отчет по РЭНГМ. Ознакомление районом практики

• Название: Ознакомление районом практики
• Анкор: отчет по РЭНГМ
• Дата: 20.05.2021
• Размер: 1.15 Mb.
• Имя файла: отчет по РЭНГМ.docx
• Тип: Документы; #207583
• страница: 3 из 6

2.5 Причины и методы обнаружения неполадок в работе скважин и методы их устранения
При эксплуатации скважин могут возникнуть различные неполадки, могущие нарушить режимы их работы, уменьшать дебиты скважин и привести к полному прекращению подачи жидкости. Так как нормальная работа скважины зависит от многочисленных факторов, то не всегда удается быстро определить причины нарушения режимов работы скважин. Поэтому для того, чтобы привести скважину в нормальное состояние, проводят ряд комбинированных мероприятий. Нередко нормальная работа скважин восстанавливается только после проведения в них подземного ремонта, вызывающего более или менее продолжительные простои скважин, потери в добыче нефти и увеличение ее стоимости.

В связи с этим необходимо постоянно следить за состоянием скважины в процессе ее эксплуатации (дебит нефти, процент воды, содержание в жидкости песка, количество рабочего агента, давление на устье и в трапе и т.п.) и состоянием наземного оборудования. Нарушения в работе компрессорных скважин в основном происходят вследствие: образования песчаных пробок в скважине или подъемных трубах, что приводит к резкому снижению дебита и даже прекращению притока жидкости из пласта; отложений парафина и солей в подъемных трубах, нередко вызывающих закупорку подъемных труб и отсюда прекращение работы скважины; образования железистых сальников в кольцевом пространстве двухрядного подъемника, препятствующих поступлению рабочего агента в скважину и подаче из нее жидкости; возникновения ледяных пробок в воздухогазопроводах, снижающих или прекращающих поступление рабочего агента.

При эксплуатации скважин, пробуренных на песчаные пласты, вместе с жидкостью в скважину поступает песок. Если не будут созданы условия для выноса на поверхность всего песка, попавшего в скважину, он будет оседать на забое, образуя песчаную пробку. Такая пробка закрывает фильтр, в результате чего доступ жидкости из пласта в скважину прекращается. Иногда песчаная пробка образуется в подъемных трубах или при двухрядном подъемнике в трубах наружного ряда.

Одни из мер, предпринимаемых на промыслах против образования песчаных пробок, имеют цель не допустить поступления большого количества песка в скважину, другие - создать условия, при которых поступающий в скважину песок выносился бы вместе с жидкостью на поверхность, а не оседал в скважине в виде пробки.

Для очистки забойной пробки в пространство между эксплуатационной колонной и трубами первого ряда при двухрядном подъемнике или в пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами при однорядном подъемнике прокачивают нефть, не прекращая подачи газа.
Иногда таким способом удается размыть пробку. Если пробку ликвидировать сразу не удается, в скважине производят подземный ремонт.

При засорении песчаной пробкой конца колонны труб первого ряда также закачивают в скважину нефть, не прекращая подачи рабочего агента. При закачивании в скважину нефти уровень в пространстве между эксплуатационной колонной и трубами первого ряда поднимается, вследствие чего гидростатическое давление на пробку в трубах первого ряда снизу-вверх возрастает, что способствует продавливанию пробки. Повышение давления нагнетаемого в скважину рабочего агента указывает на то, что пробка в трубах разрушена, и тогда дальнейшее закачивание жидкости в скважину прекращают. Если же прокачкой нефти не удается разрушить пробку, то приступают к подземному ремонту скважин.

Для лучшего выноса, поступившего из пласта в скважину песка необходимо доводить башмак труб первого ряда ближе к забою; обычно их доводит до фильтра или несколько ниже первых дыр фильтра. В этом случае жидкость, поступая из пласта в скважину, входит непосредственно в 3-4" трубы первого ряда, где приобретает скорость, достаточную для увлечения с собой песка.

При оборудовании скважин однорядным подъемником подъемные трубы спускают также до фильтра, но на уровне, где по расчету должен быть башмак труб, устанавливают специальную рабочую муфту с отверстиями, через которые газ из кольцевого пространства попадает в подъемные трубы и совершает работу по подъему жидкости на поверхность. В этом случае спуск подъемных труб до фильтра также предотвращает образование песчаных пробок.

При компрессорной эксплуатации скважин, дающих парафинирую нефть, парафин откладывается также на стенках подъемных труб, особенно в верхней части. Запарафинивание подъемных труб определяют по постепенному повышению рабочего давления нагнетаемого газа при одновременном уменьшении дебита скважины.

Способы очистки труб в компрессорных скважинах аналогичны описанным выше, применяемым при фонтанной эксплуатации. Наиболее широко пользуются для очистки труб «летающими» скребками плунжерного типа.

Очищают трубы от парафина расплавлением его путем прогрева подъемных труб паром при помощи паровых передвижных установок (ППУ).

При эксплуатации сильно обводненных скважин компрессорным способом в подъемных трубах, а также в арматуре отлагаются соли, что нарушает нормальную работу скважин; давление нагнетаемого рабочего агента в скважину в таких случаях увеличивается и одновременно уменьшается дебит скважин вплоть до полного прекращения подачи. Чтобы предупредить отложение солей, в скважину подкачивают различные химические реагенты.
Наиболее эффективным из реагентов является гексаметафосфат натрия, расход которого составляет 2,5-10 г на 1 м3 добываемой пластовой воды. Гексаметафосфат натрия в виде раствора подается в скважины при помощи дозировочного насоса. Для этого выкид дозировочного насоса подключают к воздухопроводу, идущему к скважине.

При эксплуатации компрессорных скважин, когда в качестве рабочего агента применяют воздух, в кольцевом пространстве между трубами первого ряда и подъемными трубами при двухрядном подъемнике и между эксплуатационной колонной и подъемными трубами при однорядном подъемнике образуются металлические сальники (окалина).

Образование металлических сальников приводит к повышению рабочего давления воздуха, уменьшению расхода его и снижению дебита скважины вплоть до полного прекращения поступления рабочего агента в скважину и подачи жидкости.

Чтобы избежать образования металлических сальников, сжатый воздух перед нагнетанием в скважину осушают в холодильниках и влагоотделителях, сооруженных на компрессорных станциях.

Из линий, подводящих воздух к скважинам, также периодически должна удаляться влага. Для этой цели на воздухопроводах, идущих к скважинам, устанавливают конденсационные горшки.

2.6. Технико-экономические показатели по способам эксплуатации скважин и нефтепромысла в целом
Эксплуатационный фонд Западно-Сургутского месторождения по состоянию на 01.01.2014 составил 1063 скважины. Действующий фонд – 1010 скважин. Из 1010 действующих скважин фонтанным способом эксплуатировалась одна, 877 оборудованы УЭЦН, 132 – УШГН. В скважины, оборудованные УЭЦН, спущены установки производительностью от 5 до 535 м³/сут. В скважинах, оборудованных УШГН, применяются установки с типоразмерами 29, 32, 38 и 44 мм, дебит жидкости при этом составляет 3 – 32 м³/сут.

Фонтанным способом эксплуатируется скважина №1593 объекта БС10+11. Скважина работает с буферным давлением практически равным линейному, то есть в скважине отсутствует возможность снижения забойного давления. В дальнейшем скважину следует перевести на механизированный способ эксплуатации.

Анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН

По состоянию на 01.01.2014 эксплуатационный фонд оборудованных УЭЦН скважин – 915, действующие ‑ 877, в том числе дающие нефть – 858, бездействующие – 32, в освоении – 6.

Скважины эксплуатируются установками УЭЦН, как отечественного (86 % фонда), так и импортного (14 % фонда) производства (фирма ODI).

Для поддержания проектной добычи нефти на месторождении в течение 2013 года были проведены две оптимизации на скважинах объекта БС10+11: №342, №1129, в 19 скважинах проведена смена способа эксплуатации с УШГН на УЭЦН. На объектах разработки БС1, БС2+3, БС4 средняя обводненность продукции которых составляет 92–97 %, поддерживаются средние забойные давления на уровне 13.6–14.9 МПа (средняя депрессия на пласт 6.1–7.4 МПа). Распределение забойных давлений в непрерывно работающих скважинах указанных пластов приведено на рисунках 10.1.1-10.1.3. Скважины работают со следующими забойными давлениями:

- объект БС1 12.0–16.0 МПа (56.8 % скважин);

- объект БС2+3 12.0–16.0 МПа (66.2 % скважин);

- объект БС4 12.0–16.0 МПа (66.6% скважин).

Анализ работы скважин, оборудованных УШГН.

По состоянию на 01.01.2014 в эксплуатационном фонде числится 146 скважин оборудованных УШГН, из них действующие – 132, бездействующие – 14.

Фактические показатели работы действующих скважин, работающих в постоянном режиме, приведены в таблице 10.1.3. Среднее забойное давление по объектам разработки составляет 11.7–16.0 МПа (средняя депрессия составляет 6.3–12.6 МПа). Распределение забойных давлений скважин, работающих в постоянном режиме, по объектам разработки приведено на рисунках 10.1.7 –10.1.10.

Основной фонд добывающих скважин (более 73 %) оборудованных УШГН расположен на объекте БС10+11. Среднее забойное давление составляет 14.1 МПа (средняя глубина спуска насоса – 1241 м, средний динамический уровень – 1034 м). На данном объекте отсутствуют значимые резервы увеличения дебита скважин за счет заглубления насосов и увеличения депрессии на пласт.

Разработка всех эксплуатационных объектов является эффективной для недропользователя.

1.Большее положительное значение чистого дисконтированного дохода по объектам БС1, БС2+3, БС4, БС10+11 и ЮС2 обеспечивают варианты 2, по объекту ЮС1 – вариант 3.

2. В целом по месторождению чистый дисконтированный доход за проектный период в границах запасов категорий АВС₁+С₂ и АВС₁ составляет 56750.3 и 55161.8 млн.р. соответственно.

3. Проведённый анализ чувствительности показал, что при негативном изменении рассмотренных факторов риска на 20 % чистый дисконтированный доход остаётся положительным

2.7 Виды нормативно-технической и отчетной документации при эксплуатации скважин
Нормативно-техническая документация – совокупность материалов и документов, обеспечивающих качество производимой продукции, а также ее соответствие всем утвержденным требованиям безопасности, условиям эксплуатации, хранения и транспортировки. Одним словом нормативно-техническая документация – это своего рода стандарт предприятия, в соответствии с которым осуществляется весь производственный процесс. В наше время разработка нормативно-технической документации на производство позволяет предприятиям оптимизировать осуществляемые работы и привести их в соответствии со всеми требованиями законодательства Российской Федерации. Нормативно-техническая документация – это полный комплект документов, позволяющий без лишних финансовых потерь и затрат дополнительных ресурсов, производить качественную и безопасную продукцию, соответствующую всем нормативам и государственным стандартам.

К нормативно-технической документации относятся следующие виды документов:

• 
  технические условия (ТУ);
  
• 
  технологическая инструкция (ТИ);
  
• 
  технологический регламент (ТР);
  
• 
  технологический процесс (ТП);
  
• 
  паспорт безопасности (ПБ);
  
• 
  этикетка;
  
• 
  рецептура;
  
• 
  паспорт качества.
  

Технологической инструкцией называется вид нормативно-технической производственной документации, разрабатываемой предприятием для производства какой-либо продукции. Содержит в себе информацию о технологических процессах производства и о выпуске товаров непосредственно на потребительский рынок страны. Разработка данного документа осуществляется для одного конкретного вида изделий или группы идентичных изделий в соответствии с требованиями ГОСТ № 34, определяющего основные этапы по разработке и конечному результату изготовленной продукции.

Технологический регламент – документ, устанавливающий основные методы производства технические условия и средства, а также технологические нормативы и порядок осуществления производственного процесса на предприятии. В зависимости от производства выделяют три основных вида технологических регламентов:

• 
  постоянный – разрабатываемый для проработанного производственного процесса;
  
• 
  временный – необходим для производства нового вида продукции, или в том случае, если предприятием вносятся какие-либо корректировки в установленный производственный процесс;
  
• 
  разовый – разрабатывается для продукции, которая производится единичной партией или для проведения научно-исследовательской работы.
  

Технологический процесс – совокупность мероприятий, обеспечивающих последовательность производства продукции с момента начала изготовления до получения конечного результата. Технологический процесс разрабатывается с целью оптимизации работы на предприятии, что непосредственным образом влияет на качество продукции и ресурсы, необходимые для обеспечения производственного процесса. Разработка предприятием технологического процесса позволяет с высокой точностью определить не только количество необходимого оборудования, инструментов и приспособлений для производства изделий, но и число рабочих и обслуживающего персонала для выполнения данного процесса.

Паспорт безопасности – документ, подтверждающий безопасность продукции при ее эксплуатации, хранении и транспортировке, является частью нормативно-технической документации, необходимой для реализации отдельных видов продукции. Данный документ разрабатывается в том случае если:

• 
  предприятие производит те или иные вещества, которые способны нанести вред здоровью или жизни человека;
  
• 
  предприятием изготавливается продукция, степень опасности которой еще не установлена;
  
• 
  если на предприятии производится продукция, признанная опасной по международным нормам;
  
• 
  компания производит продукцию, к которой установлены особые требования и нормы.
  

Этикетка – графический или текстовый знак, представляющий собой наклейку, бирку или талон определенного вида продукции, в которой содержится вся необходимая для идентификации продукции информация. Этикетка должна быть изготовлена в соответствии со всеми правилами и нормативами, регламентирующими разработку нормативно-технической документации предприятия.

В соответствии с данными законодательными актами, этикетка должна содержать в себе следующую информацию:

• 
  данные о продукте на русском языке;
  
• 
  состав продукта;
  
• 
  пищевая ценность;
  
• 
  наименование изготовителя;
  
• 
  страна происхождения;
  
• 
  товарный знак изготовителя;
  

• 
  масса нетто или количество продукта;
  
• 
  условия хранения и транспортировки;
  
• 
  срок годности;
  
• 
  обозначение технического документа, на основании которого была произведена продукция (ТУ или ГОСТ);
  
• 
  информация о сертификации продукции;
  
• 
  другая информация о содержании каких-либо дополнительных компонентов, обязательных для указания на этикетке.
  

Рецептура – основная часть технологической документации, разрабатываемая предприятием на многокомпонентные (два или более) виды продукции, устанавливающая перечень и количественное содержание применяемых при производстве изделий сырья, материалов и полуфабрикатов.

Разработка рецептуры может осуществляться как на основании уже действующих рецептур и правил, так и на основе новых продуктов, и технологий.

Основными данными рецептуры изделия являются:

• 
  требования по качеству сырья, используемого при производстве;
  
• 
  нормы расхода сырья при изготовлении одной единицы продукции;
  
• 
  предельные нормы потерь;
  
• 
  пределы допустимых отклонений в массе готовой продукции;
  
• 
  характеристики физико-химических и органолептических показателей и других свойств продукции;
  
• 
  сроки хранения и годности продукции.
  

Паспорт качества – документ, необходимый для многих категорий непродовольственных товаров, содержащий описание всех его свойств и характеристик. В зависимости от вида и категории изделия паспорт качества может содержать в себе следующую информацию:

• 
  полная информация о компании-изготовителе продукции;
  
• 
  регистрационный номер документа и дата его выдачи;
  
• 
  полное наименование товара, включая его марку;
  
• 
  все свойства и характеристики изделия;
  
• 
  дата изготовления продукции;
  
• 
  номер партии (если изделия производятся партиями);
  
• 
  количество продукции каждой марки;
  класс опасности;
  
• 
  другая необходимая информация.
  

3 ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ
3.1 Должностная инструкция оператора по исследованию скважин

Общие положения.

1. Настоящая должностная инструкция определяет обязанности, права и ответственность оператора по добыче нефти и газа. 

2. Решение о назначении на должность и об освобождении от должности принимается генеральным директором по представлению руководителя подразделения. 

3. На должность оператора по добыче нефти и газа назначается лицо, имеющее начальное профессиональное образование и опыт соответствующей работы не менее одного года. 

4. Оператор по добыче нефти и газа в своей деятельности руководствуется:

– действующими нормативно-техническими документами;

– локальными нормативными актами организации;

– настоящей должностной инструкцией. 

5. Оператор по добыче нефти и газа должен знать:

– конструкцию нефтяных и газовых скважин;

–назначение, правила обслуживания наземного оборудования скважин, применяемого инструмента, приспособлений, контрольно-измерительных приборов;

–основные сведения о технологическом процессе добычи, сборе, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа;

– основные химические свойства применяемых реагентов;

–принцип действия индивидуальных средств защиты;

–правила и нормы охраны труда, техники безопасности и противопожарной защиты. 

6. Оператор по добыче нефти и газа подчиняется руководителю подразделения. 

7. На время отсутствия оператора по добыче нефти и газа (отпуск, болезнь и пр.) его обязанности исполняет лицо, назначенное приказом генерального директора. 

Должностные обязанности опреатора по добыче нефти и газа: 

1. Участвует в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации.  

2. Участвует в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов.  
3. Снимает показания контрольно-измерительных приборов.  

4. Отбирает пробу для проведения анализа.  

5. Участвует в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ. 

Права оператора по добыче нефти и газа вправе: 

1. Знакомиться с проектными решениями руководства, касающимися его деятельности. 

2. Вносить предложения по совершенствованию работы, связанной с предусмотренными настоящей инструкцией обязанностями. 

3. В пределах своей компетенции сообщать непосредственному руководителю о недостатках, выявленных в процессе исполнения должностных обязанностей, и вносить предложения по их устранению. 

4. Требовать от руководства оказания содействия в исполнении своих должностных обязанностей и прав. 

5. Запрашивать через непосредственного руководителя информацию и документы, необходимые для выполнения своих должностных обязанностей. 

Оператор по добыче нефти и газа несет ответственность: 

1. За ненадлежащее исполнение или неисполнение своих должностных обязанностей, предусмотренных настоящей должностной инструкцией, в пределах, определенных действующим трудовым законодательством Российской Федерации. 

2. За нарушения, совершенные в процессе осуществления своей деятельности, в пределах, определенных действующим административным, уголовным и гражданским законодательством Российской Федерации. 

3. За причинение материального ущерба в пределах, определенных действующим трудовым и гражданским законодательством Российской Федерации.