отчет преддипломный. Основными целями практики являются
 Скачать 114.17 Kb.
|
1 2 2.2 Технологии увеличения продуктивности скважины Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – снижение проницаемости призабойной зоны пласта. Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счет очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов, отложившихся в них (смолы, асфальтены, парафин, глина, соли и др.), а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь власта со скважинами. По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические). В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны пласта с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения диаметров поровых каналов. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислотная обработка. Механические методы воздействия направлены на нарушение целостности горных пород за счет расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной метод механического воздействия - гидравлический разрыв пласта. К ним относятся также гидропескоструйная перфорация, торпедирование, виброобработка. Тепловые методы призваны осуществлять прогрев призабойной зоны с целью расплавления и удаления из пласта тугоплавких агрегатных структур, а также снижения вязкости насыщающих флюидов. Применяются на месторождениях с высоковязкими нефтями, содержащими большое количество смол, парафинов, асфальтенов. К ним относятся электропрогрев, закачка теплоносителей, паропрогрев. Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплового воздействий, применяются в сложных горно-геологических условиях, где проявляются одновременно несколько факторов, ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие. Кроме перечисленных методов широкое применение получила обработка призабойной зоны пласта поверхностно-активными веществами, снижающими поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела вследствие их адсорбции на этих поверхностях. Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, a также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту. На Федоровском месторождении в добывающих и нагнетательных скважинах проводились мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта как в процессе их эксплуатации, так и совместно с ГРП, при зарезке бокового ствола скважин при КРС, переводе нагнетательных скважин из отработки в систему поддержания пластового давления, а также совместно с закачкой потокоотклоняющих составов. За 2020 год по добывающим скважинам проведено 5 мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта химическими методами - ГКО. На нагнетательном фонде месторождения за анализируемый период (2020 г.) проведено 117 скважино-операций по воздействию на призабойную зону пласта химическими реагентами, в том числе самостоятельных мероприятий - 83, совместно с закачкой составов технологий МУН – 6, при переводе скважин в систему ППД – 8, совместно с ГРП – 3. При воздействии на ПЗП химическими реагентами применялось технологии: ГКО, ГКО+ПАВ, КС-2. Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности скважин, вскрывающих низкопроницаемые, слабодренируемые коллекторы. За 2020 год на Федоровском месторождении проведено 97 скв.-опер. ГРП, из них в 63 – многосекционные ГРП. 2.3 Современное оборудование и установки Современная 3 СБОР И СИСТЕМАТИЗАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ ПО ПРАКТИКЕ В ходе прохождения преддипломной практики для написания ВКР был собран следующий материал: Инструкция по обработке добывающих скважин раствором соляной кислоты для удаления солеотложений с поверхности рабочих органов установок электроцентробежных насосов 1. Область применения 1.1. Настоящая инструкция устанавливает порядок подбора скважин, подготовки и непосредственного проведения работ по применению растворов соляной кислоты для обработки добывающих скважин месторождений открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз» (далее - Общество), оборудованных установками электроцентробежных насосов (далее - УЭЦН), с целью удаления солеотложений с поверхности нефтепромыслового оборудования (растворения карбонатных и сульфатных солевых отложений). 1.2. Настоящая инструкция содержит требования по организации безопасного проведения солянокислотной обработки нефтяных скважин, эксплуатируемых УЭЦН. 1.3. Настоящая инструкция определяет основные меры безопасности при подготовке и проведении солянокислотной обработки УЭЦН. Настоящая инструкция не отменяет необходимости выполнения требований других инструкций по пожарной безопасности, по охране труда по профессиям и видам работ, производственных инструкций, а также иных нормативно-правовых актов Российской Федерации нормативных документов, содержащих требования правил промышленной безопасности. 1.4. Настоящая инструкция обязательна для нефтегазодобывающих управлений Общества, эксплуатирующих месторождения в Западной Сибири, Сургутского управления по химизации технологических процессов «Сургутнефтепромхим», выполняющих совместные работы по соляно-кислотным обработкам. 2. Нормативные ссылки В настоящей инструкции использованы ссылки на следующие нормативные документы: Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, утвержденные Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору 12.03.2013 ГОСТ 12.1.003-2014 Система стандартов безопасности труда. Шум. Общие требования безопасности ГОСТ 12.1.012-2004 Система стандартов безопасности труда. Вибрационная безопасность. Общие требования ГОСТ 12. 2. 088-83 Система стандартов безопасности труда. Оборудование наземное для освоения и ремонта скважин. Общие требования безопасности ГОСТ 12.2.232-2012 Система стандартов безопасности труда. Оборудование буровое наземное. Требования безопасности ГОСТ 24902-81 Вода хозяйственно-питьевого значения. Общие требования к полевым методам анализа ОСТ 39-225-88 Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству Технические требования на группу реагентов кислота соляная ингибированная, утвержденные первым заместителем генерального директора ОАО «Сургутнефтегаз» А.С.Нуриевым 29.03.2017 TP 20-2016 Технологический регламент по ремонту и эксплуатации скважин, оборудованных электропогружными насосными установками, на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» ТУ 2499-043-53501222-2014 Ингибитор коррозии Солинг 3. Назначение технологии Закачка водного раствора соляной кислоты (с концентрацией соляной кислоты до 6 %) (далее - раствор) в добывающие скважины, оборудованные УЭЦН, направлена на растворение карбонатных и сульфатных солевых отложений. У раствора есть недостаток - коррозионная активность, увеличивающаяся при повышении температуры. Для предотвращения преждевременно коррозионного износа контактирующего с раствором (в процессе транспортировки, хранения и закачки) оборудования и труб (обсадной колонны, НКТ, рабочих органов УЭЦН, кабеля погружного, забойных фильтров, емкостей хранения, цистерн, насосных агрегатов, трубопроводов и др.) предъявляются требования к ингибиторам коррозии, добавляемым в раствор при СКО: - снижение скорости коррозии в 25-100 раз при невысоких концентрациях; - невысокая стоимость товарного ингибитора; - хорошая растворимость в рабочем растворе; - отсутствие эффекта высаливания. 4. Требования, предъявляемые к технологическому процессу Закачка раствора производится под контролем инженерно-технического работника ЦДНГ в скважины, отвечающие следующим требованиям: - прискважинная площадка должна обеспечивать размещение оборудования и специализированной техники для проведения обработки, а также удовлетворять требования промышленной безопасности; - скважина должна иметь герметичную эксплуатационную колонну, отсутствие межколонного давления, исправную устьевую арматуру; - НКТ и другое специальное наземное и подземное оборудование должны быть герметичными и предварительно подготовленными, обеспечен проход жидкости в выкидном трубопроводе до АГЗУ; - скважина должна быть отнесена к фонду с образованием солеотложений на основании характеристик работы УЭЦН или лабораторного анализа с обязательным отражением информации в закладке «Осложнения» и «Солеотложения» в программном средстве «Технолог». До проведения работ по удалению солеотложений с рабочих органов УЭЦН НГДУ производит проверку наличия циркуляции через УЭЦН и герметичности подвески НКТ. При отсутствии циркуляции, либо негерметичных НКТ, проведение работ по удалению солеотложений запрещено. Не допускается применение растворов соляной кислоты на скважине, имеющей участки с ликвидированными негерметичностями эксплуатационной колонны. 5. Технические средства и материалы, необходимые для осуществления технологического процесса 5.1. При осуществлении технологического процесса используется оборудование, применяемое при обработке призабойной зоны пласта: - кислотный агрегат УНЦ 125Х32К или УНЦ-200/12 - 1 ед.; - кислотовоз АЦК-20 для доставки на скважину кислоты соляной, или аналогичный -- 1 ед.; - цементировочный агрегат (ЦА) УНП2-320*40, УНБ-125х32, СИН35.32 или аналогичные - 1 ед.; - передвижная установка (в зимнее время) ППУА-1600/100, ППУА-2006, ПКУ-1,6/4 - 1 ед.; - АДПМ (для закачки в качестве буферной жидкости нефти) - 1 ед. - автоцистерна для доставки на скважину буферной жидкости АКН-10 (15) (для технической воды и для нефти), или аналогичные - 2 ед. Оборудование и технические средства должны соответствовать ГОСТ 12. 2. 088-83, ГОСТ 12. 2. 232-2012, ГОСТ 12. 1. 012-2004, ГОСТ 12. 1. 003-2014. Возможно использование другого оборудования, усовершенствованного или специально изготовленного для приготовления и закачки растворов, реагентов, прошедшего испытания и допущенного к применению. 5.2. Используемые химические реагенты и материалы. 5.2.1. Для осуществления технологического процесса необходимы следующие химические реагенты и материалы (кислоты и кислотные композиции): - кислота соляная ингибированная, соответствующая техническим требованиям ОАО «Сургутнефтегаз»; - ингибитор коррозии марки Солинг ТУ 2499-043-53501222-014 (далее-ингибитор) или аналоги. 5.2.2. Вода техническая (ГОСТ 24902-81) или вода из системы ППД (ОСТ 39-225-88), подготовленная нефть. 6. Технологический процесс Технологический процесс можно структурно разделить на три части: - приготовление раствора (затарку технологической емкости технической водой и добавление ингибитора коррозии выполняет НГДУ Общества совместно с СНПХ, добавление соляной кислоты в технологическую емкость осуществляет СНПХ); - подготовительные работы (выполняют НГДУ совместно с СНПХ); - проведение СКО (закачку раствора выполнят СНПХ, продавку выполняет НГДУ). 6.1. Приготовление раствора. Раствор для обработки внутрискважинного оборудования от солеотложений представляет собой смесь воды и кислоты (концентрация соляной кислоты до 6 %). Приготовление раствора может осуществляться непосредственно перед началом работ по закачке. Раствор готовится методом смешивания расчетного количества реагентов в осреднительной или специальной технологической емкости, Не допускается приготовление раствора в нагнетательной линии параллельной закачкой в нее через тройник расчетных объемов воды и кислоты товарной концентрации. 6.1.1. НГДУ выборочно, по мере необходимости производит лабораторные исследования по определению концентрации кислоты соляной в приготовленном растворе и его коррозионной активности. 6.2. Подготовительные работы. Перед проведением работ необходимо: - установить площадку обслуживания (стационарную или мобильную) в случае производства прямой закачки раствора; - проверить исправность работы задвижек фонтанной арматуры; - смонтировать номерной фланец номерным патрубком (сопровождающиеся паспортом) и быстроразъемным соединением на свободном затрубе и буфере (в случае производства прямой закачки раствора); - провести ряд контрольных замеров параметров работы скважины (дебита, линейного и затрубного давлений); - доставить на скважину необходимое количество реагентов, оборудования и агрегатов, необходимых для осуществления процесса. 6.3. Проведение СКО. 6.3.1. Работы по СКО скважин проводятся в соответствии с планом работ на проведение обработки скважины, утвержденный главным инженеро нефтегазодобывающего управления и согласованный главным инженером управления «Сургутнефтепромхим». Проведение СКО внутрискважинного оборудования может выполняться путем закачки 6 % раствора в объеме не более 6 м и доведением его до приема УЭЦН - прямой закачкой (применяется на скважинах, оборудованных клапаном обратным трехпозиционным), а также в случаях, когда обратный клапан над УЭЦН отсутствует или обратной закачкой в затрубное пространство скважины. 6.3.2. При производстве прямой закачки раствора в скважину нагнетательная линия с обратным клапаном от кислотного агрегата СНПХ присоединяется к патрубку (промаркированный, прошедший испытание) буферной задвижки, линейная задвижка должна быть закрыта. 6.3.3. После закачки раствора производится его продавка (с условием доведения раствора до приема УЭЦН и обеспечением заполнения установки) расчетным объемом буферной жидкости (вода) при помощи цементировочного агрегата НГДУ или расчетным объемом нефти с использованием АДПМ НГДУ без нагрева нефти. 6.3.4. Скважину необходимо остановить и оставить на реакцию, но не более чем на шесть часов, для растворения солеотложений на рабочих органах УЭЦН. 6.3.5. По истечении срока реакции производится запуск УЭЦН, согласно п.11.2 ТР 20-2016. При производстве обратной закачки раствора в скважину, нагнетательная линия с обратным клапаном от кислотного агрегата СНПХ присоединяется к патрубку (производится замена исследовательского патрубка с фланцем на промаркированный, прошедший испытание) затрубной (исследовательской) задвижки. Затрубная задвижка в линию должна быть закрыта (закачка должна производиться на циркуляцию). 6.3.6. После закачки раствора производится ее продавка (с условием доведения раствора до приема УЭЦН и обеспечением заполнения установки) расчетным количеством буферной жидкости (вода), согласно п.6.3.9 настоящей инструкции, при помощи цементировочного агрегата НГДУ или расчетным объемом нефти с использованием АДПМ НГДУ. 6.3.7. Далее проводятся операции аналогично описанным в пп.6.3.3, 6.3.4. 6.3.8. Вне зависимости от результата проведенной СКО производится обязательный вымыв продуктов реакции из скважины цементировочным агрегатом НГДУ. 6.3.9. Объем жидкости для продавки раствора кислоты через затрубное пространство в УЭЦН рассчитывается по формуле: Vпж= Sк* Нсп; где - объем продавочной жидкости; Sк - площадь кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и НКТ; Нсп - глубина спуска УЭЦН (низ по мере НКТ). 7. Отчетность 7.1. Выполненные работы оформляются актом, который передается в технологическую службу ЦДНГ и технологическую группу ЦИТС (копия). 7.2. Параметры СКО после проведения заносятся в НПК «Альфа», программное средство «Технолог» в закладку «Солеотложения», с указанием причины обработки и основных параметров. Ответственность за внесение информации по СКО возлагается на технологическую службу ЦДНГ. 8. Требования безопасности 8.1. К выполнению работ по СКО допускается обученный персонал ЦДНГ, СНПХ. 8.2. Ответственным за подготовку скважины к СКО является мастер по добыче нефти и газа ЦДНГ. Ответственный за подготовку скважины к СКО должен: -провести инструктирование по мерам безопасности при проведении соляно-кислотной обработки скважины работникам бригады; - убедиться в исправности задвижек фонтанной арматуры; - убедиться в отсутствии межколонного давления; - убедиться в наличии сертифицированных эхолотных патрубков; - обеспечить наличие передвижной площадки обслуживания соответствующей требованиям промышленной безопасности. 8.3. Работы по нагнетанию в скважину раствора и других агентов проводятся в соответствии с планом, утвержденным НГДУ. В плане указывается порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ. 8.4. При закачке раствора и других агентов на нагнетательной линии (у устья скважины) должен быть установлен обратный клапан. 8.5. Нагнетательная линия после сборки до начала закачки должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. 8.6. При гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается. 8.7. Перед началом работы по закачке раствора и других агентов и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок. Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается. 8.8. Расположение техники при проведении СКО в соответствии с типовой схемой обвязки оборудования при СКО (рисунок 1). Выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть жестко закреплена, закрыта кожухом и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса.  Рисунок 1 – Типовая схема обвязки оборудования при СКО: 1-обрабатываемая скважина; 2 – линия высокого давления; 3- кислотный агрегат; 4 – цементировочный агрегат (АДПМ без задействования нагревательных элементов); 5 – автоцистерна АКН – 10 (15) (для продавки буферной жидкостью: техническая вода, нефть); 6 – ППУ (зимний период года) 8.9. При закачке раствора и других агентов работы должны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями инструкции по применению данного реагента. 8.10. На месте проведения работ по закачке раствора и других агентов должен быть: - аварийный запас спецодежды, спецобуви других средств индивидуальной защиты; -запас чистой пресной воды; - нейтрализующие компоненты для реагентов (мел, известь, хлорамин и т.д.). 8.11. Остатки раствора следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения. 8.12. После закачки раствора (до разборки нагнетательной системы агрегата) должна прокачиваться вода объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы, с утилизацией в нефтесборный коллектор. 8.13. Концентрированная соляная кислота при попадании на кожу, слизистую оболочку глаз, носа и рта оказывает резкое поражающее действие, а пары сильно раздражают верхние дыхательные пути. На посуде и таре с кислотами должны быть надписи: «Опасно!» и «Кислота!». 8. 14. К работе с растворами кислот допускаются лица, прошедшие инструктаж на рабочем месте и проверку знаний требований безопасности при работе с данным веществом. Все работающие с кислотами сотрудники должны в обязательном порядке применять индивидуальные средства защиты (резиновые перчатки, фартуки из прорезиненной ткани, защитные очки. Спецодежда и индивидуальные средства защиты должны соответствовать размерам и во время работы должны быть тщательно застегнуты. 8.15. При приготовлении раствора и при других операциях, а также при наблюдении за ходом процесса обслуживающий персонал должен находиться с наветренной стороны от реагентов. 8.16. Дозировка и перемешивание химических реагентов допускается только с помощью насосов. 8.17. При попадании кислоты на кожу следует в течение 10 мин обильно промывать пораженные части тела водой, затем обработать 10 % раствором аммиака и снова обмыть водой. 8. 18. В случае получения химического ожога необходимо наложить повязку со стрептоцидовой или синтомициновой эмульсией и доставить пострадавшего в медпункт. 8.19. При работе на скважине необходимо иметь аптечку для оказания первой медицинской помощи, запас не менее 20 л пресной воды и 5 л 3 % раствора бикарбоната натрия. 8.20. Обслуживающий персонал, имеющий непосредственный контакт с кислотами, должен подвергаться предварительному (при поступлении на работу) и периодическому медицинскому обследованию. 8. 21. Крышки емкостей, предназначенных для кислотных составов, должны иметь прокладки, предотвращающие их испарение. 9. Мероприятия по защите окружающей среды 9.1. Экологическая безопасность работ по проведению технологического процесса СКО обеспечивается замкнутой системой процесса добычи нефти, использованием стандартной промысловой техники и оборудования заводского исполнения, контролем выполнения работ со стороны соответствующих служб исполнителя и заказчика работ. 9.2. При проведении работ необходимо следить за герметичностью насосов, задвижек, фланцевых соединений, все не плотности должны быть немедленно устранены. Герметичность нагнетательной арматуры проверяется путем опрессовки ее технической водой давлении равном полуторакратному рабочему и не превышающему давление опрессовки эксплуатационной колонны. 9.3.Для предупреждения разливов растворов химических реагентов запрещается проведение работ на скважинах с негерметичными фланцевыми соединениями и запорной арматурой, a также предусматривается использование поддонов, устанавливаемых под вероятными местами утечки реагентов. 9.4. В случае разлива растворов химических реагентов на территорию площадки место разлива обрабатывают 10 % раствором карбоната натрия, загрязненный грунт собирают, загружают в герметичные емкости и передают заказчику (НГДУ) для отмывки с применением оборудования центров по отмывке нефтешламов и нефтезагрязненного грунта. Место разлива реагентов засыпают свежим песком. Захоронение загрязненного грунта на территории кустовой площадки запрещено. 9.5. Доставка и хранение химических реагентов на площадку куста осуществляется согласно техническим условиям изготовителя или ГОСТ на реагент. Место хранения сухих реагентов оборудуется герметичными поддонами и снабжается непромокаемым покрытием для исключения их размыва дождевыми и талыми водами. Жидкие химические реагенты хранятся в герметичных емкостях. 9.6. Запрещается слив на поверхность почвы, в реки и водоемы. Утилизацию оставшегося раствора и химических реагентов необходим осуществлять в нефтесборный коллектор. 9.7. Неиспользованные химические реагенты вывозятся с куста на базу хранения. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Преддипломная производственная практика способствует приобретению навыков организации собственной деятельности, выбирать метод и способы выполнения профессиональных задач, принимать решения в стандартных и нестандартных ситуациях, умение работать в коллективе и в команде, брать на себя ответственность за результат выполнения заданий. В ходе преддипломной производственной практики научился: производить контроль основных показателей разработки; измерять показатели эксплуатации скважин, поддерживать оптимальные режимы разработки и эксплуатации скважин; выполнять работы по предотвращению и ликвидации последствий аварийных ситуаций на нефтяных и газовых месторождениях; выполнять диагностику работы оборудования; использовать в работе меры по охране окружающей среды и недр; производить основные технологические расчеты по выбору наземного и скважинного оборудования; производить техническое обслуживание нефтегазопромыслового оборудования; выполнять работы по контролю работы наземного и скважинного оборудования на стадии эксплуатации; выполнять текущий и плановый ремонт нефтегазопромыслового оборудования; оформлять технологическую и техническую документацию по эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования; осуществлять контроль выполнения производственных работ по добыче нефти и газа, сбору и транспорту скважинной продукции; обеспечивать профилактику и безопасность условий труда на нефтяных и газовых месторождениях. 1 2 |