поддержание режима ее работы

В настоящее время в ОАО "Сургутнефтегаз" идет активный процесс автоматизации технологии добычи, подготовки и перекачки нефти и газа. Внедряются системы контроля и управления станционными объектами, такими как ЦППН (КСП-2), УПСВ (ДНС), кустовые насосные станции и промысловыми объектами - кустовые площадки (АГЗУ, ВРГ, мехфонд). Реализуются программы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ, ТМ "Космотроника") и телемеханизации СУ ЭЦН (ШГН) нового поколения. Ведется строительство корпоративной сети передачи данных. В этих условиях сформулирована главная задача - централизованный контроль за ходом технологических процессов в реальном масштабе времени и организация передачи оперативной информации в учетно-аналитическое пространство ОАО "Сургутнефтегаз".

Система оперативного контроля объектов ДНС (ОКО ДНС) предназначена для автоматизации процессов централизованного сбора, обработки, визуализации и хранения технологической информации на ДНС, а также ведения оперативной отчетности по технологическим узлам ДНС.

Система обеспечивает доступ к полученной информации следующим службам и подразделениям НГДУ:

· оператор ДНС;

· службы цеха добычи нефти и газа;

· центральная инженерно-техническая служба НГДУ;

· аппарат управления НГДУ, позволяет решать следующие вопросы:

· контроль технологических процессов ДНС по мнемосхемам на компьютере;

· анализ работы контролируемых объектов ДНС по данным предыстории хранимой в БД на сервере системы.

-местные контрольно-измерительные приборы (датчики, электропневмопреобразователи, приборы загазованности, счетчики и т.д.);

· контроллеры сбора и управления (Гамма-7, CTM-Z3, CTM-ZK2, Modicon);

· - средства вычислительной техники;

· аппаратура передачи данных.

Комплекс технических средств (КТС) системы ОКО ДНС строится по иерархическому принципу и включает три уровня:

·  первый уровень - уровень сбора, первичной обработки и передачи технологической информации (уровень технологических терминалов);

·  второй уровень - уровень обработки анализа и формирования распределенного информационного пространства (сервер системы);

·  -третий уровень - уровень визуализации оперативной и накопленной технологической формации (рабочие места пользователей).

.3 Деэмульсация, обезвоживание и обессоливание нефти

При добыче нефти неизбежный ее спутник-пластовая вода (от < 1 до 80-90% по массе), которая, диспергируясь в нефти, образует с ней эмульсии типа "вода в нефти" (дисперсионная фаза-нефть, дисперсная - вода). Их формированию и стабилизации способствуют присутствующие в нефти природные эмульгаторы (асфальтены, нафтены, смолы) и диспергир. механические примеси (частицы глины, песка, известняка, металлов). Пластовая вода, как правило, в значительной степени минерализована хлоридами Na, Mg и Са (до 2500 мг/л солей даже при наличии в нефти всего 1% воды), а также сульфатами и гидрокарбонатами и содержит механические примеси.

Наличие в нефти указанных веществ и механические примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ):

o   при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии;

o   отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэффициент теплопередачи, вызывает сильную коррозию (хлориды Са и Mg гидролизуются с образованием НСl);

Кроме того, соли и механические примеси, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте <#"887485.files/image007.jpg">

Рисунок 4 - Схема термохимического обезвоживания и обессоливания

- сырьевой резервуар; 2 - смеситель; 3 - насос; 4 - теплообменник; 5 - паровой подогреватель; 6 - резервуара с деэмульгатором; 7 - дозировочный насос; 8 - холодильники; 9 - отстойник; 10 - товарные резервуары.

.4 Неполадки при эксплуатации систем нефтегазосбора

В настоящее время на нефтяных месторождениях самой капиталоемкой системой является система "нефтегазосбор - добывающие скважины". Эта система также имеет наибольший резерв в снижении энергетических затрат (условно-переменной части себестоимости) добычи жидкости. Наиболее сильные технологические связи систем нефтегазосбора и добывающих скважин имеют место при фонтанной и газлифтной эксплуатации скважин.

Существенным недостатком при неоптимальной эксплуатации трубопроводных систем является эрозионно-коррозионное воздействие на трубопроводы за счет высоких скоростей транспортируемой смеси при повышенном газосодержании, а также за счет усиления вибрации трубопровода. Но режимы скважин можно изменять в широких диапазонах. Это является эффективным и оперативным управляющим воздействием не только на увеличение пропускной способности системы нефтегазосбора, а также повышает возможность экологических защитных мер.

При эксплуатации трубопроводов происходят две группы, связанные с неполадками систем нефтегазосбора, которые зависят от величины дефекта.

К первой группе относятся повреждения трещин и свищей, а ко второй группе - разрывы сварных стыков и стенок труб.

Для устранения неполадок, относящихся к первой группе используют различные устройства.

Например, при свищах забивают деревянные пробки, а для того чтобы не было протекания накладывают прокладку свинцовую или из бензостойкой резины; для устранения пробоин используют свинцовые пробки с заточкой их специальными болтами.

Повреждения, которые относятся ко второй группе, такие как утечка по некачественному сварному шву ликвидируют зажимом с синтетической герметизирующей прокладкой.

Неполный разрыв сварного шва или мелкую трещину можно устранить наложением галтельного двухстворчатого хомута на резиновой или свинцовой прокладке.

Недостатки способов устранения неполадок:

·        трудности доставок тяжелого сварочного оборудования к месту аварии;

·        недолговечность, т.к. в процессе эксплуатации трещина продолжает развиваться и выходит из-под сварки;

·        малое применение электросварки, это связано с пожарной опасностью в зоне пролившейся нефти, и требуется проведение противопожарных мероприятий.

Преимущества способов для устранения повреждений:

·        простота конструкции;

·        быстрая ликвидация аварии;

·        незначительные убытки и потери нефти по сравнению со сваркой патрубков и установкой отводов;

·        легкая технология ремонта трубопровода.

При аварии трубопровода необходимо выполнить следующее:

·        перевести поток жидкости на резервную линию, закрыть секущие задвижки;

·        стравить давление;

·        произвести откачку нефти;

·        откопать место порыва;

·        ликвидировать повреждение трубопровода;

·        испытать трубопровод на рабочее давление;

·        запустить трубопровод.

4.5 Борьба с внутритрубной коррозией при эксплуатации систем нефтегазосбора

Методы защиты трубопроводов от коррозии - ингибиторы, бактерициды, поглотители кислорода, электрохимическая защита и изоляционные покрытия. Есть и другой путь защиты от химической коррозии - изготовление труб из материалов, стойких к влиянию агрессивных сред: легированных сталей, чугуна, пластмасс и стеклопластиков.

Самым оперативным способом является ингибиторная защита трубопроводов.

Существует несколько технологий ингибиторной защиты, зависящих от условий эксплуатации:

·              непрерывная закачка дозировочными насосами;

·              залповая (периодическая) закачка в трубопровод;

·              закачка ингибитора в затруб скважины с постепенным выносом ингибитора и попаданием в трубопровод;

·              комбинированные.

Что касается ремонта трубопроводов, в США, Германии и Канаде - все большее распространение получает ремонт с применением пластмассовых вставок. Отремонтированный трубопровод имеет меньшее гидравлическое сопротивление, высокую коррозионную стойкость, практическое отсутствие зарастания сечения, снимает проблему изоляции стыка. В институте ТатНИПИнефть разработана аналогичная технология ремонта трубопроводов. Замена стальных труб на пластмассовые и из стеклопластиков - радикальное решение обеспечения коррозионной защиты трубопроводов.

Применяется для защиты и красящее покрытие, однослойное или многослойное, толщина может достигать 250-400 мкм.

Применяется нанесение внутренней изоляции труб - порошковых эпоксидных покрытий, двухкомпонентной эпоксидной смолы без растворителей и др.

В АО "Татнефть" эпоксидная краска наносится на внутреннюю поверхность труб с помощью достаточно простой в техническом исполнении поршневой технологии.

Применяются цинкосиликатные покрытия (жидкие стекла - силикаты натрия, калия, лития и др.), особенностью которых является то, что в случае повреждения покрытия происходит как бы его "залечивание" и коррозия подложки не развивается.

5. Подземный (текущий и капитальный) ремонт скважин

.1 Организация текущего и капитального ремонта скважин

Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана возможность выполнения СПО и других работ. Кроме того, обязательно нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными газами. Указанные условия создаются вследствие промывки и глушения скважин специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины

Определяют так же необходимый объём промывочной жидкости, который обычно берут реальной двум объёмам скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой затрачивается минимальный объём жидкости глушения. В качестве технологической жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе и т.д.

.2 Заказ-наряд, его содержание

Наряд формируется на основе руководящего документа - классификатора и Правил ведения ремонтных работ скважин (см. в Приложении Регламент организационных работ по формированию и оценке геолого-технологических мероприятий и мероприятий по повышению нефтеотдачи по месторождениям).

Для того чтобы составить наряд на подземный ремонт скважины, необходимо ещё собрать исходные данные, определить объём выполняемых работ.

Обследование включает в себя:

·        определение глубины забоя;

·        определение уровня жидкости;

·        состояние эксплуатационной колонны;

·        характер повреждения оборудования или колонны или насколько верно установлена причина снижения производительности скважины;

·        величину коэффициента продуктивности и др. параметров, характеризующих забой и скважину.

Целесообразно рассматривать результаты исследования в динамике. Особенно это касается выбора способа воздействия на забой или пласт. При передаче скважины в ремонт геологической службой НГП оформляется наряд - заказ, помимо других параметров указываются следующие необходимые для глушения данные по скважине:

·        способ эксплуатации;

·        интервал перфорации, пласт;

·        искусственный, текущий забой;

·        диаметр эксплуатационной колонны;

·        компоновка подземного оборудования;

·        глубина спуска (в скобках указывается глубина по вертикали);

·        дебит скважины;

·        удельный вес (плотность) пластовой воды;

·        пластовое давление и дата замера.

Пластовое давление, указанное в плане, должно быть замерено не позднее:

·        на скважинах 1,2 категории - за 10 дней до начала глушения (подтверждается через 10 дней);

·        на скважине 3 категории - за 30 дней до начала глушения (подтверждается ежемесячно).

В плане - наряде работ указывается жидкость глушения - название, удельный вес (плотность), объём, а также возможность её утилизации или повторного использования после окончания ремонта. В случае использования буферной жидкости во время глушения указывается название, концентрация, объём и интервал установки.


5.3 Виды текущего и капитального ремонта скважин

Текущий ремонт скважин включает проведение работ по замене подземного оборудования, очистке труб и забоев скважин от отложений парафина, солей, песка, а также выполнение мероприятий по увеличению дебитов скважин.

Цель текущего ремонта - устранение неполадок, нарушающих режим работы скважин, и замена подземного оборудования. Поэтому текущий ремонт скважин часто называют подземным ремонтом.

Текущий ремонт скважин подразделяют на планово-предупредительный (профилактический) и восстановительный.

Планово-предупредительным называют ремонт скважин, предусмотренный соответствующим календарным графиком. Графики могут составляться на месяц, квартал, год.

Профилактический ремонт выполняется для упреждения неожиданных нарушений в работе подземного оборудования скважин и своевременного устранения накоплений в отложениях парафина, песка, продуктов коррозии, могущих привести к непредвиденным нарушениям режима его работы.

Восстановительным ремонтом называют ремонт скважин, вызванный непредвиденным нарушением технологического режима их эксплуатации, включая полное прекращение отбора нефти из скважин.

Капитальный ремонт скважин

Скважины, в которых нельзя провести ремонтные работы силами бригад текущего ремонта и выполнение которых требует специального оборудования и инструмента, передаются в капитальный ремонт. Обычно капитальный ремонт проводится специализированным управлением, организуемым в объединении, которому передаются все работы на скважинах, связанные с повышением нефтеотдачи пластов. Поэтому оно называется Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и К.РС). В нем сосредоточены все технические средства, оборудование, материалы, транспортные средства, квалифицированная инженерно-техническая служба и бригады.

В некоторых случаях, когда на данном месторождении отдельные виды работ носят массовый характер, как, например, кислотные обработки, то их передают специализированному цеху, выполняющему только эти работы.

Такая специализация повышает качество работ, их эффективность и способствует сокращению производственного травматизма.

Особое место в работах по капитальному ремонту скважин занимают ловильные работы, необходимость в которых возникает при обрыве или отвороте подземного оборудования, НКТ, штанг, кабеля и при других осложнениях. При обрыве и ударе о забой оторвавшаяся часть оборудования сминается, расклинивается в обсадной колонне и зачастую выводит скважину из строя. Для ликвидации таких аварий после надежного глушения скважины в нее сначала опускают так называемую печать для обследования места обрыва. На свинцовом или алюминиевом диске печати, спускаемой в скважину и прижимаемой к месту обрыва, отпечатываются следы оторванной части, по которым удается распознать характер обрыва, его положение в обсадной колонне и, таким образом, решить вопрос о выборе ловиль-ного инструмента (овершота, пауков, труболовок, отводных крючков, ловильных колоколов). Захват ловильным инструментом оборванного конца, даже если он удается, не всегда заканчивается полным извлечением оборвавшейся части оборудования и очисткой скважины. Иногда приходится прибегать к помощи гидравлических домкратов (когда натяжение талевой системы превышает грузоподъемность подъемных сооружений) и с их помощью по частям извлекать оборванное оборудование. Если такая попытка очистки скважины снова кончается повторным обрывом спущенного инструмента (бурильных труб), то для восстановления работоспособности скважины забуривают второй ствол и эксплуатируют его как новую скважину. Эта работа выполняется бригадой капитального ремонта с использованием специальной фрезы и легкого бурового оборудования. Не менее сложны работы по изоляции обсадных колонн, в которых обнаружены дефекты в результате коррозии или смятия, по отвороту и извлечению труб, прихваченных цементом; когда приходится обуривать эти трубы специальными коронковыми долотами или трубными фрезами.

Таблица 3. Виды Капитального ремонта скважин

Шифр

Виды работ по капитальному ремонту скважин

Технико-технологические требования к сдаче

1

2

3

КР1

Ремонтно-изоляционные работы

КР1-1

Отключение отдельных обводненных интервалов пласта

Выполнение запланированного объема работ. Снижение обводненности продукции

КР1-2

Отключение отдельных пластов

Выполнение запланированного объема работ. Отсутствие приемистости или притока в (из) отключенном(ого) пласте(а)

КР1-3

Исправление негерметичности цементного кольца

Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. Снижение обводненности продукции при сокращении или увеличении дебита нефти

КР1-4

Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором

Отсутствие нефтегазопроявлений на поверхности и подтверждение наращивания цементного кольца в необходимом интервале промыслово - геофизическими исследованиями

КР2

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

КР2-1

Устранение негерметичности тампонированием

Герметичность эксплуатационной колонны при гидроиспытании

КР2-2

Устранение негерметичности установкой пластыря

То же

КР2-3

Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра

-"

КР3

Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта

КР3-1

Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации

Прохождение шаблона до необходимой глубины. Герметичность колонны в интервале работ фрезером

КР3-2

Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной

То же

КР3-3

Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов

-"

КР3-4

Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин

Достижение цели, оговоренной в технологическом плане

КР3-5

Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин

Достижение цели, оговоренной в дополнительном плане на ликвидацию аварий

КР4

Переход на другие горизонты и приобщение пластов

КР4-1

Переход на другие горизонты

Выполнение заданного объема работ, подтвержденных промыслово - геофизическими исследованиями. Получение притока

КР4-2

Приобщение пластов

Получение притока из нового интервала и увеличение дебита нефти

КР5

Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров - отсекателей

Выполнение запланированного объема работ, герметичность пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды

КР6

Комплекс подземных работ, связанных с бурением

КР6-1

Зарезка новых стволов скважин

Выполнение запланированного объема работ

КР6-2

Бурение цементного стакана

То же

КР6-3

Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе

-"

КР6-4

Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин

-"

КР7

Обработка призабойной зоны

КР7-1

Проведение кислотной обработки

Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин

КР7-2

Проведение ГРП

То же

КР7-3

Проведение ГПП

-"

КР7-4

Виброобработкапризабойной зоны

-"

КР7-5

Термообработка призабойной зоны

-"

КР7-6

Промывка призабойной зоны растворителями

-"

КР7-7

Промывка призабойной зоны растворами ПАВ

-"

КР7-8

Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)

-"

Прочие виды обработки призабойной зоны

-"

КР7-10

Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

Выполнение запланированного объема работ, подтвержденного промыслово - геофизическими исследованиями

КР7-11

Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов

Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных скважин и приемистости нагнетательных скважин

КР8

Исследование скважин

КР8-1

Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах

Выполнение запланированного комплекса исследований в заданном режиме (приток, закачка, выдерживание скважины в покое), получение заключения

КР8-2

Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)

Выполнение запланированного объема работ, выдача заключения

КР9

Перевод скважин на использование по другому назначению

КР9-1

Освоение скважин под нагнетательные

Достижение приемистости, оговоренной в плане

КР9-2

Перевод скважин под отбор технической воды

Выполнение запланированного объема работ. Получение притока

КР9-3

Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические

Выполнение запланированного объема работ

КР9-4

Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха

Обеспечение приемистости

КР10

Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин

КР10-1

Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием

Обеспечение приемистости

КР10-2

Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок

Восстановление приемистости

КР11

Консервация и расконсервация скважин

Выполнение запланированного объема работ

КР12

Прочие виды работ

Выполнение запланированного объема работ



Таблица 4. Виды текущего ремонта скважин

Шифр

Виды работ по текущему ремонту скважин

Технико-технологические требования к сдаче

1

2

3

ТР1

Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)

ТР1-1

Ввод фонтанных скважин

Выполнение запланированного объема работ

ТР1-2

Ввод газлифтных скважин

То же

ТР1-3

Ввод скважин, оборудованных ШГН

-"

ТР1-4

Ввод скважин, оборудованных ЭЦН

Выполнение запланированного объема работ

ТР2

Перевод скважин на другой способ эксплуатации

ТР2-1

Фонтанный - газлифт

Выполнение запланированного объема работ

ТР2-2

Фонтанный - ШГН

Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче

ТР2-3

Фонтанный - ЭЦН

Нормальная подача и напор

ТР2-4

Газлифт - ШГН

Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче

ТР2-5

Газлифт - ЭЦН

Нормальная подача и напор

ТР2-6

ШГН - ЭЦН

То же

ТР2-7

ЭЦН - ШГН

-"

ТР2-8

ШГН - ОРЭ

Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача и напор

ТР2-9

ЭЦН - ОРЭ

То же

ТР2-10

Прочие виды перевода

-"

ТР3

Оптимизация режима эксплуатации

ТР3-1

Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН

Достижение цели ремонта

ТР3-2

Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН

То же

ТР4

Ремонт скважин, оборудованных ШГН

ТР4-1

Ревизия и смена насоса

Нормальная работа насоса по динамограмме

ТР4-2

Устранение обрыва штанг

Устранение дефекта. Нормальная работа насоса

ТР4-5

Замена полированного штока

То же

ТР4-6

Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

Достижение цели ремонта. Нормальная подача насоса

ТР4-7

Очистка и пропарка НКТ

То же

ТР4-8

Ревизия, смена устьевого оборудования

-"

ТР5

Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН

ТР5-1

Ревизия и смена насоса

Нормальная подача и напор

ТР5-2

Смена электродвигателя

То же

ТР5-3

Устранение повреждения кабеля

Устранение дефекта, нормальная работа насоса

ТР5-4

Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ

Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача насоса

ТР5-5

Очистка и пропарка НКТ


ТР5-6

Ревизия, смена устьевого оборудования

Достижение цели ремонта

ТР6

Ремонт фонтанных скважин

ТР6-1

Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача насоса

ТР6-2

Очистка и пропарка НКТ

То же

ТР6-3

Смена, ревизия устьевого оборудования

-"

ТР7

Ремонт газлифтных скважин

ТР7-1

Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ

Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача насоса

ТР7-2

Очистка и пропарка НКТ

То же

ТР7-3

Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов

-"

ТР7-4

Ревизия, смена устьевого оборудования

-"

ТР8

Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин

Выполнение запланированного объема работ

ТР9

Очистка, промывка забоя

ТР9-1

Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ

Достижение цели ремонта

ТР9-2

Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.)

То же

ТР10

Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования

Выполнение запланированного объема работ

ТР11

Прочие виды работ

Выполнение запланированного объема работ


Похожие работы на - Добыча нефти ОАО 'Сургутнефтегаз'

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!