|
|
Дипломная работа технология ремонтноизоляционных работ на примере снпх9633 2006 содержание введение
3.7 Определение числа и типа специальной техники
Определяем тип и число специальной техники, необходимой для проведения изоляционных работ, исходя из рассчитанного количества реагента. Для нагнетания реагента выбираем наиболее распространенный цементировочный агрегат ЦА-320 в количестве двух единиц. Под доставку и перемешивание глинопорошка, необходим СМН-20. Рассчитанный объем реагента и технической воды доставляется на скважины с помощью автоцистерн АЦ. Нам потребуется АЦ-8 в количестве 4 единиц для минерализованной воды и 3 единицы АЦ-8 под СНПХ-9633.
3.8 Освоение скважины после ремонта
После проведения изоляционных работ проводят освоение скважин. Освоением скважины называется комплекс работ по вызову притока жидкости и газа из пласта в эксплуатационную скважину.
Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с таким расчётом, чтобы пластовое давление превышало забойное. Достигается это двумя путями:
уменьшением плотности жидкости, находящейся в скважине;
снижением уровня жидкости в скважине.
В первом случае жидкость в скважине может быть заменена на следующие:
– глинистый раствор на воду, затем на нефть;
– минеральная вода – на пресную воду, затем на нефть;
– эмульсионный раствор на углеводородной основе – на нефть.
Количество нефти – для замены должно быть не менее объёма эксплуатационной колонны.
Во втором случае уровень в скважине снижают одним из следующих способов:
свабированием или тартанием желонкой;
сжатым газом или воздухом;
спуском и откачкой жидкости электропогружными или штанговыми насосами.
Свабирование заключается в постепенном снижение уровня жидкости, заполняющей скважину, при помощи сваба. Для подготовки скважины к свабированию спускают НКТ до интервала перфорации. Каждую трубу перед спуском шаблонируют шаблоном, т.к. диаметр манжет сваба на 1–2 мм меньше диаметра НКТ.
Сваб спускают в трубы на стальном канате диаметром 16, 19 мм. При спуске шариковый клапан открыт, что позволяет свабу свободно погружаться в жидкость. При подъёме сваба клапан закрывается и столб жидкости, который находится над свабом, выносится наверх. Во избежание обрыва каната максимальная глубина спуска сваба под уровень жидкости в скважине не должна превосходить допустимых нагрузок на канат, обычно сваб спускают под уровень жидкости на
глубину 150 – 350 м. При свабировании уровень жидкости в скважине снижается, соответственно снижается забойное давление, что вызывает приток жидкости из пласта. Для снижения уровня жидкости используют и желонки. Желонку изготавливают из НКТ или обсадных труб, длинной 6 –12 м. Верхний конец её открытый и снабжён "головкой" для прикрепления стального каната. Внизу находится клапан тарельчатого типа, открывающийся вверх. Желонку спускают на стальном канате. Тартание производят с помощью передвижного подъёмника или лебёдки.
Для снижения уровня жидкости с помощью закачки азота, в скважину спускают НКТ выше интервала перфорации на 50 м с “пусковыми” муфтами. Сущность метода заключается в нагнетании азота в кольцевое пространство между трубами и колонной. Азот вытесняет жидкость, заполняющую скважину и одновременно газирует жидкость, тем самым, уменьшая её плотность. Для нагнетания азота применяются передвижные компрессоры СД–9–11.
Недостаток этого способа: маленькая производительность компрессора и время снижения уровня увеличивается до 5–7 часов.
Анализ эффективности селективной изоляции скважин
Основным реагентом (использующимся для изоляции водопритока в НГДУ «Лениногорскнефть», начиная с 1990г., является реагент СНПХ-9633 - это углеводородный раствор ПАВ, который при взаимодействии с минерализованной водой, обводняющей скважину, способен образовывать вязкие устойчивые эмульсии с внешней углеводородной фазой, а также а повышать эффективность кислотной обработки путем блокирования зон с повышенной проницаемостью за счет образования высоковязких гелеобразных эмульсий, возникающих при смешении последовательно закаченных оторочек углеводородного раствора ПАВ и кислоты, что позволяет направить последнюю в нефтенасыщенные малопроницаемые зоны (направленная кислотная обработка).
Основными достоинствами данной технологии являются:
- композиции на углеводородной основе при взаимодействии с низкопродуктивной частью пласта не образует водонефтяные эмульсии и соответственно не блокирует их, а при взаимодействии с высокопродуктивной частью частично блокирует, тем самым выравнивая профиль приемистости и ограничивая приток из водонасыщенной части пласта..
Недостатком этого метода является – высокая стоимость реагента. Поскольку в последнее время увеличивается доля скважин с горизонтальными открытыми стволами, которые имеют большую протяженность порядка 200-350м, что для данных залежей увеличивает вероятность наличия большего числа трещин по которым прорывается подошвенная вода. Для ограничения водопритока в таких скважинах необходимо большее количество реагента и наполнителя, что соответственно приводит к удорожанию работ.
Не последнее место при изоляции водопритока на залежи 302-303 является применение в качестве изоляционного материала НБП - сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их гетеропроизводных. Суть метода заключается в следуещем:
мицеллярного строения нефтебитумного продукта и его поверхностно - активных свойств, обуславливающих его эмульгирующую и водоограничительную способность, что приводит к повышению сопротивления промытых зон, в разработку включаются не охваченные заводнением зоны пласта и пропластки;
в результате блокирования промытых зон обводненной части пласта создаются необходимые депрессии для включения не охваченных заводнением интервалов и зон нефтенасыщенного пласта;
в результате блокирования промытых зон создаются необходимые депрессии для извлечения нефти из менее проницаемых интервалов пласта..
Главное преимущество НБП – высокая запечатывающая способность, которая наиболее эффективно при изоляции наиболее крупных «трещин». Использование этого реагента позволило получить прирост по нефти на скважинах, на которых не получили эффекта после закачки таких реагентов как СНПХ-9633, Дисин и др. Правда и по продолжительности эффекта он наиболее низкий, что является его недостатком. Возможна она связана с образованием большого количества дополнительных систем искусственно создаваемых трещин, в результате большего давления нагнетания при закачке реагента, из-за его большой вязкости и добавления в качестве наполнителя цемента. – это явление подверждается увелечением коэффициентом продуктивности после проведения изоляционных работ на большинстве скважин.
Хорошие показатели эффективности были получены от применения – технологии Дисин.
Сущность комплексного воздействия заключается в следующем: в скважины, на которых произошел прорыв воды по трещинам, кавернам и крупным порам закачивается инвертная дисперсия «Дисин», после чего призабойная зона последовательно обрабатывается соляной кислотой и нефтяным растворителем с последующей выдержкой на реакцию. При закачке сжиженный, но агрегативно устойчивый «Дисин» фильтруется в трещины, каверны и крупные поры, по которым в скважину поступает вода. Гидрофобные свойства поверхности карбонатного коллектора способствуют проникновению гидрофобного (смачивающего) «Дисина» в достаточную для селективной изоляции глубину. Вместе с тем, в низкопроницаемую часть коллектора «Дисин» не фильтруется. При этом водоотталкивающие свойства «Дисина», находящегося в трещинах и крупных порах обеспечивают надежную изоляцию воды, поступающей со стороны нагнетательной скважины. «Дисин» продавливается в трещины раствором соляной кислоты. При этом соляная кислота не может попасть в трещины в силу водоотталкивающих свойств «Дисина», а следовательно устранить водоизоляционный эффект от «Дисина». Зато в низкопроницаемой части ПЗП, где избыток «Дисина» присутствует в виде тонкой кольматирующей пленки, соляная кислота будет химически взаимодействовать как с карбонатом и гидроксидом кальция, разрушая «Дисин», так и с породой коллектора, повышая проницаемость призабойной зоны пласта. Раствор соляной кислоты продавливается в ПЗП Нефрасом, который с одной стороны агрегативно доразрушает пленку кольматирующего «Дисина» в низкопроницаемой части, оголяя твердую фазу и устраняя помеху для поступления нефти в скважину, с другой стороны, - удаляет АСПО и гидрофобизирует коллектор после гидрофилизирующего действия соляной кислоты.
При застывании в пласте, «Дисин» образует гель с низким значением вязкости и в основном используется для блокировки мелких трещин.
Преимуществом Дисина является его низкая вязкость, что при закачке уменьшает вероятность образования исскуственной системы трещин. К недостатку можно отнести тот фактор, что при закачке используется соляноя кислота, что неблагоприятно влияет на матрицу породы. Возможно поэтому успешность у Дисина самая низкая из 31 скважино-обработок по 10 скважинам не получено эффекта. Однако его низкая стоимость и самая большая дополнительная добыча делают его достаточно привлекательным для проведения изоляционных работ на залежи 302-303.
На основании проведенного анализа можно сделать следующие выводы:
По СНППХ-9633:
На 1.01.04 дополнительная добыча нефти на 1 скважино-обработку составила
648т, при сокращении попутно-добываемой воды
т, причём эффект продолжается в 33% скважин. Средняя длительность эффекта – более 464 дней. Успешность метода - около 70 %. Среднесуточный прирост дебита нефти – более 1,5 т/сут.
По НБП:
На 1.01.04 дополнительная добыча нефти на 1 скважино-обработку составила
386т, при сокращении попутно-добываемой воды
957т, причём эффект продолжается в 46% скважин. Средняя длительность эффекта – более 287 дней. Успешность метода - около 79 %. Среднесуточный прирост дебита нефти – более 1,2 т/сут.
По Дисину:
На 1.01.04 дополнительная добыча нефти на 1 скважино-обработку составила
443т, при сокращении попутно-добываемой воды
167т, причём эффект продолжается в 46% скважин. Средняя длительность эффекта – более 376 дней. Успешность метода - около 79 %. Среднесуточный прирост дебита нефти – более 0,7 т/сут.
По КРР-146:
На рис 3. представлена схема КРР котрые использованы на скважинах №1 и №2 состоящая из:
Кондуктор
Промежуточная колонна
Эксплутационная колонна диаметром 146мм
Пакер
Фильтр скважинный управляемый КРР.146.02, закрытый
Фильтр скважинный управляемый КРР.146.02, открытый
Нефть
Вода
Нефть с водой
В НГДУ «Лениногорскнефть» на двух горизонтальных скважинах по данным ГИС были определены интервалы обводнения скважин, которые были отсечены пакерами, к сожалению в одной скважине эксплутационная колонна оказалась не герметичной. На обоих скважинах все управляемые колонные фильтры закрыты и лишь по одному самому нижнему фильтру открыты.
По состоянию на 1.01.04г. первая скважина работает со следующими параметрами: Дебит жидкости 8,1м3/сут, нефти 4,8т/сут, обводненность составляет 41%. (до внедрения КРР скважина работала со следующими параметрами - дебит жидкости 15,2м3/сут, нефти 0,8т/сут, обводненность 94,7%.). Дополнительная добыча составляет 90т за 22,5 дня рабоы. По второй скважине эффекта не получено.
В настоящее время трудно сделать правильные выводы использования КРР из-за короткого срока эксплуатации. Возможно необходимо повторно происследовать скважины на определения интервалов поступления воды и открыть другие фильтра.
4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА
4.1 Охрана труда и техника безопасности при ПиКРС
В задачи охраны труда на нефтегазодобывающих предприятиях входит выявление, ослабление и устранение производственных опасностей и профессиональных вредностей, ликвидация причин производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний работающих, оздоровление условий труда, предупреждение аварий, взрывов и пожаров, обеспечение охраны природы, защита соседних населённых пунктов и предприятий от неблагоприятных и опасных влияний.
Ответственность за обеспечение охраны труда на нефтяных промыслах возложена на руководство НГДУ, руководителей участков и подразделений.
Систематический контроль за проведением мероприятий по созданию безопасных условий труда, по профилактике травматизма, аварий, взрывов и пожаров предусматривает проверку условий труда путём комплексного или инспекторского обследования, повседневного надзора и административного постоянного наблюдения.
Производственный несчастный случай происходит на производстве внезапно в течение короткого промежутка времени. В результате несчастного случая у пострадавшего возникает увечье или травма, вызывающая нетрудоспособность из-за явных или скрытых повреждений тканей, органов или расстройства функций организма.
Различают производственные травмы механические, тепловые, химические, электрические, лучевые и комбинированные. Потеря трудоспособности пострадавшим бывает временной или постоянной (инвалидность, смерть). По исходу различают несчастные случаи лёгкие, тяжёлые и смертельные, по числу пострадавших – одиночные и групповые.
Нарушения здоровья из-за длительного воздействия на работающих профессиональных вредностей приводят к профессиональным заболеваниям.
К производственным опасностям и профессиональным вредностям на нефтегазодобывающих предприятиях относятся: неблагоприятные метеорологические условия, движущиеся, токоведущие и нагретые части оборудования, вредные вещества (яды, пыль), опасные излучения, шум, вибрация, горючие и взрывоопасные вещества, падающие, разлетающиеся при авариях части сооружений и установок, падение работающих и др. Нельзя считать эти опасности и вредности неизбежно связанными с добычей нефти и попутного газа. Они проявляются из-за несовершенства технологии и техники добычи, неудовлетворительной организации труда, плохого качества строительно-монтажных работ и других причин.
Большое значение для борьбы с травматизмом имеет изучение причин происшедших несчастных случаев.
Пострадавший или очевидец несчастного случая немедленно должен сообщить о нём руководителю работ (мастеру, начальнику участка, цеха). Последний обязан немедленно организовать первую помощь пострадавшему и известить о несчастном случае медицинский пункт, руководство НГДУ и профком.
Не позже 24 часов после несчастного случая проводится расследование его комиссией в составе начальника участка или цеха, инспектора по охране труда и инженера по технике безопасности. На основании расследования несчастного случая, вызвавшего потерю трудоспособности у пострадавшего не менее чем на один рабочий день, составляется акт в трёх экземплярах по статической форме Н–1.
Овладение технологией и техникой добычи нефти включает серьёзное изучение вопросов охраны труда и развитие навыков безопасной работы. Повышение производственной квалификации персонала сопровождается возрастанием умения работать с соблюдением правил безопасности, углублением знаний опасных моментов при работе и необходимых предупредительных мер.
Рабочие, поступающие на работу, а также переводимые на работу по новой профессии, проходят обязательный инструктаж – вводный и на рабочем месте в объёме не менее 10 часов со сроком стажировки под руководством опытного работника в течение 1–5 рабочих смен. Инструктаж проводят инженеры по технике безопасности, специалисты из здравпункта, пожарной охраны, горноспасательной части, мастера, начальники участков.
После инструктажа и стажировки рабочие допускаются к самостоятельной работе только после проверки их знаний специальной комиссией. Знания ИТР по правилам безопасности также проверяются комиссией через каждые 3 года. Сведения об инструктаже, стажировке и проверке знаний заносятся в индивидуальные карточки для работающих и учётные журналы для ИТР, лаборантов.
Безопасность труда в большей степени зависит от совершенства технологии добычи нефти и уровня технической оснащённости нефтегазодобывающего предприятия. Более безопасными считаются непрерывные закрытые механизированные и автоматизированные технологические процессы добычи, сбора и первичной обработки продукции нефтяных скважин. Нормативы по технике безопасности для нефтедобывающего оборудования чётко определяют его назначение, условия использования, рабочие параметры, срок службы, межремонтные периоды, требования к механической прочности, герметичности, надёжности, ограждению опасных зон, оснащению КИП, регуляторами и арматурой, стойкости к агрессивному и абразивному воздействию, устойчивости к опрокидыванию, а также предельно допустимые температуры нагрева или охлаждения, уровень шума, амплитуды вибрации.
Ремонт скважин отличается многообразием и трудоёмкостью выполняемых работ, наличием многих опасных моментов. Основными причинами несчастных случаев являются неправильные или опасные приёмы работы, неисправность оборудования и инструмента, плохая подготовка рабочего места, неудовлетворительная организация обучения и инструктажа рабочих, отсутствие технического надзора за работой.
Технологические процессы при ремонте скважин очень разнообразны. Специализированные бригады по ремонту скважин выполняют спуско-подъемные операции, обследование, чистку пробок, свабирование, освобождение прихваченных насосоно-компрессорных труб, изоляционные работы и крепление пород призабойной зоны, ремонт и исправление скважин, ловильные работы и др. Все эти работы должны быть механизированы. Для этого применяют стационарные вышки и мачты, самоходные агрегаты, талевые системы, приспособления и инструменты.
На основании накопленного опыта ремонта скважин разработан комплекс мероприятий по технике безопасности. Составные части этого комплекса касаются технологии и оборудования, подготовки и содержания рабочих мест, организации труда и создания нормальной производственной обстановке. Основным условием безопасного проведения ремонтных работ является тщательное выполнение подготовительных операций, к которым относятся: погрузка, разгрузка и транспортировка частей оборудования, инструмента и приспособлений, подготовка площадки у скважины, устройство фундаментов, размещение оборудования на площадке, предварительный осмотр и проверка исправности оборудования и инструмента, установка мачт, крепление оттяжек, устройство полов, мостков, стеллажей, оснастка и смазка талевого механизма и др.
Передвижной агрегат для ремонта скважин должен быть оснащён необходимыми механизмами и приспособлениями, обеспечивающими безопасность работ. Органы управления и приборы сосредотачиваются на пульте, расположенном в удобном и безопасном месте. Работающему на пульте должна быть обеспечена хорошая видимость устья скважины, мостков, люльки верхового рабочего, пути движения талевого блока. Ко всем устройствам, требующим постоянного наблюдения и периодической смазки, обеспечивается безопасный доступ. Агрегат оборудуется световой и звуковой сигнализацией. Он должен иметь необходимую устойчивость и габариты, обеспечивающие безопасное его передвижение по территории.
Подъёмное сооружение рассчитывают на грузоподъёмность, вдвое превышающую вес максимального груза при ремонте скважины. Вышки и мачты должны быть укреплены не менее чем 4 оттяжками из стального каната диаметром не менее 16 мм с винтовыми стяжками для ликвидации образующейся слабины. Они образуются безопасными лестницами и площадками с перилами. Рабочая площадка на устье скважины размером 4х4 м со сплошным и ровным настилом из досок толщиной не менее 50 мм обеспечивает удобное и безопасное выполнение работ.
Для ремонта скважин специально сконструированы, выпускаются и применяются комплекты оборудования (АзинМаш, МСПД, АПР, и др.). Надёжность и безопасность работы талевой системы зависят от конструкции талевого каната, шкивов, блоков и приспособлений. Для ремонта скважин чаще всего используют канаты компаунд левой крестовой свивки диаметром от 18,5 до 31 мм с шестью прядями из проволок диаметром 0,75–2 мм и с органическим сердечником. Эти канаты гибки, износоустойчивы и не раскручиваются. Их расчётное разрывное усилие колеблется в широком диапазоне с учётом прочности материала. Канаты бракуются при обрыве 10% проволок или износе наружных проволок до 40% их диаметра. Отношение диаметра шкива к диаметру каната должно быть не менее 35, чтобы напряжения изгиба не были чрезмерными.
Большое значение в отношении техники безопасности имеет способ крепления неподвижного конца талевого каната. Из многих приспособлений, разработанных для этой цели, наиболее совершенным является приспособление конструкции б. Гипронефтемаша, позволяющее делать перепуск каната. Разработаны также устройства для регистрации работы каната, рубки каната, крепления каната к барабану лебёдки и др.
Для изменения направления перемещения талевого каната и устранения опасности опрокидывания спуско-подъёмного сооружения при чрезмерных усилиях применяют оттяжные ролики различной конструкции.
Бригада по ремонту скважин должна иметь необходимый набор приспособлений, устройств и инструмента. Рекомендуются для применения направляющий ролик ко второму поясу вышки, ограничитель подъёма талевого блока, вилка для укладки труб на стеллажи, направляющая воронка, приспособление, предотвращающее скручивание талевого каната, приспособление для центрирования труб и для размещения их за пальцем, клапан для спуска жидкости из насосных труб, безопасный круговой ключ для штанг, приспособление для подтаскивания труб, лоток для предохранения резьбы трубы, перемещаемой по мосткам, приспособление против разбрызгивания жидкости, выливающейся из поднимаемых труб, подкладная вилка для удержания труб, крючок для подвески штропов, автоматический затаскиватель рабочей трубы в шурф, элеваторы, клиновые захваты (спайдеры),трубные ключи, подвески для машинных ключей, приспособление для правильной намотки каната на барабан лебёдки, приспособление, предотвращающее перетирание каната о барабан лебёдки, ловильные инструменты ( колокол, метчик, фрезер, райбер, труболовка, ловильный клапан, крючок, удочка, канаторезка), вспомогательный инструмент (гаечные ключи, кувалды, молотки, зубила, секачи, тележки, гидравлические домкраты и др.).
Кроме того, предусматриваются специальное оборудование для автоматического замера длины спускаемой в скважину колонны труб, индукционный дефектоскоп для каната, безопасные трубные накаты, предохранительные пояса для работ на высоте, осветительные установки для ночных работ, приспособление для безопасного крепления промывочного шланга, укрытие для членов бригады, приспособление для безопасной сварки, предохранительные пластины к насосу, автоматические отключатели электродвигателей насосов.
Порядок безопасного выполнения ремонтных работ определяют правила и инструкции по технике безопасности. Запрещено выполнять эти работы при силе ветра в 6 баллов и более, во время ливня, грозы, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 100 м. |
|
|
Скачать 160.74 Kb.