Пример отчета. Введение данная практика была пройдена мной в нгду "Октябрьскнефть"
 Скачать 156.28 Kb.
|
|
9 Текущий и капитальный ремонт скважин Различают два вида ремонта скважин – наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д. Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины. По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный. Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование. Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации(прогрев, промывка, закачка химреагентов). Текущий ремонт может быть планово предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе. Второй вид текущего ремонта – восстановительный, проводимый с целью устранения отказа – это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из за разных причин, а в основном из за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования. Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (КЭ) и межремонтный период (МРП). КЭ – это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (ТОТР), к календарному периоду (ТКАЛ). МРП – это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени ТОТР за год к количеству ремонтов Р за этот же срок. КЭ = ТОТР / ТКАЛ; МРП= ТОТР / Р; Путями повышения КЭ и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе. В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5% с ЭЦН. При текущем ремонте проводятся следующие операции 1. Транспортные – доставка оборудования на скважину; 2. Подготовительные – подготовка к ремонту; 3. Спускоподъемные – подъем и спуск нефтяного оборудования; 4. Операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий; 5. Заключительные – демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке. Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт – за счет создания монтажеспособных машин и агрегатов, спускоподъемных операций – за счет создания надежных автоматов для свинчивания развинчивания труб и штанг. Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый – «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления P заб. , превышающего пластовое. Второй – применение различных устройств – отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ. Спуско подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) насосно компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях – инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации. Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско подъемные операции со штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание) штанг производят механическим штанговым ключом В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ (запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного отвинчивания трубы и штанги. Капитальный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Это – работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие. Учитывая специфику работ, в нефтегазодобывающих управлениях создаются специализированные цеха по капитальному ремонту скважин. Скважина, включенная в капитальный ремонт, остается в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда. 10 Сбор и подготовка нефти, газ и воды Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей . Пластовая вода это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо. Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц. На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис.2). Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН установка по комплексной подготовке нефти .  Рисунок 2. - Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле: 1 нефтяная скважина; 2 автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ); 3 дожимная насосная станция (ДНС); 4 установка очистки пластовой воды; 5 установка подготовки нефти; 6 газокомпрессорная станция; 7 7центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 резервуарный парк Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию магистрального нефтепровода. Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа "вода в нефти". В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию. Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: - гравитационный отстой нефти, - горячий отстой нефти, - термохимические методы, - электрообессоливание и электрообезвоживание нефти. Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя. В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более). Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти. Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое. Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность. Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание. При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами. В качестве деэмульгаторов используют ПАВ. Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5 10 до 50 60 г на 1 т нефти. Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы. Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз "нефть вода" и вытесняют или заменяют поверхностно активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости. Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции. Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара. Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды. Освобождение от остаточного содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Электрообезвоживание и электро обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20 30 кВ). Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50 70°С. При хранении такой нефти в резервуарах, при ее транспортировке по трубопроводам и в цистернах по железной дороге значительная часть углеводородов теряется за счет испарения. Легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины). Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды. Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти. Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации. Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке. При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный. В сепараторе нефть подогревается до 40 80°С и из нее активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку направляются в сборный газопровод. Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек). Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты. В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки. В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый. При подрусловом методе воду забирают ниже дна реки "под руслом". Для этого в пойме реки пробуривают скважины глубиной 20 30 м диаметром 300 мм. Эти скважины обязательно проходят через слой песчаного грунта. Скважину укрепляют обсадными трубами с отверстиями на спицах и в них опускают водозаборные трубы диаметром 200 мм. В каждом случае получают как бы два сообщающихся сосуда "река скважина", разделенных естественным фильтром (слоем песчаного грунта). Вода из реки проходит через песок и накапливается в скважине. Приток воды из скважины форсируется вакуум насосом или водоподъемным насосом и подается на кустовую насосную станцию (КНС). При открытом методе воду с помощью насосов откачивают из реки и подают на водоочистную станцию, где она проходит цикл очистки и попадает в отстойник. В отстойнике с помощью реагентов коагуляторов частицы механических примесей и соединений железа выводятся в осадок. Окончательная очистка воды происходит в фильтрах, где в качестве фильтрирующих материалов используют чистый песок или мелкий уголь. 11 Техника безопасности, охрана труда и окружающей среды На предприятиях нефтепродуктообеспечения проводятся операции по хранению, отпуску и приему нефтепродуктов, многие из которых токсичны, хорошо испаряются, способны электризоваться, пожаро и взрывоопасны. При работе на предприятиях отрасли возможны следующие основные опасности: возникновение пожара и взрыва при разгерметизации технологического оборудования или трубопроводов, а также при нарушении правил их безопасной эксплуатации и ремонта; отравление работников вследствие токсичности многих нефтепродуктов и их паров, особенно этилированных бензинов; травмирование работников вращающимися и движущимися частями насосов, компрессоров и других механизмов в случае отсутствия или неисправности ограждения; поражение электрическим током в случае нарушения изоляции токоведущих частей электрооборудования, неисправности заземления, неприменения средств индивидуальной защиты; повышенная или пониженная температура поверхности оборудования или воздуха рабочей зоны; повышенный уровень вибрации; недостаточная освещенность рабочей зоны; возможность падения при обслуживании оборудования, расположенного на высоте. При обслуживании оборудования и проведении его ремонта запрещается: применение открытого огня для подогрева нефтепродуктов, отогревания арматуры и т. п.; эксплуатация неисправного оборудования; эксплуатация и ремонт оборудования, трубопроводов и арматуры с нарушением правил техники безопасности, при наличии утечек нефтепродуктов через неплотности в соединениях и уплотнениях или в результате износа металла; применение для открытия и закрытия запорной арматуры каких либо рычагов (ломов, труб и т. п.); ремонт электрооборудования, не отключенного от электросети; чистка оборудования и деталей машин горючими легковоспламеняющимися жидкостями; работа без соответствующих индивидуальных средств защиты и спецодежды. При разливе нефтепродуктов место разлива следует засыпать песком с последующим удалением его в безопасное место. При необходимости убрать загрязненный нефтепродуктами грунт. В помещениях, где произошел разлив производится дегазация дихлорамином (3% ный раствор в воде) или хлорной известью в виде кашицы (одна часть сухой хлорной извести на две пять частей воды). Во избежание воспламенения запрещается дегазация сухой хлорной известью. Курение на территории и в производственных помещениях предприятия запрещается за исключением специально отведенных для этого мест (по согласованию с пожарной охраной), где вывешиваются надписи "Место для курения". Подъезды к пожарным гидрантам и другим источникам водоснабжения должны быть всегда свободными для беспрепятственного проезда пожарных машин. В зимнее время необходимо: очищать от снега и льда, посыпать песком, чтобы исключить скольжение: настилы, лестницы, переходы, тротуары, пешеходные дорожки и дороги; своевременно удалять сосульки и корки льда, образующиеся на оборудовании, крышах зданий, металлоконструкциях. Вначале человек не задумывался о том, что таит в себе интенсивная добыча нефти и газа. Главным было выкачать их как можно больше. Так и поступали. Поначалу казалось, что нефть приносит людям только выгоду, но постепенно выяснилось, что использование ее имеет и оборотную сторону. Нефтяное загрязнение создает новую экологическую обстановку, что приводит к глубокому изменению или их полной трансформации естественных ресурсов и их микрофлоры. Загрязнения почв нефтью приводит к резкому возрастанию величины соотношения углерод – азот. Это соотношение ухудшает азотный режим почв и нарушает корневое питание растений. Почва путем биологического разложения нефти самоочищается очень медленно. Из за этого некоторыми организациям после загрязнения приходится производить рекультивацию почв. Одним из наиболее перспективных путей ограждения среды от загрязнения является создание комплексной автоматизации процессов добычи, транспорта и хранения нефти. Раньше, например, на промыслах не умели транспортировать нефть и попутный газ совместно по одной системе трубопроводов. С этой целью сооружались специальные нефтяные и газовые коммуникации с большим количеством объектов, рассредоточенных на обширных территориях. Промыслы состояли из сотен объектов, причем в каждом нефтяном районе их строили по своему, это не позволяло связать их единой системой телеуправления. Естественно, что при такой технологии добычи и транспорта много продукта терялось за счет испарения и утечки. Специалистам удалось, используя энергию недр и глубинных насосов, обеспечить подачу нефти от скважины к центральным нефтесборным пунктам без промежуточных технологических операций. Число промысловых объектов сократилось в 12- 15 раз. В районах обустройства, особенно при строительстве трубопроводов, временных дорог, линий электропередач, площадок под будущие поселки, нарушается природное равновесие всех экосистем. Такие перемены сказываются на окружающей среде. Основными источниками загрязнения наземных и подземных вод в районах добычи нефти являются сброс промысловых сточных вод в поверхностные водоемы и водостоки. Также загрязнения происходят: при разливах промысловых сточных вод; при прорывах водопроводов; при попадание поверхностных стоков нефтепромыслов в наземные воды; при перитоках высокоминерализованных вод глубинных горизонтов в пресноводные горизонты, из за нарушения герметичности в нагнетательных и добывающих скважинах. В нефтяной промышленности широко применяют различные химреагенты при различных технологических процессах. Все реагенты при попадании в окружающую среду оказывают отрицательное воздействие. Основные причины загрязнения окружающей среды при закачивании в пласт различных химреагентов заключаются в следующих факторах: в не герметичности систем и оборудования и нарушении в технике безопасности при проведении технологических операций. В природоохранной деятельности на предприятии, кроме традиционных направлений мониторинга состояния окружающей среды, рационального использования водных и рекультивированных земельных ресурсов, охраны воздушного бассейна, капитального ремонта и замены аварийных участков нефтесборных сетей, водоводов, емкостей, активно внедряются новейшие технологии охраны окружающей среды. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Акульшин А. И. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений М., Недра, 1989. 2. Гиматутдинова Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М., Недра, 1974. 3.Истомин А. З., Юрчук А. М. Расчеты в добыче нефти. М.,: Недра, 1979. 4.Инструкции по охране труда для рабочих цеха добычи нефти и газа. Уфа, 1998. 5.Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. М., Недра, 1989. 6.Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1978. 7.Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности. М., Недра, 1974 8. Производственный материал ООО НГДУ « Октябрьскнефть» .2009 2010. 9.Справочник по нефтепромысловому оборудованию. М., Недра, 1979. 10. Шматов В.Ф. , Малышев Ю.М. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности М., Недра, 1990 . |