Асфальто-смолисто-парафінові відкладення на Зай-Каратайской площі

Причини ремонту

2000

2001

2002

2003

1

2

3

4

5

6

1

Оптимізація роботи свердловини

293

324

100

139

2

ППР. Зниження подачі

92

102

146

227

3

Несправність насоса

12

12

10

8

4

Знос (пошкодження) корпусу насоса

4

8

-

20

5

Заклинювання плунжера ШСН

42

29

34

57

6

Знос клапанних вузлів ШСН

16

6

9

28

7

Знос колони НКТ

24

22

23

20

8

Тріщина в тілі НКТ

57

36

38

25

9

Тріщина в муфті НКТ

14

8

7

4

10

Знос різьби НКТ

12

10

10

13

11

Знос НКТ стиранням

9

6

4

1

12

Одворот штанги

26

17

14

10

13

Обрив штанги по тілу

80

92

75

95

14

Заклинювання зависання штанг

Окремі грудки АСПО, потрапляючи під клапани насоса, можуть порушити їх герметичність, що також є однією з причин підземного ремонту.

При підйомі штанг під час ремонту, плунжер або вставною насос зрізає парафін зі стінок НКТ і утворює над собою суцільну парафінову пробку, яка виштовхує нафту з труб, тим самим забруднює територію біля свердловини.

Таблиця 4. Підземний ремонт, пов'язаний з відкладенням парафіну на ШГН

З таблиці 4 видно, що кількість підземних ремонтів через відкладення парафіну скоротилося незначно і склало 137 ремонтів.

З метою збільшення МРП - міжремонтного періоду на промислі проводяться наступні заходи.

1.Необходімо проводити аналіз часто ремонтується фонду свердловин і складати заходи з метою його зменшення.

2.Проводіть аналіз використання різних методів боротьби з АСПО, для визначення найбільш ефективного та економічно вигідного методу.

3.Внедрять скребки, труби Бугульмінсько механічного заводу (БМЗ), штанги з покриттям і т.д., в залежності від їх ефективності.

4.Согласно графіка, проводити пропарку гирлової арматури свердловин.

5.В свердловинах, з низьким Рпл., Освоєння виробляє з використанням шківів.

6.Постоянно виробляти висновки, після ПРС, про його причини.

3.3 Механізм і умови формування АСПО в свердловині

Сучасні уявлення про механізм утворення парафінових відкладень на свердловину обладнанні можна умовно поділити на осадово-об'ємну теорію та кристалізаційної-поверхневу.

Перша припускає, що кристали парафіну утворюються в обсязі рухається нафти і поступово осідають на поверхні металу і закріплюються на ній, утворюючи поступово осадовий шар органічних відкладень.

За другим механізму - парафінові кристали утворюються безпосередньо на металевій поверхні і поступово кристалізуються в комплекси. Процес кристалізації парафіну на поверхні йде за рахунок підживлення з нафтового розчину.

Існує ще й третій механізм - це змішаним шляхом, який має всі особливості перших двох. При цьому стан поверхні і її природи істотним чином впливають на перебіг процесу утворення парафінових відкладень.

Таким чином, приймаючи той чи інший механізм утворення АСПО за базу, підходи у боротьбі з попередженням, органічних відкладень будуть різні.

Необхідними умовами формування парафінових відкладень є:

• наявність у нафті високомолекулярних сполук вуглеводнів і в першу чергу метанового ряду (парафінів);

• зниження пластового тиску до тиску насичення;

• зниження температури потоку до значень, при яких відбувається виділення твердої фази з нафти;

• наявність підкладки зі зниженою температурою, на якій кристалізуються високомолекулярні вуглеводні з досить міцним зчепленням їх з поверхнею, що виключає можливість зриву відкладень потоком газорідинної суміші або нафти при заданому технологічному режимі.

Існує безліч і інших чинників сприяють або перешкоджають інтенсивному формуванню парафінових відкладень.

До найбільш істотних з них можуть бути віднесені:

1. Швидкість потоку. Як показали дослідження, на початку інтенсивність відкладень росте зі збільшенням швидкості за рахунок збільшення масового перенесення, а потім знижується, оскільки зростають дотичні напруги, які підвищують міцність зчеплення парафіну з поверхнею обладнання.

2. Газовий фактор і сам процес виділення газу при зниженні тиску. З виділенням і розширенням газу знижується температура, а присутність газу в потоці посилює масообмін, в результаті частка парафінових вуглеводнів, кристалізується на поверхні обладнання, істотно зростає.

3. Наявність механічних домішок, що є активними центрами

4. Кристалізації, може призвести до зменшення інтенсивності відкладення парафіну за рахунок зниження стану перенасичення нафти останнім і збільшення його частки кристалізації в обсязі.

5. Стан поверхні обладнання (підкладки) робить істотний вплив на міцність відкладень, зокрема, полярність матеріалу підкладки і якість поверхні (гладкість). Чим вище значення полярності матеріалу і її гладкість, Глянець (чистота обробки), тим менше адгезія, а отже, при менших швидкостях потоку будуть зриватися парафінові освіти з таких поверхонь.

6. Обводненість продукції свердловини. Вона надає двояке дію. Спочатку при малому вмісті води в нафті і інших рівних умовах спостерігається деяке підвищення інтенсивності відкладень парафіну, а потім із збільшенням частки води в потоці інтенсивність знижується як за рахунок підвищення температури потоку (теплоємність води в 1,6 ... 1,8 рази більше нафти ), так і за рахунок звернення фаз, при якому погіршується контакт нафти з поверхнею обладнання.

Схема руху нафти в порожнині НКТ, при високій обводненості продукції, для гідрофільної і гідрофобної поверхонь представлена ​​на (рис2).

7.На Ромашкинского родовищі найбільш інтенсивна парафінізация свердловин відбувається при дебіте 40т/сут. При подальшому збільшенні дебіту, спостерігається зрив відкладень з поверхні підземного обладнання свердловин потоками газорідинної суміші.

Рис. 2 Схема руху нафти в порожнині НКТ при високій обводнення продукції

а) поверхня металу гідрофобна, б) поверхня гідрофільна;

1 - штанга, 2-НКТ, 3 - нафта, 4-АСПО, 5 - вода.

3.4 Склад АСПО

Без знань про склад і основні властивості АСПО, основного об'єкта досліджень, не може вестися робота по запобіганню відкладень на нафтопромисловому обладнанні.

АСПО - природний композитний матеріал, що складається з 10-15 органо-мінеральних речовин і з'єднань. Відкладення представляють собою, як правило, мазеподобное суспензію або емульсію з високою адгезією до різних поверхонь.

Відкладення на поверхні нафтопромислового обладнання в основному формуються органічними і неорганічними речовинами.

З органічних речовин у складі відкладень АСПО є: високомолекулярні парафіни -20-60%; селікагелевие смоли -10-25%; асфальтени-до 5%; пов'язана нафту; оклюдірованний газ.

До складу відкладень входять і неорганічні речовини: механічні домішки до 15%; солі; вода 4 - 49%.

Парафіни, в основному представлені вуглеводнями з числом атомів вуглецю в молекулі від 22 до 28. Молекули н-алканів при охолодженні формують кристали. У кристалі вони мають форму плоских зигзагоподібних ланцюгів високомолекулярних н-алканів, паралельних між собою.

Середня температура плавлення нафтових парафінів на переважній більшості покладів знаходиться в межах від 47-61 ⁰ С У широкому діапазоні вмісту парафінів середня температура плавлення змінюється мало і становить 52 ⁰ С. Відхилення від середнього значення порівняно невелике (± 1,3 ... 2,8 ° С). Це вказує на те, що склад нафтових парафінів в переважній більшості покладів виявляється практично однаковий і мало залежить від змісту парафінів в нафті.

Асфальтени і смоли відносяться до поверхнево-активних компонентів нафти. Зміст цих компонентів змінюється в широких межах. Присутність цих компонентів надає значний вплив на процес кристалізації парафінів. Асфал'тени і смоли називають модифікаторами кристалічної структури. У присутності смол і асфал'тенов відбувається кристалізація парафінів, при якій з розчину виділяються недорозвинені монокристали, що виникли з небагатьох центрів кристалізації. Вони набувають форми деревовидних і кулястих утворень, і молекули смол або вбудовуються в кристалічну решітку парафіну, або адсорбуються на поверхні його кристалів, тим самим змінюють форму кристалів. У результаті виходять великі кристали неправильної форми.

Смоли неоднорідні за своїм складом. Вони містять нафтенові і ароматичні елементи, парафінові ланцюга різної довжини і ступеня розгалуженості, а також гетеро - атоми сірки, кисню та азоту.

У випадку, коли у складі нафти, що видобувається переважають парафіни, в міру підйому та охолодження нафти збільшується товщина відкладень, через інтенсивну кристалізації і формуванні більш міцної крупнокристаллической структури. Це обумовлює формування профілів АСПО з постійним наростанням товщини до гирла свердловини.

Зв'язок між складом АСПО і складом видобутої нафти виявлена ​​на основі аналізів. У складі АСПО парафінів і асфальтенів міститься набагато більше, ніж у нафти. А за вмістом селікагелевих смол АСПО і нафту мало відрізняються.

Виявлена ​​така закономірність, що прямого зв'язку між вмістом парафіну і інтенсивністю його відкладень немає. Дослідженнями нафти встановлено, що відсутність такого зв'язку обумовлено, перш за все істотним розходженням складу твердих вуглеводнів парафіну, а саме відмінностями співвідношення ароматичних, нафтенових, і метанових сполук у високомолекулярної частини вуглеводнів, які при стандартних методах дослідженнях нафти не визначаються. Компонентний склад відкладень АСПО представлений в таблиці 5. З таблиці видно, що за ЦДНіГ № 1 у 81,2% досліджуваних зразках асфальтенів міститься менше 5% мас., У 89% досліджуваних зразках парафінів міститься 20 - 60% мас., В 86% досліджуваних зразках смол міститься 10-25% мас .

Таблиця 5. Компонентний склад відкладень АСПО на 1.12.2003 р

3.5 Методи, використовувані в щодо запобігання відкладень АСПО

Найбільш часто АСПО утворюються в свердловинах мають дебіти менше 20 м ³ / доб. Причому серед ускладнених переважають свердловини, що мають дебіт по рідини до 5 м ³ / доб.

До заходів щодо запобігання утворення АСПО в свердловину обладнанні відносяться:

- Підбір та встановлення режиму відкачування, що забезпечує оптимальну ступінь дісперстності водонефтяного потоку;

• застосування свердловинних насосів з збільшеним прохідним перетином клапанів;

• застосування НКТ з покриттям;

• установка скребків на штангах;

• збільшення продуктивності глибинних насосів, тобто збільшення швидкості підйому рідини.

Підбір режиму відкачування передбачає такі умови, щоб запобігти відкладення парафіну, У ряді випадків ефективно збільшення глибини занурення насоса (збільшення глибини занурення насоса на 100м., Збільшує температуру на прийомі насоса на 3-4 º С), проте при цьому дещо збільшується навантаження на голівку балансира, за рахунок додаткової ваги штанг.

При виборі способу видалення АСПО необхідно мати на увазі наступне - універсального способу, придатного для всіх умов, до теперішнього часу не знайдено. Інженерно-технологічна служба НГВУ ^«ЛН» планує і здійснює заходи спрямовані на попередження та ліквідацію АСПО з урахуванням конкретних геолого-фізичних умов, властивостей продукції свердловини, складу АСПО, особливостей даної розробки родовища, наявність тих чи інших технічних засобів, хімічних реагентів і т. д. Інтегральними критеріями при виборі методу боротьби з АСПО є економічні критерії, зокрема річні витрати при використанні даного методу в розрахунку на одну свердловину. Незважаючи на зазначену необхідність індивідуального підходу до конкретних свердловинах, все ж деякі узагальнені рекомендації, виходячи з накопиченого досвіду, можуть бути зроблені.

Всі вживані методи боротьби з АСПО можуть бути зведені в наступні групи методів: механічні, хімічні, фізичні, застосування захисних покриттів

3.5.1 Механічні методи боротьби з АСПО і технологія робіт при їх застосуванні

Для категорій свердловин, в яких зона відкладень починається вище насоса і склад АСПО переважно парафінового типу, найбільш дешевим і технологічно ефективним є застосування механічного методу боротьби з АСПО:

1. Центратори-депарафінізатори виробництва НГВУ «ЛН».

2. Шкребки - центратори виробництва НГВУ «Іркеннефть».

3. Шкребки - центратори виробництва НГВУ «Леніногорскнефть».

4. Плаваючі скребки виробництва заводу «Радіоприлад»

Центратори - депарафінізатори. Пропонований спосіб боротьби з відкладеннями парафіну заснований на створенні критичних швидкостей руху нафтових емульсій в НКТ. Критичні швидкості потоку створюються за рахунок заданого кільцевого перетину між стінками НКТ і центратором циліндричної форми, нерухомо наплавленого на тіло штанги. При критичній швидкості відкладення парафіну на стінках НКТ і тілі штанг не відбувається. Центратори застосовуються в комплекті з НКТ покритими гранульованим склом.

Центратор-депарафінізатор виконаний у вигляді двох співвісних конусів з повернутими один до одного підставами і циліндричної вставкою між ними, з розрахунковими геометричними розмірами. Глибина спуску осклованих НКТ становить від гирла до 1000 метрів, центраторів від гирла до 900 метрів. Критична швидкість складає 6 м / сек, при цьому сила зчеплення парафіну з поверхнею труб долається швидкістю потоку. В даний час центратори-депарафінізатори в НГВУ «Леніногорскнефть» замінюються на скріпки - центратори, як економічно вигідніші.

Шкребки-центратори.

Забезпечують очищення насосно - компресорних труб і штанг від парафіну. Шкребки різних конструкцій виготовляються з полімерних матеріалів Шкребки - центратори жорстко фіксуються на тілі штанги, а між ними розташовуються рухливі скребки. Рухливі скребки забезпечують видалення АСПО з тіла штанги, а нерухомі - з внутрішньої поверхні НКТ.

Скребок - центратор має подвійне призначення. Він виконує функції скребка і оберігає від зносу систему «труба - штанга-муфта». При застосуванні скребків - центраторів разом зі штанговращателем досягається запобігання парафінізация і захист від зношування насосних штанг, муфт, НКТ. Косі пази, виконані по периметру робочої поверхні скребка, забезпечують достатній протока рідини.

У НГВУ «Леніногорскнефть» скребки-центратори випробовуються з 1999 року і за цей час накопичено значний досвід їх застосування. Очищення поверхонь НКТ відбувається при зворотно-поступальному і обертальному русі скребка. При цьому відбувається зіскоблювання парафіну зі стінок труб в процесі роботи свердловини.

Залежно від типу розмірів труб і штанг скребки пропонуються декількох типів розмірів (таблиця 6). На одну насосну штангу встановлюють 5-6 скребків, тобто інтервал між двома сусідніми шкребками-центратором становить від 1,4 до 1,6 м.

Таблиця 6. Залежність розміру скребка від розміру труби і штанги.

У НГВУ «Леніногорскнефть» застосовують 6 скребків на одній штанзі. Інтервал установки повинен бути менше довжини ходу гирлового штока. Довжина колони штанг, обладнаної шкребками-центратором, коливається до 1000 м, в залежності від інтервалу відкладень парафіну на стінках НКТ і ділянок викривлення стовбура свердловини.

Термін служби скребка за паспортом 5-7 років. Результати показують, що застосування скребків-центраторів вельми ефективно. Про це свідчить збільшення дебіту, збільшення коефіцієнта експлуатації обладнання, збільшення МРП.

Штанги з наплавленим шкребками застосовують у поєднанні зі штанговращателем ШВЛ-10 механічної дії, що випускається ² ТОВ Татнафта-РБО ² по ТУ02-200-003-98.

Штанговращателі ШВЛ-10 забезпечують повільне повертання колони, штанг і плунжера (на заворот) при зворотно-поступальному русі штока. Штанговращателі застосовують при експлуатації викривлених свердловин для запобігання одностороннього стирання штанг, муфт і плунжера насоса, для запобігання одворотів штангових колон, а також у випадках застосування на колоні штанг скребків для очищення колони НКТ від відкладень парафіну.

Дія штанговращателя здійснюється за рахунок зворотно-поступального руху канатної підвіски при з'єднанні важеля штанговращателя канатом (діаметром 6-8 мм) з рамою верстата-качалки. Для надійної роботи ШВЛ-10 необхідно при монтажі забезпечити таке натяг каната, що з'єднує важіль штанговращателя з рамою верстата-качалки, при якому за один хід гирлового штока з'єднаний з кінцем важеля, натягується і переміщує вгору храпове колесо штанговращателя на один зуб. При русі вниз він послаблюється, а канат натягується і повертається в початкове положення. Важіль з'єднується канатом діаметром 6-9 мм з рамою верстата-качалки.

У процесі експлуатації храповик, черв'ячну пару і завзятий підшипник необхідно періодично змастити (раз на 10 днів) рекомендованої мастилом (в зимовий період - рідкої, а в літній - густий). Поряд з ШВЛ-10 застосовують ШВ-2 виробництва Жовтневого дослідно-експериментального заводу геофізичної апаратури «Альтернатива». Кут повороту колони штанг за одне хитання становить від 10 до 30 ° С в залежності від регулювання. Перевагою конструкції ШВ-2 є те, що всі тертьові вузли розташовані всередині заповненого маслом корпусу. Тим самим вони захищені від зовнішніх атмосферних впливів і працюють у сприятливих умовах масляної ванни.

При застосуванні механічного методу боротьби з АСПО необхідно враховувати можливість прояву в певних умовах деяких негативних наслідків, зумовлених збільшенням напруги в штангах, зокрема можливість зростання частоти обривів і одворотів штанг при тривалій роботі свердловин обладнаних шкребками.

Збільшення максимальної і зменшення мінімального навантаження призводить до збільшення наведеної напруги циклу і в ряді випадків запас втомної міцності може виявитися недостатнім, що призведе до збільшення кількості обривів штанг. Виникнення відчутного поршневого ефекту обумовлено формуванням водонафтових емульсій при русі обводненной продукції. Тому використання скребків в обводнених свердловинах може призводити до зростання обривності штанг. При виборі матеріалу штанг для використання зі шкребками необхідно орієнтуватися на штанги з легованої сталі. Для захисту глибинно-насосного обладнання від АСПО малодебітних свердловинах, були випробування поєднання ліфтів, осклованих НКТ за технологією "ТатНІПІнефть" та НГВУ "ЛН", і напівавтоматичного установки Впаду-3 забезпечує очищення ліфта шкребками.

Очищення ліфтових труб від парафіну проводиться скребком, закріпленим на дроті. Рух скребка донизу здійснюється під дією сили тяжіння скребка і вантажу. Для полегшення руху скребка при спуску сальник послаблюється, а скребок, рухаючись, зменшується в поперечному перерізі. Підйом скребка, здійснюється за рахунок тягового зусилля лебідки.

Установка Впаду-3 працює в напівавтоматичному режимі, для чого передбачено гальмівний пристрій. Підйом скребка проводиться автоматично за допомогою електродвигуна. Результати СПО скребка заносяться в вахтовий журнал і передаються диспетчеру промислу.

3.5.2 Фізичні методи боротьби з АСПО

До фізичних методів відносяться в першу чергу - теплові методи боротьби. Теплові методи боротьби з АСПО - це періодична обробка свердловин:

1.Промивка гарячої нафтою із застосуванням спеціального агрегату АДП.

2.Прогрев продукції свердловини прохідними стаціонарними електронагрівачами

3.Періодіческій або постійний прогрів НКТ, пропуском по тілу труб електричного струму.

Головним недоліком 1 і 2 методів є мала зона прогріву, в слідстві втрат тепла в навколишнє середовище, що робить ці методи не ефективними як самостійні на пізній стадії розробки родовища. Такий і є Західно-Леніногорська площу. У той же час ці методи мають обмежене застосування в комбінації з механічними або хімічними методами.

Метод прогріву НКТ при проходженні електричного струму, також не застосовується через дорожнечу, складності застосування свердловинах з високою обводненість продукції та інших причин. Для зменшення інтенсивності відкладення парафіну слід перепад тиску між забоєм і гирлом звести до мінімуму. При цьому збільшується осадження парафіну на гирлі свердловини на нефтеотводной трубі і в гирловій арматурі.

В даний час в НГВУ «ЛН» прагнуть відмовитися від теплових методів боротьби з-за високої енергоємності. До групи фізічекой, відноситься також метод впливу на продукцію свердловини постійним магнітним полем створюваним спеціальними пристроями-магнітними активаторами.

У 1994 році проводилися випробування депарафінізаторов типу МОЖ на постійних магнітах. Дія МОЖ спрямовано на активізацію мікродомішок і теоретично забезпечує працездатність пристроїв при обводненості продукції від 0 до 95%. Досвід використання МОЖ дає можливість відмовитися від промивок і очисних операцій. Установка депарафінізаторов як правило супроводжується збільшенням на (10 - 20%) дебіту свердловин, зниженням деяких видів корозії.

Збільшується межочістной період, попереджається АСПО викидних ліній нафтовидобувних свердловин, збільшується прийомистість нагнітальних свердловин на 50 - 150%, прискорюється водогазонефтяная сепарація.

Пристрій відрізняють простота монтажу, в більшості випадків не вимагає підйому НКТ. Для випадку монтажу в наземних лініях пристрій монтується в обв'язці гирла свердловини. Вага більшості пристроїв лежить в діапазоні 3 - 5 кг (вага універсальних МОЖ -12-18 кг), працездатність зберігається при 100 - 120 ° С і тиску до 400 атм не менше 3-х років. Установка МОЖ здійснюється: а) шляхом спуску пристрою на дроті (спільно з скребком або без нього) для способів видобутку - фонтанного і електропогружного насосами, б) шляхом включення пристрою в колону штанг або НКТ, для механізованих способів видобутку нафти. Застосування магнітних активаторів в наших умовах не показало належного ефекту, тому в даний час магнітні активатори не застосовуються.

3.5.3 Хімічні методи боротьби з АСПО

У свердловинах, в яких найбільш дешеві механічні методи не досить ефективні, зокрема, коли в складі АСПО переважають смоли і асфальтени, зона відкладень зміщена на прийом насоса або починається безпосередньо над насосом, тоді виникає необхідність у застосуванні більш дорогих методів боротьби з АСПО, в тому числі хімічних.

Найбільш поширеним, методом у цій групі є промивка свердловин нефтедістіллятной сумішшю, що пов'язано з відносною простотою технології проведення обробок і доступністю промивного розчину, в якості якого використовується суміш збезводненої нафти і дистиляту в різних співвідношеннях.

Обробка свердловини вуглеводневим розчинником здійснюється за різними технологіями:

Перший вид:

1.Останавлівают свердловину, потім у міжтрубний простір закачують розчинник, в обсязі рівному обсягом свердловини, на глибину спущених НКТ з одночасним видавлюванням нафти через НКТ в колектор.

2.Після заповнення розчинником кільцевого простору і
НКТ, свердловину зупиняють на реагування від 4-16 годин.

3. Після закінчення процесу розчинення, методом зворотної промивки проводиться витіснення дистиляту нафтою.

Другий вид:

1.Соляро-дистилятні суміш закачується в затрубний простір свердловини з подальшим включенням на циркуляцію.

2.Об'ем закачування визначається обсягом нафтовозів 1,2 або 3 нафтовозів.

3.В залежності від динамічного рівня рідини в свердловині закачування дистиляту здійснюється двома способами: самопливом з нафтовозів при низькому динамічному рівні; закачуванням насосним агрегатом при високому динамічному рівні.

4.Залівка Солярій-дистиляту здійснюється при працюючому насос.

5.Після закачування дистиляту, свердловину запускають на циркуляцію перемиканням відповідних засувок.

6.По закінчення часу роботи свердловини на циркуляційному режимі перемикають відповідні засувки і направляють потік рідини в нефтевод.

Тривалість проведення обробок свердловин Солярій-дистилятом для свердловин, що мають відкладення на глибині менше 600 метрів, повинна бути не менше 24 годин. Для свердловин мають глибину формування АСПО більше 600 метрів, необхідно збільшити тривалість обробок.

На 01.11.2003. фонд, який підтримується в працездатному стані, за рахунок промивок ПДВ становить 101 свердловину і при виході цих свердловин в ПРС, промивка буде скорочуватися за рахунок інших методів захисту від АСПО. Відомості про промивання свердловин за 2000 - 2003 рік представлено в таблиці 7. З таблиці 5 випливає, що намітилася тенденція до скорочення промивок.

При промивці свердловини, процес розчинення АСПО залежить від багатьох факторів. З'ясовано, що при підвищенні тиску, розчинність парафіну збільшується. Для розчинення АСПО в динаміці була виготовлена ​​лабораторна промивна установка і випробувані різні промислові розчинники. З'ясовано, що чистий дистилят миє краще, ніж нафто-дистилятні суміш. У результаті такої промивки чистим дистилятом загальне змісту асфальтенів, смол, парафінів зростає. У результаті промивання була вимита практично вся вода і нафта, звідси і поняття "дистилят сушить". Тому при промиванні дистилятом необхідно домогтися повного змиву АСПО, інакше АСПО ущільниться, і ми отримаємо щільну корочку, яка в подальшому призведе до заклинювання штанг.

Таблиця 7.

Відомості про промивання свердловин по НГВУ «ЛН» за 2002-2005р.

Промивання ПДВ "сушить" в меншій мірі, однак вона дає більш гірший результат. Зміст нафти в розчині ПДВ становить від 20 - 50%. Вибір концентрації здійснюється технологічними службами нафтопромислу з урахуванням свердловинних умов. Обсяг разовий дистиллятной обробки складає в середньому 12 м ^3. Обсяг разової обробки за допомогою АЦП-16 м ^3. Для видалення АСПО використовують і розчинник РСК-2. Необхідна обв'язка гирла свердловини повинна забезпечувати створення циркуляції розчинника за схемою "НКТ-затрубний простір - НКТ" Закачування розчинника виробляють при тиску 110-120 атм, Розчинник РСК-2 не викликає корозію та ускладнення при видобутку, ефективний при температурі +40 до 45 ° С на гирлі свердловин.

Закачування розчинника АСПО у глибинне обладнання закачують за системою прямого і зворотного циркуляції агрегатом ЦА-320 на 4-ій швидкості. Промивка свердловин дистилятом або ПДВ здійснюється за допомогою цементосмесітельного агрегату ЦА-320 із застосуванням автоцистерн АЦ-10. Агрегат змонтований на шасі автомобіля КрАЗ-257. Найбільша подача -13,5 л / с об'єм мірної ємності -6,4 м ^3, допоміжний трубопровід завдовжки - 22 м. До хімічних методів боротьби з АСПО відноситься також застосування інгібіторів. Інгібітори, використовувані для попередження утворення АСПО, є гідрофілізаторамі поверхні обладнання і диспергатора асфальтенів, смол і парафінів. Вибір інгібітора проводять на підставі лабораторних досліджень і промислових випробувань. Крім того, для кожного інгібітора визначають величину його дозування на 1 тонну видобутої нафти. Величина дозування залежить від способу подачі інгібітора в продукцію свердловини. Більшість інгібіторів дозуються в межах 50-250 г / т. нафти. Інгібітор може подаватися в свердловину постійно за допомогою забійних (ДСІ-107, ДРС іліДРП-1) або гирлових дозаторів (УДЕ або УДС), а також періодичної закачуванням в затрубний простір за допомогою агрегатів ЦА-320 М іАКПП ~ 500.

Забійні інжекторні дозатори ДСІ-107, розроблені ТатНІПІнефтью. Дозатор ДСІ-107 призначений для подачі водонерозчинних інгібіторів на прийом штангового насоса. Дозатор може застосовуватися на свердловинах з обводненість продукції не менше 10%, при температурі робочого середовища від 283-373 º К (10-100 º С). Дозатор забезпечує безперервну подачу хім.реагента в межах від 0,1 до 40 л / сут. Під час підготовчих робіт з методики ТатНІПІнефт' визначається необхідний обсяг хім.реагента, довжина колони НКТ для розміщення інгібітора і діаметр втулки дозатора для встановлення режиму його роботи, потім проводять заливку хім.реагента в колону НКТ. Приєднання дозатора до колони НКТ, і насоса до дозатора. Спуск насоса з дозатором роблять у звичайному порядку. Довжину колони НКТ для заливки інгібітора підбирають таким чином, щоб інгібітора вистачило до наступного поточного ремонту. Електронасосний дозувальна установка УДЕ в залежності від дозувального насоса має чотири типорозміру УДЕ 0,4 / 6,3; УДЕ 1 / 6, 3; УДЕ 1,6 / 6,3; УДЕ 1,6 / 6,3. Вони забезпечують максимальні подачі хім.реагента 0,4; 1; 1,6; 1,9. Споживана потужність насоса 0,5 кВт. Принцип роботи УДЕ полягає в наступному: Реагент з бака через фільтр по всмоктуючому трубопроводу надходить в плунжерний насос-дозатор і по нагнітальному трубопроводу подається в затрубний простір свердловини. Подача регулюється зміною довжини ходу плунжера

При постійній дозуванні хім. реагенту в свердловину на спочатку чистої поверхні обладнання створюється гідрофільна плівка, пріпятствующая формуванню на ній відкладень. Інгібітор робить і диспергуючу дію на тверду фазу АСПО, що сприяє безперешкодному виносу їх потоком рідини.

Для попередження АСПО на поверхні НКТ застосовують реагенти-депресатори, що запобігають ріст кристалів і утворення структур з щільною упаковкою молекул твердих вуглеводнів. Перешкоджати відкладів можуть також реагенти-модифікатори, що змінюють кристалічну структуру парафінів в процесі їх фазового переходу.

У 1979-1988 г.г.разработан асортимент вітчизняних інгібіторів парафінових відкладень типу СНПХ-7000. Як показали дослідження, ефективна область застосування інгібіторів пов'язана зі співвідношенням вмісту в нафті парафіну, смол і асфальтенів. (Таблиця 8).

Таблиця 8. Застосовувані інгібітори парафінових відкладень

Найкращими умовами застосування інгібіторів є безперервна дозування реагентів в нафту (50-100 р. на 1 тонну нафти). Можлива і періодична дозування через 2-3 діб і більше при дозуванні 100-250 г / т. Раціональна періодичність подання інгібіторів пов'язана з рівнем рідини в затрубному просторі можливе збільшення періоду між дозуваннями.

Хімічні реагенти дороги і тенденції до зниження їх вартості не спостерігається.

3.6 Аналіз методів боротьби з АСПН та визначення оцінки ефективності застосовуваних методів

З 2000 р. по 2004 р., парафінящійся фонд збільшився с631 вкв., До 682 вкв., В тому числі по ШГН-651скв (на 1.01.2003г.).

На сьогоднішній день цей показник ще більше збільшився, тому що Ромашкінское родовище знаходиться на завершальній стадії розробки, (в розробку включаються малопродуктивні неоднорідні пласти верхніх горизонтів, широко використовується система підтримки пластового тиску), при якій відбувається зниження температури пласта, а значить і температура пластової рідини, продукція свердловини стає більш обводненной, устаткування більш застаріває і як наслідок виникає проблема відкладення парафіну на глибинно-насосному обладнанні. Кожен із застосовуваних методів боротьби з АСПО має свої плюси і мінуси.

Розглянемо які методи застосовуються в НГВУ «Леніногорскнефть» з 1998р. і по сьогоднішній день. (Таблиця 9).

1.Центратори-депарафінізатори

До грудня 1999 р. широко застосовувалися центратори-депарафінізатори. За два роки (1998 і 1999 р.) центратори - депарафінізатори були впроваджені на 90 свердловинах. У грудні 1999р було прийнято рішення про заміну центраторів-депарафінізаторов на скребки-центратори.

Таблиця 9. Основні показники в області АСПО по НГВУ «ЛН»

Починаючи з грудня 1999р. на трубної базі ЦП і ВРХ змінили форму скребка. У зв'язку з цим починаючи з 2000р. центратори-депарафінізатори не впроваджувалися, а на свердловинах де вони були впроваджені їх почали замінювати на скребки - центратори виробництва НГВУ «Іркеннефть» і НГДУ «Леніногорскнефть». До кінця 2001р, скребки-центратори були вже впроваджені на 171 свердловині. Плаваючі скребки заводу «Радіоприлад» застосовувалися до 2001 р, с2001г. ці скребки не застосовуються. З впровадженням скребків-центраторів у 1999р. поряд зі шкребками власного виробництва, застосовували і шкребки виробництва «Іркеннефт'», До початку 2002р., їх впровадили на 42 свердловинах.

2.Прімененіе захисних покриттів НКТ.

В якості захисних покриттів НКТ застосовують: полімерне покриття DPS виробництва Бугульмінсько механічного заводу. Це покриття застосовується на свердловинах з ШСНУ і на свердловинах з УЕЦН; гранульоване скло.

Бітумів _НКТ, емальовані НКТ і НКТ, футеровані Колбовим склом - в даний час не застосовуються.

До 2003 р. (за досліджуваний період з 2000 по 2003рр), по НГВУ «Леніногорскнефть» НКТ з полімерним покриттям застосовувалося на 36 свердловинах. За ЦДНіГ-1 цей показник за два роки, склав 2 свердловини DPS БМЗ.

3. Обробки свердловин профілактичними промивками.

У 1999р. профілактичні промивки свердловин проводилися наступними розчинами (дистилятом сумішшю дистиляту з нафтою (ПДВ), гарячою нафтою, водним розчином МЛ-80) в кількості 1057 обробок за рік. До 2002 р, цей показник зменшився і склав 142 промивки, а до 2003 р. -90 промивок.

Таке скорочення промивок пов'язано з малою ефективністю застосовуваного методу і з впровадженням більш ефективних методів (скребків, НКТ із захисним покриттям і т.д.) Тенденція скорочення промивок має місце і на сьогоднішній день.

4 пропарка маніфол'да та нафтопроводу.

Із застосуванням скребків - центраторів, колона НКТ краще захищена від відкладень АСПО, у зв'язку з цим відкладення парафіну все більше зміщується до гирла свердловини, а це веде до запарафініванію гирлової арматури. У зв'язку з цим, кількість пропарок гирлової арматури збільшилося і склало в 2003 році 76 пропарок маніфол'да.

Якщо порівняти застосовуються методи в 2002р, і в 2003р (рис 13, за табл 14), то можна зробити висновок, що до 2003р., Збільшилася кількість впровадження скребків, зменшилися профілактичні промивки. Центратори - депарафінізатори, скребки заводу «Радіоприлад», магнітні депарафінізатори, мікробіологічні обробки не застосовувалися.

На сьогоднішній день не застосовуються:

1. Мікробіологічні обробки свердловин, як не ефективні.

2. Магнітні депарафінізатори, починаючи з 1999 р, вони не застосовуються, як не ефективні.

3. Інгібітори парафіноотложенія, з-за високої вартості витрат на впровадження.

4. Електропрогрів НКТ, як економічно не вигідний.

3.7 Контроль за роботою свердловин, на яких застосовуються методи боротьби з АСПО

У технологічній службі промислу є список свердловин парафінистих та ускладненого фонду. Саме на цих свердловинах застосовуються засоби боротьби з АСПО і за ними ведеться постійний контроль. Контроль полягає у наступному:

1. Два рази на місяць знімається діннамограмма роботи глибинно-насосного обладнання. Динамометрування здійснюється за допомогою приладів для запису або візуального спостереження дінамограмм - дінамографов або дінамоскопов. На промислах застосовується дінамограф ДГ-3 (ГДМ-3). За допомогою діннамограмми визначаються якісні показники роботи глибинно-насосного обладнання: По-перше, визначаються окремі параметри пласта і свердловини і перевіряється режим роботи насосної установки. По друге, перевіряється справність роботи штангового насоса і виявляються механічні несправності окрема вузлів підземного обладнання: негерметичність приймального і нагнітального клапанів насоса, вплив газу, прихват плунжера, обрив штанг, неправильність монтажу насоса, негерметичність труб.

Дінамограмма штангового насоса представляє собою замкнуту криву. Вона записується на паперовій стрічці у проміжній системі координат. Розміри і форма дінамограмми визначаються довжиною ходу полірованого штоку і діють на нього зусиль, які, у свою чергу, залежать від глибини спуску і діаметра насоса, числа хитань і від характеру порушень у підземному обладнанні або гідростатичною навантаження на плунжер. Несправності насосної установки та іншого глибинно-насосного устаткування можна визначити за дінамограмме, тому що вони впливають на форму і розміри дінамограмми.

2. На свердловинах схильних запарафініванію проводять періодичний демонтаж: гирлової арматури і спостерігають за інтенсивністю парафінізация. Завдання працівників промислу не допустити повної парафінізация обладнання гирлової арматури. Для цього періодично проводять пропарку гирлової арматури за допомогою ППУ. Коли відстань від насоса до гирла захищено шкребками-центратором, центратори-депарафінізаторамі, застосуванням НКТ із захисним покриттям), то відкладення парафіну відбувається в гирловій арматурі, тому так важливо стежити за її справністю і своєчасно застосовувати заходи щодо попередження та видалення парафіну. Періодичність пропарювання визначають наявністю парафіну і швидкості його відкладення в гирловій арматурі.

3. Щодня проводять замір дебіту рідини на групових замірних установках і знаходять залежність «дебіт-динамічний рівень» Зміни динамічного рівня вимірюють за допомогою ехолота. Якщо дебіт рідини зменшується то відбувається збільшення стовпа рідини в затрубному просторі (за умови що Рпл. Постійно) При цьому Н _дин зменшується. У міру зменшення Н _дин судять про запарафініваніі НКТ, при якому відбувається зменшення прохідного перерізу труб, що веде до зменшення дебіту і впливати на її роботу глибинно-насосного обладнання.

4.Замеряют тиск за допомогою манометра. Зміна тиску в часі фіксується за допомогою манометра, встановленого на маніфольд гирлової арматури. За результатами замірів забійного (або затрубного) тисків і дебітів будується індикаторна крива відновлення тиску, а на підставі серії визначень динамічного рівня виходить крива під c становлення рівня.

По кривим під c становлення рівня або тиску визначається коефіцієнт продуктивності свердловини.

Контроль технічного стану об'єктів насосної нафтовидобутку за вимірами дебіту і динамометрування (теледінамометрірованія) здійснюється на нижньому рівні тобто, в цеху.

Вся інформація про виявлені аварійних випадках передається в центральну інженерно-технологічну службу (ЦІТС). У центральній диспетчерській службі ЦДНіГ-1 формуються графіки руху бригад поточного та капітального ремонтів.

3.8 Розрахунок підбору глибинно-насосного обладнання свердловини при впровадженні скребків

Вихідні дані

Розрахунки проводяться для свердловини 6029. Глибина свердловини L = 1800 м, забойное тиск Рзаб = 9 МПа, планований дебіт рідини Q жд = 25м ³ / с, об'ємна обводненість продукції 0,6, щільність дегазованої нафти 870 кг / м ^3, щільність пластової води 1180 кг / м, щільність газу 1,2 кг / м ^3, кінематична в'язкість рідини 1,9 * 10 ^{- 6} м ² / с, газовий фактор Г0 = 54м ³ / т, тиск насичення нафти Рнас = 8 МПа, гирлове тиск Ру = 1,2 МПа, середня температура свердловини Т = 343 К, об'ємний коефіцієнт нафти вн = 1,13, процентний вміст води в нафті n в = 38%

Розрахунок і підбір глибинного обладнання.

Обгрунтування вибору компонування ШСНУ.

1.Для відкачування обводненной суміші тиск на прийомі насоса

Р _пн = 0,3 * Р _нас (1),

де Р _пн - тиск на прийомі насоса, МПа

Р _{нас -} тиск насичення МПа

2.Определяем глибину спуску насоса

(2),

де ρ _см - щільність суміші кг / м ³

Н _вкв - глибина свердловини м

Р _н - тиск на прийомі насоса, МПа

Р _{заб.опт} - тиск забойное опт., МПа

Р _{заб.опт} = Р _нас

3.Определяем щільність пластової рідини з урахуванням процентного вмісту води в нафті 38%, тому що n в 80%, то

(3),

де у - об'ємний коефіцієнт нафти

ρ _н - густина нафти кг / м ³

ρ _р - щільність газу кг / м ³

ρ _в - щільність пластової води кг / м ³

G - газовий фактор м ³ / т

4.Визначите витрата газорідинної суміші при тиску РПН

(4),

де Q _нд - планований дебіт рідини м ³ / с

ß _в - об'ємна обводненість продукції

Q _нд = 25 * (1-0,6) = 10т/сут

5.Об'емние коефіцієнти нафти вн (р) і рідини вж (р) розраховуються:

(5),

де, в _н - об'ємний коефіцієнт нафти

Р _нас - тиск насичення нафти, МПа

де, в _н - об'ємний коефіцієнт нафти

Р _нас - тиск насичення нафти МПа

6.Расход рідини.

(6),

7.Колічество розчиненого в нафті газу визначають:

(7),

де, Р _нас - тиск насичення нафти МПа

8.Расход вільного газу.

(8),

9.Расход газонасиченої суміші:

(9),

10. Вибираємо тип СКН, діаметр насоса. ПШГН8-3-5500, Д = 32мм.

11.Вибіраем тип насоса з урахуванням глибини спуску насоса L = 1232м.

Тип насоса RHAM 20-125.

12.Вибіраем діаметр НКТ

Тип насоса-вставною; Умовний діаметр-60мм. ; Зовнішній діаметр-60, 3мм.; Внутрішній діаметр-50, 3мм.; Товщина стінки-5мм.

Розрахунок і підбір східчастих колон насосних штанг зі скребка-

ми - центратором.

1.Дліна нижньої ступені насосних штанг

(10),

де РЖ - вага стовпа рідини над плунжером, рівний глибині установки насоса

f шт _2-площа перерізу штанг нижнього ступеня

q шт ₂ - вага 1 м штанг нижньої ступені, q ШТ2 = 2,35 кг

Максимально допустима напруга на розтяг в залежності від групи міцності сталі

З урахуванням скребків, приймаючи вага одного скребка 140гр, на штанзі довжиною 8м прямує 6 скребків, тоді вага 1м штанг буде дорівнює: q ШТ2 = 2,425 кг.

Коефіцієнт плавучості штанг: Карх = 0,94.

Фактор динамічності:

2.Дліна верхнього ступеня штанг

(11),

де, f ШТ1 - площа поперечного перерізу штанг верхнього ступеня

q ШТ2 = 3,14 кг, з урахуванням скребків, подібно нижньої ступені, отримаємо

q ШТ2 = 3,245 кг

Загальна довжина двох ступенів:

Для того, щоб колона штанг була равнопрочний необхідно, щоб довжина верхнього ступеня штанг була порівнянна з довжиною нижньої колони штанг, тому приймаємо:

Розрахунок навантажень, що діють на голівку балансира.

1.Визначити статичні навантаження.

(12),

де, gштi-вага 1м штанг i-го ступеня в повітрі Н / м.

Рж-гідростатична навантаження, обумовлена ​​різницею тисків над і під плунжером при ході його вгору, Н.

Карх-коефіцієнт плавучості штанг

Р 'шт-власна вага колони штанг, кН

2.Дінаміческіе навантаження, до яких відносяться вібраційна й інерційна, з найбільшою точністю розраховують за формулами А. С. Вірновского для ходу вгору (вниз):

(13),

де, РЖ-гідростатична навантаження, обумовлена ​​різницею тисків над і

під плунжером при ході його вгору, Н.

Р 'шт-власна вага колони штанг, кН

S - довжина ходу компресорного штока

3.Для підвищення точності А. Н. Адонін та М. Я. Мамедов запропонували ввести у формули А. С. Вірновского для розрахунку динамічних навантажень при ході вгору і вниз поправочні коефіцієнти: кдін.в = 1,0 кдін.н = 0, 99

(14),

4.Для статичних режимів відкачування при μ <0,3-0,4 А. Н. Адонін запропонував розраховувати Рдін в і Рдін н за такою залежністю:

(15),

де Р 'шт-власна вага колони штанг, кН

D _пл - діаметр плунжера м

S - довжина ходу полірованого штока м.

5.Определім максимальні і мінімальні навантаження.

(16),

де, Р _ж - гідростатична навантаження, обумовлена ​​різницею тисків над і під плунжером при ході його вгору, Н

Р 'шт-власна вага колони штанг, кН

6.Оценім екстремальні навантаження за спрощеними формулами:

(17),

• формула Муравйова

(18),

- Формула І. А. Чарного

(19),

• формула Д. С. Слоннеджера

(20),

-Формула К. Мілс

(21),

- Формула Д. Джонсона

7.Определім сили опору. Силу механічного тертя штанг розраховують, вважаючи, що кут відхилення стовбура свердловини від вертикалі постійний по всій довжині і дорівнює

(22),

де, Сшт-коефіцієнт тертя штанг об труби

8.Гідродінаміческое тертя штанг

(23),

для першого ступеня штанговий колони:

для другого ступеня штанговий колони:

9.Общая сила гідродинамічного тертя

10.Определім силу тертя плунжера:

при мастилі трансформаторним маслом

11.Сіла гідродинамічного опору

12.Расчет екстремальних навантажень

3.9 Висновки та пропозиції

У куров проекті розглянуті всі методи і способи боротьби з парафіном застосовувані в НГВУ «ЛН». Кожен з розглянутих методів має свої позитивні і негативні сторони. Рекомендації для застосування того чи іншого способу боротьби з парафіном необхідно здійснювати для кожної конкретної свердловини, грунтуючись на відомостях про її експлуатації, аналізуючи витрати на проведення профілактичних робіт, причому пріоритетним є такий метод, який є найефективнішим та економічно вигідним, що не вимагає великих витрат.

У НГВУ «Леніногорскнефт'» найефективніші результати дає комбінація методів:

Шкребки-центратори виробництва НГВУ «Леніногорскнефть» або виробництва НГВУ «Іркеннефть».

Шкребки-центратори виробництва НГВУ «Леніногорскнефть» або виробництва НГВУ «Іркеннефт'» в комплекті з НКТ з полімерним покриттям DPS БМЗ.

Як видно з аналізу застосування методів боротьби з АСПО, при цьому відбувається значне збільшення міжремонтного періоду, знизилися витрати на різні обробки, при незмінній видобутку. У зв'язку із впровадженням більш ефективних методів боротьби з АСПО, зменшилася кількість профілактичних промивок. Ускладнений фонд на 96% захищений різними засобами боротьби з АСПО. У 2004р. планується захистити ускладнений фонд на 100% різними засобами боротьби. На промислах ведеться суворий контроль за роботою свердловин ускладненого фонду. Своєчасно виконується діннамограмма глибинно-насосного устаткування і по ній судять про справність і неполадки в роботі глибинно-насосного обладнання.

Промивки експлуатаційних колон при підземних ремонтах свердловин збільшилися до 123 ремонтів. Ефективність таких робіт висока, тому що, зменшилися відкладення в насосі і в НКТ.

Для захисту підземного обладнання від АСПО на свердловинах обладнаних шкребками - центратором необхідно встановити довжину ходу полірованого штока не менше 1,6 м., при цьому число хитань головки балансира зменшиться, що призведе до меншого зносу глибинно-насосного обладнання.

Для збільшення ефективності і зниження витрат при виконанні заходів по боротьбі з АСПО, пропоную:

1.Іспользовать системний підхід при плануванні заходів. При цьому необхідно враховувати: економічну і технологічну ефективність даного методу; кількість виконаних підземних ремонтів через АСПО при використанні даного методу; область можливого застосування та ступінь вивченості даного методу; фізико-хімічна характеристика видобутої рідини і технологічний режим експлуатації свердловин.

2.По кожному застосовуваному методом вести розрахунок економічної ефективності з метою раціонального вибору маловитратних технологій.

3.Необходімо підвищити якість розслідувань усіх випадків запарафініванія підземного обладнання з виявленням причин відмов.

4. Виявляти слідства відкладень АСПО на глибинно-насосному обладнанні з класифікацією за ознаками: відкладення АСПО є основною причиною підземного ремонту, відкладення АСПО призвело до ускладнень в процесі ремонту і вплинуло на відмову обладнання, відкладення АСПО не призвело до ускладнень в процесі ремонту.

5. Необхідно стежити за максимальним навантаженням на полірований шток.

6. Шкребки-центратори застосовувати спільно зі штанговращателем.

7. Періодично проводити перевірку роботи штанговращателя.

8. Щокварталу проводити аналіз виконання заходів щодо боротьби з АСПО.

9. Проводити конференції за підсумками роботи з парафінистих фондом.

10. Переймати досвід роботи в галузі боротьби з АСПО, у тих НГВУ, де є хороші результати.

4. ОХОРОНА ПРАЦІ І ПРОТИПОЖЕЖНА ЗАХИСТ

4.1 Охорона праці і техніка безпеки

Забезпечення безпечних і здорових умов праці, недопущення виробничого травматизму та профзахворювань, пожеж та аварій на виробничих об'єктах управління є пріоритетними в діяльності НГВУ «Леніногорскнефть». Ніякі успіхи будь-якого підприємства у фінансовій та господарської діяльності не будуть повними при відсутності і незабезпеченість гарантії права працівників на працю в умовах відповідних вимогам охорони праці. Ці вимоги визначені Конституцією РФ, федеральними законами та іншими нормативними правовими актами в галузі промислової і пожежної безпеки та охорони праці.

Всі роботи в нафтовій та газовій промисловості виробляються у відповідності з правилами, розробленими науково-технічним центром Держтехнагляду за участю провідних фахівців нафтової та газової промисловості та геологорозвідувальних організацій. Правила містять організаційні, технічні та технологічні вимоги, виконання яких є обов'язковим, для забезпечення безаварійної роботи і створення здорових та безпечних умов праці.

На підставі цих правил і типових інструкцій на підприємствах, з урахуванням місцевих умов розроблені виробничі інструкції за професіями та видами робіт.

Згідно з Конституцією РФ, діти до 14 річного віку до роботи не допускаються, підлітки до 18 років мають пільги і можуть бути прийняті на роботу тільки після медичного огляду. Трудове законодавство встановило ряд спеціальних правил з охорони праці жінок. Основними напрямами державної політики в галузі охорони праці є:

1. Забезпечення пріоритету збереження життя і здоров'я працівників.

2. Прийняття та реалізація федеральних законів та інших нормативно-правових актів Російської Федерації про охорону праці.

3. Державне управління охорони праці.

4. Державний нагляд і контроль за дотриманням вимог охорони праці.

5. Розслідування та облік нещасних випадків на виробництві.

6. Встановлення компенсацій за важку роботу і за роботу зі шкідливими і небезпечними умовами праці.

Головними завданнями охорони праці нафтогазовидобувного підприємства є:

1. Виявлення та усунення виробничих небезпек.

2. Ліквідація причин виробничих нещасних випадків і професійних захворювань.

3. Оздоровлення умов праці.

4. Попередження вибухів пожеж та аварій і т.д.

Обов'язки щодо забезпечення безпечних умов і охорони праці в організації покладається на роботодавця. Роботодавець зобов'язаний забезпечити:

• Безпека працівників при експлуатації будівель і споруд;

• Застосування засобів індивідуального захисту;

• Дотримання режиму праці і відпочинку працівників;

• Придбання та видача за рахунок власних коштів: спец. одяг, спец. взуття та інші засоби індивідуального захисту;

• Навчання безпечним методам і прийомам виконання робіт з охорони праці;

• Інформування працівників про умови та охорону праці на робочих місцях.

До виробничих небезпек і до шкідливих виробничих факторів на нафтогазовидобувному підприємстві належать:

• Несприятливі метеорологічні умови;

• Рухомі струмоведучі та нагріті частини обладнання;

• Шум, вібрація, промисловий пил;

• Горючі та вибухонебезпечні речовини;

Велике значення для боротьби з травмами має вивчення причин нещасного випадку. Постраждалі або очевидці нещасного випадку повинні повідомити про це керівника. Який протягом доби повідомляє у виконавчий орган фонду соціального страхування. Розслідування проводиться комісією у складі керівника підприємства або особи уповноваженого ним, інженера з охорони праці, уповноваженого з охорони праці та промислової безпеки і представника профспілкового комітету.

Нафтогазовидобувні підприємства постійно оснащуються новою технікою, змінюються трудові технологічні процеси, впроваджується нове обладнання.

У зв'язку з цим необхідно постійно навчати робітників вмінню поводитися з новим обладнанням, правильно і безпечно вести нові технологічні процеси.

На обладнання та механізми, які застосовуються при поточному ремонті повинні бути в наявності паспорти заводів-виготовлювачів. Перед початком роботи підйомника необхідно перевірити справність двигуна, гальмівної системи лебідки і ходової частини. При ремонті свердловин з можливим виділенням сірководню необхідно керуватися спеціальною інструкцією.

Прийом свердловини в ремонт, а також здача її після ремонту здійснюється за актом безпосередньо на робочому місці. Територія навколо свердловини повинна бути спланована в радіусі не менше 30 метрів і звільнена від сторонніх предметів. Освітлювальна установка повинна встановлюватися за межами вибухонебезпечної зони, тобто в радіусі 5 м від гирла свердловини.

Забороняється змінювати положення балансира верстата-качалки проворачиванием клиноремінною передачі в ручну. До початку робіт з підйому і спуску труб необхідно перевірити правильність встановлення підйомника в результаті «холостого» підйому і спуску талевого блоку. При проведенні спуско-підйомних операцій (СПО), щогла повинна бути отцентрірованна щодо осі свердловини. Перед початком СПО майстер бригади поточного ремонту зобов'язаний особисто оглянути обладнання, інструмент, пристосування і механізованому застосовуються в роботі. Результати перевірки заносяться в журнал перевірки технічного стану обладнання. Забороняється проводити СПО і вести ходіня інструменту без індикатора ваги, який встановлюється на висоті не більше 3,5 м.

Забороняється експлуатувати щоглу з навантаженнями, що перевищують зазначені в технічному паспорті агрегату.

Спуск труб і штанг слід виконувати з використанням напрямних воронок з матеріалу, що не дає іскор при ударах.

Викид на містки і підйом з них штанг дозволяється проводити тільки за однієї штанзі. Викид на містки і підйом з них труб діаметром більше 51 мм дозволяється виробляти двухтрубкамі.

При тривалих перервах в роботі з підйому і спуску труб гирлі свердловини повинно бути надійно закрита. Забороняється проводити СПО при неповному складі вахти. При укладанні НКТ на кладку під кожен ряд труб необхідно укладати дерев'яні прокладки - не менше трьох.

Ремонтний персонал під час проведення роботи повинен перебувати в захисній касці, спецодязі, спецвзутті і рукавицях.

Бригади поточного ремонту свердловин повинні бути забезпечені радіозв'язком з постійним викликом.

4.2 Протипожежний захист

Нафтова промисловість з точки зору пожежної небезпеки характеризується вибуху і огнеопасностью нафти і газу. Їх вибуху і пожежонебезпечні властивості характеризуються межами: температури спалаху, температурою самозаймання, самозаймання і вибухом.

Температурою спалаху називається найменша температура пального речовини, при якій створюється суміш газів або парів з повітрям, здатна розпалиться при піднесенні вогню або ін імпульсу спалахування. До легко займистих рідин віднесені ацетон, бензин, нафту, гас з температурою спалаху з 28 до 45 С. До пальним рідин - моторне паливо, масло, парафін, мазут з температурою з 45 до 120 С.

Температурою займання називається найменша температура пального речовини, при якій воно загоряється від відкритого джерела вогню або тепла і продовжує горіння після видалення цього джерела.

Самозаймання речовини відбувається під час нагрівання суміші його парів з повітрям до певної температури, при якій в даних умовах речовина здатна спалахує без впливу імпульсу спалахування.

Вибух - це надзвичайний швидке горіння, що супроводжується виділенням великої кількості тепла і розжарених газоподібних продуктів і утворенням великого тиску. Для виникнення вибуху необхідні 2 умови:

1. Певна концентрація горючих парів або газу в повітрі.

2. Імпульс, здатний нагріти цю суміш до температури самозаймання.

Об'єкти за ступенем пожежної небезпеки поділяють на 5 категорій. Категорія А - виробництва пов'язані з отриманням, застосуванням або зберіганням газів і парів з нижньою межею вибуховості до 10%, що містяться в таких кількостях, при яких можливе утворення з повітрям вибухонебезпечних сумішей; рідин з температурою спалаху парів 28 С і нижче; твердих речовин і рідин , займання або вибух яких може послідувати при взаємодії з водою або киснем. Б - виробництва, пов'язані з обробкою, застосуванням, освітою або зберіганням газів і парів з нижньою межею вибуховості більше 10%, що містяться в кількості, достатній для утворення з повітрям вибухонебезпечних сумішей. В - виробництва, які застосовують рідини з температурою спалаху парів вище 120 С або переробні тверді спалимі речовини. Г - виробництва, пов'язані з обробкою негорючих речовин і матеріалів у гарячому, розпеченому або розплавленому стані з виділенням іскор, полум'я а також виробництва, пов'язані зі спалюванням твердого, рідкого чи газоподібного палива. Д - виробництва, оброблювальні вогнетривкі речовини і матеріали в холодному стані, механічні цехи холодної обробки металів, компресорні станції, склади металу і т.д. Усі виробничі приміщення за ступенем вибухопожежонебезпеки діляться на класи: Вибухонебезпечні В-1, В-1а, В-1б, В-2, В-2а, пожежонебезпечні П -1, 77-2, П-2а, 77-3, В- 1г і Н (Маховик і непожароопасние).

На підприємствах і організаціях утворюються добровільні пожежні дружини. Підрозділи добровільної дружини повинні бути забезпечені пожежно-технічним обладнанням та інвентарем.

Керівники підприємств зобов'язані створювати ПТК, основними завданнями яких є:

• розробка заходів щодо забезпечення пожежної безпеки;

• залучення робітників до проведення пожежно-профілактичних робіт;

• ведення роз'яснювальної роботи серед робітників і ІТП по дотриманню протипожежних правил і т.д. і т.п.

Для вирішення цих завдань ГДК повинні: раз на квартал обстежити всі виробничі цехи, будови, склади та інші приміщення, розробляти заходи щодо усунення виявлених порушень, контролювати їх виконання. Приймати участь у розробці інструкцій і правил пожежної безпеки, контролювати їх дотримання. Організовувати та проводити наради за участю органів пожежної охорони, організовувати огляди ДПД.

Одним з найбільш надійних і простих способів гасіння рідини є спосіб припинення випаровування і пароутворення рідини, що горить шляхом ізоляції її поверхні від навколишнього повітря.

Вогнегасні засоби можуть бути рідкі (вода, розчини солей та ін), газоподібні (водяні пари, газоподібна вуглекислота.), Пінкоподібні і тверді (земля, пісок, тверда вуглекислота).

Заходи щодо пожежної безпеки:

1. Попередження пожеж.

2. Обмеження сфери розповсюдження вогню.

3. Успішна евакуація людей та матеріальних цінностей.

4. Створення умов ефективного гасіння пожежі.

5. ОХОРОНА НАДР І НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА

Природоохоронна діяльність НГВУ «Леніногорскнефт'» здійснюється за комплексною програмою «Екологічна безпека при видобутку нафти на Південно-Сході Республіки Татарстан». Це велика програма з поліпшення стану охорони: атмосферного повітря; грунтів в районі нафтовидобутку; поверхневих і підземних вод.

Програма передбачає також комплекс заходів щодо збільшення експлуатаційної надійності підземних комунікацій, технологічних ємностей і др.нефтепромислового обладнання та підвищення радіаційно-екологічної безпеки на виробничих об'єктах діяльності НГВУ »Леніногорскнефт'»

Охорона повітряного басейну

Технологія видобутку нафти неминуче супроводжується викидом шкідливих речовин в атмосферу в результаті втрат нафти і газу під час їх збирання, транспорті, підготовки і переробки, при спалюванні газів на факелах і при роботі двигунів технологічного транспорту. До найбільш великих джерел викидів в атмосферу відносяться: резервуарні парки, енергетичні установки, факела всіх типів, автотранспорт, газопроводи неотбензіненного газу. Основними забруднюючими речовинами є вуглеводні, сірководень, окисли азоту, окис вуглецю, сірчистий ангідрид, сажа.

Дослідженнями ТатНІПінефт' встановлено, що 90% викидів вуглеводнів в атмосферу відбувається через резервуарних парків, тому необхідно підвищувати герметичність і надійність резервуарних парків.

При експлуатації нафтових і газових свердловин обладнання гирла свердловин повинно запобігати можливості викиду і відкритого фонтанування нафти і газу, втрат нагнітається води.

На нафтових родовища містять сірководень, при бурінні свердловин, видобутку, збиранні та транспорті нафти і нафтового газу повинні виконуватися вимоги чинної інструкції з безпеки робіт при розробці нафтових, газових і газоконденсатних родовищ, що містять сірководень.

Постійний контроль за станом атмосферного повітря здійснюється промислово-санітарною лабораторією управління «Татнефтегаз».

Охорона грунтів в районі нафтовидобутку

При розливі нафти на поверхні землі з можливим потраплянням її в вододжерела, працівниками нафтопромислів повинні бути прийняті термінові заходи, що забезпечують припинення подальшого поширення забруднення. Розлилася на поверхні водного об'єкта нафта повинна бути прибрана технічними засобами і утилізована. На забрудненій ділянці землі повинно бути проведені роботи по збору чи нейтралізації забруднень з подальшою рекультивацією землі.

Експлуатація дефектних нафтових і нагнітальних свердловин не допускається. У районі дефектних свердловин необхідно здійснювати постійний контроль з метою прийняття, у разі необхідності, відповідних заходів з охорони надр.

Проводиться велика робота, спрямована на зниження поривів водоводів і нафтопроводів, яка здійснюється за рахунок впровадження металопластикових труб, електрохімічного захисту. При проведенні робіт з відновлення родючості, робиться наголос на екологічно чистий агротехнічний метод із застосуванням природних компонентів-торфу, перегною, спеціальних сільськогосподарських культур.

У разі розливу реагентів через з'єднання трубопроводів необхідно негайно зупинити подальші роботи із закачування їх у свердловину, знизити тиск до атмосферного, вжити заходів щодо запобігання витоків реагенту, засипати піском, провести повторну опресовування нагнітальних трубопроводів агрегату і відновити закачування.

Охорона поверхневих і підземних вод.

Поверхневий і підземний стоки тісно взаємопов'язані. Велику частину року річки живляться підземними водами (джерельний стік), лише в період весняного сніготанення (апрел'-травень) витрати річок різко (до Юраз) зростають за рахунок поверхневого стоку, що становить 60% річного. Дощовий стік в теплу пору року збільшує витрати річок незначно (9% загального річного). У холодний період року річки отримують виключно підземне живлення, відображаючи забрудненість підземних вод (джерел).

Поверхневі джерела забруднення річок цілком очевидні: аварійні пориви трубопроводів, розливи нафти і солених вод у результаті порушень герметичності нафтопромислових споруд, стоки промоб'ектов, об'єктів сільськогосподарського призначення, стоки міст і населених пунктів.

Джерела забруднення підземних вод приховані. Це фільтрація забруднених вод з поверхні (з амбарів, трубопроводів, пріскважінной обваловки та ін, при відсутності поверхневого стоку,; з місць утилізації відходів життєдіяльності населення, і т.д.) або знизу, з негерметичної свердловини за рахунок заколонних перетоків рідини. Виявлення вогнищ і джерел забруднення прісних підземних вод вимагає системи спеціальних досліджень.

5.1 Заходи з охорони навколишнього середовища

У місцях, де можливе попадання нафти та стічної води у відкриті водойми, слід мати нефтеловушки, бонові загородження, біологічні ставки. Бонові загородження необхідно встановлювати після закінчення весняного паводку.

Щорічно необхідно проводити ремонт існуючих біологічних ставків і тимчасових нефтеулавлівающіх вузлів на річках і місцях стоку талих і зливових вод, що унеможливлюють попадання нафти і нафтопродуктів у річки та відкриті водойми.

Збір нафтопродуктів з нефеулавлівающіх споруд слід здійснювати за допомогою автоцистерни, обладнаної вакуумним насосом.Нефтяним промислам слід здійснювати постійний контроль за станом експлуатаційних колон і проводити роботи з ліквідації нафтогазопроявами в раннє пробурених свердловинах; необхідно впровадити автоматезірованние установки з очищення нафтопромислових стічних вод; передбачити будівництво вузлів попереднього скидання стічних вод.

Кожні п'ять років ТатНІПІнефт' переглядає та розробляє технологічні регламенти на процеси підготовки девонської і високосірчистої нафти на діючих об'єктах підготовки нафти з точки зору екологічної безпеки в наявних умовах.

У планах на капітальний ремонт свердловин повинні бути передбачені заходи, що запобігають забрудненню грунтів та водойм нафтою, нафтопродуктами, пластовою водою, хімічними реагентами і задавочной рідиною.

Місця розміщення ємностей для збору пластових вод, задавочной рідини, хімічних реагентів і шламу при необхідності повинні бути обваловані до початку ремонтних робіт.

Перед ремонтом свердловин з метою видалення АСПО, або вжиття заходів запобігають відкладення на підземному обладнанні: необхідно передспуско-підйомними операціями випустити газ і переконатися у відсутності нафтогазопроявами. При підйомі НКТ необхідно користуватися пристосуванням проти розливу рідини і відведення її в жолобної систему. Поточний ремонт свердловин без глушіння дозволяється виробляти якщо гідростатичний тиск рідини в стовбурі свердловини перевищує величину пластового тиску не менш ніж на 3 МПа.

При перервах в роботі перевищують 30 хв., Гирло свердловини повинне бути надійно закрита за допомогою аварійної планшайби (противикидне засувки, крана). Всі роботи проводити тільки після глушіння свердловини. Закачка хімічного реагенту в свердловину здійснюється за герметизированной схемою. При закачуванні людям не можна знаходитися на гирлі свердловини і близько нагнітальної лінії. Не допускаються користування відкритим вогнем і паління.

Забороняється прати спецодяг, мити руки і деталі хімічними реагентами.

Замерзлу арматуру, крани, клапани слід відігрівати тільки теплою водою або парою.

Після закінчення роботи із закачування реагенту під час демонтажу нагнітальної лінії необхідно попереджати його розлив. Закрити зливний кран автоцистерни, зливний кран встановити на місце. При попаданні реагенту на одяг - промити її чистою водою.

Усі заходи з охорони навколишнього середовища повинні бути спрямовані на запобігання забруднення землі, поверхневих і підземних вод буровими розчинами, хімреактивами, нафтопродуктами, мінералізованими водами.

ЛІТЕРАТУРА

1. Акульшин А.І, Бойко В.С., Зарубін Ю.О., Дорошенко В. - Експлуатація нафтових і газових свердловин,-М.: Недра, 1989р.

2. Адонін О.М. Видобуток нафти штанговими насосами М. Недра 1979р.

3. Гіматудінов Ш.К. - Довідкова книга з видобутку нафти. - М.: Надра, 1974.

4. Каплін Л.С. Ранетдінов У.З - Введення в технологію і техніку нафтовидобутку,-Уфа ВКФ Конкорд-Інвест, 1995р.

5. Мухаметзянов А.К. Чернишов І.М. Лінерт А.І. - Видобуток нафти штанговими насосами. - М.: Надра 1993р.

6. Муравйов В.М. - Експлуатація нафтових і газових свердловин. - М. Недра, 1978.

7. Юрчук О.М., Істомін А.З - Розрахунки у видобутку нафти, М.: Недра, 1979.

8. Документація Технологічного відділу з видобутку нафти і газу, НГВУ "ЛН"

9. Екологічна безпека при видобутку нафти на південно-сході РТ. Комплексна програма на 1996-2000рр.

10. Керівництво по експлуатації свердловин

    Додати в блог або на сайт
    
    
    Цей текст може містити помилки.
    
    Геологія, гідрологія та геодезія | Диплом
    282.7кб. | скачати
    

    ---

    Схожі роботи:
    Підвищення продуктивності Зай-Каратайской свердловини
    Проектування асфальто бетонного заводу
    Проектування асфальто-бетонного заводу
    Геометричні фігури на площині та їх площі
    Правове регулювання надання жилої площі
    Твори на вільну тему - На центральній площі 2
    Твори на вільну тему - На центральній площі 1
    Особливості формування поняття площі у молодших школярів
    Поняття житлового приміщення Норма житлової площі її правове значення і