МСС. М. Т. Нухаев подпись, дата должность, ученая степень инициалы, фамилия
 Скачать 2.59 Mb.
|
|
4.5 Инструкция по безопасности выполнения работ При производстве работ по строительству скважин необходимо соблюдать требования "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности". Все вспомогательные приспособления и механизмы, применяемые при бурении скважин, должны быть смонтированы и опробованы в соответствии с заводскими инструкциями по их монтажу и эксплуатации, с соблюдением технических условий на монтаж и демонтаж. Запрещается работать на неисправных приспособлениях и механизмах. Регулировка их должна производиться в строгом соответствии с инструкциями заводов - изготовителей. При монтаже приспособлений следует принять меры против самоотвинчивания крепежных деталей. При работе с ключом АКБ: - к самостоятельному управлению ключом допускается лишь первый помощник бурильщика, прошедший инструктаж по безопасному управлению ключом и освоивший приемы управления; - подвод ключа к трубам нужно осуществлять плавно, для этого предварительно рукоятку управления установить в положение отвода и после в положение подвода. Для отвода ключа все повторяется в обратном порядке; - все работы, связанные с ремонтом, регулировкой, устранением неисправностей в механических частях и в пневмолинии, необходимо производить при перекрытом кране пневматической линии, идущей к коллектору пульта управления. Оставшийся воздух должен выпускаться путем установки рукояток кранов управления в нейтральное положение после их предварительного наклона по прорезям копира пульта. Каждая рукоятка должна быть обязательно застопорена с помощью предохранительного стопорного кольца. При этом на пульте нужно вывесить предупредительный плакат: "Не включать - работают люди!"; - запрещается производить спуск колонны труб в скважину при не полностью отведенном ключе и подвод ключа до посадки труб на клинья или на элеватор; - вращение трубозажимного устройства и включение зажима нижних челюстей нужно производить только после полного охвата замка трубы; 65 - после выполнения каждой операции по свинчиванию - развинчиванию обязательно все рукоятки пульта управления ставить в нейтральное положение и зафиксировать их в этом положении стопорными пальцами; - по окончании работы ключом следует перекрыть центральный кран пульта и оставшийся воздух выпустить. При работе с пневмораскрепителем свечей (ПРС) на буровой установке не допускается его эксплуатация без направляющего поворотного ролика. Тяговый канат должен крепиться к штоку пневмораскрепителя с помощью канатной втулки, заплетки или тремя зажимами. Запрещается нахождение людей в опасной зоне, возникающей при обрыве тягового каната ПРС. При использовании пневматического клинового захвата необходимо выполнять следующие требования: - не допускать загрязнения конусных поверхностей вкладышей ротора и клиньев, так как это может привести к заклиниванию клиньев в роторе; - размер плашек, установленных в клинья, должен соответствовать размеру труб по диаметру; - при износе плашек клиньев заменять их следует полным комплектом; - не допускать резкой посадки труб на клинья; - перед установкой в ротор необходимо проверить прямолинейность плоскостей пазов клиньев под плашки опорных сопрягаемых поверхностей клиньев и вкладышей; - после окончания работ клинья должны быть сняты и уложены в сторону. При использовании машинных ключей необходимо: - чтобы страховой канат был длиннее натяжного на 15 - 20 см; - соединить канаты для крепления ключа с помощью отдельных вертлюжков; - надежно закрепить натяжной и страховой канаты к ногам вышки или к специальным приспособлениям, установленным заводом - изготовителем; - подвешивать их на металлических канатах диаметром не менее 12 мм в горизонтальном положении и уравновешивать контргрузами или специальной лебедкой с червячной передачей и храповым устройством; - контргрузы располагать под полом буровой; - чтобы диаметр страхового каната был не менее 19 мм; - размер челюсти должен соответствовать диаметру трубы. Запрещается пользоваться машинными ключами при таких неисправностях, как: - сухарь неплотно сидит в гнезде; - торец сухаря находится не в одной плоскости с торцевой плоскостью ключей; - сработан зуб сменной челюсти ключа; - имеется люфт в шарнирных соединениях (то есть сработаны гнезда шарнирных пальцев); - трещина в корпусе или рукоятке; 66 - болтовое крепление вертлюжка и шарнирные пальцы не зашплинтованы. При использовании элеватора необходимо обратить внимание на замок, который должен исключать самопроизвольное открытие его створок. Конструкция элеватора должна исключать возможность выпадения штропов из его проушин. Запрещается пользоваться элеваторами, если они имеют следующие дефекты: - износ торца под замок бурильных труб более 2 мм; - трещину в корпусе, замке или в выступах замка; - прогнутость нижней торцевой поверхности более 7,0 мм; - выработку проушин в месте посадки штропов; - люфт в шарнирных соединениях створок, при котором нижний торец створки и торец элеватора под створку находятся не в одной плоскости; - заедание в шарнире замка; - неисправность фиксирующего устройства; - деформацию или слом пружины. Предохранительные шпильки, вставляемые в проушины элеватора, по длине должны быть равны высоте элеватора и соответствовать диаметру отверстия его проушин. Штропами нельзя пользоваться, если они имеют неодинаковую длину, выбоины и трещины на поверхности. Штропа должны подвергаться дефектоскопии согласно графику ППР предприятия и отжигу один раз в три года. 67 ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ходе анализа подтверждена технологическая и экономическая эффективность МЗС по сравнению с ГС. МЗС позволяет добыть на 18,1 тыс.т нефти больше, чем ГС и при этом сократить период рентабельной эксплуатации с 17 лет до 15 лет, что дает дополнительную в сравнении с ГС прибыль в размере от 123,4 млн. руб. до 130,4 млн. руб. Данный технологический и экономический эффект можно повысить. Для этого разработан оптимальный дизайн МЗС, который имеет максимальный экономический эффект. Скважина с оптимальным дизайном должна иметь длину основного ствола 800 м, длину боковых стволов 285 м, частоту боковых стволов 0,875 ств/100 м, глубина основного ствола относительно кровли пласта Нх-I 2,1 м и зенитный угол боковых стволов 91,8°. Применение МЗС оптимального дизайна позволяет увеличить накопленную добычу нефти по сравнению с ГС на 61,9 тыс. т и при этом сократить период эксплуатации с 17 до 14 лет, увеличить NPV на 506,8-521,1 млн. руб. В ходе анализа определены минимальные геологические параметры для эффективного бурения МЗС вместо ГС, что позволило определить 4 перспективных участка бурения МЗС, которые занимают большую часть эффективной площади пласта Нх-I. Однако окончательное решение о бурении в этих участках МЗС требует дополнительной информации и более глубокого анализа. В целом, бурение МЗС для разработки пласта Нх-I Ванкорского месторождения целесообразно и перспективно. 68 СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ ВВП – внутренний валовый продукт КИН – коэффициент извлечения нефти ЛУ – лицензионный участок НПС – нефтеперекачивающая станция ЦКР – Центральная комиссия по разработке месторождений полезных ископаемых НГКМ – нефтегазоконденсатное месторождение ЕНЭС – Единая национальная электрическая сеть ЦПС – центральный пункт сбора ГТЭС – газотурбинная электростанция ЭЦН – электроцентробежный насос ППД – поддержание пластового давления ВНК – водонефтяной контакт ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства НИЗ – начальные извлекаемые запасы КРС – капитальный ремонт скважин ГРП – гидроразрыв пласта ГНКТ – гибкие насосно-компрессорные трубы КП – коэффициент продуктивности ПЗП – призабойная зона пласта ПАВ – поверхностно-активные вещества АСПО – асфальтосмолистопарафиновые вещества СКО – соляно-кислотная обработка КНБК – компоновка низа буровой колонны ЗБС – зарезка бокового ствола УБТ – утяжеленные буровые трубы МСС – многоствольная скважина МЗС – многозабойная скважина ГС – горизонтальная скважина РГС – разветвленно-горизонтальная скважина ГНК – газонефтяной контакт NPV (net present value) – чистый дисконтированный доход ООО – общество с ограниченной ответственностью КЕО – коэффициент естественной освещенности ГСМ – горюче-смазочные материалы ДВС – двигатель внутреннего сгорания 69 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Безопасность жизнедеятельности в техносфере: учеб. пособие / О. Н. Русак, Л. Н. Горбунова, В. Я. Кондрасенко, А. А. Калинин, К. Д. Никитин, А. И. Жуков. – Красноярск : ИПЦ КГТУ, 2001. – 431 с. 2. Мукерджи Х. Производительность скважин : руководство / Х. Мукерджи – Москва, 2001. – 184 с. 3. Drilling engineering, Heriot-Watt University, Edinburg, 2001, - 586 p. 4. Production technology, Heriot-Watt University, Edinburg, 2001, - 492 p. 5. Reservoir engineering, Heriot-Watt University, Edinburg, 2001, - 743 p. 6. Нескромных В.В. Направленное бурение : учебное пособие / В.В. Нескромных – Иркутск: Издательство ИрГТУ, 2004. – 107 с. 7. Али Данеши, Презентация для учебного курса для ОАО НК «Роснефть» 2008. 8. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров : учебник / Л.П. Дейк – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008., 668 с. 9. Методическое пособие для подготовки к собеседованию, Центр подготовки и переподготовки специалистов нефтегазового дела ТПУ Petroleum Learning Centre, г. Томск, 2008., - 179 с. 10. Зозуля Г.П. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин : учебное пособие / Г.П. Зозуля – Москва: Издательский центр «Академия», 2009. – 176 с. 11. Костоустова Е.В. Экономика предприятий нефтяной и газовой отрасли : учебное пособие / Е.В. Костоустова – Красноярск: Сибирский федеральный университет, 2012. – 81 с. 12. Мулявин С.Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений : учебное пособие / С.Ф. Мулявин – Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. 215 с. 13. Дополнение к технологической схеме разработки Ванкорского месторождения, ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть», г. Красноярск, 2013., - 371 с 14. Галяутдинов, И.М., Сирота, А.С. Оптимизация затрат на проведение мероприятий по повышению нефтеотдачи / И.М.Галяутдинов, А.С. Сирота, // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2014. - №1. – С. 1-15. 15. Нескромных В.В. Направленное бурение и основы кернометрии : учебник / В.В. Нескромных – Красноярск: Сибирский федеральный университет, 2014. – 355 с. 16. Опыт строительства многозабойных и многоствольных скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ» : презентация / Служба Заместителя ГД по проектированию и мониторингу строительства скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», 2014, 17. Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2015 год и на плановый период 2016 и 2017 годов, Минэкономразвития России, г. Москва, 2015, 369 с. 70 ПРИЛОЖЕНИЕ А Описание примененных гидродинамических моделей Для проведения расчетов в данной работе использовались две модели на основе выгрузки из гидродинамической модели пласта Нх-I Ванкорского месторождения для скважины 216 и 46 моделей на основе выгрузки из гидродинамической модели пласта Нх-I Ванкорского месторождения для скважины 772. Модели рассчитывались в программе Schlumberger Eclipse 2001 и визуализировались в программе Schlumberger Petrel 2009. Рассчитанные данные выгружались с помощью программы MView. Здесь будут описаны 2 модели, которые были взяты за основу: выгрузка из гидродинамической модели пласта Нх-I Ванкорского месторождения для скважины 216 и выгрузка из гидродинамической модели пласта Нх-I Ванкорского месторождения для скважины 772. Выгрузка из гидродинамической модели пласта Нх-I Ванкорского месторождения для скважины 216 имела сетку 61х31х51 ячейку, размерность ячейки – 100х100х0,2 м. В ней присутствовали газ, нефть, растворенный газ и вода. Расчет начинался с 1 июля 2009 г., но скважины вводились в эксплуатацию с 1 июня 2015 г. В модели в секции GRID прописывались координатные линии, глубины углов ячеек сетки, для каждой ячейки задавались различные значения NTG, проницаемости по оси х (для задания проницаемости по оси у копировались значения для проницаемостей по оси х, а для задания проницаемостей по оси z копировались значения для проницаемостей по оси х и умножались на 0,1), пористости. В секции PROPS каждой ячейке задавались различные значения критических нефтенасыщенностей в системе с газом и водой без учета направления движения потока, начальные значения водонасыщенности и значения связанной водонасыщенности. Задана сжимаемость породы 2,2*10 -5 1/бар при опорном давлении 263 бар. PVT-функции для воды: при опорном давлении 259 бар. объемный коэффициент 1,005, сжимаемость воды 4,5*10 -5 и вязкость 0,57. Плотность нефти 828,8 кг/м 3 , воды – 1011 кг/м 3 , газа – 0,77 кг/м 3 Задана таблица PVT-свойств нефти с растворенным газом и PVT-свойств сухого газа. В секции SOLUTION в ключевом слове EQUIL задана опорная глубина 2553,4 м, давление на которой 259 бар, ВНК на глубине 2676 м, ГНК на глубине 2553,4 м. Остальные параметры заданы по умолчанию. Ключевым словом RSVD задана зависимость газонасыщенности от глубины по точкам (2553,4; 153,8091) и (2600,0; 120,0000). В секции SUMMARY задавалось огромное количество расчетных параметров, которые модель должна была просчитывать, основными из которых были накопленная добыча нефти для скважины (WOPT), обводненность скважины (WWCT), дебит скважины (WOPR), газовый фактор скважины (WGOR), пластовое давление (FPR) и забойное давление (WBHP). 71 В секции SCHEDULE задано 5 скважин, 4 из которых добывающие (216, 703, 702, 852) и 1 нагнетательная (801). Скважина 216 управляется забойным давлением на уровне 128 бар, скважины 703, 702 и 852 управляются дебитами жидкости на уровнях 100, 100 и 112 м 3 /сут. соответственно. Нагнетательная скважина управляется расходом воды на уровне 200 м 3 /сут. Модель рассчитывалась до 2085 года (см. рисунки 1-4). Рисунок 1 – Скважины выгрузки из гидродинамической модели пласта Нх-I Ванкорского месторождения для скважины 216 Рисунок 2 – Выгрузка из гидродинамической модели пласта Нх-I Ванкорского месторождения для скважины 216 (водонасыщенность) 72 Рисунок 3 – Выгрузка из гидродинамической модели пласта Нх-I Ванкорского месторождения для скважины 216 (насыщенность) Рисунок 4 – Профиль выгрузки из гидродинамической модели пласта Нх-I Ванкорского месторождения для скважины 216 (нефтенасыщенность) Выгрузка из гидродинамической модели пласта Нх-I Ванкорского месторождения для скважины 772 имела сетку 39х26х51 ячейку, размерность ячейки – 100х100х0,2 м. В ней присутствовали газ, нефть, растворенный газ и вода. Расчет начинался с 1 июля 2009 г., но скважины вводились в эксплуатацию с 1 сентября 2015 г. В модели в секции GRID прописывались координатные линии, глубины углов ячеек сетки, для каждой ячейки задавались различные значения NTG, проницаемости по оси х (для задания проницаемости по оси у копировались значения для проницаемостей по оси х, а для задания проницаемостей по оси z 73 копировались значения для проницаемостей по оси х и умножались на 0,1), пористости. В секции PROPS каждой ячейке задавались различные значения критических нефтенасыщенностей в системе с газом и водой без учета направления движения потока, начальные значения водонасыщенности и значения связанной водонасыщенности. Задана сжимаемость породы 2,2*10 -5 1/бар при опорном давлении 263 бар. PVT-функции для воды: при опорном давлении 259 бар. объемный коэффициент 1,005, сжимаемость воды 4,5*10 -5 и вязкость 0,57. Плотность нефти 828,8 кг/м 3 , воды – 1011 кг/м 3 , газа – 0,77 кг/м 3 Задана таблица PVT-свойств нефти с растворенным газом и PVT-свойств сухого газа. В секции SOLUTION в ключевом слове EQUIL задана опорная глубина 2553,4 м, давление на которой 259 бар, ВНК на глубине 2676 м, ГНК на глубине 2553,4 м. Остальные параметры заданы по умолчанию. Ключевым словом RSVD задана зависимость газонасыщенности от глубины по точкам (2553,4; 153,8091) и (2600,0; 120,0000). В секции SUMMARY задавалось огромное количество расчетных параметров, которые модель должна была просчитывать, основными из которых были накопленная добыча нефти для скважины (WOPT), обводненность скважины (WWCT), дебит скважины (WOPR), газовый фактор скважины (WGOR), пластовое давление (FPR) и забойное давление (WBHP). В секции SCHEDULE задано 8 скважин, 7 из которых добывающие (772, 772-1, 772-2, 772-3, 772-4, 819, 714) и 1 нагнетательная (813). Скважины 772, 772-1, 772-2, 772-3, 772-4 управляются забойным давлением на уровне 128 бар, скважины 819 и 714 управляются дебитами жидкости на уровнях 99 и 104 м 3 /сут. соответственно. Нагнетательная скважина 813 управляется расходом воды на уровне 477 м 3 /сут. Модель рассчитывалась до 2085 года (см. рисунки 5- 8). Рисунок 5 – Скважины выгрузки из гидродинамической модели пласта Нх-I Ванкорского месторождения для скважины 772 74 Рисунок 6 – Выгрузка из гидродинамической модели пласта Нх-I Ванкорского месторождения для скважины 216 (водонасыщенность) Рисунок 7 – Выгрузка из гидродинамической модели пласта Нх-I Ванкорского месторождения для скважины 216 (насыщенность) Рисунок 8 – Профиль выгрузки из гидродинамической модели пласта Нх-I Ванкорского месторождения для скважины 216 (нефтенасыщенность) |