курсовая. Курсовой проект по мдк 01. 02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений по теме Техника и технология проведения ловильных работ в скважине в условиях малиновражногоо месторождения
 Скачать 151.6 Kb.
|
|
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по МДК 01.02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений по теме: Техника и технология проведения ловильных работ в скважине в условиях малиновражногоо месторождения Студента 3 курса Группы НГМ 932 _______________Мусенов Т. А. Руководитель: _______________Бакутин П.М. Работа защищена с оценкой «_________________________» _______________2022г. г  . Саратов 2022гСОДЕРЖАНИЕ Введение 3 1. Техника и технология проведения ловильных работ в скважине в условиях малиновражногоо месторождения 5 1.1 Общие сведения о районе работ на месторождении Малиноовражное 5 1.2 Организация мероприятий по подготовке скважины к эксплуатации 6 2. Контроль технологического режима работы скважины 10 2.1 Автоматизация технологических процессов при эксплуатации скважин 15 2.2 Диагностика, текущий и капитальный ремонт скважин 20 2.3 Профилактика аварийных ситуаций на Малиновражном месторождении 25 Заключение 28 Список использованных источников 31 Приложение 32 Введение Ловильные работы – это операции по ликвидации ряда аварий в нефтяных и газовых скважинах. К числу этих операций относятся: освобождение прихваченных труб или УБТ, извлечение из скважины оборванных или оставленных по другим причинам труб, удаление обломков и посторонних предметов из скважины, оборванных или прихваченных кусков кабеля, троса или проволоки. Когда возникают такие ситуации, приходится останавливать все работы по бурению, заканчиванию или капитальному ремонту скважин, и их возобновление возможно только после ликвидации аварии. Потребность в ловильных работах возникает в каждой пятой бурящейся скважине и в четырех из пяти ремонтируемых. Поскольку стоимость ловильных работ (с учетом стоимости эксплуатации бурового оборудования) может быть весьма значительной, подход к ним должен быть осторожным и взвешенным. Техника и технология этих работ совершенствовались годами и позволяют ликвидировать практически любую аварию в скважине. Однако в некоторых случаях стоимость работ может оказаться очень большой, поэтому скважину приходится ликвидировать. Часто существует несколько способов ликвидации аварии, один из которых является оптимальным. Персонал компаний, производящих ловильный инструмент, постоянно участвует в аварийных работах и имеет гораздо больший опыт, чем люди, занятые в бурении и капитальном ремонте скважин и сталкивающиеся с авариями от случая к случаю. Составление плана — очень важный этап при проведении ловильных работ, от которого во многом зависит их стоимость. План следует обсудить со всеми, кто принимает участие в работах: со специалистами по ловильным работам или с руководителями этих работ, с людьми, отвечающими за состояние бурового раствора, с буровой бригадой, со специалистами по электрометрическим работам (если они предусматриваются) и со всеми, кто может иметь отношение к делу. Гораздо дешевле выяснить невыполнимость какой-то операции до того, как приступить к ее выполнению. Решение о проведении ловильных работ при ликвидации аварии должно быть экономически обосновано. Очевидно, что в мелких скважинах с небольшой продолжительностью цикла строительства и невысокой стоимостью оставляемых в скважине труб и инструментов экономически эффективны только самые дешевые ловильные работы. Когда на строительство скважины затрачены большие средства и надо извлечь инструмент большой стоимости, то экономически целесообразны существенные затраты времени и средств. Цель работы – проведение ловильных работ в скважине, оборудованной УЭЦН. Принимать решение о ликвидации аварии надо с учетом как научных достижений, так и практического опыта. С целью оценки времени, необходимого для проведения ловильных работ, полезно использовать коэффициенты вероятности. Вероятность (в процентах) определяют на основе анализа известных аналогичных ситуаций, хотя практически не бывает двух совершенно одинаковых случаев. Необходимо построить «дерево решений» для условий бурения и для условий капитального ремонта скважин с учетом стоимостных факторов и опыта работ в подобных ситуациях во многих скважинах. Но даже самое лучшее решение, кроме трезвого осмысления и тщательного анализа, требует квалифицированного исполнения с учетом возможностей бурового оборудования и инструмента. 1. Техника и технология проведения ловильных работ в скважине в условиях малиновражногоо месторождения Общие сведения о районе работ на месторождении Малиноовражное Область располагает достаточными ресурсами почти всех видов полезных ископаемых, позволяющими удовлетворить как собственные потребности, так и обеспечивать вывоз некоторых за её пределы. Область производит 1,8% всей добываемой нефти Поволжья, 17% природного газа, свыше 30% цемента, около 20% минеральных удобрений. Важнейшее значение в топливно-энергетическом комплексе области имеет нефтегазовое минеральное сырьё. Длительное время сохраняется уровень добычи нефти 1,2-1,3 млн т в год. Потенциальные ресурсы нефти и газа в области достаточно велики и составляют около 700 млн т нефти и 1 трл м3 газа. Нефтегазоносная провинция: Волго-Уральская Тип –Нефтяное месторождение Местонахождение: Саратовская область Малиноовражное месторождение расположено в Саратовской области Российской Федерации и относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Организация мероприятий по подготовке скважины к эксплуатации Подготовка скважины ведется в соответствии с "Планом работ" выданным цехом добычи с учетом следующих требований, независимо от того, вошли ли они в план работ : 1. Глушение скважины производить двумя циклами, не допуская глушения на пласт (в лоб). Категорически запрещается смешивать между собой растворы глушения с разными химическими составами. Жидкость глушения из каждой машины должна проверяться на содержание мех.примесей (немедленно после прибытия на скважину из емкости сливается около 2 литров в стеклянную банку, после отстоя -15 минут- наличие визуально определяемой взвеси или осадка не допускается); кроме того все ЦР и ЦА должны быть оборудованыеженедельно проверяемыми фильтрами. 2. Скважины, в которые впервые спускают УЭЦН (перевод на мехдобычу с применением УЭЦН), должны быть: а). тщательно промыты с допуском НКТ до уровня ниже нижних отверстий перфорации на 2 метра (объем промывочной жидкости не менее 2 объемов скважины, темп прокачки не менее 13 л/сек, окончание промывки после прекращения выпадения осадков); б). прошаблонированы до глубины спуска УЭЦН плюс 100 метров (длина шаблона соответствует длине УЭЦН, но не менее 18 м; диаметр шаблона 120 мм для УЭЦН5 и REDA, 124 мм для УЭЦН5А и 140 мм для УЭЦН6; основа шаблона- труба УБТ диаметром от 3 до 4"); с). при отсутствии сертификата качества ЦТБ АО”ЮНГ” на рабочую колонну НКТ, ее необходимо опрессовать с заглушкой или по другой принятой в АО ЮНГ технологии. При непрохождении шаблона либо затяжках необходима дополнительная проработка ствола скважины. Допускается совмещать операции промывки и шаблонирования скважины. В процессе каждой операции необходима мера труб. После проведения промывки необходима контрольная отбивка забоя лебедкой. 3. Эксплуатирующиеся УЭЦН скважины должны иметь зумф не менее 2 метров, в случае его отсутствия необходима промывка. Промывка скважин производится также не реже чем через каждые четыре ремонта, связанные с подъемом установки (или не реже одного раза в два года- что раньше), а также в случае подъема установки с забитой приемной сеткой или засоренными рабочими органами. После промывки обязательно выполняется контрольная отбивка забоя. Шаблонирование колонны проводится перед спуском установки увеличенного габарита, либо после второго подряд отказа УЭЦН из-за повреждения кабеля при спуске. 4. Перед первым спуском в скважину УЭЦН REDA по решению НГДУ производится соляно-кислотная обработка призабойной зоны с тщательным вымывом продуктов реакции, а при необходимости проработка скрепером эксплуатационной колонны до забоя. 5. Мостки, НКТ и площадка на устье скважины должны быть очищены от песка, грязи и парафина, должно быть подготовлено место для разгрузки узлов УЭЦН, в темное время освещенность устья должна быть не менее 26 лк, талевая система - отцентрована относительно оси устья скважины. 6. Ответственность за качество подготовки и глушения скважины возлагается на мастеров бригад производивших глушение и ремонт скважины. В соответствии с утвержденным для данного НГДУ проектом обустройства кустов скважин на расстоянии не менее 25 м от скважин должна быть подготовлена площадка для размещения наземного оборудования (НЭО) УЭЦН с контуром зазаемления, связанным металлическим проводником с контуром заземления трансформаторной подстанции(ТП6/0,4) и кондуктором скважины. Служба главного энергетика НГДУ должна передать ЦБПО ЭПУ акт замера сопротивления контура до завоза погружного оборудования на куст, а в процессе эксплуатации УЭЦН Площадка для размещения НЭО должна быть защищена от затопления в паводковый период и заноса снегом в зимний. Подъезды к площадке должны позволять свободно монтировать и демонтировать НЭО Fiskars'ом или автокраном. Ответственный за нормальное состояние площадок - старший инженер ЦДНГ. В 5-25 м от устья скважины должна быть установлена клеммная коробка (ШВП). Силовые кабели от ШВП до станции управления (СУ) УЭЦН и от ТП 6/0,4 до СУ прокладываются НГДУ. Подключение кабелей к СУ, ШВП и 8заземление оборудования выполняет ЦБПО ЭПУ. Кабели должны быть проложены по эстакаде либо загублены не менее чем на 0,5 м в грунт. Ответственный за нормальное состояние кабельных эстакад - мастер бригады добычиЦДНГ. Запрещается эксплуатация УЭЦН у которых площадки для размещения НЭО, кабельные эстакады, ШПВ и заземление несоответствуют требованиям ПУЭ и ТБ. Ответственность за исполнение данного пункта несет начальник цеха проката ЭПУ. Подготовка установки к спуску в скважину: 1. ЦБПО ЭПУ разрабатывают таблицы комплектации оборудования УЭЦН, при этом должно быть учтено требование запаса мощности ПЭД не менее 15 %; для ЭЦН производительностью 50 м3/сутки и ниже рекомендуется использовать двигатели диаметром 117 мм (исключение может быть сделано для скважин с ЭЦН50, гарантированно выходящими на нормальный режим работы). 2. Номера и типы узлов скомплектованной УЭЦН заносится в эксплуатационный паспорт, паспорт сопровождает УЭЦН на всех этапах от монтажа до возврата на ремонтную базу. 3. Двигатель ПЭД и кабельная линия должны пройти перед отправкой на скважину полный цикл испытаний в соответствии с принятой в АО ЮНГ программой контроля. Гидрозащита должна быть подвергнута гидравлическим испытаниям; насос ЭЦН и гидрозащитадолны быть проверены на легкость вращения валов и посадки на их шлицевые концы соединительных муфт, биение шлицевых концов вала, а также на соответствие вылетов валов требованиям чертежей. Результаты всех измерений должны быть занесены в рабочий журнал. 4. В зимний период подготовленные к отправке на скважину двигатель и гидрозащита должны храниться в помещении, а рабочие ступени насоса должны быть покрыты незамерзающей смазкой типа индустриального или веретенного масла. 5. Ответственность за качество подготовки и комплектации УЭЦН возлагаетсz на начальника ремонтного цеха ЦБПО ЭПУ. 2. Контроль технологического режима работы скважины Под установленным технологическим режимом работы скважины понимается совокупность основных параметров ее работы, которая обеспечивает получение в планируемом периоде отборов нефти, конденсата, жидкости и газа, соблюдение условий надежности и безопасности эксплуатации скважин, предусмотренных проектным документом и нормами отборов. Технологический режим работы скважин обеспечивает регулирование процесса разработки и характеризуется следующими основными параметрами: Пластовым, забойным и устьевыми давлениями; Дебитом жидкости (газа), обводненностью продукции, газовым фактором (выходом конденсата) и количеством механических примесей в продукции; Типоразмерами установленного эксплуатационного оборудования и режимами и временем его работы. 7.3.2. Технологические режимы работы скважин определяются недропользователем исходя из утвержденных норм отбора углеводородов. Одновременно с технологическими режимами составляется и утверждается план геолого-технических мероприятий по обеспечению их выполнения. Технологические режимы работы скважин устанавливаются ежемесячно или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки объекта и утверждаются руководством организации-недропользователя. 7.3.3. Ответственность за соблюдение установленных режимов несет недропользователь. 7.3.4. Контроль за соблюдением установленных технологических режимов работы скважин осуществляется территориальными органами государственного горного надзора. 7.3.5. Для наблюдения за режимом работы скважин устанавливается контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевых проб добываемой продукции. Обвязка скважин должна обеспечивать проведение комплекса исследований: индивидуальный замер дебита жидкости и газа, обводненности, устьевых давлений, расхода рабочих агентов, подаваемых в скважину, эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов. Эксплуатация скважин, не оборудованных для вышеуказанных индивидуальных замеров и исследований, не допускается Контроль работы газовых и газоконденсатных скважин: В статье рассматриваются вопросы контроля устьевых параметров многофазного потока продукции газовых и газоконденсатных скважин. Обобщен опыт решения задачи измерения параметров потока многофазной продукции, выявлены проблемы контроля режимов работы скважин, а также низкая эффективность известных методов и средств определения дебита. Показаны преимущества, особенности и эффективность применения на месторождениях России информационно-измерительных систем серии «Поток», созданных на базе бессепарационного спектрометрического метода измерения расхода. В статье приводятся положительные результаты апробации в промысловых условиях найденных научно-технических решений. Современный этап развития нефтегазодобычи характеризуется интенсивным внедрением интеллектуальных систем управления разработкой месторождений, систем контроля и управления режимами работы скважин. Важное место при этом отводится информационному обеспечению процесса добычи продукции. Информационно-измерительные технологии и технические средства контроля должны отвечать требованиям достоверности и оперативности информации о параметрах работы скважин, получаемой в режиме реального времени, обеспечивать достаточную точность измерения, а также отличаться надежностью функционирования в сложных климатических условиях. На уровне скважин информационное обеспечение должно быть нацелено как на решение задач измерения расходных и термобарических параметров потока продукции скважин. В настоящее время не существует универсального метода измерения параметров многофазных потоков в широком диапазоне изменения расхода фаз для различных видов скважин и способов добычи продукции. Практический опыт свидетельствует, что для скважин, продукция которых содержит, в основном, жидкую фазу, эффективны одни методы измерения дебита. В этих случаях возможно использование однофазных расходомеров с коррекцией по газовому фактору. По мере увеличения газового фактора проблемы измерения расхода фаз в потоке смеси возрастают. Наиболее проблемными для измерения расхода жидкой и газовой фаз представляются потоки продукции газоконденсатных и газовых скважин. Продукция этих скважин характеризуется потоками смеси с высокими газовыми факторами и малым содержанием жидкости. Жидкостная фаза составляет от нескольких единиц до десятых и даже сотых долей процентов от объема газовой фазы. Подобному соотношению фаз отвечают и потоки продукции нефтяных скважин, эксплуатирующих нефтяные оторочки газоконденсатных месторождений. Измерить расход жидкости в таких условиях весьма проблематично. Несовершенными оказываются и традиционные способы измерения расхода газа в потоке такой газоконденсатной смеси продукции скважин. Традиционной методикой контроля режимов работы газовых скважин является определение дебита газа в ходе специальных газодинамических исследований (ГДИ) по так называемой кривой производительности . Для исследований скважину переводят в работу на факельную линию и измеряют термобарические параметры (давление и температуру) на устье и на факеле, где устанавливается специальное устройство - диафрагменный измеритель критических течений (ДИКТ). Исследования проводятся на нескольких режимах, задаваемых путем изменения диаметра измерительной диафрагмы, используемой на ДИКТе. Продукция скважины при проведении исследований выбрасывается в атмосферу. По существующей методике на каждом режиме рассчитывается расход продукции и строится зависимость устьевого давления от расхода газа, по которой уже возможно оценить дебит скважины по устьевому давлению при работе в газосборный коллектор, исходя из предположения о том, что давление на устье определяет расход продукции. На газоконденсатных скважинах применяется схожая методика определения дебита. При этом дополнительно в процессе так называемых газоконденсатных исследований (ГКИ) используется сепаратор для разделения потока на фазы и в качестве контрольного средства по расходу жидкости. Несложно оценить эффективность такой методики. На рисунке 1 показан пример кривой производительности, построенной по результатам ГДИ. Как можно заметить, уже при небольших ошибках измерения давления на устье (±0,25 атм) можно наблюдать существенные отличия в оценках расхода газа. Это приводит к значительной погрешности оценки расхода, поскольку в таком случае необходима высокая точность измерения давления, что не всегда достижимо в промысловых условиях. К сожалению, в такой методике присутствуют и более серьезные факторы, влияющие на точность определения расхода. Система пласт – скважина - сборный коллектор является довольно сложной динамической системой. Пластовое, а следовательно, и забойное давление на скважине со временем уменьшаются. Изменяется при этом и устьевое давление, что делает невозможным использование через некоторый промежуток времени прежней кривой производительности. Кроме того, при изменении соотношения фаз в продукции изменяется и плотность, что может приводить не только к смещению кривой производительности, но и к изменению ее наклона . В этом случае использование указанной методики может приводить к весьма значительным ошибкам оценки дебита. Поэтому, адекватные оценки расхода продукции могут быть получены лишь в течение короткого промежутка времени после проведения ГДИ. 2.1 Автоматизация технологических процессов при эксплуатации скважин. Общая характеристика работы Нефтедобывающая отрасль предъявляет все более высокие требования к технологической надежности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами (ПЦН) - обеспечению монотонности процесса вывода скважин на оптимальный технологический режим с максимально достижимым быстродействием, х повышению стабильности режима добычи в условиях нестационарности нефтяного пласта, к увеличению межремонтного периода скважины и снижению энергозатрат. Широко используемые в настоящее время разомкнутые системы управления насосными агрегатами не позволяют достичь желаемых результатов. Поэтому дальнейшее совершенствование технологического процесса нефтедобычи связано, прежде всего, с синтезом замкнутых систем, позволяющих полностью автоматизировать процесс добычи. Несмотря на то, что отдельные варианты замкнутых систем управления погружными насосами существуют, вопрос автоматического вывода скважины на заданный режима эксплуатации без участия в управлении оператора остается открытым. Это объясняется отсутствием адекватных математических моделей нефтедобывающей скважины, оснащенной погружным центробежным насосом, а также несовершенством структурного построения известных систем автоматизации процесса добычи. Наиболее важным и наименее исследованным является вопрос динамики совместной работы пласта, скважины, погружного насоса, асинхронного двигателя и колонны НКТ. В известных публикациях нет четкого определения объекта управления технологического процесса добычи, а соответственно, - и его обобщенной математической модели. Создано лишь математическое описание отдельных компонентов объекта без учета их взаимодействия. 0 настоящее время не разработаны вопросы, посвященные синтезу автоматических систем управления процессом добычи, учитывающему специфику объекта. Таким образом, актуальными являются исследования, направленные на разработку математического описания объекта, синтез алгоритмов и создание устройств автоматического управления технологическим процессом добычи, обеспечивающих повышение технологической надежности эксплуатации скважин. В диссертации рассматривается комплекс теоретических и практических вопросов, охватывающих решение задач по математическому моделировании) объекта управления, синтезу, а также практической реализации цифровой системы автоматического управления процессом добычи. Цель работы: Повышение технологической надежности эксплуатации скважин путем применения цифровой системы автоматического управления погружным центробежным насосом. Для достижения поставленной цели в диссертации проведен комплекс теоретических и экспериментальных работ: 1. Разработана математическая модель обобщенного объекта управления по отношению к управляющему и основному возмущающему воздействиям. Проведен анализ динамики обобщенного объекта, на основании чего синтезирована упрощенная математическая модель объекта. 2. Выполнен структурный синтез цифровой робастной системы автоматического управления технологическим процессом добычи и осуществлена параметрическая оптимизация ее регуляторов. 3. Создан алгоритм цифрового наблюдателя отклонения динамического уровня. 4. Выполнены вычислительные эксперименты по исследованию динамики объекта и синтезированной системы управления. 5. Разработан вариант программно-аппаратной реализации цифровой системы управления погружным центробежным насосом. Методы исследования; При теоретическом анализе в работе использовались методы теории линейных и нелинейных систем автоматического управления, теории дискретных систем, теории гидравлики, теории электропривода, а также методы математического моделирования на ПЭВМ. Теоретические исследования подтверждены вычислительными экспериментами объекта и системы управления, а также результатами натурных исследований нефтедобывающих скважин. Научная новизна: Разработана обобщенная математическая модель нефтедобывающей скважины с погружным центробежным насосом, представляющая собой совокупность пласта, центробежного насоса, асинхронного двигателя и колонны насосио-компрессорных труб (НКТ). Проведена аппроксимация обобщенной модели и предложена упрошенная математическая модель объекта управления. Разработана методика построения робастной системы управления процессом добычи нефти погружным центробежным насосом Создан алгоритм практической реализации цифрового наблюдателя отклонения динамического уровня. Практическая ценность результатов работы. Разработанные теоретические положения используются: -в инженерной методике по определению параметров динамической модели нефтедобывающей скважины с погружным центробежным насосом как объекта управления; - в инженерной методике создания систем автоматического управления процессом добычи жидкости из скважин, оснащенных погружными центробежными насосами; - а рекомендациях по вычислительному моделированию нефтедобывающих скважин и систем их автоматического управления. В первой главе рассмотрены особенности конструктивного строения скважины, оснащенной погружным центробежным насосом, а также определены основные параметры, характеризующие процесс добычи нефти. Показано наличие двух основных режимов работы скважин: вывод на установившийся режим и длительная эксплуатация. Первый режим характеризуется существенной вариацией коэффициента продуктивности пласта, что приводит в ряде случаев к возникновению значительного несоответствия между мощностью насосного агрегата и продуктивностью пласта. Во втором режиме работы скважины основной проблемой является непостоянство пластового давления, что вызывает значительные колебания уровня жидкости в скважине, и может быть причиной аварийного отключения насоса. В соответствии с рассмотренными особенностями объекта сформулированы задачи управления технологическим процессом добычи нефти - обеспечение автоматического вывода скважины на установившийся режим и автоматическая стабилизация этого режима. Выполнен краткий обзор современного состояния автоматизации технологического процесса добычи жидкости погружными центробежными насосами. Рассмотрены особенности способов и устройств эксплуатации скважин. Указаны причины их несовершенства. Предложено решение поставленной проблемы путем синтеза цифровой замкнутой системы управления с частотно-регулируемым насосом. Во второй главе рассматриваются вопросы математического описания нефтедобывающей скважины как объекта управления. Дано определение объекта управления как совокупности пласта, скважины, асинхронного двигателя, погружного центробежного насоса (ПЦН) и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Управляющим воздействием объекта является частота и напряжения, питающего двигатель, выходная координата - отклонение динамического уровня АНДШ1, а основное возмущающее воздействие - пластовое давление Р,„. Показан сложный динамический характер взаимодействия отдельных элементов объекта, на основании чего предложено сначала разработать автономные математические модели пласта, скважины, двигателя, ПЦН и НКТ, а затеи, с учетом их взаимосвязи, - обобщенную модель объекта. 2.2 Диагностика, текущий и капитальный ремонт скважин Длительная эксплуатация нефтяных или газовых скважин приводит к тому, что периодически их требуется ремонтировать. При ремонте может потребоваться замена НКТ или спуско-подъемного оборудования, прочистка обвалившихся элементов ствола, промывка и ряд других процедур. Чаще всего работы проводятся под землей, и их классифицируют на текущий и капитальный ремонт скважин. В первом случае они проводятся в плановом порядке: они могут касаться очистки всего ствола или отдельных элементов, внесения изменений в режим функционирования и т.д. Капитальный ремонт подразумевает масштабную замену оборудования, устранение серьезных неисправностей, углубление или расширение ствола, а также вторичное бурение. Для текущего и капитального ремонта нефтяной скважины используется профессиональное оборудование, а перед ремонтом необходимо подготовить к спуско-подъемным работам, провести исследование ствола и забоя, а также прилегающих пластов на предмет давления, наличия инородных предметов, воды и другие параметры. При ремонте, вне зависимости от того, текущий он или капитальный, важно соблюдать технику безопасности, а также природоохранные нормативы. Особенности ремонта:Подготовительный этап перед текущим или капитальным ремонтом скважины должен включать в себя работы, которые обеспечивают безопасность дальнейших действий и позволяют без помех провести последующую прочистку или замену агрегатов. Прежде всего при необходимости скважина должна быть заглушена, а затем на объект перемещается бригада по обслуживанию и ремонту вместе с оборудованием. Среди работ на подготовительном этапе перед текущим или капитальным ремонтом выделяют следующие действия: Сбор документации: схемы строительства скважины, схемы оборудования, параметров извлекаемого вещества, особенности эксплуатации и т.д. Проверка и восстановление функциональности подъемного оборудования; если его потребуется заменить, чаще всего нужно демонтировать его. Тем не менее, несложные поломки или очистка производится непосредственно на месте. Подбор инструментов, который осуществляется, исходя из параметров конкретной скважины, типа предстоящих ремонтных работ, конструкцией НКТ. Промывка ствола, перед чем необходимо установить, что газ и нефть не выделяются в процессе; демонтаж оборудования, расположенного в устье. Визуальная проверка состояния труб, установка колец в местах соединений. Спуск и поднятие труб осуществляется плавно, чтобы конструкция не была повреждена; извлеченные трубы укладываются на специально оборудованные стеллажи. Если труба сделана из различных труб, соединенных между собой последовательно, то требуется зафиксировать показатели их длины и записать. Соединение производится посредством патрубков, которые были изготовлены для трубы в заводских условиях. Текущим ремонтом называются работы по восстановлению рабочего состояния техники и инструментов, смена режима работы (интенсивность, особенности добычи и т.д.), а также очистные действия различных уровней скважины от наслоившихся отложений, которые появляются там спустя несколько лет эксплуатации. Также к техническому текущему ремонту относится очистка самого оборудования. Все текущие манипуляции со скважиной делятся на профилактические действия и работы по восстановлению работоспособности. В первом случае ремонт позволяет избежать таких рисков, как уменьшение объема ценных ресурсов, извлекаемых в процессе, разрушение ствола, обводнение, засорение и другие неприятные последствия. Периодичность проведения ремонтов напрямую зависит от параметров эксплуатации, и компания, которая занимается разработкой месторождений нефти, проводит профилактические работы регулярно. К запланированным текущим работам относятся следующие виды действий: Очистка от песчаных засоров при помощи промывания, механическим путем или специальной желонкой. Замена отдельных элементов насоса или всей насосной станции. Устранение неисправностей труб, а также их замена. Замена вышедших из строя штанг и опор. Изменения в параметрах опускания НКТ. Замена, текущий ремонт или очистка песчаного якоря. Во втором случае исправлению подлежит внезапно произошедшая авария, вышедшее из строя оборудование, поврежденные в ходе ошибок в эксплуатации инструменты, трубы и т.д. Такие неисправности возникают непреднамеренно и вне графика, поэтому здесь необходима экстренная помощь специалистов. Капитальный ремонт скважин:К действиям по капитальному ремонту скважин относятся такие манипуляции, как восстановление колонны, замена колец или их починка, работы над восстановлением функциональности забоя, исправление последствий крупных аварийных ситуаций (обрушение, засыпание), создание новых ответвлений или параллельно идущих стволов. К ним относят следующие виды действий: Изоляция определенных слоев, если того требует функциональность скважины. Отключение оборудования и его полное извлечение на поверхность с целью временного или постоянного прекращения эксплуатации месторождения. Капитальный ремонт ствола, создание второй колонны или починка труб НКТ на предмет герметичности. Воздействия с помощью химии или физических действий на пласты призабойной части. Ловильные работы. Уничтожение скважины, которое может быть инициировано из-за ее полной потери эффективности, сворачивания производства или иных причин. При капитальном ремонте скважины достаточно часто приходится осуществлять ловильные манипуляции. Потребность в них появляется в случае, если в процессе эксплуатации подземные элементы оборудования обрываются и падают вниз; это не только приводит к повреждению ствола, но и не дает производить дальнейшую эксплуатацию скважины. Алгоритм ловильных работ следующий: Глушение скважины перед капитальными ремонтными работами. Спуск специального диагностического оборудования (печать), с помощью которого устанавливается характер обрыва и расположение неисправных элементов. Подбор приспособления, которое будет применено для ловильных работ. Среди таких предметов может быть труболовочное оборудование, крюки, колокола, овершоты или приспособления типа «паук». С помощью выбранного устройства, которое опускается в ствол скважины осуществляется захват элемента, который был оторван. Извлечение не всегда помогает очистить ее, поэтому в комплексе с устройствами применяется гидравлическая техника. Если же извлечь оборудование невозможно (это происходит из-за его большого веса, расклинивания в стволе или сложности захвата), то приходится бурить новый ствол. Старую скважину при этом необходимо ликвидировать. 2.3 Профилактика аварийных ситуаций на Малиновражном месторождении Эффективность противоаварийных мероприятий, предусмотренных планом ЛАРН, обеспечивается комплексом мероприятий, включающих в числе прочих проведение учений и тренингов персонала, занятого работой по ликвидации аварийных разливов. По итогам этих учений, а также реальных работ по ликвидации аварийного нефтяного загрязнения ОПС план ЛАРН подлежит необходимой корректировке с соответствующим переутверждением. Так как восстановление нарушенных природных комплексов длится десятки лет, приоритет должен отдаваться мерам по предотвращению аварийных ситуаций. Однако при эксплуатации месторождения невозможно полностью исключить вероятность возникновения аварийных ситуаций, наиболее тяжелыми из которых являются разливы нефти. В связи с этим при опытной эксплуатации скважин на предприятии должны быть разработаны планы ликвидации аварийных разливов. Предприятие должно оснащаться необходимыми средствами для ликвидации аварий и использовать на договорной основе имеющиеся у соседних нефтедобывающих предприятий аварийные службы. При возникновении аварийных ситуаций предприятие обязано провести следующие мероприятия: - ликвидировать (заглушить, перекрыть) источник разлива нефти; - оценить объем происшедшего разлива и оптимальный способ его ликвидации; - локализовать нефтяной разлив и предотвратить его дальнейшее распространение; - собрать и вывезти собранную с почвы, болотной и водной поверхности нефть в товарный парк или пункт утилизации; - по окончании работ произвести оценку полноты проведенных работ и рекультивацию загрязненных почв. Аварийные разливы на скважинах, выкидных линиях, технологическом оборудовании должны локализовываться в пределах обвалованных площадок. Объем обвалованного пространства кустовой площадки должен составлять не менее 100 м3, что во много раз превышает проектируемые суточные дебиты скважин. При авариях вне обустроенных площадок действия по локализации аварийных разливов зависят от величины вылива и местоположения источника. В зависимости от величины вылива проводятся следующие мероприятия: - при малых разливах - участок оконтуривается плугами с глубиной погружения лемеха в почву на 20-25 см; - при средних разливах - сооружаются барьеры земли с устройством защитных экранов, предотвращающих интенсивную пропитку барьера нефтью, кроме того, устанавливаются заграждения типа «Уж»; - при больших разливах - проводят локализацию с помощью траншей с последующей подачей нефтяного разлива в дренажные кюветы или нефтеловушки в виде котлованов. Для отведения воды из котлованов устанавливается труба с оголовком. Сбор нефти осуществляется при помощи вакуумной техники в емкость с последующим вывозом. Для более полного сбора нефти наряду с механическими средствами могут быть использованы сорбенты различных типов. Рекомендуется применение сорбента-собирателя ДН-75, представляющего собой биоразлагаемую композицию синтетических поверхностно-активных веществ двойного действия. Средство обладает высокой собирающей и удерживающей способностью при начальной толщине пленки до 1 мм. После сбора нефти с поверхности необходимо провести рекультивацию замазученных земель. Загрязненные почвогрунты рекомендуется вывозить на территории выработанных карьеров, где их разравнивают слоем 15-20 см с последующей (1 раз в год) перепашкой для увеличения доступа кислорода. Через несколько лет в силу естественной биодеструкции нефтяных углеводородов происходит восстановление растительного слоя. Для интенсификации процесса рекомендуется внесение удобрений, периодическое рыхление поверхности и залуживание семенами злаков. Загрязненные участки могут также обрабатываться биологическими препаратами, прошедшими опытную проверку. Выбор средств ликвидации последствий углеводородных загрязнений определяется прежде всего конкретными условиями, при этом технологические приемы различаются в зависимости от загрязненных сред. Заключение В курсовом проекте были описаны виды и классификации аварий, причины их возникновения. Также был рассмотрен ловильный инструмент, его конструкция и назначение. Основное внимание было уделено ловильным работам. Было описано много факторов при которых процесс залавливания имел бы лучший результат. Были рассчитаны максимально допустимые значения нагрузки, которую можно применять для труб. В данном расчете была рассмотрена максимальная нагрузка для труб разных диаметров и разной группы прочности. Так же был заделан расчет на определение глубины прихвата. В данной работе были описаны причины и обстоятельства повышающие возникновения аварий и по чьей вине они мугут происходить. В основном аварии могут происходить из-за некомпетентности и плохой квалификации рабочих , так как они не проверяют инструменты и буровое оборудование, это становится причиной аварий , вот по этому в зарубежные предприятия на практику не берут студентов , потому что они не хотят чтобы случались аварии . Ёще аварии бывают связанные с техникой сейчас буровые работают больше на технике и это выгодно предприятиям так как с техникой меньше проблем , она работает точно и полностью автоматизирована. Ловильные работы - один из сложнейших видов капитального ремонта. Для его проведения необходимо точно знать, что находится на забои скважины и причину аварии. Когда мы это узнаем, то выбираем ловильный инструмент. Зачастую локализация аварии одним инструментом не обходится. Некоторые виды капитального ремонта скважин затягиваются на месяца. Ловильные работы – это операции по ликвидации ряда аварий в нефтяных и газовых скважинах. К числу этих операций относятся: освобождение прихваченных труб или УБТ, извлечение из скважины оборванных или оставленных по другим причинам труб, удаление обломков и посторонних предметов из скважины, оборванных или прихваченных кусков кабеля, троса или проволоки. Когда возникают такие ситуации, приходится останавливать все работы по бурению, заканчиванию или капитальному ремонту скважин, и их возобновление возможно только после ликвидации аварии. Потребность в ловильных работах возникает в каждой пятой бурящейся скважине и в четырех из пяти ремонтируемых. Поскольку стоимость ловильных работ (с учетом стоимости эксплуатации бурового оборудования) может быть весьма значительной, подход к ним должен быть осторожным и взвешенным. Техника и технология этих работ совершенствовались годами и позволяют ликвидировать практически любую аварию в скважине. Однако в некоторых случаях стоимость работ может оказаться очень большой, поэтому скважину приходится ликвидировать. Часто существует несколько способов ликвидации аварии, один из которых является оптимальным. Персонал компаний, производящих ловильный инструмент, постоянно участвует в аварийных работах и имеет гораздо больший опыт, чем люди, занятые в бурении и капитальном ремонте скважин и сталкивающиеся с авариями от случая к случаю. Составление плана — очень важный этап при проведении ловильных работ, от которого во многом зависит их стоимость. План следует обсудить со всеми, кто принимает участие в работах: со специалистами по ловильным работам или с руководителями этих работ, с людьми, отвечающими за состояние бурового раствора, с буровой бригадой, со специалистами по электрометрическим работам (если они предусматриваются) и со всеми, кто может иметь отношение к делу. Гораздо дешевле выяснить невыполнимость какой-то операции до того, как приступить к ее выполнению. Решение о проведении ловильных работ при ликвидации аварии должно быть экономически обосновано. Очевидно, что в мелких скважинах с небольшой продолжительностью цикла строительства и невысокой стоимостью оставляемых в скважине труб и инструментов экономически эффективны только самые дешевые ловильные работы. Когда на строительство скважины затрачены большие средства и надо извлечь инструмент большой стоимости, то экономически целесообразны существенные затраты времени и средств. Цель работы – проведение ловильных работ в скважине, оборудованной УЭЦН. Принимать решение о ликвидации аварии надо с учетом как научных достижений, так и практического опыта. С целью оценки времени, необходимого для проведения ловильных работ, полезно использовать коэффициенты вероятности. Вероятность (в процентах) определяют на основе анализа известных аналогичных ситуаций, хотя практически не бывает двух совершенно одинаковых случаев. Необходимо построить «дерево решений» для условий бурения и для условий капитального ремонта скважин с учетом стоимостных факторов и опыта работ в подобных ситуациях во многих скважинах. Но даже самое лучшее решение, кроме трезвого осмысления и тщательного анализа, требует квалифицированного исполнения с учетом возможностей бурового оборудования и инструмента. Список использованных источников Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин. – М: ООО Недра-Бизнесцентр, 2013. – 509 с. Геология России и ближнего зарубежья (Северной Евразии): учебник. – М: Изд-во МГУ, 2017. – 448 с. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела. - Уфа: Дизайн Полиграф, 2012. – 129 с. Кройл Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. - М: Недра, 2016. – 414 с. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений / М.М. Сатаров. - М: Недра, 2015. – 309 с. Полезные ископаемые: учебник для техникумов / И.Ф. Романович, А.И. Кравцов, Д.П. Филиппов и др. - М: Недра, 2015. – 384 с. Пустовойтенко И.П. Ловильные работы при добыче нефти. – М: «НЕДРА» 2002. – 288 с. Приложение   |