Реферат: Эксплуатация по Южносургутскому месторождению

                                        поровый            поровый            поровый       поровый     поровый  поровый

  Абсол.отметка

        В Н К  м                   2346                    2346                   2346              2363            2787       2675

  Средневзвешенная  

   н/ н  толщина ,м             6,0                       3,8                      9,2                  7,9              8,2            3,9

  Средняя  прониц .

        мД.                              246                     85                       114                 179              43              6

  Средняя  порист.

          %                                 24                     23                          23                   23               17             15

  Начальное  пласт.

  Давление  кгс/см    2.     233                   237                        237                237             276           299

  Давление  насыщ.

           кгс/ см ^ 2 .                97                     97                          97                  97                76              92

   Пластовая  темпер.

               С                              70                     70                          70                   70               75              79

   Вязкость  пласт.

   нефти, сПз                       4,02                  3,44                      3,44                3,44           2,17           1,83

   Вязкость пласт.

    воды ,сПз                        0,42                  0,42                      0,42                0,42           0,42           0,42

   Соотношение

   вязк.нефти  и

         воды                           9,57                   8,19                      8,19                8,19           5,17           4,36

   Плотность нефти

   в  пласт.усл. г/см2.         825                   825                        825                 825            846            789

   Плотность  нефти

  в поверхн.условиях

    г/см2.                               885                   885                       885                 885             894            8

 2.1.    КЛАССИФИКАЦИЯ   ВИДОВ  РЕМОНТОВ .

Текущий  ремонт  скважин   представляет  собой  комплекс  опе-

раций  , направленных  на  исправление  и  замену  подземного 

оборудования , изменение  параметров  его  работы , очистку  обору-

дования  и  забоя  от  песка ,  парафина ,  солей  и  продуктов  корро-

зии , а  также  на  проведение  исследовательских  работ  с  целью  до-

стижения  заданного  режима  работы  скважины . Он  призван  обес-

печить  рациональную  разработку  нефтяных  месторождений  за  счет   своевременного   и  качественного  проведения  работ  по  из-

менению  режима  эксплуатации  скважин , динамики  пластового  давления  . Текущий  ремонт  скважин- важнейший  участок  произ-

водственной  деятельности  НГДУ .

      Без  текущего  ремонта  скважин  невозможно  осуществить  ни

один  способ  эксплуатации  скважин . Это  видно  из  перечня   работ,  выполняемых  при  текущем  ремонте ,  который  включает  в

себя  операции   с  НКТ  , насосными  штангами  ,  насосами  и  работы ,  проводимые  в  скважинах .

      Работы  с  НКТ   :

n Спуск  или  подъем однорядного  , полуторорядного  или  двухряд-

ного  лифта 

n Проверка  и  замена  отдельных  труб  с  дефектами  или  изношен-

ними  резьбовыми  соединениями , а  также  лифта  в  целом

n Изменения  типоразмера  лифтовых  труб  или  глубины  подвески

лифта

n Очитска  лифтовых  труб  от  песка , парафина , солей  и продуктов

коррозии  .

      Работа  с   насосными  штангами    :

n Проверка  или  замена  отдельных  штанг  и  сальниковых  штоков

с  дефектами  или  изношенными  резьбовыми  соединениями ,  а

также  колонны  штанг  в  целом 

n Изменение  типоразмера  насосных  штанг

n Ликвидация  обрыва  или  отвинчивания  штанг

n Очистка  штанг  от  парафина ,  солей

   Работа  с  насосами   :

n Спуск  или  подъем  штанговых ,  гидропоршневых  и  погружных

 электронасосов  

n Проверка  или  замена  С Ш Н ,  Э Ц Н , Г П Н   или  их  узлов

n Изменение  глубины  подвески  насоса  или  его  типоразмера

При  проведении  текущих  ремонтов  в  большинстве  случаев  сочетают  несколько  видов  работ .

 Все  ремонты  разделены  на  три  группы    :

n технологические

n восстановительные

n аварийные

      Технологические  -  это  ремонты  скважин , необходимость

проведения  которых  обусловлена  условиями  и  способом  эксплуатации   скважин  и  технологией  разработки  залежей   и

месторождений  . Они  подразделяются  на  ремонты  по  изменению

способа  эксплуатации  скважин ,  технологического  режима  их  ра-

боты ,  предупреждению  осложнений  и  аварий  с  оборудованием и

скважинами   и  ремонты  с  целью  проведения  исследовательских

работ  .

      Спуск  или  подъем  оборудования  ,  проводимые  с  целью  замены  одного  из  вышеперечисленных  способов  эксплуатации ,              

представляет   собой  ремонт   по  изменению  способа  эксплуатации.

      К  ремонтам  по  изменению  технологического  режима  работы  скважин  относятся  ремонты  по  изменению  глубины  погружения

насосов  под  уровень  жидкости  ,  по  изменению  их  типоразмером,

спуску  и  замене  глубинных  штуцеров .

      Восстановительные - это  ремонты  , направленные  на  восстановление   или  увеличение   производительности  скважин  . Они  подразделяются  на  ремонты  по  восстановлению  режима  ра-

боты  скважин  и  ремонты  по  воздействию  на  призабойную  зону

скважин .  Для  восстановления   режима  работы  скважин  прово-

дится  замена  насосов , а  для  выполнения  работ  по  воздействию на   призабойную  зону  скважин -  спуско-подъемные  операции  с  трубами  и  штангами .

      Аварийные   -  это  ремонты ,  проводимые  с  целью  ликвидации

осложнений  и  аварий  с  насосными  штангами , НКТ , сальниковым

штоком  и  устьевой  обвязкой .

      Подземный  ремонт  выполняется  бригадами  по  подземному  ремонту  скважин , организуемыми  в   НГДУ  .

                               2.1.1.      В Ы Б О Р      Н А С О С А

      Существующий  нормальный  ряд  ЭЦН  предусматривает  в  зависимости  от  диаметра  эксплуатационной  колонны  и  дебита

скважины  15  насосов  разных  типоразмеров .

      Насос  для  скважины  подбирается  в  соответствии  с  характе-

ристикой  скважины , ее  дебитом , необходимым  напором  и  диа-

метром  эксплуатационной  колонны  на  основании  характеристики

ЭЦН .

      При  выборе  установки  по характеристике  скважины  порядок 

выбора  следующий  :

n определяют  требуемую  величину  напора  насоса

n учитывая  влияние  вязкости  откачиваемой  смеси  и  газосодержа-

ния  на  характеристику  глубинных  центробежных  насосов , определяют  требуемые  параметры  насоса  в  условиях  перекачки

им воды  

n выбирают  несколько  типоразмеров  установок  насосов  из  числа

выпускаемых

n определяют  глубину  подвески  глубинного  насоса  в  скважине

n определяют  мощность  двигателя  и  уточняют  его  типоразмер

n проверяют  возможность  отбора  насосом  тяжелой  жидкости

n проверяют  параметры  выбранного   ранее  кабеля  и  Н К Т

n проверяют  диаметральные  размеры  погружного  агрегата , труб

и  кабеля

n проверяют  параметры  автотрансформатора  или  трансформатора

n сравнивают  экономические  показатели  предварительно выбран-

ных  нескольких   типоразмеров  установок

n проверяют  рациональность  применения  глубинного  центробежного  насоса  по  сравнению  с  другими  типами  насосов

      Характеристика  скважины  при  выборе  установки  известна .

Это  в  основном  заданная  величина  отбора  жидкости  из  скважи-

ны  ;       глубина  расположения  уровня  жидкости  в  скважине  при  этом  отборе     ;      характеристика   отбираемой  жидкости  по  содержанию  в  ней  нефти  ,  воды  и  газа  , по  вязкости  смеси  и  по

плотности  их  составляющих       ;  содержание  в  отбираемой  смеси

механических  примесей     ;    размеры  обсадной  колонны      ; давление  ,  которое  необходимо  иметь  на  устье  скважины  , чтобы

транспортировать   смесь   до  групповой   установки   нефтепромы-

слового    сбора  нефти .

      Для  выбора  типа  насоса   необходимо  знать  давление , которое

он  должен  создавать  . Требуемое  давление  насоса  увеличивается  с  увеличением  глубины , с  которой  приходится  поднимать  жид-

кость  , гидравлических  сопротивлений   в  подъемных  трубах , про-

тиводавления  на  устье  скважины  и  уменьшается  за  счет  работы  газа  в  подъемных  трубах .  Этот  газ  , отбираемый  вместе  с  жид-

костью  из  скважины , по мере  приближения  к  устью  расширяется,

всплывает  и  увлекает  за  собой  часть  жидкости .

      Для  выбора  глубинного  центробежного  насоса  необходимо  знать  его  параметры  в  условиях  отбора  им  воды  , поскольку  за-

водские  характеристики  и  каталожные   данные   приведены  имен-

но  на  такие  условия . Поэтому  необходимо  учесть  вязкость  жид-

кости  и  газосодержание  в  ней  ,  снижающие  показатели  устано-

вок  .

      По  значению  подачи  и  напора  в  условиях  перекачки  им  воды

находят необходимый  типоразмер  насоса  по  заводским  каталогам.

При  это  , зная   внутренний  диаметр  обсадной  колонны  скважины,

определяют  допустимый  габарит  погружного  агрегата . Обычно  зазор  по  диаметру  обсадной  колонны  и  погружным  агрегатом  составляет  не  менее  6мм .

     По  габариту  погружного  агрегата , заданному  отбору  жидкости,

давлению , которое  должен  создавать  насос , выбирают  два-три 

типоразмера  установок  .

      Установки  подбирают  так , чтобы  заданные  отбор  и  напор  на-

соса  находились  в  его  рабочей  области  . При  этом  возможно  некоторая   подгонка  характеристики  насоса  , поставляемого  заво-

дом  к  характеристике  скважины . Напор  насоса  может  быть  сни-

жен   за  счет  уменьшения  числа  его  ступеней . Рекомендуется  сни-

мать  не  более  20      %     ступеней  .  В  некоторых  случаях  допус-

тимо  увеличить   буферное  давление  на  устье  скважины   за  счет

установки  штуцера .

      При  проверке  нескольких  вариантов  оснащения  скважины  ЭЦН  необходимо  сравнить  их  экономические  показатели .

2.3.5.     ТИПОВАЯ   ТЕХНОЛОГИЯ   ПОДЗЕМНЫХ         

РЕМОНТОВ   СКВАЖИН  ОБОРУДОВАННЫХ   ЭЦН

                          С М Е Н А     Э Ц Н

Переезд . Опрессовка  лифта  Р=80 атм. Глушение  скважины

           раствором  удельного веса  1,18 г. см3  в  У= 35 м3. Монтаж

           оборудования. Разгерметизация  устья скважины .

           Допуск  ЭЦН  на  73 мм НКТ - 20 м  . Подготовка  и  монтаж

           УГУ-2 .Опрессовка  УГУ-2  не  менее  30 атм. с составлением

           акта .Подъем  ЭЦН-50-1300  на  73мм НКТ  с глубины  1500 м

           с  постоянным  доливом  раствора  удельного  веса  1,18 .

           На скважине  иметь  запас  жидкости  1,18 г.см3  в У=4м3.

           Ревизия  патрубков  и  переводников . Спуск  ЭЦН-50-1300 на

           73 мм НКТ  на гл.1500м  с замером , шаблонированием , про-

           паркой  и  отбраковкой  НКТ , с чисткой  и  смазкой  резьб .

           Опрессовка  лифта  Р=80 атм. Определение  изоляции  кабеля .

           Демонтаж  оборудования .Опрессовать  арматуру  на  факти-

           ческое  линейное  давление .Запуск  УЭЦН  .Опрессовать  ка-

           бельный  ввод  до  80 атм. При  заправке  в барабан  свободный

           кабеля  оставлять  не  менее  3-х  метров .

           Работы  производить  с соблюдением  правил  ПБНГП ,ТУ  и У.

                                   СМЕНА  ЭЦН , ПРОМЫВКА  ЗАБОЯ .

                Переезд  .Опрессовка  лифта Р=80 атм. Глушение  скважины

                раствором  удельного  веса  1,18 г.см3 .Монтаж  оборудова-

                ния .Разгерметизация  устья  скважины  .

                Допуск  ЭЦН на 73мм  НКТ - 20 м   . Подготовка   и  монтаж          

                УГУ- 2 . Опрессовка  УГУ-2  не менее  30  атм. С   составле-

                нием  акта .Подъем  ЭЦН-50-1300  на  73мм  НКТ  с гл.1500м

                с  постоянным  доливом  раствора  1,18 г.см3 . На  скважине

                иметь  запас  жидкости  1,18 г.см3   в  У=4м3 . Ревизия  пат-

                рубков  и  переводников . Спуск- подъем  пера-воронки  на

                60мм НКТ + 73мм НКТ  на  гл.2500м  с  замером  труб .

                Промывка  забоя  100 м 3 .  Спуск  ЭЦН-50-1300  на  73 мм

                НКТ  на  гл. 1500м  с  замером , шаблонированием , пропар-

                кой  и  отбраковкой  НКТ , с чисткой  и  смазкой  резьб .

                Опрессовка  лифта  Р=80 атм .Определение  изоляции  кабе-

                ля . Демонтаж  оборудования . Опрессовать  фонтанную ар-

                матуру  на  фактическое  линейное  давление .Запуск  УЭЦН

                Опрессовать  кабельный  ввод  до  80 атм . При  заправке  в

                барабан  свободный  конец  кабеля  оставлять  не  менее  3м

                Работы  производить  с  соблюдением  правил  ПБНГП ,ТУ

СМЕНА  ЭЦН ,  РЕВИЗИЯ   ЛИФТА .

      Переезд  . Опрессовка  лифта  Р=80 атм. Глушение  скважин

      раствором  удельного  веса  1,18 г.см3  в  У=35 м3 . Монтаж

      оборудования . Разгерметизация  устья  скважины .

      Допуск  ЭЦН  на  73 мм  НКТ  -20м . Подготовка  и  монтаж

      УГУ-2 .Опрессовка УГУ-2  не менее  30 атм. с  составлением

      акта . Подъем  ЭЦН-50-1300  на  73мм НКТ с гл.1500 м   с

      постоянным  доливом  раствора  удельного  веса  1,18 .

      На  скважине  иметь  запас  жидкости  1,18 г.см3  в  У=4м3.

      Ревизия  патрубков  и  переводников . Спуск - подъем  заглуш-

      ки  на  73  мм  НКТ  на гл.1500м  с  замером , шаблонированием ,

      пропаркой  НКТ . Опрессовка  Р=80 атм. Спуск  ЭЦН-50-1300  на

      73мм НКТ  на  гл.1500м с  замером, отбраковкой труб , с  чисткой

      и  смазкой  резьб . Опрессовка  лифта  Р=80 атм. Определение 

      изоляции  кабеля .Демонтаж  оборудования . Опрессовать  арма-

      туру  на  фактическое  линейное  давление .Запуск  УЭЦН . Опрес-

       совать  кабельный  ввод  до  80 атм.   При    заправке   в   барабан 

       свободный  конец  кабеля  оставлять  не  менее  3 м .

       Работы  производить  с  соблюдением  правил  ПБНГП, ТУ и У .

         3.    ТЕХНИКА   БЕЗОПАСНОСТИ   ПРИ   П Р С .

При  ремонте  скважин  неправильные  или  опасные  приемы  работы,

неисправность  оборудования  и  инструмента, плохая  организация  работы ,    неудовлетворительная     организация     обучения     и  инструктажа    рабочих   могут    явиться    причиной     несчастных  случаев . Около     половины     всех     несчастных     случаев    в  нефтегазодобывающей  промышленности  связано  с  работами  при  подземном  ремонте .

      При  механизации  и  автоматизации  тяжелых  и  трудоемких  процессов , применении  специальных  устройств  и  агрегатов  зна-

чительно  уменьшаются  случаи  травматизма .

      На  основании  накопленного  опыта  при  подземном  ремонте  скважин  разработан  комплекс  мероприятий  по  технике  безопас-

ности .

      Основным  условием  безопасного  проведения   ремонтных  работ  является  тщательное  выполнение  подготовительных  опера-

ций , к  которым  относятся     :  погрузка  ,  разгрузка  и  транспорти-

рование   частей  оборудования , инструмента  и  приспособлений ,

подготовка  площадки  у  скважины  , устройство  фундамента , раз-

мещение  оборудования . Перед  началом  выполнения  спуско-подъемных  работ  необходимы  тщательный  осмотр  и  проверка

оборудования, инструмента ,  контроль  установки  мачт ,  крепления

оттяжек   .

      Необходимо  тщательно  проверить  исправность  мостков , полов, маршевых  лестниц  и  площадок  .

      Агрегаты  для  подземного  ремонта  оборудования  должны  быть   снабжены  специальными  механизмами  и  приспособлениями,

обеспечивающими  безопасность  работ .

      Особое  внимение  необходимо  уделить  состоянию  каната . Для

подземного  ремонта   чаще  всего  используются  канаты  левой  кре-

стовой  свивки . Они  гибки ,  износостойки  и  не раскручиваются  в

свободном  состоянии  .

      Все  работы  по  выполнению  операций  подземного  ремонта  должны  вестись  исправным  оборудованием  и  инструментом .

Это  в  первую очередь  относится  к  ремонту  скважин  со  значи-

тельным  выделением  газа .

      При  подъеме  труб  с  жидкостью  применяют  специальный  кожух  для   предотвращения  ее  разбрызгивания , в  процессе  рабо-

ты  и  после  нее   необходимо  очистить  пол  у  устья  от  грязи .

     После  подъема  труб  устье  скважины  перекрывается ,  а  скважины  ,  где  возможно  фонтанное  продление  ,  перекрываются

 планшайбой .

      Порядок   безопасного  ведения  ремонтных  работ  определяется

правилами   и  инструкциями  по  технике  безопасности  ,  которым

необходимо     следовать    при    проведении     любых    работ    на 

скважине.

 3.1.     ПОЖАРНАЯ   БЕЗОПАСНОСТЬ  ПРИ   П Р С .

   Обеспечение  безопасных  и  здоровых  условий  труда  на  производстве  возможно  только  при  строгой  трудовой  и

производственной  дисциплине  всех  работающих       :   точном

выполнении  ими  инструкций  по  охране  труда  и  пожарной

безопасности . Без  этого  самые  современные  техника  и  технологии   не  в  состоянии  создать  безопасную  обстановку

на  производстве .

    Очень  велика  роль  самих  непосредственных  исполнителей

работ  -  рабочих . Наряду  со  знаниями  технологических  про-

цессов  они  должны  иметь  навыки  принятия  правильных  дей-

ствий  на  рабочем  месте , выполнять  свои  обязанности  так ,

чтобы  исключить  возможность  возникновения  опасности  и  вредности  себе  и  окружающим  людям , а  также  знать  какие

меры  нужно  принять  для  предотвращения  и  устранения  пожа-

ров .

    Ответственным  лицом  за  пожарную  безопасность  в  бригадах  является  мастер  ,  а  в  его  отсутствии  -  старший  оператор , на

которых  возлагается  :

-    контроль  за  соблюдением  бригадой  правил  пожарной  безопасности  на  скважине , в  культбудке , в  инструменталке ;

-    обеспечение  согласно  нормам  скважин  и  других  объектов

первичными  средствами  пожаротушения  и  содержание  их  в

чистом  и  исправном  состоянии ;

-    руководство  бригадой  по  тушению  пожара  в  случае  его

возникновения  до  прибытия  пожарной  команды .

   Вся  территория  возле  скважины  и  помещений  должна  содержаться  в  чистоте  и  порядке .

   Замазученность  территории   , загромождение  дорог , проездов  к  скважине ,  средствам  пожаротушения , водоемам   запрещается.

   Работа  на  скважине  разрешается  ,  если  она  заглушена , имеются  средства  герметизации .

   Освещение   на  скважине  допускается  только  электрическое   ,

применительно  к  особо  сырым  помещениям   взрывозащищен-

ного  исполнения .

   Производство  огневых  работ  на  скважине  запрещается .    

   Курение  разрешается  только  в  специально  отведенном  месте.

   Использовать  средства  пожаротушения  не  по  назначению  за-

прещается .

   Над  огнетушителями , расположенными  на  открытом  воздухе,

следует  устраивать  навес - козырек .

   Запрещается  оставлять  в  вагоне - домике  включенные  элек-

троприборы при  отсутствии  в  нем  людей .

   Горючесмазочные  материалы  надо  хранить  не  ближе  20 м

от  места  установки  подъемного  агрегата .

       При    возникновении  пожара  необходимо  сообщить  пожарной

охране  и  до  прибытия  пожарной  команды  приступить  к  туше-

нию , используя  первичные  средства  пожаротушения .

  4.  ОХРАНА   ОКРУЖАЮЩЕЙ  СРЕДЫ   ПРИ  ПРС.

Текущий  ремонт  скважин  является  одним  из  источников  за-

грязнения   окружающей  среды   нефтью  ,  пластовой  водой  ,  а 

также  различными  химическими  реагентами   и  их  растворами ,

составляющими  основу  рабочих  и  промывочных  жидкостей . В  подготовительно  - заключительный  период  ремонтных  работ  из-

за  нарушения  режимов  глушения  скважины  или  ее  освоения 

возможны  выбросы  скважинной  жидкости  вплоть  до  неуправля-

емого  фонтанирования .

      Предотвращение  загрязнения  окружающей  среды  при  прове-

дении  работ  по  подземному  ремонту  скважин   достигается  про-

ведением  следующих  мероприятий          :

n использование  закрытой  системы  циркуляции  промывочной

жидкости  ,  включающей  слив  отработанной  или  оставшейся

жидкости  в  специальную  емкость , нефтеловушку  или  канали-

зацию  

n сбор , вывоз   или  обезвреживание  на  месте  продуктов  ремонта

(  углеводорода  , оказавшиеся  на  территории  вокруг  скважины

должны  быть  собраны  и  утилизированы   либо  сожжены , если

утилизация   невозможна )

n обваловка  площадки  вокруг  скважины  ,  особенно  в  случаях

возникновения  неуправляемого  фонтанирования 

n применение  устьевых  малогаборитных  противовыбросовых

устройств

n рекультивация  территорий  ,  примыкающей  к  скважине  , для

сельскохозяйственного  и   иного  пользования ,  в  случае  причи-

нения  ущерба   передвижением  тяжелых  автомобильных   и  тракторных   агрегатов .