Курсовой проект. КП Вороной. Нефтяная промышленность России
 Скачать 308 Kb.
|
|
1.2 Производственная структура подразделения В состав ЦП и КРС входят следующие бригады: - бригада ПКРС. - бригада по ремонту НКТ, штанг и доставки оборудования на скважины; - бригада по глушении и приготовлению раствора; - бригада по ППР инструмента и оборудования; - бригада по ремонту НГН. Бригада по подземному ремонту скважин является основным производственным подразделением цеха подземного ремонта скважин и первичным звеном трудового коллектива НГДУ. Бригада ПиКРС выполняет следующие функции: монтаж и транспортировка оборудования; перебазирование подъемных агрегатов, транспортировка культбудки и оборудования, закрепленного за бригадой; подготовительно - заключительные работы при ремонте скважин; спуск - подъем подземного оборудования. Основной задачей бригады по ремонту НКТ и штанг является своевременное обеспечение бригад ПКРС качественными трубами и штангами и выполняет следующие виды работ мойку НКТ. дефектоскопию НКТ, реставрацию резьбовых соединений НКТ калибровку, отбраковку, сортировку НКТ. Эти работы выполняются на трубной базе ЦПКРС. Основной задачей бригады по глушению скважин и приготовлению раствора является своевременное и качественное выполнение плана - графика подготовки скважин к подземному ремонту в целях недопущения простоя бригад подземного ремонта скважин и освобождение их от вспомогательных работ. Для выполнения основной задачи бригаде по подготовке скважин к подземному ремонту возлагаются следующие функции - глушение скважин для выполнения подземного ремонта с использованием для этих цепей специализированной техники, материалов и необходимых данных по скважине; - полив, слив и транспортировка жидкостей для глушения, приготовления растворов; - сборку нагнетательной линии для глушения скважин; - сборку выкидной линии; - разрядки скважин (стравливание давления) после глушения; - ведение процесса химической обработки скважин. Основной задачей бригады по ППР инструменты и оборудование является поддержание в работоспособном состоянии оборудования и инструментов, используемых в цехе и бригадах подземного ремонта скважин. Бригада по ППР инструмента и оборудования в соответствии с основной задачей обеспечивает своевременный и качественный ремонт автоматов и подземного ремонта; ключей КНУ. механических и др.; мостков передвижных; автонаматывателей; осветительных установок; культбудок; устьевых арматур и т.д. Основной задачей бригады по ремонту глубинных насосов является обеспечение бригад текущего и капитального ремонта качественно отремонтированными глубинными насосами. Бригада по ремонту глубинных насосов в соответствии с основной задачей выполняет следующие функции: - проводит ревизию и испытание новых насосов; - отчистку, реставрацию, испытание насосов бывших в эксплуатации; - разборку насосов для определения причин выхода в ремонт; - подготовки насосов к отправке и отгрузки насосов в бригаду; - ведет накопительную документацию к отправке насосов, причинам ремонтов. Бригада по подземному и капитальному ремонта скважин является первичным звеном трудового коллектива цеха подземного и капитального ремонта скважин НГДУ «Лениногорскнефть» Работой бригады руководит мастер по капитальному и подземному ремонту скважин, который назначается на должность и освобождается от нее начальником НГДУ по представлению начальника цеха. Все распоряжения, относящиеся к производственной деятельности бригады, передаются рабочим только через мастера по капитальному и подземному ремонту скважин, а в его отсутствие - старшего по вахте. Указания мастера являются обязательными для всех подчиненных ему рабочих и рабочих других структурных подразделений НГДУ, участвующих в технологическом процессе ремонта скважин и могут быть отменены руководством цеха (управления), распорядителями работ по капитальному ремонту скважин отдела КРС НГДУ, представителями департамента супервайзерской службы ОАО «ТН» только через него. Особенности организации производственного процесса при проведении технологического мероприятия Из всех методов теплового воздействия на призабойную зону скважин самым эффективным является метод нагнетания в скважину перегретого водяного пара при высоком давлении (8-15 МПа). Не рекомендуется применять паротепловую обработку на заводненных участках, так как в этом случае потребуется дополнительный расход тепла. Процесс циклической закачки пара условно можно разбить на четыре периода. Первый - нагнетание пара по НКТ; конденсация пара; распространение тепла по пласту; уменьшение вязкости нефти; увеличение объёма нефти; уменьшение проницаемости и сил капиллярного сцепления; увеличение проницаемости пород. Второй период - нагнетание пара по НКТ; образование жидкостной зоны в пласте и в радиусе забоя; дальнейшее уменьшение вязкости и увеличение объёма нефти; уменьшение прилипаемости и сил капиллярного сцепления; начало эффекта пропитки. Третий период - перераспределение температур в пласте и вытеснение нефти из капилляров; эффект прочистки; откачка жидкости. Четвертый период - дальнейшее вытеснение нефти из капилляров (эффект пропитки); откачка нефти. После паротеплового воздействия на пласт дебит скважины увеличивается в 2-3 раза по сравнению с первоначальными и повышается общая добыча нефти из пласта. Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в последовательной реализации трех операций (этапов). Этап 1. В добывающую скважину в течение двух-трех недель закачивается пар в объеме 30-100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. При этом происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех компонентов, повышение давления в призабойной зоне. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте. Этап 2. После закачки пара скважину закрывают на «паропропитку» и выдерживают для конденсации пара и перераспределения насыщенности в пласте. В этот период происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающих его флюидов. При снижении давления в зону конденсации устремляется оттесненная от призабойной зоны пласта нефть, ставшая более подвижной в результате уменьшения вязкости при прогреве. В период конденсации пара происходит и капиллярная пропитка – в низкопроницаемых зонах нефть заменяется водой. Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного дебита. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации дебит скважины постепенно уменьшается. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятой паром. Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону. Эти операции (этапы) составляют один цикл. Фазы каждого цикла, а также объемы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) – величины непостоянные и могут меняться от цикла к циклу для получения максимального эффекта. При осуществлении паротепловой обработки скважин горные породы действуют как теплообменник и способствуют тому, чтобы тепло, аккумулированное в процессе закачки пара, эффективно использовалось при фильтрации нефти из пласта в скважину. Одновременно при проведении паропрогрева происходит очистка призабойной зоны от парафина и асфальтено-смолистых отложений. Реакция пласта на циклическую закачку пара в значительной степени зависит от коллектора. В толстых крутопадающих пластах, где преобладающим механизмом вытеснения нефти является гравитационное дренирование, может быть осуществлено 10 циклов и более. В пологих пластах, где добыча осуществляется на режиме растворенного газа, пластовая энергия быстро истощается, ограничивая число циклов обработки паром до 3-5. На практике период нагнетания пара обычно равен одной неделе, редко – более трех недель, а период выдержки длится 1-4 сут, иногда больше, в зависимости от характеристик пласта. Последующая добыча с повышенным дебитом может длиться от 4 до 6 месяцев, после чего цикл работ повторяется. Существенным экономическим показателем эффективности пароциклического воздействия является паронефтяной фактор, величина которого не должна превышать 2 т/т. Прогрев ПЗС производят также с помощью спуска на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м. При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 °С, вызывающее образование из нефти кокса. Для периодического прогрева ПЗС создана самоходная установка электропрогрева скважин СУЭПС-1200 на базе автомашины повышенной проходимости ЗИЛ-157Е. На машине смонтированы каротажная лебедка с барабаном и приводом от двигателя автомобиля. На барабан наматывается кабель-канат КТНГ-10 длиной 1200 м с наружным диаметром 18 мм. Кабель-канат имеет три основные токопроводящие жилы сечением по 4 мм2 и три сигнальные жилы сечением по 0,56 мм2. Скрутка жил обматывается прорезиненной лакотканью и грузонесущей оплеткой, рассчитанной на разрывное усилие кабеля в 100 кН. Вес 1 м кабеля 8 Н. На одноосном прицепе смонтированы автотрансформатор и станция управления от установки для центробежных электронасосов, применяемых при откачке нефти из скважин. В комплект установки СУЭПС-1200 входят три таких прицепа для обслуживания трех скважин, а также вспомогательное оборудование, состоящее из устьевого ручного подъемника, треноги блока-баланса, устьевых зажимов кабеля и другого оборудования. Нагревательный элемент имеет три U-образные трубки из красной меди диаметром 11 мм, заполненные плавленой окисью магния. В трубках расположена спираль из нихромовой проволоки (рис.21). Сверху нагревательные трубки закрыты металлическим кожухом для защиты от механических повреждений. Нагреватель имеет наружный диаметр 112 мм и длину 2,1 м при мощности 10,5 кВт и длину 3,7 м при мощности 21 кВт. В верхней части электронагревателя монтируется термопара, подключаемая к сигнальным жилам кабеля, с помощью которой регистрируется на поверхности забойная температура и весь процесс прогрева. На устье скважины кабель-канат подключается к станции управления и автотрансформатору, который подсоединяется к промысловой низковольтной (380 В) сети. 1.4 Организация труда и рабочих мест бригады Техника и оборудование для проведения паротепловой обработки скважин При паротепловой обработке скважин используются специальные техника и оборудование, парогенераторные установки отечественного и зарубежного производства. Парогенераторные установки предназначены для выработки пара. Котлоагрегаты таких установок могут работать на жидком топливе, а так же природном газе. Отечественные агрегаты серии АДПМ используются для депарафинизации добывающих скважин горячей нефтью. Сам агрегат монтируется на шасси автомобиля КраЗ 255 Б1А и состоит из: 1) вспомогательных трубопроводов 2) технологических трубопроводов 3) системы автоматики 4) системы КИП 5) системы подачи топлива 6) системы подачи воздуха 7) нагревателя нефти 8) нагнетательного насоса Рабочий процесс такого агрегата проходит следующим образом. Нефть, которая привозится в специальных цистернах, закачивается насосом агрегата, затем прокачивается через нагреватель, где нагревается до определенной температуры. После этого нефть закачивается в скважину и расплавляет отложения парафина и выносит их на поверхность земли, тем самым очищает призабойную зону и увеличивает приток полезного ископаемого. Тепловые обработки призабойной зоны пласта производит специально подготовленная бригада. При закачивании пара предусматривается возможность управления запорными устройствами с безопасного расстояния. На паропроводе устанавливают обратный клапан. Для проведения глубинных замеров манометром, термометром применяют лубрикатор, имеющий боковой вентиль для стравливания давления. Оборудование устья тщательно закрепляют. В сальниковых устройствах применяют термостойкий материал. Для смазки резьбовых соединений используют термостойкую герметизирующую смазку. Устье скважины оборудуют устройством, компенсирующим удлинение колонны НКТ от температуры. Если для закачивания пара применяют НКТ без пакера, то компенсатор устанавливают и в скважине. При закачивании пара через НКТ с пакером, для предупреждения разрыва эксплуатационной колонны и обвязки устья, задвижку на отводе от затрубного пространства открывают. При стационарном прогреве вокруг скважины в пласте создается кольцевая зона с радиусом до 1 м с постоянно сохраняющейся, достаточно высокой температурой, что определяет значительное снижение вязкости нефти. Тепловая обработка призабойной зоны предотвращает выделение парафина в виде кристаллов из растворенного состояния. Для тепловой обработки призабойной зоны используются передвижные паровые установки типа ППУА-1200 / 100, смонтированные на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ. Парафин, содержащийся в добываемой нефти, способен откладываться не только в трубах, но и в призабойной зоне, вызывая закупорку пор в пласте, снижая производительность скважины. Для борьбы с этим явлением осуществляют тепловую обработку призабойных зон. Тепловая обработка призабойной зоны скважины (ПЗС) целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5 - 6%). Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения давления. Это приводит к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению дебитов скважин. Призабойную зону скважины прогревают двумя способами: закачкой в пласт на некоторую глубину теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти; спуском на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки. Для периодического прогрева ПЗС создана самоходная установка электропрогрева скважин СУЭПС-1200 на базе автомашины повышенной проходимости ЗИЛ-157Е. На машине смонтированы каротажная лебедка с барабаном и приводом от двигателя автомобиля. На барабан наматывается кабель-канат КТНГ-10 длиной 1200 м с наружным диаметром 18 мм. Кабель-канат имеет три основные токопроводящие жилы сечением по 4 мм2 и три сигнальные жилы сечением по 0,56 мм2. В комплект установки СУЭПС-1200 входят три таких прицепа для обслуживания трех скважин, а также вспомогательное оборудование, состоящее из устьевого ручного подъемника, треноги блока-баланса, устьевых зажимов кабеля и другого оборудования. Нагревательный элемент имеет три U-образные трубки из красной меди со спиралью из нихромовой проволоки. Сверху нагревательные трубки закрыты металлическим кожухом для защиты от механических повреждений. На устье скважины кабель-канат подключается к станции управления и автотрансформатору, который подсоединяется к промысловой низковольтной (380 В) сети. Передвижные парогенераторные установки имеют большой вес, состоят из нескольких блоков, нуждаются в прокладке к месту установки водяных и газовых линий и поэтому практически превращаются в стационарные котельные. Обычно они устанавливаются среди группы обрабатываемых скважин и соединяются с ними временными паропроводами. Скважинное оборудование включает специальную термостойкую арматуру для обвязки устья скважин, термостойкий пакер для изоляции затрубного пространства, специальные трубные температурные компенсаторы для компенсации удлинении паропроводов НКТ и обсадной колонны. К проведению паротепловых обработок объектов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие производственное обучение по безопасному ведению данных работ, инструктаж и проверку знаний. Обслуживание установки при прогреве скважины, оборудования, трубопроводов, запарке якорей и т. п. производите в спецодежде, брезентовых рукавицах, спецобуви с обязательным использованием защитного шлема (маски) на лице. Вся работа по промывке гидратных пробок, отогреву водоводов высокого давления, газопроводов, нефтепроводов, тепловых обработок призабойной зоны скважин проводится под руководством инженерно-технического работника. При работе на скважине установите установку от устья скважины на расстоянии не менее 25 метров с наветренной стороны и таким образом, чтобы обеспечивался обзор для машиниста. В случае, когда машинист установки не имеет достаточную обзорность рабочего пространства необходимо выделить сигнальщика. 2. Расчетный раздел 2.1 Расчет фонда платы труда Для расчета фонда оплаты труда необходимо знать баланс рабочего времени одного рабочего. Таблица 1
Итого рабочих в бригаде (1+2)*3+1+1=11 чел Таблица 3 - Тарифная сетка рабочих - операторов по добыче нефти.
Часовая тарифная ставка рабочего первого разряда – 120 руб/чел-час Продолжительность рабочей смены – 8 час. Число вахт в бригаде – 3 Коэффициент доплат за работу в ночное время – 0,2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||