Организационная структура ООО «РН-Пурнефтегаз»



Мы поможем в написании ваших работ!


Мы поможем в написании ваших работ!



Мы поможем в написании ваших работ!


ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Организационная структура ООО «РН-Пурнефтегаз»



СОДЕРЖАНИЕ

Введение
Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения
1.1 Орогидрография
1.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов
1.3 Свойства и состав нефти и газа Тарасовского месторождения
Эксплуатация скважин оборудованых установками глубинных скважинных насосов
2.1 Эксплуатация ШГН и ЭЦН
Осложнения, возникающие при добыче нефти и газа
3.1 Мероприятия по предупреждению парафиноотложений
3.2 Мероприятия по предупреждению гидратообразования
3.3 Мероприятия в области борьбы с солеотложением
Сбор и подготовка скважинной продукции
подземный ремонт скважин
ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ
6.1 Исследование скважин
6.2 Оборудование необходимое для поверхностных и глубинных исследований на скважинах
6.3 Требования к безопасности при динамометрировании
6.4 Требование безопасности к производству глубинных исследований
БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ В ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
7.1 Основные направления обеспечения безопасности и экологичности добычи нефти и газа в ОАО «РН-Пурнефтегаз»
7.2 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению безопасности труда
7.3 Обеспечение безопасности в чрезвычайных ситуациях
7.4 Оценка эффективности мероприятий по обеспечению экологической безопасности
Заключение
Список использованных источников
Приложение А

 

Введение

На современном этапе развития нефтяной и газовой промышленности основными направлениями увеличения добычи нефти и газа являются внедрение эффективных технологических процессов повышения нефтеотдачи пластов, поддержание фонда добывающих скважин проведением предупредительных мер и пополнение действующего фонда за счет интенсификации работ по капитальному ремонту и вводу в эксплуатацию новых (из бурения) и бездействующих скважин. Особо актуальны вопросы ускорения и снижения стоимости ремонта аварийных добывающих и бурящихся скважин.

Краткая историческая справка открытия и разработки Тарасовского месторождения.

Тарасовское газоконденсатнонефтяное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа, в 45 км южнее районного центра поселка Тарко-Сале и 40 км восточнее поселка Пурпе.

Ближайшие месторождения с утвержденными запасами нефти Усть-Харампурское (10-15 км к востоку) и Ново-Пурпейское (100 км к западу). Климат района резко континентальный, с продолжительной зимой и коротким дождливым летом. Морозы достигают -55 -58 0С, часто сопровождаются сильным ветром.

Месторождение открыто в 1967 году первоначально как газовое (Сеноманская залежь). Как нефтяное открыто в 1975 году. В1980 году была составлена технологическая схема разработки, реализация которой началась в 1986 году.

В 1983 году Главтюменьгеологией составлен отчет по подсчету запасов нефти, газа и конденсата.

Действующий газопровод Уренгой-Новополоцк находится в 30 км к западу от месторождения. В З0-35 км к западу проходит трасса железной дороги Сургут-Уренгой.

В орогидрографическом отношении территория представляет собой слегка всхолмленную (абс.отм. +33 до +80 м), заболоченную, с многочисленными озерами равнину.

Гидрографическая сеть представлена реками Пякупур и Айтваседопур (притоки реки Пур). Реки судоходны лишь во время весеннего паводка (июнь), который длится один месяц.

В районе работ развита вечная мерзлота, имеющая островной характер и различную глубину распространения. Мерзлота образует водонепроницаемый слой в почве, который задерживает поверхностные воды в период сезонного оттаивания и препятствуют высыханию почвы. Поданным электрокаротажа скважин 76 и 85 нижняя ее граница прослеживается на глубинах 226-256 м.

Суровые природо-климатические условия делают район труднодоступным для освоения.

Отчет по практике написан на основе материала, представленного руководством и работниками ООО «РН-Пурнефтегаз», в ней отражены: организационная структура нефтегазодобывающего предприятия; история освоения и текущее состояние разработки и фонда скважин Тарасовского месторождения, методы усовершенствования процессов поддержания пластового давления, причины выхода из строя оборудования ЭЦН.

Предметом и основной целью ООО «РН-Пурнефтегаз», является добыча нефти и газа, подготовка и переработка нефти, разработка и обустройство месторождений нефти и газа. В соответствии с предметом и целью своей деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз», осуществляет следующее:

· планирует свою деятельность, руководствуясь при этом заказами, нормативами, установленными ОАО «Роснефть», а также заключенными хозяйственными договорами;

· обеспечивает выполнение плана по добыче нефти и газа на основе всемерного развития и внедрения в производство передовой техники, прогрессивных материалов, высокоэффективных ресурсосберегающих, безотходных технологий;

· обеспечивает сбор, подготовку, транспорт нефти и газа;

· производит водозабор, подготовку, транспорт воды, закачку в пласт рабочих агентов (вода, газ, поверхностно-активные вещества и др.);

· осуществляет эксплуатацию, текущий и капитальный ремонт инженерных сетей, линий электропередач, электроподстанций, электрооборудования, систем автоматики и телемеханики, дорог;

· осуществляет проектирование, строительство и эксплуатацию нефтегазодобывающих производств и объектов, разрабатывающих нефтяные и газовые месторождения;

· определяет потребность филиала в материальных ресурсах и приобретает их по договорам и через Управление по ресурсам ОАО «Роснефть», обеспечивает их надежное хранение и рациональное использование;

· разрабатывает и выполняет мероприятия по охране природы и окружающей среды.

Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения

Орогидрография

Тарасовское месторождение расположено в северной части Западно-Сибирской низменности в междуречье рек Айваседопур и Пякупур.

В административном положении оно расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Ближайшими населенными пунктами являются: районный центр п. Тарко-Сале, расположенный в 45 км севернее месторождения, поселки Пурпе и Губкинский соответственно в 40 и 45 км западнее и г.Ноябрьск в 180 км к юго-западу.

Вблизи поселков Тарко-Сале и Пурпе проходит железная дорога Тюмень-Уренгой, действующий газопровод Уренгой-Челябинск-Новополоцк проходит в 30 км к юго-западу от месторождения, а нефтепроводы Самотлор-Куйбышев, Самотлор-Курган-Уфа-Альметьевск и Самотлор-Александровск-Анжеро-Судженск в 370 км. южнее.

Близлежащими месторождениями, запасы которых утверждены в ГКЗ являются: Восточно-Таркосалинское, расположенное в 60 км северо-восточнее, Губкинское и Комсомольское, расположенные соответственно в 50 км и 80 км западнее, Муравленковское и Суторминское, расположенные соответственно в 145 и 155 км юго-западнее от Тарасовского месторождения.

В орогидрографическом отношении месторождение располагается в междуречье рек Пякупур и Айваседопур, представляющем собой слегка схолмленную, заболоченную, с многочисленными озерами равнину с абсолютными отметками рельефа от +33 до +80 м.

Реки Пякупур и Айваседопур являются основными водными артериями изучаемого района, равнинные, спокойные, имеют' много притоков, образуют многочисленные отмели и песчаные косы. Средняя скорость течения 0.7 м/с. Судоходны только во время весеннего паводка (июнь). Ледостав начинается в октябре, а в начале декабря лед становится пригодным для безопасного движения гусеничного транспорта.

Сплошные лесные массивы преимущественно из хвойных пород приурочены к поймам рек, а водораздельные пространства заболочены и покрыты тундровой растительностью и лиственным редколесьем. Залесенность территории составляет 40%.

Сильная заболоченность района связана с развитием вечной мерзлоты, имеющей островной характер и различную глубину залегания. По данным трокаротажа скважин 76 и 85 нижняя граница ее прослеживается на глубинах 226-256 м. Мерзлота образует водонепроницаемый слой, препятствующий фильтрации поверхностных вод в период сезонного оттаивания просыхания почвы. Климат района резко континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким, прохладным и дождливым летом. Самый холодный месяц январь, морозы достигают -55°С. Максимальная температура июля + 37°С. Среднегодовая температура колеблется от -7.5°С до -8.5°С. Наибольшее количество осадков (до 75%) 375 мм выпадает с апреля по октябрь. Преобладающее направление ветров северное и северо-восточное - в теплый период, а в холодный - южное и юго-западное. Скорость ветра достигает 30 м/с, при средней скорости 4 м/с. Глубина промерзания грунта от 1.5 до 3.5 м. Средняя толщина снегового покрова достигает на водоразделах 0.8 м, а в пониженных участках рельефа -2м.

Основные запасы пресных подземных вод сосредоточены в верхнем гидрогеологическом этаже, сложенном осадками турон-четвертичного возраста. На рассматриваемой территории повсеместно развит атлым-новомихайловский водоносный горизонт, служащий основным источником водоснабжения. По результатам бурения в Тарко-Сале глубина залегания горизонта находится в интервале 50-120 м. Воды напорные, высота напора под кровлей составляет 40-50м. Дебиты скважин 5.7-19.3m3/c. Нижним водоупором служат глинистые породы тавдинской свиты.

В комплекс четвертичных отложений входят песчано-глинистые породы различного генезиса, которые составляют единую толщу, вмещающую несколько типов подземных вод, основные из которых надмерзлотные и воды таликовых зон. Воды безнапорные, дебиты скважин в среднем составляют 4-10 л/с. Общая мощность четвертичного горизонта достигает 40-60 м.

При эксплуатации месторождения рекомендуется использовать подземные воды апт-альб-сеноманского комплекса для закачки в продуктивный пласт, поскольку близость химического состава вод с составом вод нефтяных горизонтов обеспечивает их хорошую вымывающую способность, повышающую нефтеотдачу пласта. Кроме того, эти воды не требуют очистки и могут добываться непосредственно на эксплуатируемом месторождении.

 

 

Эксплуатация ШГН и ЭЦН

ШГН.Добыча нефти с помощью ШГН является наиболее распространенным и освоенным способом. Существующая технология позволяет эксплуатировать скважины в диапазоне дебитов от 0,5 до 50м³/сут.

На Тарасовском месторождении для эксплуатации малодебитных скважин применяются штанговые глубинно-насосные установки с диаметром плунжера от 32 до 57мм.

Действующий фонд скважин, оборудованный УШГН, имеет следующие значения: интервал спуска УШГН 1083-1395м, средний динамический уровень 957,5м, среднее забойное давление – 19,9 МПа.

Средний дебит по нефти составляет 2 т/сут.

Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкостей с температурой не более 130ºС, обводненностью не более 99% по объёму, вязкостью до 0,3 Па∙с, минерализацией воды до 10 г/л, содержанием механических примесей до 3,5г/л, свободного газа на приеме не более 25%, сероводорода не более 50 мг/л и концентрацией ионов водорода рН 4,2-8,0.

На Тарасовском месторождении доля скважин, эксплуатирующихся УШГН, составляет около 5,0%, доля в добыче нефти составляет 0,4%, коэффициент использования фонда скважин низкий и составляет 0,282, коэффициент эксплуатации составляет 0,908.

В отличие от УЭЦН для оборудования УШГН необходимо систематическое сервисное обслуживание как наземного, так и подземного оборудования.

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

Для повышения надежности работы установка ШГН комплектуется дополнительным оборудованием:

- Газопесочный вихревой якорь предназначен для предотвращения попадания свободного газа и механических примесей в насос. Монтируется ниже приема насоса в скважинах с обводненностью менее 75%.

- Фильтр-заглушка устанавливается на приеме насоса (вворачивается в корпус приемного клапана) и служит для защиты насоса от попадания в него наиболее крупных посторонних предметов в конце плунжера насоса.

- Автосцеп предназначен для автоматического соединения колонны штанг с плунжером насоса. Монтируется на нижнем конце колонны штанг.

- Центраторы насосных штанг применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин. Монтируется на штангах.

- Скребки-центраторы колонны штанг - применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации в наклонно направленных скважинах.

- Сливной клапан – применяется в комплекте с невставным насосом в случаях отсутствия в компоновке ловителя приемного клапана. Монтируется над приемным клапаном.

Рисунок 2.1- Принципиальная схема скважинных штанговых насосов

а) невставной насос со штоком типа НГН-1; б) невставной насос с ловителем типа НГН-2; 1 - нагнетательные клапаны; 2 - цилиндры; 3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители; 5 - всасывающие клапаны; 6 - седла конусов; 7 - захватный шток; 8 - второй нагнетательный клапан; 9 - ловитель; 10 - наконечник для захвата клапана; в) вставной насос типа НГВ-1; 1 - штанга; 2 - НКТ; 3 - посадочный конус; 4 - замковая опора; 5 - цилиндр; 6 - плунжер; 7 - направляющая трубка.

Рисунок 2.2 - Схема штанговой насосной установки

1-насос; 2-колонна штанг; 3-тройник; 4-головка балансира;5-канатная подвеска; 6-станок качалка; 7-редуктор; 8-электродвигатель; 9-ствол скважины; 10-нагнетательный клапан; 11-цилиндр насоса; 12-плунжер; 13-всасывающий клапан.

Фонд скважин, оборудованных УСШН составил 111 (12%) единиц. Для Добычи жидкости применяются насосы с диаметром плунжера 32 и 43 мм. Технологические показатели работы скважин, оборудованных УСШН, приведены в табл.3.3.54. Коэффициент эксплуатации скважин, оборудованных УСШН, составил 0-8. На дату анализа в бездействии находится 11 скважин, в простое 16 скважин. Основными причинами простоя и бездействия являются: смена насоса. В основном парк УСШН оборудован насосами диаметром 43 мм. Половина фонда эксплуатируется в периодическом режиме с дебитами жидкости 0.6-5т/сут. Осложнения при эксплуатации этого фонда связаны с отсутствием надежного насосного способа, позволяющего работать оборудованию устойчиво при дебитах от 2 до10 м3/сут. Диафрагменные насосы малой производительности до настоящего времени находятся в стадии промышленного испытания, доработки отдельных узлов.

При периодической работе насосное оборудование находится в более жестких условиях и наиболее подвержена образованию парафиногидратных пробок. В этих условиях рекомендуется добиваться тихоходных режимов работы УСШН.

Для профилактики и удаления парафиногидратных отложений можно применить пропарку труб в работающей скважине. Для этого с помощью паропередвижной установки в затрубное пространтво подают пар, который через насос поступает в НКТ. Трубы нагреваются, парафин расплавляется и смывается потоком. Вместо пара можно подавать нагретую нефть. На скважинах, где будет выявлено влияние газа на работу штангового насоса рекомендуется применять тарельчатый якорь ТГЯ, якорь-зонт или наиболее простой сепаратор «труба в трубе».

 

УЭЦН.На долю способа добычи с помощью УЭЦН приходится основной объем добычи жидкости и нефти.

Электроцентробежными установками, на Тарасовском месторождении, оборудовано 283 скважин действующего фонда. Для подъема жидкости применяются насосы производительностью 25 - 400м³/сут напором до 2300м отечественного производства и насосы производительностью 80 – 3500 м3/сут фирмы «Centrilift» и «REDA».

Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами. Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вязкость, высокое содержание механических примесей.

Создание насосов и электродвигателей в модульном исполнении дает возможность точнее подбирать УЭЦН к характеристике скважины по дебитам и напорам.

На долю способа добычи с помощью УЭЦН приходится основной объем добычи жидкости и нефти.

Электроцентробежными установками, на Тарасовском месторождении, оборудовано 283 скважин действующего фонда. Для подъема жидкости применяются насосы производительностью 25 - 400 м³/сут. напором до 2300м отечественного производства и насосы производительностью 80 – 3500 м3/сут фирмы «Centrilift» и «REDA».

Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами. Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вязкость, высокое содержание механических примесей.

Создание насосов и электродвигателей в модульном исполнении дает возможность точнее подбирать УЭЦН к характеристике скважины по дебитам и напорам.

Применение установок погружных центробежных электронасосов типа УЭЦН позволяет эксплуатировать месторождения обводненностью до 98-99% и температурой откачиваемой жидкости до 900С; вводить нефтяные скважины в эксплуатацию непосредственно после бурения в любое время года, при этом скважины легко поддаются герметизации, что обеспечивает сбор попутного газа, также погружных центробежные электронасосы применяют для откачки жидкости из глубоких скважин с низкими уровнями, из скважин, в которых штанговые насосы не могут обеспечить необходимого отбора жидкости; для работы в искривленных скважинах, для высокодебитных с дебитом 25 – 1300м3/сут и высотой подъёма жидкости 500 – 2700м.

Установка скважинного центробежного насоса состоит из компрессора, приводящего электродвигателя, протектора, насоса, плоского и круглого кабелей, крепящихся к насосно – компрессорным трубам стальными поясами, обратного и спускового клапанов, оборудования устья скважины, станции управления, трансформатора и различного вспомогательного оборудования.

Скважинный электронасосный агрегат спускают на колонне насосно – компрессорных труб. Электроэнергию к погружному электродвигателю подводят по круглому кабелю, идущему с поверхности вдоль насосно – компрессорных труб до насосоного агрегата и переходящего затем в плоский кабель. Плоский кабель применяется для уменьшения общего диаметра скважинного электронасосного агрегата, обеспечивающего свободный, без повреждений спуск и подъем насоса.

Кабель оканчивается муфтой кабельного ввода для подсоединения к электродвигателю. От механических повреждений при спуске и подъеме насоса плоский кабель предохраняется защитными кожухами или специальным хомутом.

Электродвигатель насосного агрегата – погружной, маслонаполненный, герметичный. Для предотвращения попадания в него пластовой жидкости он имеет гидрозащиту, состоящую из протектора, устанавливаемого между насосом и электродвигателем, и компенсатора, присоединяемого к нижней части электродвигателя.

Над насосным агрегатом через две – три насосно – компрессорные трубы устанавливают обратный клапан и еще через одну трубу – спускной клапан. Обратный клапан облегчает условия пуска насоса после его остановки, так как обеспечивает заполнение колонны насосно – компрессорных труб жидкостью. Спускной клапан позволяет перед подъемом насоса слить жидкость из насосно – компрессорных труб для облегчения подъема оборудования.

Трансформатор служит для преобразования напряжения промысловой электросети для обеспечения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь в кабеле. Станция управления предназначена для ручного или автоматического пуска насосного агрегата, контроля за параметрами при эксплуатации и предохранения установки при возникновении аварийного режима. К вспомогательному оборудованию относятся: подвесной ролик, заправочный насос и приспособления для спуско – подъемных операций.

Соединение узлов насосного агрегата: секций насоса, гидрозащиты и электродвигателя, фланцевое. Валы электродвигателя, протектора и насоса соединяются шлицевыми муфтами.

В верхней части насоса предусмотрена ловильная головка с резьбой для соединения с колонной насосно компрессорных труб.

Погружной ЭЦН не требует постоянного ухода в процессе эксплуатации. Управление и контроль за его работой осуществляется через станцию управления. При временном выключении, а затем, во время подачи электроэнергии в сети установка запускается автоматически. Обслуживание сводится к проверке подачи и контролю за работой электрооборудования.

Основными причинами отказов УЭЦН являются: выход из строя 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.

 

Рисунок 2.3 - Схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

1-электродвигатель с гидрозащитой; 2-центробежный насос; 3-кабельная линия; 4-колонна НКТ; 5-металические пояса; 6-оборудование устья.

 

В практике эксплуатации скважин сталкиваются с различными осложнениями, обусловленными отложениями парафина, выносом твердых частиц и образованием песчаных пробок, отложением неорганических солей на забое скважины, в подъемных трубах и т.д., наличием газа у основания двигателя насоса, высокой обводненностью, негерметичностью НКТ, влиянием сероводорода.

 
 

 


Рисунок 3.9 – Диаграмма причин выхода из строя УЭЦН

Рисунок 3.8 – Диаграмма причин выхода из строя УЭЦН

 

Проведённый анализ работы и подъёмов ЭПУ показал, что первопричиной большинства отказов оборудования является засорение УЭЦН. Такое засорение бывает самым разнообразным, от локального в виде забивания приёмной сетки и нижних ступеней насоса природным, бытовым или техногенным мусором, попавшим в скважину, или засорения верхних ступеней насоса и узла обратного клапана песком и окалиной с внутренней поверхности НКТ, до обширного, происходящего при засолении или парафинировании большого участка лифта, зачастую включающего в себя насос и значительную часть эксплуатационной колонны.

Чётким признаком начала засорения в установившемся режиме эксплуатации является рост динамической температуры ПЭД. Если он не сопровождается ростом динамического давления, то это свидетельствует о неизменности дебита, но увеличении момента на валу ПЭД для компенсации увеличившихся потерь на трение в ЭЦН или снизившегося проходного сечения лифта. Если вместе с ростом динамической температуры ПЭД начинается рост динамического давления на приеме ЭЦН, то налицо снижение дебита УЭЦН, повлекшее за собой уменьшение интенсивности потока охлаждающей ЭПУ откачиваемой жидкости.

По мере накопления загрязнения начинается интенсивный износ рабочих органов ЭЦН, который усугубляет возникшую ситуацию. Если не предпринять своевременных мер по определению типа и предотвращению возникшего засорения, то ситуация, как правило, разрешается либо деформацией пластмассовых деталей и полным заклиниванием ЭЦН, либо перегревом из-за больших токовых нагрузок и работой в зоне максимальных температур, оплавлением и пробоем плоского удлинителя кабельной линии.

Присутствие механических примесей в продукции нефтяных скважин является серьезным осложнением при эксплуатации механизированным способом. Механические примеси могут являться продуктами, выносимыми из пласта и с насосно-компрессорных труб (продукты коррозии, солеотложения, продукты крепления трещин при гидроразрыве пласта, разрушения скелета породы и др).

Наличие твердых частиц в жидкости приводит либо к засорению насоса, либо к разрушению рабочих органов насоса.

Не герметичность НКТ приводит к снижению, а в итоге к отсутствию подачи установки. Частые спускоподъемные операции, связанные с заменой глубинного оборудования, приводят к порче бронированного кабеля, засорению забоя скважины и т.д.

Высокая обводненность продукции скважины и выделение сероводорода приводит к коррозии рабочих органов установки.

Известно, что скорость коррозии стенок труб водоводов при перекачке смеси пресной и сточной вод в 2-3 раза выше, чем при перекачке одного типа воды. На Тарасовском месторождении ведется закачка смеси пресной и сточной воды, в связи с этим необходимо предусмотреть мероприятия по защите системы ППД от коррозии, в частности применение труб с внутренним и наружным покрытиями по ТУ 1308-135-0147016-01.

Кроме того, необходимо отметить, что на поздней стадии эксплуатации месторождений наиболее целесообразным является умеренные темпы отборов. Форсированные отборы жидкости и, соответственно, создание максимальных депрессий на пласт, как правило, ведут к интенсификации обводнения продукции скважин.

 

 

ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

При эксплуатации нефтяных, газовых, водяных и нагнетательных скважин могут возникать те или иные неполадки как с самими сква­жинами, так и с их подземным оборудованием. Без применения соот­ветствующих мер, эти неполадки обычно приводят к нарушению или полному срыву работы скважин.

Комплекс работ, связанных с предупреждением и устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины, назы­вается подземным ремонтом.

В большинстве случаев подземный ремонт скважин имеет харак­тер планово-предупредительного ремонта и выполняется по специ­альному графику.

Продолжительность простоев действующего фонда скважин в связи с ремонтными работами учитывается коэффициентом эксплуа­тации, который представляет собой отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квар­тал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше единицы и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94—0,98, т. е. от 2 до 6% общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Подземный ремонт скважин в зависимости от вида и сложности работ условно подразделяют на текущий и капитальный ремонты.

К текущему подземному ремонту относятся: смена насоса, ликви­дация обрыва или отвинчивания насосных штанг, смена насосно-компрессорных труб или штанг, изменение погружения подъемных труб, очистка или смена песочного якоря, очистка скважин от песча­ных пробок желонкой или промывкой и т. п. Эти работы выполняют специализированные бригады по подземному ремонту скважин, орга­низуемые на каждом предприятии по добыче нефти и газа.

Бригады по подземному ремонту скважин работают повахтенно. В состав вахты (смены) входят обычно три человека: двое — опера­тор с помощником — работают у устья скважины, третий — тракто­рист (шофер) работает на лебедке подъемного механизма.

Управление деятельностью ЦПРС осуществляется начальником цеха непосредственно через своих заместителей, которым подчиняются все НТР, входящие в штатное расписание цеха.

Взаимосвязи со структурными подразделениями цеха, филиала, подрядными и субподрядными организациями осуществляются через диспетчера цеха, ЦИТС, БПО, а также заместителей начальника цеха.

Начальник цеха ПРС подчиняется главному инженеру филиала и руководит всей производственной деятельностью цеха, участвует в разработке оперативного плана ПРС, обеспечивает технически правильную эксплуатацию оборудования и сооружений, выполнения графиков ремонта оборудования, закрепленного за цехом.

Заместитель начальника по производству обеспечивает выполнение плановых заданий по ремонту скважин, контролирует ритмичность работы бригад подземного ремонта, контролирует работу диспетчерской службы.

 

 

 


Рисунок 5.1 - Схема ЦПРС

 

Заместитель начальника цеха по материально-техническому обеспечению, организует своевременное обеспечение материалами, спецтехникой, своевременное обеспечение спецодеждой, обеспечивает содержание территории цеха, вспомогательных и подсобных помещений в надлежащем состоянии, организует и обеспечивает эксплуатацию автомобильного парка, обеспечивает перевозку работников к месту работу.

Ведущий инженер-технолог по подземному ремонту скважин обеспечивает:

- технологическую подготовку к производству;

-соблюдение установленных технологических режимов нефтепромысловых объектов;

- ведет учет выполненных ремонтов; делает выборку по причинам выхода скважин в ПРС и производит анализ работы бригады ПРС, участков цеха ПРС;

- принимает меры по предупреждению нарушений технологических процессов при ПРС;

- контролирует объем и качество работ.

Инженер по нормированию цеха разрабатывает и внедряет технически обоснованные нормы трудовых затрат по различным видам работ на основе использования межотраслевых, отраслевых и других прогрессивных документов.

Старший мастер по ПРС ЦПРС осуществляет руководство коллективом участка ПРС, обеспечивает выполнение участком плановых и смежных заданий и контролирует технологию и качество ремонтов скважин, полную загрузку и эффективное использование спецтехники.

Мастер ПРС ЦПРС обеспечивает правильную организацию и безопасное проведение работ, эксплуатацию механизмов, инструмента, средств защиты и содержание рабочих мест в надлежащем состоянии.

Мастер по подготовке скважин к текущему ремонту скважин обеспечивает правильную организацию и безопасное ведение работ, эксплуатацию оборудования, механизмов, инструментов, КИПиА и средств защиты.

Мастер ППР руководит бригадой ППР и обеспечивают своевременный и качественный ремонт оборудования и механизмов бригад ПРС. Составляет графики ППР, обеспечивает правильную организацию безопасности работ.

Неотъемлемой частью процесса поддержания стабильного уровня нефтедобычи является проведение подземного ремонта скважин.

Подземный ремонт скважин подразделяется на текущий и капитальный:

- текущий ремонт обеспечивает замену или ревизию подземного и устьевого оборудования скважин с помощью подъемного агрегата;

- капитальный ремонт предусматривает реализацию комплекса геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пласта и устранение аварий подземного оборудования, произошедших в процессе эксплуатации скважин.

Составление заказов-нарядов на проведение подземного ремонта скважин занимается технолог цеха добычи. Заказ-наряд утверждает начальник ЦДНГ.

В заказе - наряде на подземный ремонт дается характеристика геологическая скважины; подземного оборудования, подлежащее ремонту или ревизии, вид работ и т.д.:

· категория скважин;

· способ эксплуатации;

· интервал перфорации (м);

· газовый фактор (м3/тонн);

· пластовое давление (кгс/см2);

· эксплуатационная колонна: диаметр (мм), глубина спуска (м);

· искусственный забой (м), текущий забой (м);

· максимальный угол наклона скважины;

· давление опрессовки эксплуатационной колонны (кгс/см2);

· подземное оборудование: тип насоса, глубина подвески, диаметр НКТ (мм), диаметр штанг (мм), дебит жидкости (м3/сут), обводнённость %.

· подробное описание работ по ремонту скважины: цель ремонта, глушение скважины, долив скважины, произвести смену (ревизию), опрессовку подземного оборудования, обработка призабойной зоны пласта.

План работ (наряд-задание) по скважине, не менее чем за сутки до начала работы следует вручить мастеру ремонтной бригады, которая должна производить запланированные мероприятия, для обязательного ознакомления членов бригады с содержанием.

Исследование скважин

Контроль за разработкой продуктивных пластов на месторождении осуществляется гидродинамическими, геофизическими и промыслово-химическими методами.

Гидродинамические исследования включают комплекс работ по контролю энергетического состояния пласта, за изменением гидродинамических параметров в пластовых условиях и технологических параметров работы скважин.

Исследования энергетического состояния пласта осуществляются путем проведения замера пластового давления, статического и динамического уровней и составления карты изобар на конец каждого квартала.

Контроль за изменением продуктивности (приемистости) скважин проводится исследованием методом неустановившихся отборов (закачек) во всех категориях работающего фонда.

Режим работы добывающих и нагнетательных скважин контролируется снятием замеров дебитов (приемистости), буферных и затрубных давлений и отбором проб добываемой продукции на водосодержание, проводится химический анализ попутно добываемой и закачиваемой воды.

Методами промысловой геофизики в процессе разработки месторождения решались следующие задачи:

а) определение профиля притока в безводных скважинах;

б) выявление источника обводнения и профиля отдачи в обводненных скважинах;

в) определение профиля поглощения в нагнетательных скважинах;

г) исследования по контролю текущего положения ВНК, а также оценка нефтенасыщенности пласта;

д) определение технического состояния обсадных колонн, контроль положения забоя и интервала перфорации при проведении капитального ремонта скважин.

В достаточном количестве проводились физико-химические анализы на определение попутно добываемой воды, что позволило более точно определить состав и тип добываемой воды.

Основные причины невыполнения и некачественного выполнения промыслово-геофизических работ:

- Негерметичность запорной арматуры.

- Загрязнение интервалов перфорации.

- Непроход приборов в НКТ.

- Отсутствие компрессоров СД-9-1, ППУ.

- Недостаточное количество геофизических партий.

- Профиль приемистости не строится, если приемистость менее 100м3.

- Засорения зумпфа скважины.

- Нарушение режимов измерений.

- Отказ геофизической аппаратуры.

Распределение промыслово-геофизических исследований по объектам эксплуатации выявило прямую зависимость между основными объектами разработки и количеством исследований.

Задачи диагностики решаются при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. На Тарасовском месторождении диагностика скважин и пластов осуществляется методами термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии и шумометрии.

Термометрия

Выделение работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявление заколонных перетоков снизу и сверху; выявление внутриколонных перетоков между пластами; определение мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определение нефте–газо- водопритоков; выявление обводненных пластов; определение динамическог



Последнее изменение этой страницы: 2016-07-14; просмотров: 548; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы!

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 54.211.101.93 (0.014 с.)