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

Диаметр (НКТ), мм

Давление на манометре, (кг/см.кв.)

Давление на манометре, (кг/см.кв.)

Крутящий момент, (фунто-фут)

60

1100

77,3

8

73

1200

84,3

10

89

1350

94,9

12

Марка насоса

Нар. Æ

Напор max, м

Модуль насоса 3

Модуль насоса 4

Модуль насоса 5

Модуль входной

Модуль головка

мм

масса кг

кол-во ступ. шт

масса кг

кол-во ступ. шт

масса кг

кол-во ступ. шт

длина мм

масса кг

длина мм

масса кг

ЭЦН5-50

92

2000

107

109

139

147

167

186

287

11,5

235

7,1

ЭЦН5-80

92

2000

104

114

144

155

171

196

287

11,5

235

7,1

ЭЦН5-125

92

2000

118

96

156

131

190

165

287

11,5

235

7,1

ЭЦН5-200

92

1400

95

76

121

104

137

131

287

11,5

235

7,1

ЭЦН5А-250

103

2000

138

54

179

73

221

92

287

11,9

235

8,2

ЭЦН5А-400

103

1600

137

50

178

68

218

86

287

11,9

235

8,2

ЭЦН5А-500

103

1200

148

45

191

62

236

78

287

11,9

235

8,2

Группа установки

Максимальный диаметр УЭЦН, мм

Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм

Диаметр шаблона, мм

Насос ЭЦН-5 ПЭД-103-В5

116,4

121,7

117

Насос ЭЦН-5 ПЭД-117-ЛВ5

119,6

123,7

120

Насос ЭЦН-5А ПЭД-117-ЛВ5

126

130

127

Показатели

ЭХЛ-60-15

ЭХЛ-73-25

ЭХЛ-89-35

ЭХЛ-114-40

Условный диаметр труб, мм

60

73

89

114

Грузоподъемность, т

15

25

35

40

Диаметр расточки под трубу, мм

62

75

91

116

Габариты, мм:

370х115х110

370х160х130

395х180х145

400х215х160

Масса, кг

18

20

145

35

Грузоподъемность максимальная, т

50

Условный диаметр захватываемых труб, мм

48,60,73,89

Габаритные размеры, мм, не более

Длина

285

Ширина

230

Высота

575

Масса элеватора (без захвата), кг

28,3

Масса захвата, кг

28,3

Показатели

ЭТА-32

ЭТА-50

Грузоподъемность, т

32

50

Условный диаметр труб, мм:

48…73

60…89

Габариты, мм

265х200х540

280х230х575

Масса, кг

16

25

Ключи одношарнирные трубные КОТ48-89, КОТ89-132

Одношарнирные трубные ключи типа КОТ (рисунок 5.15) предназначены для проведения монтажно-демонтажных промысловых работ, а также для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб при спускоподъемных операциях на скважинах, в том числе с применением механических ключей типа АПР.

Рисунок 5.15 Ключи одношарнирные трубные

Таблица 5.7 - Техническая характеристика

Ключи трубные КТГУ-48, КТГУ-60, КТГУ-73, КТГУ-89

Ключи трубные (рисунок 5.16) применяются при механизированном свинчивании и развинчивании насосно-компрессорных труб с помощью ключа-автомата АПР-2-ВБМ или механического ключа КМУ-50.

Рисунок 5.16 Ключи трубные

Агрегат цементировочный ЦА-320 (рисунок 5.17) предназначен для нагнетания различных жидких сред при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении других промывочно-продавочных работ в нефтяных и газовых скважинах. Монтируется на шасси автомобиля КрАЗ, Урал.

Рисунок 5.17 Агрегат цементировочный ЦА-320

.7 Оборудование и технология для удаления песчаной пробки

В процессе подъёма подземного оборудования определяется причина отказа погружного оборудования. Часто причиной отказа является песок.

Появление песка на забое скважины может быть обусловлено оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины. Этот процесс происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах, и его интенсивность определяется механическими свойствами продуктивного пласта. Песок может оказаться на забое скважины после проведения операций подземного ремонта скважины, связанных с использованием гидропескоструйных перфораторов, и после выполнения гидравлического разрыва пласта. Наконец, определенное количество песка может быть намыто при создании искусственного забоя и т.д.

Осаждаясь на забое, песок образует пробку, которая, непрерывно увеличиваясь, закупоривает фильтровую часть скважины, что приводит к уменьшению или полному прекращению подачи жидкости.

Независимо от причин появления песка для обеспечения нормальной эксплуатации скважины его следует удалять. При этом отрицательное воздействие на пласт должно быть минимальным.

Основной проблемой является образование песчаных пробок на забое скважины, которая, непрерывно увеличиваясь, закупоривает зону перфорации скважины, что приводит к снижению дебита, а в некоторых случаях и невозможности дальнейшей эксплуатации.

Перекрытие зоны перфорации может произойти:

. После ГРП вследствие обратным выносом пропанта и образования пропантовой корки;

2. В процессе эксплуатации скважин из продуктивных пластов, сложенных песками или слабосцементированными песчаниками, вместе с жидкостью и газом выносится в скважину песок, что приводит к образованию пробки;

3. При образовании пробки в стволе скважины из цемента и глины проникающей из негерметичностей эксплуатационной колонны;

. После использованием гидропескоструйных перфораторов, частицы пласта выносятся через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины.

Засорение фильтрационных каналов породы твердыми частицами глинистого раствора, частицами выбуренной породы, песком, илом, процессе вышеперечисленных технологических операций снижают относительную проницаемость для нефти в 5-6 раз.

Поэтому промывка песчаной пробки является наиболее распространенным видом работ, который проводится в последнее время.

5.7.1 Оборудование, используемое для удаления песчаных пробок

В настоящее время в ООО «ПРС» для проведения работ по очистке забоя скважин и разбурке песчаных пробок используется следующее оборудование:

Перо - труба, имеющая срез под острым углом (рисунок 5.18). Применяется при работах по промывке скважины и очищении призабойной зоны от песчаных пробок и механических примесей при текущем и капитальном ремонте скважин, освоении, ГРП. Работа проводится путем нагнетания в скважину промывочной жидкости через скошенный хвостовик (перо) которая разрушает и размывает песчаную пробку и выносит горную породу на поверхность.

Гидромониторный рыхлитель - состоит из зубчатой муфты, втулки с соплами и обратного клапана (рисунок 5.19). Применяется при работах по промывке скважины и очищения призабойной зоны пласта от песчаных пробок и механических примесей при текущем и капитальном ремонте скважин, ГРП. Путем нагнетания в скважину под высоким давлением промывочной жидкости через сопла втулки гидромониторной зубчатой муфты, которая разрушает и размывает песчаную пробку и выносит горную породу на поверхность.

Рисунок 5.18 Перо Рисунок 5.19 Гидромониторный рыхлитель

Забойный винтовой двигатель (рисунок 5.20). Основными деталями двигателя являются статор и ротор. Статор выполнен в виде стального корпуса с концевыми резьбами и привулканизированной внутри корпуса резиновой обкладкой, имеющей на внутренней поверхности винтовые зубья левого направления. Стальной ротор имеет наружные винтовые зубья также левого направления, число которых на единицу меньше, чем у статора. Зубья ротора и статора находятся в непрерывном контакте между собой, в результате чего происходит разделение полостей высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя.

Двигатели винтовые забойные Д-85, Д-105, Д-106 предназначены для:

разбуривания цементных стаканов, мостов, песчаных и иных пробок в эксплуатационных колоннах при текущем и капитальном ремонте скважин с применением шарошечных долот, долот режущего типа, оснащенными природными и синтетическими алмазами и алмазно-твердосплавными пластинами;

разрушения мелкого металла на забое торцевыми фрезами;

ведения аварийных работ при обуривании НКТ, ЭЦН или иного оборудования с использованием кольцевых фрезов и обурников;

прорезания боковых окон в эксплуатационной колонне для бурения вторых стволов с помощью колонных райберов;

для геологоразведочного и структурно-поискового бурения

Рисунок 5.20 Забойный винтовой двигатель

.7.2 Применение забойного двигателя

Подготовка труб

Трубы должны быть герметичными, без повреждений резьбовых соединений, без отложений на внутренних стенках парафина, кальцита и окалины, прошаблонированы шаблоном Æ 59 мм, опрессованы на давление в 1.5 раза выше рабочего давления бурения.

Подготовка забойного двигателя к спуску в скважину

Забойный двигатель поставляется в бригаду из ремонтных мастерских с паспортом и повторному испытанию на скважине не подлежит. Если в паспорте отсутствует запись о гидравлическом испытании, то на скважине необходимо (в зимнее время предварительно обогрев паром) произвести проверку вала шпинделя на механическое вращение без подачи жидкости в режиме запуска при давлении от 25 до 50 атм.

Увеличивая расход жидкости, проверяется работа забойного двигателя в рабочем режиме согласно технической характеристики.

Спуск компоновки

Наворачивается долото, тщательно крепится к валу шпинделя для предотвращения самопроизвольного отворота при спуске в наклонно-направленные скважины, а также при бурении.

Над забойным двигателем устанавливается обратный клапан, в первой трубе от двигателя устанавливается фильтр. Затем, если бурение производится с привязкой долота геофизическим методом, устанавливаются реперные патрубки согласно схеме спуска компоновки. Эскиз спускаемой компоновки заносится в вахтовый журнал с отображением размеров длин и диаметров.

Спуск компоновки и труб производится с замером и шаблонированием до глубины 30-35 метров выше кровли цементного моста.

Бурение

Во избежании зашламовывания двигателя, не доходя до забой 30-35 метров собирается устьевой сальник, рабочая труба с вертлюгом ВП-50 обвязанным с буровым шлангом. Буровой шланг соединяется быстроразъемным соединением с устьевым фильтром и линией нагнетания от ЦА-320 или 4АН-700. На мостках производится опрессовка линии "ЦА-320 - буровой шланг - ВП-50 - рабочая труба" на полуторократное давление от рабочего. Рабочая труба соединяется с колонной НКТ (бурильной), восстанавливается циркуляции и плавно увеличивая расход жидкости инструмент медленно подается к забою (цементному мосту).

После восстановления циркуляции и касания долота о забой, что определяется увеличением давления на манометре ЦА-320 и по ИВЭ-50, производится бурение с разгрузкой инструмента на забой не превышающей 3 тонны для Д-85 и до 6 тонн для Д-105 (предельно допустимая нагрузка на 3 - шарошечное долото Æ 120.6 мм - 6 тонн).

После разбуривания цементного моста до заданной величины производится промывка забойного двигателя чистой промывочной жидкостью в полуторократном объеме труб. Разбирается нагнетательная линия, промывается устьевой фильтр во избежании застывания и напрессовки шлама.

. Перед спуском двигателя осмотрите присоединительные резьбы, а также убедитесь в отсутствии трещин и вмятин на статоре и корпусе шпинделя.

. Перед опробованием двигателя над устьем скважины в зимнее время (T<0⁰C) прогреть его паром или горячей водой в течение 30-40 мин. Запуск производить при давлении не более 5 МПа. Убедитесь в плавности вращения вала и герметичности резьбовых соединений.

. Во избежание зашламовывания двигателя, в компоновку бурильной колонны (над двигателем) необходимо установить фильтр с обратным клапаном.

.При спуске двигателя в скважину, не доходя до забоя 10-15 м, необходимо включить насос, плавно увеличивая расход жидкости, чтобы подойти к забою с постоянным режимом промывки.

. Эксплуатация нового двигателя в первые 10-15 часов работы должна производиться при пониженном расходе рабочей жидкости (ниже 15-30%).

По мере износа зубьев статора и ротора расход целесообразно увеличивать на 20-25%.

. Останавливать двигатель на забое при значительном возрастании нагрузки на долото не рекомендуется из-за резкого повышения давления.

.7.3 Устройство и принцип работы пробойника вращающегося

Пробойник вращающийся (рисунок 5.21) состоит из: зубчатого долота с зубчатой коронкой, перепускным клапаном и промывочным механизмом, винта, переходника который соединяет их между собой и передаёт ударную нагрузку, корпуса с пятью направляющими и муфты НКТ.

Рисунок 5.21 Пробойник вращающийся

Пробойник вращающийся предназначен для разрушения пропантовых корок образующихся в забое скважины после ГРП.

Работает пробойник следующим образом: колонна НКТ под действием силы тяжести сдвигает в низ корпус с направляющими, которые поворачивают винт с долотом. При ходе винта на 240 мм поворот долота составляет 90 градусов (по часовой стрелке) (таблица 5.8). При подъеме колонны от воздействия собственного веса и отжимном силы пружины долото возвращается в исходное положение. Воздействовать на корку можно периодически, поднимая и опуская колонну. После разрушения пробки осуществить работы по размывке пропанта через штуцера из НКТ. После этого вымыть остатки пропанта обратной промывкой через клапан в долоте.

Таблица 5.8 - Техническая характеристика

5.7.4 Гидровакуумная желонка

Обработка призабойной зоны скважины при помощи комплекса гидровакуумной желонки является эффективным способом восстановления фильтрационных характеристик ПЗП, и проводится с целью увеличения производительности добывающих скважин. Гидровакуумная желонка служит для очистки скважины от сыпучих материалов: песка, окалины, кусков породы, шлама, мелких посторонних предметов и прочих механических примесей, как пластового, так и инородного происхождения.

Гидровакуумная желонка обеспечивает очистку призабойной скважины (пласта) без организаций в ней циркуляционной промывки.

Использование гидровакуумной желонки возможно только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца.

Решение о целесообразности, технологии и периодичности проведения обработки ПЗП, при помощи комплекса ГВЖ, принимают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия на основе исследований скважин, проведенных до, или в процессе ТКРС.

Проведение обработки ПЗС (ПЗП) комплексом ГВЖ целесообразно в следующих случаях:

в скважине невозможно установить циркуляцию;

нагружение скважины промывочной жидкостью нежелательно или вредно для пласта;

очистка более экономична, чем монтаж и спуск оборудования для установления в скважине циркуляции.

Принцип действия гидровакуумной желонки

Гидровакуумная желонка функционирует за счет перепада давления, создаваемого потоком жидкости из скважины через клапан желонки в колонну насосно-компрессорных труб, где жидкость до открытия клапана отсутствует.

Монтаж гидровакуумной желонки

Подготовка и ревизия всех составляющих комплекса гидровакуумной желонки производится силами механической службы предприятия по ТКРС, после каждой спускоподъемной операции.

На каждую гидровакуумную желонку помимо заводского паспорта, заводится эксплуатационная карта, в которой отражаются все данные о периодичности ремонта и ревизии, характера и эффективности работы комплекса на протяжении всего периода эксплуатации.

Завоз и вывоз комплекса гидровакуумной желонки в бригаду ТКРС производится только в комплекте с паспортом.

Монтаж комплекса гидровакуумной желонки производится на устье скважины в следующей последовательности (снизу-вверх):

. Перо или корончатый рыхлитель (зубчатая муфта);

. Комплект обратных клапанов типа КОТ-50 (тарельчатый), КОШ-25 (шариковый), УЗ-75 (устройство захватное);

. Контейнер из НКТ (расчетное количество - пункт 5);

. Сбивной клапан типа КС-73;

. Гидровакуумная желонка;

. НКТ - 1-2 шт;

. Сбивной клапан типа КС-73;

. НКТ - исходя из расчета П.5 и технического состояния эксплуатационной колонны.

Свинчивание труб производится с усилием, соответствующим марке спускаемых НКТ.

Запрещается спуск комплекса ГВЖ с использованием переводников, клапанов, патрубков и НКТ несоответствующих требованиям руководящих документов и инструкций.

Запрещается частичная или полная разборка и сборка гидрожелонки над устьем скважины.

При монтаже гидрожелонки устанавливать корпус желонки в клиновой захват спайдера запрещается.

Резьбовые соединения должны быть смазаны консистентной смазкой удовлетворяющей требованиям руководящих документов по эксплуатации НКТ.

Начертить эскиз спускаемой компоновки с указанием размеров и типа ГВЖ в “Акте работы комплекса ГВЖ”.

Порядок работ ГВЖ

Спустить комплекс гидровакуумной желонки с точным замером подвески НКТ в скважину, не допуская касания пером текущего забоя скважины.

Нагрузить весом колонны НКТ 3-5 т перо на 3-5 сек, затем поднять колонну труб на 2-4 м.

Во время нагрузки в желонке откроется ее верхний клапан, жидкость устремится с высокой скоростью в колонну труб выше желонки. Откроется обратный клапан и вместе с жидкостью, с забоя начнут засасываться механические примеси.

После периода ожидания в 20-40 сек повторно нагрузить перо весом колонны и вновь поднять колонну труб, повторяя эту операцию до 30 раз.

В момент нагрузки пера и срабатывания желонки (открытие ее клапана) на устье будет слышен характерный хлопок срабатывания обратного клапана и гидравлического удара на клапане желонки.

Работа гидровакуумной желонки будет продолжаться до момента, пока уровни жидкости в кольцевом пространстве скважины и в колонне труб над желонкой не сравняются. Показателем прекращения процесса всасывания является отсутствие шумового эффекта (хлопка) при нагрузке пера колонной труб.

Эффективность работы комплекса ГВЖ зависит от следующих факторов:

колонна НКТ должна быть герметична.

перед посадкой пера на забой, необходим предварительный долив скважины жидкостью глушения до устья.

отсутствие на забое скважины аварийного оборудования и инструмента.

ревизия, при необходимости ремонт (замена) всех составляющих комплекса после каждой технологической операции по обработке ПЗП.

точность геолого-технических данных переданных нефтегазодобывающим предприятием.

Для предотвращения “прихвата”, а вследствие - аварии необходимо непосредственно после работы ГВЖ, не оставляя компоновку инструмента на забое начать подъем НКТ.

В процессе подъема инструмента желонка будет перепускать жидкость из колонны НКТ в скважину.

В случае, когда неправильно определен объем контейнера из труб НКТ или когда время разряда на клапане желонки было завершено, возможно, попадание механических примесей выше желонки в колонну труб, на которой она спускалась в скважину. В этом случае сбросом металлического прутка сбейте сбивной клапан, это позволит организовать отверстие для слива жидкости из колонны труб в скважину.

Обязательно присутствие в процессе непосредственной работы комплекса ГВЖ представителя нефтегазодобывающего предприятия для контроля правильности выполнения технологического процесса по обработке ПЗП.

Ответственному (мастер бригады ТКРС) за проведение ремонта на скважине, совместно с представителем нефтегазодобывающего предприятия составить отчет по работе комплекса по установленной форме.

Вывезти желонку со скважины на базу производственного обслуживания предприятия по ТРС, для проведения ревизии либо ремонта.

При проведении цикла обработки ПЗП (ПЗС) комплексом ГВЖ, ревизии ремонта, ответственными за работу и ремонт комплекса заполняется эксплуатационная карта, которая является неотъемлемым дополнением к эксплуатационному паспорту.

Расчет компоновки

Для создания необходимой депрессии в зоне работы комплекса необходимо рассчитать объем полости НКТ над ГВЖ, в котором отсутствует давление, т.е. равно атмосферному, отсюда разность гидростатических давлений и будет равняться необходимому давлению депрессии. [9]

5.7.5 Расчёт и подбор оборудования для промывки песчаной пробки.

Произведём расчёт и подбор оборудования для промывки песчаной пробки, для скважины 1483 Советского месторождения.

Глубина скважины, Н = 2800 м;

Высота песчаной пробки, h = 250 м;

Диаметр песчинок, d =  м;

Условный диаметр эксплуатационной колонны  = 0,168 м;

Условный диаметр НКТ  = 0,073 м;

Плотность промывочной жидкости  = 1000 ;

Способ промывки: обратный;

Производим расчёт скорости восходящего и нисходящего потоков:

,

,

где - скорость нисходящего потока жидкости, ,

 - скорость восходящего потока жидкости, ,

Q - подача насоса, ,

 - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м.

Выбираем насос поршневой 9 ТМ (в составе УНБ - 160 - 32).

Минимальная подача данного насоса составляет Q = 3,5 л/с = 0,0035.

Для нисходящего потока: ,

Для восходящего потока: , где

 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м,

 - наружный диаметр НКТ, м,

 - внутренний диаметр НКТ, м.

При условном диаметре НКТ 73 мм внутренний диаметр НКТ составляет 62 мм (толщина стенки НКТ 5,5 мм), наружный диаметр НКТ - 73 мм. При условном диаметре эксплуатационной колонны 168 мм внутренний диаметр эксплуатационной колонны составляет 150,5 мм (толщину стенки трубы принимаем равной 8,9 мм), наружный диаметр эксплуатационной колонны 168,3 мм.

 =  м,

 =  м.

 =  ,

 =  .

Рассчитываем скорость подъёма песчинок:

, ,

где  - скорость подъёма песчинок ,

 - скорость восходящего потока жидкости ,

W - средняя скорость свободного падения песка в жидкости .

При диаметре песчинок 0,2 мм средняя скорость свободного падения песка в жидкости W = 1,95 см/с или 0,0195 м/с. Сравнивая эту скорость со скоростью восходящего потока делаем вывод, что скорость восходящего потока превышает скорость падения частиц песка в жидкости (1,167 > 0,0195).

Cкорость подъёма песчинок:  = 1,167 - 0,0195 = 1,1475 м/с.

Рассчитываем общие гидравлические потери:

,  или м. в. ст. (метры водного столба),

где  - потери напора в промывочных трубах.

=, м. в. ст.,

где Н - длина промывочных труб (приближенно принимаем равной глубине скважины Н = 2800 м), м;

d - внутренний диаметр промывочных труб (НКТ), м;

 - скорость нисходящего потока жидкости в трубах, ;

 - плотность жидкости, ;

- коэффициент гидравлических сопротивлений. В соответствии с условным диаметром труб (73 мм), принимаем коэффициент гидравлического сопротивления равным 0,035.

=== 52,2 м.в.ст.

 - потери напора при движении жидкости с песком в кольцевом пространстве.

=, м.в.ст.

где φ - коэффициент, учитывающий увеличение потерь вследствие содержания в жидкости песка (φ = 1,12…1,2). Принимаем φ = 1,2;

 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

- наружный диаметр НКТ, м;

 - скорость восходящего потока, м/с.

==  м.в.ст.

 - дополнительные потери, обусловленные разностью плотности жидкости в трубах и затрубном пространстве в связи с наличием песка в восходящем потоке.

=, м.в.ст.

где m - объем пустот между частицами песка, занимаемый жидкостью, m=0,3…0,45. Принимаем значение пористости равным 0,45;

F - площадь сечения обсадной колонны; м;

l - высота, пробки промываемой за один прием (6 м…12 м). Принимаем l = 10 м;

f - площадь сечения кольцевого пространства; м;

ρ - плотность песка, от 2650 до 2700 . Принимаем значение плотности песка равным 2700 ;

 - скорость восходящего потока, м/с;

W - средняя скорость свободного падения песка в жидкости .

Рассчитаем площадь сечения обсадной колонны F:

 м.

Площадь кольцевого пространства f рассчитываем следующим образом:

 м.

= =

 м.в.ст.

 - потери напора, соответственно для вертлюга и шланга, зависят от подачи жидкости, определяются по опытным данным.

Потери напора для вертлюга и шланга составляют:  м.в.ст.

 - потери напора в наконечнике (насадке).

Так как в нашем случае нет насадка, данные потери не рассчитываются.

Находим сумму гидравлических потерь:

= 52,2+105,36+12,047+6 = 181,654 м.в.ст.

Рассчитываем время, необходимое для подъёма размытой породы на поверхность:

Выбор оборудования.

По определенным  и Q выбираем насос. Полученные характеристики для выбранного ранее насоса  = 181,654 м.в.ст. = 1,8 МПа, Q = 3,5 л/с.

Таким образом, принимаем ранее выбранный насос: 9 ТМ (в составе УНБ-160-32).

Для выбора оборудования при проведении работ нам необходимо рассчитать грузоподъемность:

, кг,

где - грузоподъемность, т;

Н - глубина скважины, м;

- масса одного кг трубы НКТ (равна 13,2 кг);

- увеличение массы колонны труб на муфту (1,3 кг);

 - прочностной коэффициент ( = 1,5).

 =  кг = 63,075 т.

Так как подвешиваемая колонна НКТ в процессе промывки находится в жидкости, то необходимо уточнить грузоподъёмность:

 - вес тела в жидкости, т;

 - вес тела в воздухе, т;

 - удельный вес материала тела (для стальных труб  = 7,85 );

 - удельный вес жидкости ( = 1 ).

 = т.

Назначение: ключ - автомат АПР - 2ВБМ предназначен для механизации операций свинчивания и развинчивания, центрирования, автоматизации захвата, удерживания на весу и освобождения колонны НКТ при подземном ремонте скважин

Назначение: элеватор ЭГ - 89 - 80 с автоматическим захватом предназначен для захвата и удерживания на весу НКТ с гладкими и с высаженными концами при механизированном свинчивании и развинчивании труб, а также при ручной работе со спайдером.

Назначение: АПРС - 80 предназначен для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными сооружениями для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием).

6. Охрана труда

.1 Токсичность применяемых в производстве веществ и методы обеспечения безопасности

Почти все вредные вещества, характерные для современной технологии добычи нефти и газа, оказывают общетоксичное, раздражающее, канцерогенное и мутагенное действие на человека. Типичные вредные вещества, встречающиеся при разработке месторождений, приведены в таблице 6.1. [11]

Таблица 6.1 - Вредные вещества, встречающиеся при разработке месторождений нефти и газа

Основными источниками этих ядов являются разгерметизация оборудования, технологические операции, связанные с продувкой скважин, исследованиями скважин, подземным ремонтом, утечки газов из нефтепромысловых трубопроводов, емкостей и скважин перед ремонтными работами и другие выбросы в атмосферу продуктов нефтедобычи создают большую опасность для людей и окружающей среды.

Сырая нефть, попадая на кожу человека, обезжиривает, сушит ее, следствием чего является зуд, покраснение, шелушение, пигментацию, развиваются кожные заболевания. Нефть и ее пары могут вызвать острые отравления всего организма.

Особо опасными ядами при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений являются неуглеводородные, газообразные вещества, содержащиеся в относительно больших объемах в нефти (сероводород, серный ангидрид, окись углерода, окись азота).

Во-избежании попадания сырой нефти и попутной минерализованной воды на кожу человека, операторам по обслуживанию установок добычи нефти выдается специальная защитная одежда, рукавицы и сапоги.

Реализуемые мероприятия по охране атмосферного воздуха:

установка факелов для сжигания газа;

нейтрализация выхлопных газов ДНС;

организованный сбор и утилизация попутного газа при освоении эксплуатационных скважин;

применение герметичных и закрытых емкостей для хранения нефти и горюче смазочных материалов;

применение технических средств и технологических процессов, предотвращающих возникновение нефтепроявлений и открытых фонтанов;

попутный газ, выделяющийся при испытаниях скважин, утилизируется или сжигается на факеле.

Рекомендуемые мероприятия по предотвращению загрязнения почв в процессе добычи нефти:

полная герметизация систем сбора, сепарации, подготовки нефти и газа;

автоматическое отключение скважин отсекателями при порыве выкидной линии;

покрытие изоляцией магистральных нефтепроводов, внутреннее антикоррозийное покрытие водоводов высокого давления в ППД;

испытание промысловых вод для закачки в пласт при ППД.

6.2 Обеспечение пожарной безопасности

Пожароопасными жидкостями и газами в добыче нефти и газа являются сырая нефть и попутный газ. Пределы взрывоопасности представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Взрывоопасные пределы горючих веществ

Тепловыми источниками зажигания могут быть: открытое пламя; электрическая искра; искры, образующиеся при ударе; заряды атмосферного электричества.

Значительную опасность представляют источники зажигания, появляющиеся при нарушениях режима работы. К таким источникам относится тепло, выделяющееся при химических, механических и других процессах.

На устьях скважин при ремонтных работах, где могут образовываться взрывоопасные смеси газов и паров с воздухом, необходимо применять инструменты и приспособления из металлов и материалов, не образующих искр при соударении (из меди, алюминия, бронзы, пластмасс).

Во избежание взрывов и пожаров необходимо:

.        - ремонтные работы на устьях скважин производить искробезопасными инструментами;

2.      - при стравливании давления с затрубного пространства скважины обслуживающему персоналу находиться за обваловкой скважины с наветренной стороны;

3.      - на каждом взрывоопасном объекте иметь противопожарные средства (лопата, песок, ведро, топор, огнетушитель ОП - 10).

7. Охрана недр и окружающей среды

Долгосрочная политика Восточной нефтяной компании в области экологии направлена на рациональное использование сырьевой базы, последовательный переход на энергосберегающие и экологически чистые технологии, минимизацию воздействия производственной деятельности на природную среду, восстановление нарушенных сред.

Начата реализация долгосрочных программ по оздоровлению экологической обстановки в районах деятельности и на предприятиях Компании. В нефтедобыче идет масштабное апробирование современных технологий по рекультивации нефтезагрязненных и замазученных земель. Использование новейшей техники и технологий ликвидации последствий аварии позволит нефтяникам за три-четыре ближайших года вернуть северной природе накопившиеся долги: восстановить почву, очистить воду.

Серьезность подходов к природоохранной работе демонстрируют нефтепереработчики Компании. Ведется реконструкция и строительство крупных природоохранных объектов. Расширяются очистные сооружения, блокооборотное водоснабжение. [13]

Компанией ведется целенаправленная политика по реконструкции и строительству новых автозаправочных комплексов, нефтебаз. Вводимые объекты отвечают мировому уровню, снабжены сложной системой механической очистки нефтепродуктов, имеют надежную экологическую защиту.

Вопросами охраны окружающей среды в ОАО «Томскнефть» ВНК придается большое значение. При разработке и эксплуатации Советского месторождения, в процессе технологических мероприятий, происходит выделение вредных веществ. К таким объектам относятся: циркуляционная система, блок приготовления буровых растворов, дожимные насосные станции, где происходит сепарация газа, факел, емкости горюче смазочных материалов, шламовые амбары и др. [12]

К выделяемым вредным веществам относят: углеводороды, пыль (глина, барит), окислы азота, окись углерода. В качестве мероприятий по охране атмосферного воздуха на производстве приняты следующие меры:

1.      - установка факелов для сжигания газа;

2.      - нейтрализация или обезвреживание выхлопных газов;

.        - организованный сбор и максимальная утилизация попутного газа при освоении эксплуатационных скважин;

4. - применение герметичных и закрытых емкостей для хранения нефти и ГСМ;

. - применение технических средств и технологических процессов, предотвращающих возникновение нефтепроявлений и открытых фонтанов.

.1 Основные источники загрязнения атмосферного воздуха и характеристика вредных веществ в воздухе зоны нефтепромысловых объектов

Загрязняющие воздух вещества на объектах бурения, добычи, подготовки и транспорта нефти поступают в атмосферу в виде организованных и неорганизованных выбросов.

Источниками организованных выбросов являются:

резервуары, пруды - отстойники, нефтеловушки, шламонакопители (испарение нефти);

негерметичность технологического оборудования;

системы вентиляции производственных помещений, двигатели внутреннего сгорания.

В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти наблюдается большое количество неорганизованных источников выделения вредных веществ, к ним относятся:

нефтяные скважины,

установки замера продукции скважин,

сепарационные установки,

дожимные насосные установки,

нефтесборные пункты,

установки подготовки газа,

компрессорные станции,

промысловые газопроводы,

установки предварительного сброса воды.

Вероятность неорганизованных выбросов в окружающую среду повышается впервые несколько лет работы сооружений, вследствие некачественного выполнения строительных, сварочных работ и заводских дефектов оборудования, затем вероятность аварийных выбросов несколько снижается и вновь возрастает по мере старения оборудования.

Вещества, выбрасываемые в атмосферу при добыче нефти, относятся к 1-4 классу опасности.

Cернистый ангидрит (SO₂) оказывает общее токсическое воздействие, нарушает углеводный и белковый обмены. Газ относится к 3 классу опасности, ПДК- 10 мг/м³. Токсичность резко возрастает при одновременном воздействии с сероводородом, окисью углерода, аммиака и окислами азота. Действует “эффект суммации” вредных веществ.

Окись углерода относится к 4 классу опасности, ПДК в воздухе рабочей зоны 20 мг/м³, для населенных мест- 3,0 мг/м³. Выделяется в атмосферу при сжигании газа на факелах и в дымовых трубах котельных.

Окись азота NO- бесцветный газ, быстро окисляется до NO₂- двуокиси азота. NO- кровяной яд, оказывает прямое действие на центральную нервную систему. Относится ко 2 классу опасности, ПДК рабочей зоны 5 мг/м³, населенных мест 0,085 мг/м³. Выделяется при работе котельных и сжигания газа на факелах.

Двуокись азота NO₂ вызывает раздражающее действие на легкие. Относится ко 2 классу опасности, ПДК населенных мест- 0,085 мг/м³.

Углеводороды (легкая фракция нефти) вызывают острые и хронические отравления при концентрации 0,005-0,010 мг/м³. Относится к 4 классу опасности, ПДК населенных пунктов для бензина- 5,0 мг/м³.

В больших количествах углеводороды выбрасываются в атмосферу при эксплуатации резервуаров. Все неорганизованные источники выбросов при сборе, транспорте, подготовке и хранении нефти выделяют в атмосферу углеводороды.

Cажа - обладает хорошей летучестью, долго держится в воздухе, образует устойчивое облако в местах выделения (ПДК- 0,15 мг/м³). Содержит в своем составе канцерогенные 3, 4- бензипрен и другие полициклические ароматические углеводороды, токсичные соединения металлов.

На территории месторождения находится котельная центрального товарного парка. При ее работе в атмосферу выбрасываются окись углерода, окислы азота и сернистый газ. Определение валовых выбросов и максимумов приземных концентраций этих ингредиентов было выполнено инструментальным методом лабораторией охраны окружающей среды “ТомскНИПИнефть”.

Расчет рассеивания вредных выбросов в атмосферу на ЭВМ показал, что котельные, работающие на газе, являются экологически безопасными объектами. Выбросы от котельных можно принять за величину ПДВ (предельно- допустимые выбросы).

Нефтяные резервуары являются основными источниками выбросов углеводородов в атмосферу.

.2 Источники загрязнения водоемов и почв

При бурении и эксплуатации нефтяных скважин, сборе, подготовке и транспорте нефти основными загрязнителями почв и водоемов являются нефть, отработанные буровые растворы, буровой шлам, сточные воды, содержащие механические примеси, органические соединения, химические реагенты, поверхностно- активные вещества и минеральные соли. К основным узлам промыслового оборудования, являющимися источниками загрязнения, относятся следующие:

Таблица 7.1 - Количественная характеристика выбросов вредных веществ от котельной Центрального товарного парка.

. Устья скважин и прискважинные участки (аварийный разлив нефти возможен при нарушении герметичности в устьевой арматуре, при проведении работ по освоению скважин, подземному и капитальному ремонту).

. Мерники и трапы групповых и индивидуальных сборных установок (утечки нефти и ее разлив возможны при переливах через верх мерников, очистке мерников и трапов от грязи и парафина).

. Сборные резервуарные парки (разлив нефти может происходить при спуске сточных вод из резервуаров, при переливе нефти через верх резервуаров).

. Не плотности или разрыв промысловых нефтесборных и нагнетательных трубопроводов (возможны попадания нефти и пластовых вод на природные объекты).

Нефть, как загрязнитель водной среды, характеризуется сложным составом, включающим широкий спектр углеводородных соединений, каждое из которых может рассматриваться как самостоятельный токсикант. Влияние нефти выражается в образовании на поверхности воды, нефтяной пленки, отложении на дно водоемов тяжелых фракций, появлении в воде керосинового запаха. Вода образует с нефтью стойкие эмульсии, которые сохраняются в течение длительного времени. Полное ее разрушение происходит под действием биохимических процессов окисления, которые при низких температурах (характерных для данного района), протекают крайне медленно.

Буровые отходы, кроме большого количества механических примесей, содержат значительное количество различных химических реагентов и добавок (нефть, гипан, КМЦ- 600, сульфанол, ГКЖ- 10, ТПФН и др.).

Для многих компонентов бурового раствора ПДК не определены.

Буровые сточные воды (БСВ), скапливаемые в отстойно - накопительных котлованах, загрязнены диспергированной глиной, смазочными маслами, нефтью, химическими реагентами, выбуренной породой, минеральными солями.

Содержание механических примесей в БСВ достигает 1,2 г/л, рН колеблется в диапазоне от 7,7 до 10, содержание растворенных и эмульгированных нефтепродуктов достигает 200 мг/л, бихроматная окисляемость- 600 мгО₂/л, а минерализация- 2,6 г/л.

Высокоминерализованные пластовые воды, поступающие в горизонты пресных вод за счет межпластовых перетоков, а также на поверхность в случае негерметичности обсадных колонн скважин, извлекаемые при испытаниях скважин на приток жидкости - относятся к опасным загрязнителям, вызывающим засоление подземных и поверхностных вод и земель

7.3 Влияние нефтедобычи на водные объекты, почву и растительность

Протока Пасол, протекающая по центральной пойме р. Оби принимает воды притоков более низкого порядка, собирает все загрязнения поверхностных вод района и переносит их в р. Обь. По данным многолетних наблюдений отмечено увеличение к устью протоки реки Пасол:

содержание С_l от 8,4 мг/л (выше Советского месторождения) до 17,7 мг/л (ниже ЦТП) в теплый период и соответственно от 10,6 до 31,9 мг/л, в зимний;

содержание аммония NH₄ повсеместно превышает ПДК в 2-10 раз (0,5- 1,3 мг/л) увеличиваясь к устью до 3,0 мг/л, что свидетельствует об органическом загрязнении;

химическое потребление кислорода (ХПК) изменяется по течению протоки. Пасол от 40 до 70 мг/л в теплый период и от 50 до 80 мг/л, в холодный;

количество растворенного кислорода уменьшается по течению на 1 мг/л;

возрастает амплитуда колебаний растворенных солей и в устье сухой остаток иногда достигает 2000 мг/л;

содержание нефтепродуктов увеличивается по течению от 0,08- 0,09 до 0,31- 0,35 мг/л (1,5-7 ПДК).

Результаты анализов речной воды показывают, что в осенне-зимний период наблюдается превышение ПДК по всем рассмотренным показателям и дефицит кислорода.

В период половодья при снижении содержания NH₄, Fe, ХПК, сохраняется превышение их ПДК в 2- 10 раз, а КВЧ увеличивается до 240 ПДК. КВЧ способствуют заиливанию водоемов и окисляясь, приводят к дефициту кислорода.

Река Обь относится к рыбохозяйственному водоему, ПДК нефтепродуктов составляет 0,05 мг/л, концентрации 2,5- 5,0 мг/л расцениваются как опасные. В концентрациях выше 0,025 мг/л нефть оказывает действие на физико-химические свойства воды, которое выражается в извращении процессов нитрофикации, возрастании окисляемости. Нефть в концентрации 5-10 ПДК вызывает асинхронность развития и гибель части эмбрионов осетровых, сиговых рыб, приводит к нарушению нормального физиологического развития личинок. Уменьшается видовое разнообразие и численность планктонных организмов. Опасность нефтяного загрязнения усугубляется способностью всех гидробионтов в разной степени накапливать нефть, включать ее компоненты в состав тканей, которые передаются по биологической цепи, конечным звеном которой является человек.

Густая сеть лежневых дорог и трасс трубопроводов приводит к нарушению естественной системы стока болотных вод.

При рубке леса основная часть древесины находится в виде древесно-земельных завалов, это захламляет территорию, ухудшает санитарное состояние и повышает пожарную опасность.

Восстановление растительного покрова на насыпных грунтах буровых площадок протекает замедленно, 30% покрытия почвы обеспечивается на 4-5 год.

Глубина просачивания нефти зависит от гранулометрического состава почв. Почвы с легким механическим составом (супесь, пески) пропитываются на глубину до 70 см, с тяжелым механическим составом (суглинки, глины)- до 45 см.

На торфяно-болотных почвах она проникает на глубину 20-30 см и, в основном, растекается в горизонтальном направлении. В местах скопления нефти с глубины 12-15 см отмечается накопление нефти в виде битума.

Исследованиями почв, загрязненных нефтью, выполненными с 1986 года Томским НИИ биологии и биофизики (район ДНС-1, 11, 9, 6 Советского месторождения) установлено, что при этом происходит склеивание структурных отдельностей, создаются анаэробные условия, нарушается окислительно-восстановительный потенциал, теряется способность впитывать и удерживать влагу.

Резко увеличивается содержание углерода (за счет углерода нефти), что приводит к ухудшению азотного режима почв, уменьшается содержание нитридного азота, подвижного фосфора и обменного кальция, необходимых для жизнедеятельности организмов. Это отрицательно влияет на интенсивность микробиологических и биохимических процессов самоочищения почвы.

К общей особенности этих почв относятся резкое падение гумуса и уменьшение до 5-10% (от общего углерода почвы) наиболее ценных гуминовых кислот, в незагрязненных почвах степень гумификации (до 18 %) органического вещества.

Загрязнением подземных вод считается ухудшение их естественных свойств, физико-химических и биологических показателей в результате технологического воздействия на них в размерах, превышающих способность среды к самоочищению, что делает эту воду частично или полностью непригодной для использования. При этом в пресных и подземных водах увеличивается минерализация, повышается содержание ряда компонентов (хлоридов сульфатов кальция, железа и т.п.), появляются несвойственные им вещества и микроорганизмы, изменяются температура, pH, органолептические свойства и другие показатели качества воды.

При некачественной проверке скважин, их ликвидации нередко отмечается нарушение естественной обстановки в зоне активного водообмена пресных и минеральных вод. Загрязнение происходит при поглощении промывочной жидкости, нефтяных ваннах, затрубных межкомплексных перетоках, аварийного фонтанирования.

Фильтрация из наземных сооружений вблизи скважин буровых промывочных растворов, промстоков, химреагентов, а также разливы и инфильтрация загрязняющих веществ поверхности земли.

При фильтрации нефти и нефтепродуктов с поверхности земли загрязняются, прежде всего, грунтовые воды. Нефть протекает в почвенный слой и зону аэрации, встречаясь с зеркалом подземных вод, она активно растекается по горизонтам. При фильтрации всего 1 м³ нефти, площадь участка с нефтяным загрязнением поверхностного слоя грунтовых вод превышает 5000 м². [12]

К числу опасных, значительных по масштабам загрязнения пресных и минеральных вод относится “скрытое” загрязнение геолого-гидрологической среды вследствие перетоков из глубоких горизонтов высокоминерализованных вод. Процесс может длиться многие годы после некачественной проводки или ликвидации скважин.

Это приводит к нарушению химического состава и уровненного режима пресных подземных вод, что особенно выражено в зоне расположения нагнетательных скважин.

Основные загрязняющие вещества, формирующие техногенные потоки - нефть, нефтепродукты, газовые смеси, пластовые высокоминерализованные воды, реагенты буровых растворов. В состав последних входят: неорганические кислоты и соли, в том числе соединения тяжелых металлов, ПАВ, фенолы, нефтепродукты и т.п.

Можно выделить следующие типы загрязнения подземных вод: химическое, углеводородное и тепловое.

1.      Химическое загрязнение проявляется в увеличении общей минерализации вод против фоновой, в росте концентраций отдельных макро- и микроэлементов, в появлении несвойственных им минеральных и органических соединений.

2.      Углеводородное (нефтяное) загрязнение, являющееся разновидностью химического, оказывает существенное негативное воздействие на геолого- гидрологическую среду вследствие высокой токсичности и миграционной способности отдельных компонентов нефти. Опасность нефтяного загрязнения для качества подземных вод увеличивается вследствие весьма ограниченных возможностей их самоочищения.

.        Тепловое загрязнение выражается в увеличении против фоновой температуры подземных вод. [14]

В целях охраны атмосферы должны быть уменьшены выбросы легких фракций нефти от резервуаров, для этого необходимо:

1. обеспечение автоматического регулирования уровня в сепараторах КСЦ;

2. монтаж и ввод в эксплуатацию установок улавливания легких фракций нефти из резервуаров (УЛФ);

3. внедрение гибких дисков- отражателей в резервуарах;

4. монтаж резервуарных конденсаторов;

5. снижение температуры нефти, поступающей в резервуары;

6. сокращение числа эксплуатационных нефтяных резервуаров (замена герметичными буллитами);

7. ввод в эксплуатацию центробежных вертикальных сепараторов.

Для уменьшения потерь нефти в результате ее капельного уноса при сепарации необходимо:

. Применение устройства предварительного отбора газа с каплеуловителями в технологической схеме сепарации;

. Ввод в эксплуатацию сепарационных наклонных трубных установок (УСТН-1);

. Ввод в эксплуатацию блочных автоматизированных сепарационных установок;

. Оснащение сепарационных установок блоками струйных насадок типа КС-1.

В целях охраны вод:

.показатели водопотребления и водоотведения не должны превышать нормативных. Для снижения водопотребления, в том числе поверхностных вод, необходимо:

.1. обеспечить повторное использования буровых сточных вод после их отстоя и очистки;

.2. вводить в действие установки предварительного сброса воды;

.3. внедрять датчики расхода воды на нужды бурения, добычу и подготовку нефти;

.4. строго соблюдать технологию проходки поглощающих горизонтов;

.5. предотвращать утечки воды через не плотности соединений в водоводах.

. В целях предотвращения загрязнения поверхностных вод, в заболоченных и периодически затопляемых местностях материалы, оборудование, механизмы должны быть выше максимального уровня подъема паводковых вод для данной местности.

. Проводить дополнительную обваловку со стороны водоемов, кустов скважин, расположенных в их непосредственной близости. Регулярно контролировать состояние обваловки.

. Места для размещения емкостей для хранения горюче-смазочных материалов, бурового раствора, сточных вод и шлама должны быть обвалованы и гидроизолированы до начала буровых работ.

. При разливе нефти на поверхности земли или попадании ее в водоем в результате аварии необходимо сообщить об этом органам, осуществляющим государственный контроль за состоянием водных объектов, в течение не более трех часов с момента обнаружения, принять меры, обеспечивающие предотвращение дальнейшего распространения загрязнения.

.1. локализовать загрязнения с применением боновых заграждений;

.2. произвести сбор нефтепродуктов с помощью сорбентов пенополеуретана, резиновой крошки, текстильного горошка или других аналогичных средств.

Для охраны земли и недр предусмотреть выполнение нижеследующих мероприятий:

. На период строительства скважин для буровых предприятий землепользователем отводится во временное пользование участок земли, размеры которого приведены в СП.

. Для сокращения размера участка применять унифицированные схемы монтажно-буровых установок.

. Земельные участки кустов (одиночных) нефтяных скважин необходимо обваловывать земельным валом высотой не менее 1,0 м с целью локализации возможных разливов нефти.

. Все материалы и оборудование располагать строго в пределах отведенной и обвалованной площадки.

. Сбор и хранение отходов бурения (шлама, глинистых растворов, сточных вод), загрязненных нефтепродуктами и другими органическими и минеральными веществами осуществляется в нефтяных амбарах.

.1. Линейные размеры амбара (площадь, глубина) определяются в зависимости от рельефа местности, категории грунта, глубины залегания грунтовых вод.

.2. Высота обваловки амбара определяется в зависимости от механического состава почв. Для почв с тяжелым механическим составом (суглинки, глины) высота обваловки должна быть не менее 70 см, для почв с легким механическим составом (пески, супеси) - не менее 150 см.

5.3. Осуществлять регулярный контроль состояния обваловок вокруг кустовых площадок и шламовых амбаров, в случае необходимости производить их восстановление.

. Эксплуатацию скважин производить при соответствующем оборудовании устья скважин, которое должно предотвращать возможность бесконтрольного выброса и открытого фонтанирования нефти.

. Осуществлять полную герметизацию процессов сбора, подготовки и транспорта продукции скважин по всей технологической цепи с утилизацией

. Для защиты поверхности земли от разлива нефти и нефтепродуктов предусматривать:

8.1. в групповых замерных установках автоматическую блокировку скважин в случае аварийного состояния коллекторов;

.2. сооружение узлов переключения трубопроводов от групповых замерных установок до основного коллектора, что позволит в аварийной ситуации отключать поврежденные участки трубопроводов;

.3. оснащение резервуаров сигнализацией максимального уровня и автоматической защитой их от перелива.

. В случаях получения сведений об аварийных разливах нефти руководитель предприятия должен незамедлительно направить аварийную бригаду для сбора и удаления разлившейся нефти.

. На всех промыслах иметь запас сорбентов (резиновая крошка, пенополеуретан, текстильный горошек) на случай аварийного разлива нефти.

. Не допускать сжигания разливов нефти на поверхности почвы.

. В процессе проводки скважин для предотвращения возможных перетоков жидкости или газа, ухудшения свойств коллекторов предусмотреть следующие мероприятия:

.1. изоляцию в скважинах нефтяных и водоносных горизонтов обсадными колоннами;

.2. пакерование заколонного пространства;

.3. цементирование заколонного пространства.

. При строительстве скважин предупреждать нефтегазопроявления путем установки противовыбросового оборудования.

. Применять буровые растворы с параметрами, удовлетворяющими требованиям проводки скважин в конкретных геологических условиях.

. Рекультивация земель производится согласно “Положения о порядке передачи рекультивированных земель землепользователю предприятиями, организациями и учреждениями, разрабатывающими месторождения полезных ископаемых и торфа, проводящими геологоразведочные, изыскательcкие, строительные и иные работы, связанные с нарушением почвенного покрова”.

.1. рекультивации подлежат кустовые площадки и трассы передвижения бурового оборудования;

.2. рекультивация кустовых площадок и рекультивация трасс передвижения производится ССУ по наряд - заказу с приложением исполнительной схемы коммуникации и после откачки жидкости из амбара в нефтесборный коллектор, и должна быть закончена в течении 12 месяцев после окончания бурения кустов скважин;

.3. рекультивация земель на кустовой площадке включает в себя:

а) откачку чистой воды из шламовых амбаров;

б) засыпку амбара грунтом;

в) ликвидацию обваловки вокруг амбаров;

г) зачистку замазученности с территории площадки;

д) отсыпку грунтом зачищенных мест. [15]

Заключение

На Советском месторождении действующий фонд скважин по способам эксплуатации делится на эксплуатацию установками электроцентробежными насосами (УЭЦН)- 46%, ШГН - 54%, а добыча нефти с помощью УЭЦН составляет 76%. Отсюда очевидно, что фонд скважин, оборудованных УЭЦН требует особого внимания и контроля. В данной проделанной работе проанализированы причины отказов УЭЦН, рассмотрена динамика изменения межремонтного периода скважин и пути его увеличения. Выяснилось, что основной причиной отказов УЭЦН является механические примеси.

Проанализирована эффективность подземного ремонта скважин на Советском месторождении.

Из рассмотренных сравнительных графиков по МРП Советского месторождения, можно сделать вывод, что подземный ремонт скважин, особенно очистка призабойной зоны пласта производится эффективно.

Эффективность подземного ремонта скважин позволяет с каждым годом увеличивать МРП по Советскому месторождению.

порода нефть скважина месторождение

Список использованной литературы

1.      Анализ разработки Советского месторождения с уточнением технологических показателей до 2000 г. (заключительный отчет), тема 89.81, СибНИИНП. Багаутдинов А.К. и др., Тюмень, 1982, 213 с.

2. Багаутдинов А.К., Торопова Н.А., Поварницын С.В., Худякова О.Н. и др. Проект разработки Советского месторождения. Томск: ОАО «ТомскНИПИнефть», 2009. 500 с.

3.      Экономидес М., Олини Р., Валко П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: От теории к практике. Москва; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. 236 с.

4.      Реконструкция и расширение промысловых объектов Советского месторождения. ТЭО Современное состояния окружающей природной среды, сложившееся под воздействием освоения Советского месторождения. Оценка воздействия на окружающую природную среду. - АО Гипротюменьнефтегаз. Тюмень. 1994.

.        Экологический паспорт Советского нефтяного месторождения. - ОАО <<Томскнефть>> ВНК, ТомскНИПИнефть, Томск. 1997.

.        ТЭО к инвестиционному проекту <<Применение ПГС на месторождениях НГДУ <<Стрежевойнефть>>, этап 1 договора <<Научное сопровождение ПГС на месторождениях НГДУ <<Стрежевойнефть>>. Исмагилов Т.А. и др., Уфа, 2000 г.

.        РД 08-125-96. Дополнения и изменения к инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов. - М., Госгортехнадзор России, 1996.