Аналіз режиму роботи свердловин обладнаних УЕЦН на прикладі ВАТ Сибнефть

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

Міністерство освіти і науки РТ

Лениногорский нафтовий технікум

ДИПЛОМНА РОБОТА

Тема: «Аналіз режиму роботи свердловин обладнаних УЕЦН на прикладі ВАТ« Сибнефть »»

2006

Введення

В даний час спостерігається значне зниження обсягів видобутку нафти. Це відбувається з багатьох причин. Основна з них - вступ родовищ у пізню стадію розробки, яка характеризується підвищеною обводненість продукції, збільшенням числа ремонтів свердловин і зниженням дебітів свердловин по рідині. Тому особливого значення набуває проблема підвищення ефективності експлуатації видобувних свердловин.

Переважна більшість свердловин на Муравленковском родовищі більше 80% експлуатується з застосуванням установок заглибних відцентрових електронасосів, а по всій країні більше 30%.

Факторами, що впливають на роботу УЕЦН в свердловинах, є газ, вода, відкладення солей і парафіну, наявність механічних домішок в видобутої з пласта рідини. Їх можна об'єднати в групу геологічних причин, оскільки своїм походженням вони зобов'язані умовами формування нафтового покладу.

Принципи видобутку рідини із свердловини, такі як інтенсифікація, підтримання пластового тиску, підвищення нафтовіддачі, будучи за своїм виглядом технологічними прийомами, безсумнівно, впливають на геологічні чинники, послаблюючи або посилюючи їх. В окрему групу можна виділити причини, зумовлені конструкцією свердловини або УЕЦН. До них відносяться діаметр експлуатаційних колон, кривизна свердловин, виконання вузлів і деталей УЕЦН.

Перераховані вище фактори відносяться до ускладнень, так як впливають окремо або спільно, викликають погіршення техніко-економічних показників експлуатації свердловин, обладнаних УЕЦН.

Вивчення накопиченого наукового і виробничого досвіду дозволить вибрати правильні напрями для вдосконалення експлуатації установками електроцентробежних насосів в ускладнених умовах.

1. Вихідні дані

1.1 Орогідрографія

Муравленковское родовище розташоване на території Пуровського району Ямало-Ненецького автономного округу Тюменської області, поблизу розроблюваних родовищ Сутормінского і Умсейского. Родовище приурочене до вододілу річок пурпу і Пякупур. У орогідрографічна відношенні район представляє собою озерно-алювіальних рівнин, заболочену і залісення, порізаний мережею численних приток річок пурпу і Пякупур. Абсолютні відмітки рельєфу коливаються від +80 на півночі до +11 на півдні над рівнем моря. Клімат району - різко-континентальний з суворою тривалою зимою і коротким влітку. Температура січня падає до - 55 ° С, в літні місяці досягає +37 ° С. У районі родовища спостерігається розвиток багаторічномерзлих порід, покрівля яких залягає на глибинах 190-217 м. Товщина їх сягає 125-170 м.

Базовий місто родовища Муравлєнко.

У промислову експлуатацію родовище введено у 1982 році за технологічною схемою розробки затвердженої ЦКР (протоколом № 929 від 23.10.81).

1.2 Тектоніка

Муравленковское нафтогазове родовище експлуатується з метою видобутку нафти ВАТ «Сибнефть-Ноябрьскнафтогаз», якій надано ліцензію СЛХ № 00712НЕ на право видобутку нафти і газу з покладів пластів ПК1, групи пластів БС, геологічного вивчення з подальшою розробкою нових покладів у крейдових і юрських відкладах.

На Муравленковском родовищі розкриті породи від юрських до четвертинних відкладень, які представлені переслаіваніе піщано-алевритових-аргеллітовимі породами. Промислова нафтоносності пов'язана з піщаними відкладеннями (пласти БС10-1, БС10-2, БС11) Мегіонское свити валяжінского ярусу. Товщина переважно піщаних пластів БС10-1, БС10-2, БС11 коливаються від 20 до 40 м. Глинисті розділи між ними складають від 3 до 10 м. Залягають пласти БС10-1 - БС11 на глибинах 2600-2720м.

Промислова поклад газу приурочена до верхньої частини сеноманских відкладень (прікурская почет) - пласт ПК1, представленого піщаними відкладеннями і залягають на глибинах 1100-1150 м.

Згідно тектонічної схемою Муравленковское родовище приурочене до Янгінскому підняття, розташованому в південній частині Танловского мегавала. За даними сейсморозвідки розміри Янгітінской структури в межах сейсмоізогібси - 2975 м складають 26,8 х11, 5 км, альтітуда її 50 м.

1.3 Стратиграфія

Поклад пласта БС11 є основним об'єктом розробки Муравленковского родовища, приурочена до відкладів неокома.

Найбільш високі позначки покрівлі нефтенасищенних колекторів розкриті на східному крилі поклади - 2511,3 м (вкв. 2181) та 2517,6 м (вкв. 2192). На захід відбувається занурення, де покрівля пласта розкрита на позначці - 2582,2 м (скв.889). Пласт разбурен переважно в нафтовій частини поклади. Поклад пласта має велику водонафтової зону - 35,3%, більша частина якої приурочена до західного крила структури.

ВНК в середньому приймається на позначці 2596 м. З південно-заходу на північний схід ВНК знижується з 2591 м до 2612 м. поклад - пластова сводовая. Розміри поклади 27,8 х18, 2 км, висота 84,7 м (таблиця 1.3.1).

Поклад пласта БС10-1 має найскладнішу будову порівняно з іншими пластами цього родовища. Вона складається з численних ізольованих зонами заміщення лінз, які мають різний характер насичення. Коливання відміток ВНК від 2510 м до 2530 м. нефтенасищенной товщина змінюється від 0 до 6,0 м, в основному близько 2 м. За результатами випробування розвідувальних свердловин з пласта БС10-1 отримані притоки нафти від 1,3 м3/добу до 80, 5 м3/сут і пластова вода з нафтою, що свідчить про слабку нефтенасищенной. Розміри поклади різної дуже складної конфігурації коливаються від 0,7 х1, 5 км до 7,2 х18, 2 км і розташовані вони на значній частині родовища. Поклади - літологічно екрановані. Отримання низьких припливів нафти, нафти з водою, часті літологічні екрани, малі нефтенасищенной товщини, низька категорійність запасів нафти (С1 складає 61%), низька насиченість колекторів не дозволяє виділити його в самостійний об'єкт розробки.

Поклад пласта БС10-2. Пласт має складну будову, представлений переважно піщаними породами з прошарками щільних глинистих і карбонатних порід. Число проникних прошарків варіює до 5. У піщаної фракції пласт розвинений у північно-західній частині заміщується на глинисто-ареврітовие різниці порід.

За матеріалами ГІС та випробування свердловин розділ нафта-вода фіксується на позначках 2484,2 м і 2497,2 м. На півночі він фіксується на позначках 2490 м. На західному крилі відзначаються на позначці 2500 м, на півдні ВНК проводиться в середньому на позначці 2490 м. Похил ВНК з південно-сходу на північний захід. Розміри поклади 20,1 х7, 8 км висота 41 м. Поклад - пластова сводовая з частковим літологічним екрануванням.

За результатами випробування розвідувальних свердловин дебіти їх по нафті коливаються від 0,4 до 74 м3/сут. Відзначається погіршення ємнісне-фільтраційних властивостей пласта з півночі на південь.

Таблиця 1. Характеристика покладів нафти і газу Муравленковского м / р.

Пласт

Поклад

Глибина шару у зведенні (абс. відм.)

Відмітка, м

Розміри поклади, км

Висота поклади, м

Середня товщина, м

Розміри площі,%

Тип поклади




ГВК

ВНК



Нефтенасищенной

Газонасичена

Водонафтової зони

Газової зони


БС12


2575


2589

3,4 х2, 5

14

2,7


63,2


Пластово-сводовая

БС11


2511


2596

27,8 х18, 2

34,7

12,0


35,3


Пластово-сводовая

БС10-3


2489


2511

3,8 х2, 8

22

2,6


53,0


Пластово-сводовая

БС10-2

1

2519


2528

0,7 х1, 5

9

1,3


28,6


Літологія. екран.


2

2508


2520

0,7 х1, 3

12

1,5


46,7


Літологія. екран


3

2479


2513

18,2 х7, 2

34

2,1


43,6


Літологія. екран


4

2504


2520

2,0 х1, 8

16

1,6


100


Літологія. екран

БС10-1


2449


2490

20,1 х7, 8

41

6,1


39,5


Пластово-сводовая

ПК1


1002

1039


21,2 х10, 9

37


11,4


100

Масивна

Поклад пласта ПК1. Сеноманський поклад газу розкрита на глибинах 1102,0 - 1156 м. Найвища відмітка покрівлі колекторів сеноман - 1002,4 м (скв.2118). Додатково в порівнянні з попереднім підрахунком запасів поклад випробувана в трьох свердловинах, в яких одержаний газ з дебітами від 1100 до 2499 тис.м3/сут (скв.232Р, 250р, 260Р). За своїм складом газ метановий. Для обгрунтування рівня ГВК враховані результати випробування та інтерпретації з ГІС. У середньому ГВК за площею прийнятий на позначці 1037 + 2 м. Розміри поклади 21,2 х 10,9 км, висота 37 м. Тип поклади - масивний. Середня газонасичена товщина 11,4 м.

Крім цих основних покладів є невеликі поклади в пластах БС12 і БС10-3, що не мають промислового значення через малих розмірів, невеликих нефтенасищенних товщин, слабкою нефтенасищенной. При випробуванні їх отримані незначні притоки нафти (1-3 м3/сут) з водою. Розкриті ці поклади в сводовой частині підняття.

1.4 Колекторські властивості продуктивних горизонтів

Основним об'єктом розробки родовища є Муравленковского поклад пласта БС11. Пласт представлений чергуванням піщано-алеврадітових різниць порід з глинистими розділами і має досить складну будову.

За даними профілів вирівнювання в розрізі плата БС11, що має загальну товщину від 11 до 39 м можна виділити 3 зональних інтервалу відокремлюються один від одного витриманими глинистими розділами: верхній - завтовшки 6 - 14 м, представлений 1-2 піщаними прошарками, що характеризується високими ємнісне-фільтраційними властивостями розвинений повсюдно.

Розділ з нижнім становить 0-4 м. Середня зональний інтервал представлений досить монолітним піщаним прошарками складовим від 0 до 20 м. Розвинений переважно в західній частині поклади, має високі ємнісне-фільтраційними властивостями (коефіцієнт піщанистого 0,7 - 0,9).

Кордон між середнім і нижнім зональними інтервалами можна вважати скоріше літологічної, ніж стратиграфічної, оскільки нижній зональний інтервал представлений колекторами як розчленованими по розрізу, так і невитриманими за площею. Характер поширення нефтенасищенних колекторів, як за площею, так і по розрізу нижнього зонального інтервалу. Їх низьку ємність-фільтраційні характеристики (коефіцієнт піщанистого 0,35-0,45) не дозволяє залучити їх в активну розробку і їх слід віднести до пасивних.

Пласт БС11 має товщину від 10 до 39 м і зменшується з півночі на південь. У цьому ж напрямку зменшується і ефективна товщина.

На геолого-статістічекіх розрізах, побудованих для різних частин родовища, відзначається зниження ємнісне-фільтраційних властивостей від покрівлі пласта до підошви - проникності, пористості, нефтенасищенной, відносної піщанистого.

Середнє значення проникності по пласту БС11 поданим ГІС - 33,5 мД.

Пласт БС10-2 характеризується складним лінзовідних будовою, розчленованістю проникності пропластков. У піщаної фації пласт розвинений у південній частині родовища. На півночі практично повністю замішаний глинистими різницями. Загальна ефективна товщина змінюється від 0 до 5 м. Локальний лінзовідних характер поширення колекторів зумовлює складну конфігурацію поклади і коливання відміток ВНК на різних ділянках. Враховуючи складну геологічну будову, високу уривчастість і розчленованість, низькі нефтенасищенной товщини пласт БС10-2 не рекомендується для розробки самостійної сіткою свердловин і є поворотним об'єктом.

Поклад пласта БС10-1 повністю обведений свердловинами, пробуреними на пласт БС11. Характер поширення колекторів за площею нерівномірний. Нефтенасищенной товщини змінюються від 0 до 19,8 м. Найбільші товщини приурочені до північної частини поклади. Зменшення, аж до заміщення відбувається у південному напрямку. На півночі пласт представлений, як правило, 2-3 проникними пропластками розділених невитриманими щільними пропластками товщиною 1-3 м. У південному напрямку, де ефективні товщини складають 0-2 м, колектори приурочені до покрівельної частини пласта. За даними ГІС були проаналізовані середньозважені значення проникності по свердловинах. Відзначено, що вони мають трьохвершинний характер при розподілі. Такий характер розподілу відбиває зональність у поширенні колекторів по площі. Перша зона - південна - середня проникність - 4 мД, друга зона - центральна - середня проникність - 13 мД, третя зона - північна - середня проникність - 70 мД. У середньому по пласту вона становить 33,1 мД.

Таблиця 2. Результати вивчення геологічної будови та морфологічної складності об'єктів Муравленковского родовища

Параметри

БС10-1

БС11



захід

схід

південь

Товщина загальна, м

17,8

30,9

18,6

27,2

Товщина ефективна, м

7,6

19,9

12,6

13,9

Коефіцієнт розчленованості

2,5

6,9

4,9

6,6

Товщина проникного прошарку, м

2,5

3,2

2,8

2,2

Товщина непроникного прошарку, м

5,3

1,7

1,2

2,1

Коефіцієнт піщанистого по розрізу, дол.ед.

0,411

0,652

0,682

0,507

Коефіцієнт поширення колектора, дол.ед.

0,281

0,458

0,417

0,294

Коефіцієнт проникності, мД

0,065

0,034

0,049

0,033

Коефіцієнт порістостості, дол.ед.

0,192

0,184

0,188

0,182

Коефіцієнт нефтенасищенной, дол.ед.

0,576

0,635

0,721

0,587

Показник пошарової неоднорідності, дол.ед.

0,100

0,372

0,255

0,323

Показник зональної неоднорідності, дол.ед.

0,161

0,428

0,182

0,393

Параметр функції впливу

0,693

0,432

0,827

0,678

Параметр функції охоплення

0,560

0,111

0,190

0,470

Параметр функції вертикальної зв'язку

0,0291

0,350

0,404

0,447

1.5 Фізико-хімічні властивості нафти, газу і пластової води

На Муравленковском родовищі глибинні проби нафти відібрані з пластів БС10 (4 вкв.), БС11 (15 вкв.); Поверхневі проби з пласта БС10 (14 вкв.), І БС11 (38 вкв.). Відбір та дослідження нафт проведені інститутом СібНІІНП, ЦЛ Главтюменьгеологіі і службами ВАТ «Сибнефть-ННД».

Властивості пластових нафт приведені в таблиці 1.5.1. Пласти БС10 і БС11 за своїми фізичними властивостями близькі між собою, перебувають при підвищених пластових тисках (до 26 МПа) і температурах (до 84 ° С). Нафта недонасищен газом тиск насичення в два рази нижче пластового. Покладів властива закономірність зміни властивостей пластових нафт. Так тиск насичення, газосодержание, усадка нафти від сводових частин до зон водонефтяного контакту закономірно зменшуються Відповідно збільшуються щільність і в'язкість нафти.

Таблиця 3. Властивості пластової нафти Муравленковского родовища

Найменування

Індекс пласта


БС10 1-2

БС11

1

2

3

1. Пластовий тиск, МПа

18,2

19,3

2. Пл. температура, ° С

40

53

3. Тиск насичення, МПа

8,6

9,1

4. Газосодержание, м3 / т

50

50

5. Газовий фактор при ум. сепарації, м3 / т

59

54

6. Об'ємний коефіцієнт

1,10

1,12

7. Щільність нафти, кг/м3

860

855

8. Об'ємний коефіцієнт при ум. сепарації

1,152

1,130

9. В'язкість нафти, мПа * с

1,27

1,25

10. Коефіцієнт об'ємної пружності, (1/МПа) * 10-4

13,90

13,63

11. Щільність нафти при ум. сепарації, кг/м3

890

910

Таблиця 4 Фізико-хімічні властивості і фракційний склад разгазірованной нафти Муравленковского родовища

Найменування

Пласт


БС10-1

БС10-2

БС11

1

2

3

4

Щільність, кг/м3

В'язкість динамічна, мПа * с

при 20 ° С

при 50 ° С

В'язкість кінематична, мм2 / с

при 20 ° С

при 50 ° С

860


11,53

4,53


13,41

5,27

855


9,37

4,11


10,95

4,80

856


10,50

4,3


12,26

5,02

Температура застигання, ° С

Температура насичення парафіном, ° С

1

-

-

-

1

-

Масовий вміст,%

Сірки

0,47

0,47

0,41


Смол селікагелевих

6,19

5,67

5,75


Асфальтенів

2,71

1,44

2,62


Парафінів

3,90

3,27

3,62


Води

8,20

-

1,50


Мех. домішок

-

-

-

Солей, мг / л

-

2

43

Температура плавлення парафіну, ° С

Температура початку кипіння, ° С

57

84

53

80

-

80

Об'ємний вихід фракцій,%

н.к. - 100 ° С

2,4

-

2,6


до - 150 ° С

12,8

11,5

13,2


до - 200 ° С

23,3

22,0

23,9


до - 250 ° С

-

-

-


до - 300 ° С

45,2

45,5

45,9


до - 350 ° С

59,2

-

59,4

У таблиці 5 представлені дані компонентного складу нафтового газу, пластової і разгазірованной нафти. За компонентного складу пластові нафти покладів БС10 і БС11 близькі між собою: вміст метану в них у діапазоні 22-24%, легких вуглеводнів складу С2Н6 - С5Н12 - 16-17%.

Характерна перевага нормальних вуглеводнів над їх ізомерами.

Зміст легких вуглеводнів в разгазірованних нафтах змінюється в межах 7-11%.

Нафтовий газ високожирний. Поверхневі нафти пластів БС10 і БС11 малосірчисті, з виходом фракцій до 350 ° С більше 45%, парафінистих, малосмолістие, малов'язкі, легені.

Технологічний шифр нафт Муравленковского родовища - IТ1П2.

Таблиця 5. Компонентний склад нафтового газу, разгазірованной і пластової нафти (мольне зміст,%) Муравленковского родовища.

Найменування

Пласт БС10


При одноразовому розгазування пластової нафти в ст. ум.

При диференціальному розгазування пластової нафти в раб. ум.

Пластова нафту


Виділився газ

Нафта

Виділився газ

Нафта


1

2

3

4

5

6

1. Вуглекислий газ

0,25

-

0,31

0,01

0,09

2. Азот + рідкісні в т.ч. гелій

1,27

-

1,48

0,00

0,45

3. Метан

66,61

0,08

78,23

0,09

23,54

4. Етан

4,19

0,06

4,55

0,25

1,54

5. Пропан

9,07

0,52

6,96

2,24

3,66

6. Ізобутан

5,91

0,94

3,01

2,91

2,97

7. Нормальний бутан

6,76

1,96

3,16

4,34

3,99

8. Ізопентан

2,29

1,93

0,84

3,03

2,37

9. Гексан

1,63

92,05

0,70

83,79

58,85

10. Гептан






11. Залишок (С8 + вище)






12. Молекул. Маса

28,32

201

22,90

176,10

130,20

13. Щільність:






- Газу, кг/м3

1,177

-

0,952

-

-

- Нафти, кг/м3

-

856

-

850

781

Пласт БС11

1. Вуглекислий газ

0,24

-

0,28

0,00

0,08

2. Азот + рідкісні в т.ч. гелій

1,05

-

1,20

0,00

0,34

3. Метан

68,37

0,22

78,91

0,10

22,23

4. Етан

4,47

0,12

4,74

0,27

1,52

5. Пропан

7,89

0,82

6,09

1,94

3,10

6. Ізобутан

6,20

1,81

3,44

3,15

3,23

7. Нормальний бутан

5,90

2,57

2,96

3,95

3,66

8. Ізопентан

2,19

2,62

0,89

3,12

2,50

9. Нормальний пентан

1,89

3,07

0,76

3,47

2,71

10. Гексан

1,79

88,77

0,73

84,00

60,63

11. Гептан






12. Залишок (С8 + вище)






13. Молекул. маса

-

-

-

-

-

14. Щільність:






- Газу, кг/м3

1,155

-

0,947

-

-

- Нафти, кг/м3

-

853

-

847

768

Пластові води продуктивних горизонтів відносяться до хлоркальциевого типу (див. таблицю 1.5.4). Мінералізація води пласта БС11 коливається від 11,1 г / л до 21,7 г / л, загальна мінералізація складає 13,72 г / л. Щільність дорівнює 1009 кг/м3.

Загальна мінералізація води пласта БС10-1 составляет14, 68, а щільність 1009 кг/м3. Основні солеобразующіе компоненти представлені іонами натрію, кальцію, хлору і бікарбонату. Вода продуктивних горизонтів несумісна з прісними водами.

Таблиця 6. Властивості і склад пластової води Муравленковского родовища.

Пласт

В'язкість в пл. умовах, мПа * с

Щільність в пл.усл, кг/м3

Вміст іонів, мг / л, мг-(екв / л)




Cl-

SO42-

HCO3-

Ca2 +

Na + + K +

БС11

0,5

1007

1.6 Режим поклади

Режимом розробки Муравленковского родовища є упруговодонапорний.

При пружному режимі в початковий період вода, нафта, скелет породи знаходяться під дією високого пластового тиску, стиснуті і володіють деяким запасом енергії. При введенні в експлуатацію видобувної свердловини відбувається зниження пластового тиску в найближчій до вибою зоні пласта. При зниженні тиску обсяг порового простору зменшується за рахунок розширення скелета породи-колектора. Все це обумовлює витіснення рідини з пласта в свердловину. Подальший відбір рідини призводить до витрачання запасу пружної енергії у все більш віддалені зони пласта. Стисливість порід-колекторів невелика, але при великому обсязі водоносної частини пласта пружний запас може бути настільки значним, що за ефективністю та зовнішньому прояві пружний режим розробки буде близький до водонапорном.

1.7 Конструкція свердловин

Для визначення кількості обсадних колон, глибин їх спуску і висоти підйому тампонажного розчину необхідно виходити з умов забезпечення нормального буріння свердловин до проектної глибини, розкриття продуктивних горизонтів, охорони надр і прісноводного комплексу.

На підставі вищевикладеного пропонується наступна конструкція свердловини:

Експлуатаційна колона Д = 146 мм спускається на глибину 1544 м для роз'єднання продуктивних горизонтів від всіх інших порід і проведення випробувань експлуатаційних об'єктів. Експлуатаційна колона спускається однією секцією і цементується в два ступені з установкою муфти ступеневого цементування МСЦ1-146. Підйом тампонажного розчину за колоною передбачається до гирла. Буріння ведеться долотом Д = 215,9 мм. До початку робіт за викликом припливу гирлі свердловини обладнують фонтанною арматурою, розрахованої на робочий тиск 35 МПа.

Кондуктор Д = 219,1 мм спускається на глибину 620 м з метою закріплення обвалення порід в інтервалі 40-600 м, перекриття поглинаючого і водопроявляющего горизонтів в інтервалі 100-110 м. Буріння під кондуктор ведеться долотом Д = 393,7 мм. Тампонажний розчин за колоною піднімається до гирла. На колону встановлюється противикидне обладнання (два плашкових прівентора на робочий тиск 21 МПа). Глибина установки черевика кондуктора розрахована із умови попередження гідророзриву при ліквідації нефтепроявленій.

Кондуктор Д = 219,1 мм спускається на глибину 620 м з метою закріплення обвалення порід в інтервалі 40-600 м, перекриття поглинаючого і водопроявляющего горизонтів в інтервалі 100-110 м. Буріння під кондуктор ведеться долотом Д = 393,7 мм. Тампонажний розчин за колоною піднімається до гирла. На колону встановлюється противикидне обладнання (два плашкових прівентора на робочий тиск 21 МПа). Глибина установки черевика кондуктора розрахована із умови попередження гідророзриву при ліквідації нефтепроявленій.

Напрямок Д = 273 мм спускається на глибину 40 м для кріплення верхнього інтервалу, складеного нестійкими породами, перекриття поглинаючих горизонтів в інтервалах 10-15, 20-25 м і для надійної ізоляції прісноводного комплексу. Буріння під направлення ведеться долотом Д = 490 мм. Тампонажний розчин за колоною піднімається до гирла.

2. Техніко-технологічний розділ

2.1 Основні показники роботи фонду свердловин по Муравленковскому родовищу

Поточний стан фонду свердловин Муравленковского родовища представлено в таблиці 2.1.1.

На 1.01.2004 р. фонд родовища складається з 1763 свердловин, з них у видобувному фонді 1471 (у тому числі 28 нагнітальних у відпрацюванні на нафту), в нагнітальному фонді - 292. Основна частина фонду - 87% свердловин - експлуатує запаси нафти пласта БС11, який є основним об'єктом розробки. Частка спільних свердловин в загальному фонді родовища незначна і складає 5%.

Практично весь діючий фонд свердловин родовища механізована, свердловини експлуатуються за допомогою установок ЕЦН, якими обладнані 80,8% свердловин і установок ШГН (14,5%), лише 2 свердловини об'єкта БС10-2 працюють фонтанним способом.

У чинному фонді - 598 свердловин. Значна кількість видобувних свердловин (60%) перебувають у пасивному фонді: бездіяльний фонд складає 409 свердловин, в консервації знаходиться 370 свердловин, в освоєнні - 6, п'єзометричного і контрольних - 58 свердловин, ліквідовано - 30. Частка бездіяльних і законсервованих свердловин в порівнянні з попереднім роком не змінилася і становить 53%.

Коефіцієнт експлуатації видобувних свердловин складає 96%, що практично відповідає рівню попереднього року.

Простоюють свердловини, в основному, з технічних причин - аварії промислового обладнання.

Коефіцієнт використання видобувного фонду свердловин досить низький і становить 59%, це значення також практично відповідає рівню попереднього року. У недіючому фонді свердловини перебувають з наступних причин: аварії промислового устаткування - 39% свердловин, висока обводненість - 22%, негерметичність обсадної колони - 11% свердловин, малодебітних - 15%, та інші причини (заморожений колектор, переведення в інший фонд і т. д.) - 12%.

У нагнітальному фонді родовища на 1.01.2004 рік значиться 216 діючих свердловин. У пасивному фонді 76 нагнітальних свердловин (26% від загального фонду), в тому числі: в бездіяльності - 49 свердловин, в освоєнні -12, в консервації - 8, ліквідовано - 7.

Коефіцієнт використання нагнітального фонду становить 78%, коефіцієнт експлуатації - 84%, це трохи вище значень попереднього року (76 і 80%, відповідно).

Причиною простою і бездіяльності нагнітальних свердловин є, в основному, переведення їх під циклічну закачування, крім того свердловини не діють через аварій промислового обладнання, заколонних перетоків води та ін

У порівнянні з 2002 роком діючий фонд видобувних свердловин зменшився на 19 свердловин (з 617 свердловин в 2002 році до 598 у 2003 році), в основному, за рахунок переведення до консервацію. Діючий фонд нагнітальних свердловин в порівнянні з 2002 роком збільшився на 18 свердловин і склав 216 свердловин.

Таблиця 7. Стан фонду свердловин Муравленковского родовища

Категорія фонду

Об'єкт


БС11

БС11 + БС10-1

БС11 + БС10-2

БС12

БС10-1

БС10-1 + БС10-2

БС10-2

ПК1

Разом по родовищу

Видобувний фонд

Фонд всього

1257

12

1

1

168

2

11

19

1471

в т.ч. експл-ний

933

5

1

1

67

1

5

0

1013

Фонд діючих

563

1

1

0

29

0

4

0

598

ФОН

0

0

0

0

0

0

2

0

2

ЕЦН

481

1

1

0

25

0

1

0

509

ШГН

82

0

0

0

4

0

1

0

87

Фонд бездіяльних

364

4

0

1

38

1

1

0

409

В освоєнні

6

0

0

0

0

0

0

0

6

У консервації

267

7

0

0

91

1

4

0

370

П'єзометричного

20

0

0

0

5

0

1

0

26

Контрольні

12

0

0

0

3

0

0

17

32

У ліквідації та очікуванні ліквідації

25

0

0

0

2

0

1

2

30

Нагнітальний фонд свердловин

Фонд всього

265

0

0

0

26

0

0

1

292

в т.ч. експл-ний

258

0

0

0

19

0

0

0

277

Фонд діючих

211

0

0

0

5

0

0

0

216

Фонд бездіяльних

37

0

0

0

12

0

0

0

49

В освоєнні

10

0

0

0

2

0

0

0

12

У консервації

2

0

0

0

6

0

0

0

8

П'єзометричного

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Контрольні

0

0

0

0

0

0

0

0

0

У ліквідації та очікуванні ліквідації

5

0

0

0

1

0

0

1

7

Загальний фонд свердловин

Фонд всього

1522

12

1

1

194

2

11

20

1763

в т.ч. експл-ний

1191

5

1

1

86

1

5

0

1290

Фонд діючих

774

1

1

0

34

0

4

0

814

Фонд бездіяльних

401

4

0

1

50

1

1

0

458

В освоєнні

16

0

0

0

2

0

0

0

18

У консервації

269

7

0

0

97

1

4

0

378

П'єзометричного

20

0

0

0

5

0

1

0

26

Контрольні

12

0

0

0

3

0

0

17

32

У ліквідації та очікуванні ліквідації

30

0

0

0

3

0

1

3

37

Бездіяльних фонд нагнітальних свердловин за рік практично не змінився, а видобувних - зменшився на 35 свердловин (13%), також, в основному, за рахунок переведення свердловин в консервацію.

Розподіл чинного видобувного фонду свердловин родовища за дебітом рідини і обводнення на 1.01.2004 року наведено в таблиці 2.1.2 та практично відповідає попередньому році.

У середньому свердловини родовища працювали у 2003 році з дебітом по рідини 46,9 т / добу, на 1.01.2004 рік дебіт рідини склав 48,5 т / добу.

Малодебітних свердловин (дебіт рідини до 10 т / добу) складають незначну частину - 7% від діючого видобувного фонду, 50% свердловин працюють з дебітами по рідини від 20 до 50 т / добу і 43% - з дебітом понад 50 т / добу.

Середньорічна обводненість по Муравленковскому родовищу за 2003 рік - 76,0%, на кінець року обводненість склала 77,9% при дебіте нафти 11,3 т / добу. Значна частина фонду (35%) представлена ​​високообводненнимі свердловинами - з обводненість продукції більше 90%, з них 7% - з обводненість понад 98%. З обводненість до 50% працює лише 19% свердловин.

Таблиця 8. Розподіл чинного фонду Муравленковского родовища за дебітом і обводнення

Діапазон дебітів, т / добу

Спосіб експлуатації

Інтервал обводнення,%

Разом



0-10

10-50

50-80

80-90

90-98

98-100


0-10

Фонтан

ЕЦН

ШГН

Газліфт

Інші

Всього

0

0

3

0

0

3

0

0

9

0

0

9

0

0

15

0

0

15

0

0

10

0

0

10

0

0

5

0

0

5

0

0

0

0

0

0

0

0

42

0

0

42

10-20

Фонтан

ЕЦН

ШГН

Газліфт

Інші

Всього

0

0

0

0

0

0

0

2

7

0

0

9

0

5

12

0

0

17

0

1

9

0

0

10

0

3

12

0

0

15

0

1

1

0

0

2

0

12

41

0

0

53

20-50

Фонтан

ЕЦН

ШГН

Газліфт

Інші

Всього

0

14

0

0

0

14

0

54

1

0

0

55

0

72

0

0

0

72

0

36

3

0

0

39

0

50

3

0

0

53

1

12

0

0

0

13

1

238

7

0

0

246

50-100

Фонтан

ЕЦН

ШГН

Газліфт

Інші

Всього

0

1

0

0

0

1

0

22

0

0

0

22

0

41

2

0

0

43

0

58

0

0

0

58

0

80

0

0

0

80

0

20

0

0

0

20

0

222

2

0

0

224

100-300

Фонтан

ЕЦН

ШГН

Газліфт

Інші

Всього

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

5

1

0

0

6

0

6

0

0

0

6

0

17

0

0

0

17

0

4

0

0

0

4

0

37

1

0

0

33

Разом

Фонтан

ЕЦН

ШГН

Газліфт

Інші

Всього

0

15

3

0

0

18

0

78

17

0

0

95

0

123

30

0

0

153

0

101

22

0

0

123

0

150

20

0

0

170

1

37

1

0

0

39

1

509

93

0

0

603

У 2003 році на родовищі на об'єкті БС11 введено в експлуатацію 4 нові свердловини.

Всі нові свердловини потрапили в промиту зону пласта. Вхідні дебіти нафти змінюються по свердловинах від 1 до 4 т / добу, дебіти рідини - від 26,9 до 49,6 т / добу. Свердловини працюють з високою часткою обводненості продукції - від 81 до 99%.

Таким чином, всі нові свердловини характеризуються низькими дебітами і високої обводненість продукції. Середній дебіт нафти нових свердловин на 9 т / добу (на 80%) нижче середнього по родовищу - 11,3%. Сумарний видобуток нафти за новим свердловинах склала 0,1% від загального видобутку нафти по родовищу.

Оцінюючи поточний стан фонду свердловин Муравленковского родовища можна зробити наступні висновки:

видобувний фонд родовища характеризується низьким коефіцієнтом використання - 59% і високим коефіцієнтом експлуатації - 96%;

в бездіяльності і консервації знаходиться більше половини видобувного фонду свердловин (53%), основні причини - аварії промислового устаткування, досягнення проектної обводнення, відсутність припливу;

частка малодебітних фонду свердловин незначна - 7%;

високообводненний фонд свердловин складає значну частину чинного видобувного фонду - 35%;

введення нових свердловин на родовищі у 2003 році був малоефективний.

2.2 Склад погружной установки

У комплект погружной установки для видобутку нафти входять електродвигун з електродвигун з гидрозащитой, насос, кабельна лінія, наземне електрообладнання. Нанос приводиться в дію електродвигуном і забезпечує подачу пластової рідини з свердловини по НКТ на поверхню в трубопровід.

Кабельна лінія забезпечує підведення енетродвігателем за допомогою муфти кабельного вводу. Установки мають наступні виконання:

звичайне;

- Корозійно - стійке;

- Зносостійке;

- Жаростійку

Приклад умовного позначення:

2УЕЦНМ (К, І, Д, Т) 5-125-1200,

де:

2 - модифікація насоса;

У - установка;

Е - електропривід від заглибного двигуна;

Ц - відцентровий;

Н - насос;

М - модульний;

К, І, Д, Т - відповідно в корозійно - стійкому, зносостійким, двухопорний і термостійкому виконанні.

Відсутність їх означає, що установка звичайного виконання;

5 - група насоса. Випускаються установки груп 5, 5 А, 6 для експлуатації в свердловинах з внутрішнім діаметром відповідно не менше 121,7 130 і 144 мм;

125 - подача, м3/сут.;

1200 - напір, м.

Установка свердловинного відцентрового електронасоса складається з насосного агрегату, кабельної лінії, колони НКТ, обладнання устя свердловини і наземного устаткування.

Насосний агрегат, що складається з багатоступінчастого відцентрового насоса, електродвигуна з гидрозащитой, спускається в свердловину на НКТ під рівень рідини. Живлення електроенергією заглибного електродвигуна (ПЕД) здійснюється по кабельній лінії, яка кріпиться до НКТ металевими поясами. На довжині насоса і протектора кабель виконаний (з метою зменшення габариту) плоским.

Над насосом через два НКТ встановлюється зворотний клапан, вище за нього на одну трубу - збивної. Зворотний клапан призначений для запобігання зворотного обертання ротора насоса під впливом стовпа рідини в колоні НКТ при зупинках, а також для визначення герметичності колони НКТ. Збивної клапан служить зливу рідини з колони НКТ при підйомі установки і для забезпечення глушіння свердловини. Для відкачування пластової рідини, що містить вільний газ на прийомі насоса від 15 до 55% використовується Газосепаратори. ЕЦН відкачує пластову рідину зі свердловини і подає її на поверхню по колоні НКТ. Насоси виконуються одно, - двох, - трьох, - чотирьохсекційного. Робочі колеса і направляючі апарати насосів звичайного виконання виготовляють із сірого чавуну, насосів корозійно - стійкого виконання - з модифікованого чавуну типу «ні резист».

Робочі колеса насосів звичайного виконання можуть виготовлятися з поліакриламіду або з вуглепластикового маси.

Насоси в зносостійкої виконанні відрізняються використанням більш твердих і зносостійких матеріалів у парах тертя, установкою проміжних радіальних підшипників по довжині насоса, використанням робочих органів насосів двох опорних конструкцій та ін Занурювальні електродвигуни - маслонаповнені трифазні асинхронні короткозамкнені - звичайного і корозійно - стійкого виконання є приводом погружного ЕЦН. Приклад умовного позначення двигуна: ПЕДУСК - 125 - 117, де

ПЕДУ - заглибний електродвигун уніфікований;

С - секційний (відсутність літери - несекціоннимі);

К - корозійно - стійкий (відсутність літери - звичайне виконання);

125 - потужність двигуна, кВт;

117 - діаметр корпусу, мм.

Гидрозащита призначена для запобігання проникнення пластової рідини у внутрішню порожнину електродвигуна, компенсації зміни об'єму масла у внутрішній порожнині від температури електродвигуна та передачі крутного моменту від валу ПЕД до валу насоса.

Кабельна лінія складається з основного кабелю і приєднаного до нього подовжувача з муфтою кабельного вводу. В якості основного використовують кабель марки КПБП (кабель поліетиленовий броньований плоский) або КПБК (круглий), в якості подовжувача - плоский кабель. Поперечний перетин жив ​​основного кабелю дорівнює 10, 16 і 25 мм2, а кабельного подовжувача - 6 і 10 мм2.

Наземне обладнання включає станцію управління (або комплектний пристрій) або трансформатор. Станція управління або комплектний пристрій забезпечує можливість як ручного, так і автоматичного управління.

На станції управління встановлені прилади, які реєструють роботу електронасоса й охороняють установку від аварій при порушенні його нормальної роботи, а також при несправності кабельної лінії.

Трансформатор призначений для подачі необхідної напруги на обмотки статора заглибного електродвигуна з урахуванням падіння напруги в кабельної лінії в залежності від глибини спуску електронасоса.

Відповідно до діючих інструкцій з експлуатації, УЕЦН звичайного виконання рекомендується застосовувати при наступних умовах: відкачувана середовище - продукція нафтових свердловин вміст вільного газу на прийомі насоса не більше 15% за обсягом - для установок без газосепаратори, і не більше 55% - для установок з газосепаратори;

2.3 Основні критерії усталене оптимального режиму роботи УЕЦН

У більш широкому сенсі під підбором розуміється визначення основних робочих показників взаємозалежної системи «продуктивний пласт-свердловина - насосна установка" і вибір оптимальних поєднань цих показників. Оптимізація може вестися за різними критеріями, але спрямовані на мінімізацію собівартості продукції, що видобувається.

З точки зору мінімізація експлуатаційних витрат необхідно прагнути до тривалого (оптимальному) межремонтному періоду (МРП) лев., Обладнаної УЕЦН і, в першу чергу, зануреного обладнання.

Максимальну напрацювання зануреного обладнання, у свою чергу, можна забезпечити тільки за умови виконання всіх критерій на параметри експлуатації УЕЦН, їх агрегатів і елементів, які наведені розробниками обладнання у відповідних ТУ, інструкціях по експлуатації та інших нормативних документах.

До цих критеріїв відносяться гранично допустимі значення наступних параметрів:

об'ємна подача води, що перекачується з нафтової суміші;

в'язкість перекачується суміші;

температура перекачується суміші;

кількість і твердість механічних домішок в рідині;

максимальний вміст вільного газу;

температура двигуна;

температура кабелю;

швидкість руху рідини омиваючої ПЕД;

допустимий темп Лібора кривизни ствола свердловини;

-Кривизни ствола свердловини в місці підвіски.

При проектуванні режиму роботи зануреного агрегату повинні враховуватися можливі зміни обводнення продукції, коефіцієнта продуктивності характеристик насоса внаслідок зносу робочих органів, змінені проточні канали робочих органів і НКТ під впливом абразивного зносу, АСПН, солеотложенія і т. д.

Вкрай важливо, щоб зазначені критерії дотримувалися і під час відкачування з свердловини технологічної рідини, тобто освоєння свердловини після монтажу в ній зануреного агрегату.

Вкрай важливо, щоб зазначені критерії дотримувалися і під час відкачування з свердловини технологічної рідини, тобто освоєння свердловини після монтажу в ній зануреного агрегату.

2.4 Дослідження свердловин, обладнаних установками відцентрових електронасосів

Для побудови індикаторної лінії необхідно мати дебіт Q, пластовий Pпл і забірний pз тиску. Дебіт і пластовий тиск вимірюють, як і при розглянутих вище способах експлуатації.

Забірний тиск розраховують по тиску на прийомі насоса Pпр або за певним за допомогою ехолота рівню рідини в затрубному просторі.

Для безпосереднього вимірювання Pпр в НКТ трохи вище ЕЦН попередньо встановлюють спеціальне запірний пристрій (пристрій) з ущільнюючим сідлом, зване суфлером. Свердловинний манометр обладнають спеціальним наконечником. При посадці через НКТ манометра в сідло заглушка суфлера зсувається і відкриває отвори, що зв'язують манометр з затрубний простір свердловини.

Менш точно тиск Pпр можна розрахувати по тиску на викиді насоса pвик, вимірюваному свердловинним манометром, спущеним в НКТ, і паспортному натиску Але, развиваемому насосом при закритій викидний (маніфольдной) засувці.

Найбільш простий і найменш точний метод визначення коефіцієнта продуктивності заснований на вимірах тиску на гирлі при двох режимах роботи (подача насоса Q /, Q / /). Режими роботи змінюють дроселюванням потоку на гирло (прикриттям засувки). На кожному режимі після його стабілізації закривають маніфольдную засувку і вимірюють тиск на гирлі (p2 /, p2 / /). Тоді коефіцієнт продуктивності

К0 = (Q / - Q / /) / (p2 / / - p2 /). (1)

Цей метод може застосовуватися для якісного виявлення причин зниження дебіту - погіршення властивостей привибійної зони, зносу насоса. Якщо дебіт знизився при зниженні динамічного рівня, то утворилася Забійна трубка або погіршилися властивості привибійної зони. При відсутності зниження динамічного рівня причиною зниження дебіту з'явився газ, що надходить у значному колічкстве в насос. При цьому зазвичай поступається тиск в затрубному просторі або зростає подача після зупинки.

Криву відновлення вибійного тиску можна зняти при спуску манометра в суфлер. При цьому необхідно бути впевненим у герметичності зворотного клапана і посадки манометра в суфлері.

2.5 Підбір УЕЦН до свердловини

Міжремонтний період роботи свердловин з установками ЕЦН сильно залежить від правильності вибору конструкцій установок і режиму їх роботи. Значні ускладнення при роботі свердловин (освіта в'язких водонафтових емульсій, винос у свердловину піску, робота насосів у присутності вільного газу і т.д.) пред'являють особливі вимоги до проектування роботи насосного обладнання.

Основним критерієм для вибору глибини занурення насоса є газосодержание на його прийомі. А так як основним ускладненням є висока обводнення свердловини продукції, внаслідок цього утворюється водонафтової емульсія з високою в'язкістю, але в той же час зменшується газосодержание.

2.5.1 Приклад розрахунку і підбору глибинно-насосного обладнання УЕЦН до свердловини

Ph = 860 кг/м3 m/м3 - щільність нафти

Обводненість (об'ємна) в = 92%

Газовий фактор Гпло = 50 нм3/м3

Щільність води Pв = 1,12 m/м3 = 1120 кг/м3

Об'ємний коефіцієнт нафти Вн = 1,16

Тиск насичення Рнас = 8,6 МПа

Пластовий тиск Рпл = 18,2 МПа

Глибинні залягання пласта Lф = 1700 м

Коефіцієнт продуктивності Кпр = 0,78 м3/сут.от

Буферне тиск Рб = 2,7 МПа

Дебіт (рідина) проектним Qш = 75 м3/сут.

Діаметр ліфта d = 2,5 4

Температура пласта tпл = 40 0

Щільність газу Рr = 1,2 кг/м3

Забойное тиск 80 відм = 8,6 МПа

Тип ЕЦНМ5-80

Подача на оптимальному режимі при роботі на воді Qбо = 85 м3/сут. Тиск на оптимальному режимі при роботі на воді РБО = 12МПа. Число ступенів z = 354

Розрахунок

Щільність пластової рідини:

(2)

де Рн.с. - Щільність сепарований нафти

Рн.с. = 860 кг/м3

Рr - щільність газу

Рr = 1,2 кг/м3 = 1,2 10-3 m/м3

Гпло - пластової газової фактор

Гпло = 50 нм3/м3

Рв - щільність води

Рв = 1120 кг/м3

В - об'ємна обводненість, частки одиниці

У = 0,92

Вн - об'ємний коефіцієнт нафти

Вн - 1,16

м3

Забойное тиск приймає рівне тиску насичення

Рзаб = Рнас = 8,0 МПа

Визначаємо дебіт нафти

(4)

де Кпр - коефіцієнт продуктивності

Кпр = 7,8 м3/сут МПа

Рпл - пластовий тиск

Рпл = 18,2 МПа

Рзаб - забойное тиск

Рзаб = 86МПа

Q = 7,8 (18,2-8,6) = 75 м3/сут (5)

Визначаємо роботу газу в ліфті Lr

де dn - діаметр насосно-компресорних труб, дюйм

dn = 2,5 4

Гпло - пластовий газовий фактор

Гпло = 50 нм3/м3

Рб - буферне тиск

Рб = 2,7 МПа

Рнас - тиск насичення

Рнас = 8,6 МПа

Визначити тиск розвивається насосом

Рн при Рвпх = Рвх = Рпл

Рн = 10-5Lф Рпл + Рб-10-5Lr Рпл - Рзаб (7)

Де Lф - глибина пласта,

Lф = 1694,4 м

Рпл - питома вага пластової рідини

Рпл = 1090 m/м3

Рб - буферне тиск

Рб = 2,7 МПа

Lr - робота газу в насосно-компресорних трубах

Lr = 12, 7 м

Рн = 10-5 1694,4 1090 + 2,7 -10-5 12,7 1090-8,6 = 12,43 МПа

Визначити коефіцієнт тиску Кр

(8)

де Рн - тиск розбиваються насосом

Рн = 12,43 МПа

Кz = поправочний коефіцієнт, що враховує зайві коефіцієнта тиску в залежності від числа щаблі z

Z = 354

Кz = l0, 185

Кр =

Визначити відносну подачу насоса по рідкій фазі в умовах лірника qж

Qж = Qm / Qво (9)

Де Qm = проектний дебіт (рідина)

Qm = 75 м3/сут

Qво - відносна подача подбираемого насоса при роботі на воді

Qво = 84 м3/сут

Qж = 75/84 = 0,89

Визначити коефіцієнт М, враховує зайві газосодержания в залежності від обводнення

(10)

де Ввх - газасодержаніе

Ввх = 0,1

Вн - об'ємний коефіцієнт

Вн = 1,16

в - об'ємна обводненість

в = 0,92

Гпло - пластовий газовий фактор

Гпло = 50 м3 / м3

3

Визначити тиск на вході в насос Рвх

Рвх = l Рнас (11)

Рвх = 0,62 8,6 = 5,33 МПа

Визначити глибину підвіски насоса Ln, виходячи з умови відсутності, водяний подушки на вибої

6 (12)

де Lф - глибина зайняття пласта (фільтра)

Lф = 1694,4 м

Рзаб - забойное тиск

Рзаб = 8,6 МПа

Рвх - тиск на вході в насос

Рвх = 5,33 МПа

Р - питома вага пластової жідклсті

Р = 1090

6 = 1388,6 л

Вибираю установку УЕЦН-80-1200 виходячи з оптимального режиму при забезпеченні продуктивності установки.

Qж.фак = 75 м3/сут

(13)

Таким чином коефіцієнт подачі установки знаходиться в області оптимального режиму експлуатації, яким рекомендується від 0,8 -1,2

2.6 Аналіз режимів роботи по групі свердловин обладнаних УЕЦН

Проведено аналіз режимів роботи по групі свердловин. Коефіцієнт подачі установки в оптимальному режимі експлуатації, рекомендується 0,8-1,2.

Таблиця 9. Аналіз режиму роботи свердловин обладнаних УЕЦН

№ вкв

Тип УЕЦН

Н

Кпод

Ндін

Рпл

Рзаб

% У

934

УЕЦНA5-60-1200

1450

0,63

1385

157

50

88

75

73,3

936

УЕЦНA5-60-1200

1400

1,33

326

153

119

94

172

193,5

956

УЕЦНM5-125-1300

1370

1,4

441

195

131

97

25

22

1210

УЕЦНA5-30-1250

1410

0,9

990

165

63

82

30

24,3

2705

УЕЦНA5-30-1250

1460

1,13

963

145

67

78

45

33,4

4120

УЕЦНA5-60-1350

1460

0,8

825

169

83

68

130

153,4

4160

УЕЦНM5-125-1200

1220

1,04

270

203

158

100

10

9,7

4175

УЕЦНA5-25-1000

1200

2

421

176

123

88

145

163

4147

УЕЦНM5-125-1300

1420

1,22

536

185

130

97

80

81

4182

УЕЦНA5-60-1200

1050

1.5

284

96

79

88

100

104,4

4190

УЕЦНM5-80-1200

1460

1,25

801

166

'93

97

90

100

Для високообводнених свердловин з вмістом води 80% і більше забойное тиск оптимальне одно 115атм.

Свердловини (936, 956, 4147, 4190) працюють у режимі. На цих свердловинах коефіцієнт подачі перевищує оптимальної області, забойное тиск вище оптимального значення. Але через високу обводненість продукції (94-97%) немає сенсу збільшувати продуктивність насоса.

Свердловини (4175, 4182) працюють з забійними тиском рівним оптимальному забійній тиску, але коефіцієнт подачі насоса у них (1,5-2) більше оптимального коефіцієнта подачі насоса (0,8-1,2). На таких свердловинах рекомендовано провести заміну насоса більшою продуктивністю:

ЕЦНА5-25-1000 на ЕЦНА5-80-1200

ЕЦНА5-60-1200 на ЕЦНА5-80-1200

Свердловина 4120 за коефіцієнтом подачі (0,8) наближена до критичної (0,75), забойное тиск значно нижче оптимального. Значить, дану свердловину слід переводити на інший механізований спосіб видобутку.

Свердловина 934 аналогічна свердловині 4120

Свердловина 4160 підлягає ліквідації, або переклад на нагнітальну свердловину, з-за високої обводненості продукції, що видобувається (100%)

Свердловини (1210, 2705) за коефіцієнтом подачі відповідають оптимальному коефіцієнту, але з низьким забійними тиском від оптимального вибійного тиску. Свердловини слід перевести на інший механізований спосіб.

2.7 Основні чинники ускладнюють роботу свердловин обладнаних УЕЦН

Основні фактори ускладнюють роботу свердловин обладнаних УЕЦН є АСПО, відкладення солей, наявність в продукції свердловин механічних домішок, кривизни ствола свердловин, висока в'язкість продукції, освіта стійких водонафтових емульсій, а в ряді випадків корозійна активного середовища.

Найбільш серйозні ускладнення і відмови устаткування виникають у зв'язку з відкладенням парафіну, солей на забої свердловин, в підйомних трубах, в наземному і підземному обладнанні і т.д.

Відкладення парафіну і солей на робочих органах установки, на стінки підйомних труб, арматури та трубопроводів зменшують (а деяких випадках повністю прекривают) прохідний перетин, створюючи додаткові опір руху продукції, як наслідок цього, дебіт рідини зменшується аж до повного припинення подачі установки. До того ж значне зниження продуктивності може призвести до перегріву ПЕД і передчасного виходу його з ладу.

У результаті відкладення парафіну і солей у ПЗ свердловинах відбувається зниження проникності ПЗП і як наслідок, падіння дебіту свердловини.

Наявність у откачиваемой продукції механічних домішок, кривизна стовбура свердловин зумовлюють збільшення інтенсивності зносу робочих органів і опор насоса, збільшення рівня вібрацій зануреного агрегату, зниження терміну служби УЕЦН, а в ряді випадків поряд з корозією можуть послужити причиною аварій пов'язаних з падінням обладнання на забій свердловин.

Підвищена в'язкість продукції, освіта стійких, високов'язких водонафтових емульсій знижує продуктивність і КПД ЦБН і поряд із зростанням енерговитрат на підйом продукції з свердловин може послужити причиною перегріву педа і передчасного виходу з ладу УЕЦН.

На інтенсивність дюрмірованія АСПО в значній мірі впливає дебіт і обводненість свердловин.

Дієвим засобом запобігання відкладень на стінці НКТ в ряді випадків при невисоких дебіту свердловин може виявитися перехід на колону НКТ меншого Ф, при цьому за рахунок збільшення швидкості руху продукції в колоні підйомних труб збільшується зриваються кристали відкладень сила потоки. Однак при цьому необхідно оцінювати величину зростання г / д втрат в підйомному ліфті і його впливу на робочу характеристику ЕЦН.

Для запобігання та видалення АСПО можуть застосуються різні методи: промивка свердловин розчинників (наприклад дистилятом, реагентом СНПХ-7870проізводства ВАТ «нефтепромхім»); введення в продукцію свердловин інгібіторів парафіно-відкладень (диспергаторов); підігрів продукції свердловин станціонарнимі електронагрівачами або періодичний підігрів підйомного ліфта спуском в нього електронагрівача на каротажному кабелі, установка в складі підйомного ліфта магнітних установок періодична механічне очищення НКТ спеціальним скребней із застосуванням геофізичного підйомника, наприклад скребней протяжкою.

Аналіз промислових даних показують, що найбільш прийнятним в існуючих геолого-технічних умов розробки, з точки зору технологічної та економічної ефективності є застосування НКТ із захисним покриттям, зокрема DPS і ВЕП-585 виробництва БМЗ. НКТ з полімерним покриттям успішно застосовується свердловин парафінящегося фонду експлуатаційних ЕЦН.

Особливістю полімерних покриттів є невисока термостійкість, тому застосування теплових методів у свердловинах з НКТ з захисними полімерними покриттями неприпустимо.

Для запобігання солеотложенія існують різні методи.

Перспективним засобом захисту від відкладень солей в ЕЦН є застосування робочих коліс ЕЦБН з угленапиленного полеаміда, який мають підвищену чистоту поверхні проточних каналів робочого колеса, що підвищує г / д характеристики насоса.

Метод використання інгібіторів посідає особливе місце внаслідок його високої технологічності й ефективності в промислових умовах. Механізм дії інгібіторів солеотложенія, уповільнюють процес осадкообразованія, полягає в тому, що молекули інгібіторів дифундують через обсяг розчину адсорбується на поверхні мікрочастинок солей.

На промислах основним засобом для попередження солеотложенія є використання інгібіторів ІСБ-1, Інкреол, СНПХ-5312, 5313 шляхом обробки ПЗ свердловин. Однак, необхідно мати на увазі, що вплив інгібіторів на солеотложенія на кількості властивості продуктивних пластів дослідженню поки не достатньо, тому цю технологію рекомендується застосовувати в основному для свердловин з великими коефіцієнтами продуктивності.

2.8 Освоєння свердловин обладнаних УЕЦН після ПРС

Освоєння свердловини обладнанням УЕЦН після підземного ремонту - основна технологічна операція в процесі експлуатації ЦБН.

Від правильного виконання цієї операції залежить міжремонтний період роботи свердловини, тривалість роботи глибинного обладнання та кабелю.

ЕЦН в період освоєння свердловин працює в ускладнених умовах, тому що в свердловині знаходиться рідина глушіння з високою питомою вагою.

Тому, навіть при відкачці рівня рідини і свердловини на величину напору насоса пласт не повністю включається в роботу. При глушіння задавочная рідина проникає в ПЗ свердловин утворюючи водонафтової емульсію водність якої у декілька разів вища в'язкості нафти. Водо-нафтова емульсія знижує приплив рідини з пласта в свердловину в період виведення ЕЦН на заданий технологічний режим роботи.

Вище викладені причини призводять до того, що в момент освоєння ЕЦН зриває подачу, незважаючи на те, що ця ж установка стабільно працювала до підземного ремонту.

Крім того, при освоєнні свердловини шкідливіше вплив роблять наступні фактори:

погіршення охолоджування двигуна з-за відкачування рідини з стовбура свердловини, коли приплив зі свердловини менше.

Велике завантаження електродвигуна за потужністю в слідстві відкачування задавочной рідини має високу питому вагу і низькі смазовающіе властивості.

Через залишкової водо-нафтової емульсії в стовбурі свердловин залишається після глушіння в деяких випадках відбувається зрив подачі насоса при порівняно високому динамічному рівні в свердловині - ймовірність роботи насоса з зворотним обертанням.

Пуск установок в роботу без обліку перерахованих фактів, що ускладнюють умови роботи ЕЦН в початковий період, призводить до виходу їх з ладу за кілька годин або діб роботи.

Двигун, ізоляція якого була перегріта при освоєнні, знижує тривалість терміну служби в кілька разів.

Для виключення вищевикладеного встановлюються додаткові вимоги та запуску свердловини після підземного ремонту, що є основною технічною операцією по роботі з УЕЦН після підземного ремонту.

В основі цієї операції полягає залежність між продуктивністю насоса ЕЦН і перепадів Р1, яке створюється на пусковому штуцері.

Діаметри прохідних перерізів штуцерів розраховуються в залежності від типорозмірів установки.

При пуску ЕЦН в роботу повинні бути дані:

-Типорозміри установки;

-Тип ПЕД його номінальний струм і напругу;

-Діаметр пускового штуцера;

-Глибина спуску установки;

-Діаметр експлуатаційної колони і НКТ;

-Питома вага і об'єм рідини глушіння;

-Статичний рівень глушіння свердловини.

Після запуску необхідно дочекатися появи подачі і одночасно контролювати за допомогою ехолота зниження динамічного рівня.

Час необхідний для підйому рідини з свердловини після запуску установки від статичного рівня і розраховується за формулою:

Т = НСТ Х КНКТ / QПОЛ

де Т-час, необхідний для підйому рідини з свердловини після запуску і установки, с; НСТ - статичний рівень, м

КНКТ - коефіцієнт, що залежить від обсягу 1п.м. НКТ, рівний 2л / л для НКТ Ф2 "або 3л / м - для НКТФ3"

QПОЛ-номінальна продуктивність даної установки

Наприклад, для УЕЦН - 80 (QНАМ = 1,0 л / с) при НСТ = 200м розрахунковий час приходу подачі скласти

при Ф НКТ 2 "- 400с при Ф НКТ 2,5" - 600С

Висновок свердловинний режим здійснюється наступним чином:

1. Після запуску дати відпрацювати установці не більше однієї години контролюючи Ндін через кожні 10-15 хвилин.

Під час освоєння свердловин не допускається зниження динамічного рівня глибше оцінки, що відповідає при перерахунку на гідростатичний тиск мінімально допустимому тиску на прийомі насоса. Після цього необхідно УЕЦН відключити для охолодження ПЕД, тому що в початковий період освоєння відкачується рідини, розташованої вище приймальні сітки насоса і двигун не охолоджується.

2. Проконтролювати ехолотом темп відновлення рівня в свердловині. Якщо рівень не відновлюється, то повторний запуск дозволяється проводити через 1,5 години.

3. Знову дати відпрацювати установці не більше 1 години і проконтролювати відновлення рівня.

4. По темпу відновлення рівня обчислити швидкість рідини, що охолоджує ПЕД, при якій він буде працювати при наступних включеннях.

5. Порівняти отримане значення з допустимою для даного двигуна швидкістю охолодження. Якщо темп відновлення менше допустимого, то після включення установка повинна працювати не більше 1 години з наступним включенням і витриманою не менше 1,5 години до наступного пуску.

6. Якщо темп відновлення рівня буде не менш величини, зазначеної в таблиці № 3, то час подальшої роботи буде залежати тільки від темпу зниження дінаміческ5ого рівня.

7. Під час освоєння свердловини необхідно визначити продуктивність установки по лічильнику на ГЗУ на ручному режимі, при неможливості розмірі на ГЗУ, дебіт контролює приладом ПКПС-2, а при визначається за штуцера.

8. При освоєнні свердловини оператору технологічної групи необхідно щодня виконувати перераховані вище пункти, простежувати зниження динамічного рівня.

9. У разі якщо свердловина більше 3 діб не виходить на режим, то її подальше освоєння можливо за програмою.

10. У разі виходу свердловин на режим, голова ЦДНГ у присутності представника ЦБПО ЕПП проводить контрольні заміри дебіту (при необхідності встановлює штуцер) динамічного рівня, затрубного, лінійного буферного тиску.

Всі дані вимірів заносяться в гарантійний паспорт і бланк освоєння свердловини під розпис обох представників.

11. Бланк освоєння складається в 2-х примірниках і затверджується начальником видобутку НГВУ. Один примірник підшивається до справи свердловини, інший передається в ЦБПО ЕПП.

2.9 Висновки та пропозиції

За даними показниками роботи фонду в ТПДН «Муравленковскнефть» на Муравленковском родовищі виявлено, що:

родовище знаходиться у стадії зменшення видобутку нафти;

у 2003 році по родовищу в цілому вдалося стримати темпи падіння рівня видобутку нафти при нарощуванні видобутку рідини;

родовище характеризується низьким коефіцієнтом використання видобувних свердловин - 57%, в бездіяльності і консервації знаходиться 43% експлуатаційного фонду видобувних свердловин;

коефіцієнт експлуатації діючого фонду становить 96%, а коефіцієнт використання всього 59%;

На родовищі виявлено оптимальне забойное тиск рівне 0,8-0,9 МПа

У свердловинах з перевищує забійними тиском від оптимального слід зробити заміну насоса на насос більшою продуктивністю (за умови, що дана свердловина не обводнена більше 85%). У разі якщо свердловина не задовольнять встановленим параметрам, а критичне значення коефіцієнта подачі, то насос

міняють на насос більшою продуктивністю. Якщо ж забойное тиск свердловини нижче оптимального вибійного тиску, то цю свердловину слід перевести на інший механізований спосіб експлуатації.

Якщо ж у свердловинах виявлено високу прояв газу (50% і більше) то до установки спущеної в свердловину встановлюють газосепаратори, для особливого відділення газу від рідини і виведення його в засурмив.

З метою зниження передчасних ремонтів через відкладення

солей пропонується:

а) добір ефективних інгібіторів солеотложеній;

б) впровадження УЕЦН з робочими колесами з угленаполненного поліаміду на свердловинах, схильних до відкладення солей.

З метою зниження передчасних ремонтів через відкладення АСПО:

а) проводити аналіз і підбір реагентів по боротьбі з АСПО;

б) виробляти отчистки експлуатаційної колони при проведенні ВРХ, ПРС;

в) впроваджувати НКТ з полімерними покриттями БМЗ;

г) виробляти переклад фонду свердловин, утвореного малопродуктивними УЕЦН, на високопродуктивні ШСН з впровадженням скребків-центраторів.

З метою зниження ремонтів через засмічення УЕЦН:

а) обладнати всі автоцистерни фільтрами;

б) впроваджувати ЕЦН після ВРХ тільки після промивання вибою свердловини з допуском НКТ;

3. Охорона праці та протипожежна безпека

3.1 Охорона праці і техніка безпеки свердловин, обладнаних УЕЦН

Основним напрямком роботи по охорона праці в підземний ремонт, є виконання організаційно-технічних заходів, спрямованих на забезпечення безпечних і здорових умов праці, зміцнення виробничої і трудової дисципліни.

Перед допуском до робочого місця в обов'язковому порядку приводиться інструктаж. Інструктаж проводить майстер або інженер з техніки безпеки.

Інженер по ТБ стежить за:

дотримання правил безпеки;

правильною організацією та безпечним веденням робіт, технологічних процесів, технічним станом і правильною експлуатацією машин та обладнання;

станом санітарно-гігієнічних умов та застосуванням засобів захисту;

дотримання графіків вимірів параметрів повітряного середовища, рівнем шуму, шкідливих випромінювань і інше;

забезпеченням робочих спецодягом, спец обов та іншими засобами індивідуального захисту;

правильним веденням документації з питань охорони праці;

контролюється проведення медоглядів робітників шкідливих професій.

Інженер по ТБ ЦП і КРС при недотриманні норм безпеки відсторонюється від роботи осіб допустили порушення.

Роботи з ПРС дуже трудомісткі, пов'язані з небезпеками і вимагають особливої ​​уваги.

ТБ у підземний ремонт повністю залежить від правильного користування обладнанням з інструментами, правильної підготовки робочого місця з додержанням установленої технології ведення побуту.

Для безпечного ведення робіт кожен працівник підземний ремонт повинен знати: правила поводження з устаткуванням та інструментами, правильно підготувати робочий майданчик і під час роботи правильно користуватися механізмами.

Більшість нещасних випадків за підземний ремонт відбувається при спуско-підйомні операції. Перед початком робіт необхідно оглянути елеватори. У елеваторів може бути несправність замку. Потрібно перевірити, чи щільно закривається замок. Завантажений елеватор з несправним замком неминуче призведе до аварії.

Бригада з ремонту свердловин повинна повністю бути забезпечена спец. одягом, взуттям та індивідуальними засобами захисту. При роботі в газовому середовищі і з токсичними реагентами, персонал повинен мати індивідуальні протигази і насолоджуватися ними користуватися.

Порядок виконання робіт визначають правила та інструкції по ТБ.

Вишки і щогли повинні бути укріплені не менше ніж 4 відтяжками зі сталевого каната Д не менше 16 мм з гвинтовими стяжками для ліквідації утворюються слабини.

Відповідальність за забезпечення охорона праці покладено на дирекцію НГВУ, керівників учасників і підрозділів. Безпека робіт в цеху

зобов'язаний забезпечити начальник цеху, який відповідає за правильну організацію праці, трудову дисципліну, навчання робітників і

ІТП правилами безпеки і дотримання їх усіма працюючими. Він також зобов'язаний стежити за безпекою транспортних і пішохідних шляхів, будівель і споруд, повинен зареєструвати контрольовані Держгіртехнаглядом установки, своєчасно розслідувати і реєструвати нещасні випадки, аварії і пожежі.

Майстер виробничого ділянки зобов'язаний організувати проведення всіх робіт у точній відповідності до вимог технології та правил безпеки, проводити у встановлені терміни інструктаж робітників з безпечних методів роботи, здійснювати контроль за справністю і правильною експлуатацією обладнання, інструменту, пристосувань, огороджувальних та запобіжних пристроїв. Також він повинен стежити за тим, щоб робочі користувалися спец. одягом і захисними пристосуваннями, за роботою санітарно-побутових та протипожежних пристроїв, за чистотою і порядком, брати участь у розслідуванні причин кожного нещасного випадку та гострого профотруєнь, а також у розробки заходів щодо їх попередження.

3.2 Протипожежний захист

Нафта, її продукти і газ можуть займатися від безпосереднього впливу полум'я, дотику розпечених предметів, іскри, дії променистої енергії, хімічної реакції. Тому особливо ретельно виконуйте вимоги пожежної безпеки, перебуваючи на території підприємства.

Виробництво вогневих робіт у загазованих місцях та біля них допустимо тільки при дотриманні правил безпеки і з пожежної охорони.

Не можна виробляти відігрівання нафтопроводів, засувок на них та іншого обладнання на свердловині джерелами відкритого вогню (факелом, багаттям, паяльною лампою). Відігрівайте тільки парою або гарячою водою.

Не можна користуватися відкритим вогнем для освітлення. Для цього застосовуйте прожектори, акумуляторні ліхтарі, електричні світильники у вибухозахищеному виконанні.

Забороняється мити обладнання, машини, механізми бензином та іншими легкозаймистими рідинами.

Випадково пролиті, слина нафтопродукти негайно збирайте, а забруднені мазутом місця зачищайте і засинайте свіжим грунтом чи піском.

Не допускайте захаращення своїх робочих місць у виробничих приміщеннях, а також проходів та проїздів, так як при пожежі захаращеність приміщень може перешкодити евакуації людей.

Тримайте у чистоті всю територію об'єкта, регулярно очищайте її від сухої трави, опалого листя і різних виробничих відходів.

Для опалення культбудкі користуйтеся тільки закритими електроприладами. Електропроводи і електроприлади тримайте в справності та уникайте від перевантаження.

Слід мати на увазі, що використаний обтиральний матеріал являє собою небезпеку. Промаслені ганчірки, дрантя під дією кисню повітря окислюються, нагріваються і набувають здатність самозайматися. Тому зберігайте весь використаний обтиральний матеріал тільки в спеціальних металевих ящиках з кришкою.

Крім того, щоб уникнути загоряння, не стирайте забруднену спецодяг у бензині, нафта. Не сушіть, облиту нафтою спецодяг, у виробничих або побутових приміщеннях, на батареях центрального опалення. Здавайте їх у хімчистку.

Палити дозволяється тільки в спеціально відведених місцях. Ви вже знаєте, що запалена у недозволеному місці сірник, кинута тліюча сигарета, можуть стати причиною вибуху або пожежі.

Якщо виникла пожежа, викличте пожежну команду і негайно приступайте до гасіння пожежі.

Вихід пожежі багато в чому залежить від того, наскільки своєчасно був помічений вогнище його і викликана пожежна команда.

4. Охорона надр і навколишнього середовища

4.1 Охорона надр і навколишнього середовища в умовах ВАТ «Сибнефть»

Під охороною надр розуміють здійснення комплексу заходів, що запобігають відкрите фонтанування; гріфонообразованіе і обвали стовбурів свердловин; втрати нафти з-за низької якості розтину бурінням продуктивних пластів і передчасного обводнення або дегазація їх у процесі розробки; передбачають ізоляцію один від одного нафтових, газових і водоносних пластів ; забезпечення герметичності колон і високої якості їх первинного цементування; підтримки свердловин в хорошому технічному стані в процесі їх експлуатації шляхом своєчасного та якісного проведення ремонтних робіт.

У процесі експлуатації родовищ тривалий закачування води в продуктивні пласти підтримки пластового тиску призводить до помітного зменшення мінералізації пластової води і концентрації хлоридів і збільшенню концентратів сульфатів.

Закачування в пласт прісних, промислових, стічних і морських вод їх змішання змінюють хімічний склад пластових вод.

Основні джерела забруднення наземних і підземних прісних вод в районах видобутку нафти: скидання промислових стічних вод на поля випаровування; скидання стічних вод у поверхневі водойми та водостоки; розливи промислових стічних вод при прориви водоводів; потрапляння поверхневих стоків нафтопромислів в наземні води; перетік високомінералізованих вод глибинних горизонтів у прісноводні горизонти через не герметичності колон свердловини, потрапляння вод у прісноводні горизонти при порушенні герметичності нагнітальних і поглинаючих свердловин.

Заходи з охорони надр повинні забезпечувати, перш за все, надійну ізоляцію продуктивних і водоносних горизонтів в процесі цементування.

Велику роботу треба проводити з охорони надр при ремонтах і обробках свердловин. Наприклад, при ремонтно-ізоляційних роботах із застосуванням тампонажних розчинів, необхідно запобігти потрапляння різних хімічних продуктів через негерметичність колон у верхні водоносні горизонти. Для запобігання цього попередньо колону обпресовують і, при необхідності, проводять роботи з ліквідації негерметичності. Для запобігання перетоку технологічних рідин в незаплановані горизонти по негерметичному цементному кільцю перед ремонтом або обробкою привибійної зони провадять геофізичні дослідження і встановлюють напрям і обсяг перетоку. Потім проводять ремонт цементного кільця.

Сероводородсодержащих пластову воду, використовують для глушіння свердловин та інших технологічних потреб, перед її збиранням в накопичувачі нейтралізують. Після нейтралізації сірководню пластова вода повинна бути нетоксичного та придатною для глушіння, промивання і доливання свердловини.

Під охороною навколишнього середовища розуміють запобігання забруднення біологічних, земельних, водних ресурсів та повітряного басейну.

У районах розміщення промислових підприємств нафтової галузі забруднення грунту і почвогрунтов відбуваються при розливах нафти, нафтопродуктів і нафтопромислових стічних вод, що містять різні хімічні реагенти, використовувані в технологічних процесах. Наприклад, за рахунок забруднення нафтою в грунті різко зростає величина співвідношення вуглець-азот.

Це погіршує азотний режим грунтів і порушує кореневе живлення рослин. Грунт самоочищається дуже повільно шляхом біологічного розкладання нафти. У районах нафтовидобутку, особливо при будівництві трубопроводів, тимчасових доріг, ліній електропередач, майданчиків під майбутні селища, порушення природної рівноваги спостерігається при облаштуванні покриву грунту.

У нафтовій промисловості широко застосовують поверхнево-активні речовини ПАР при різних технологічних процесах. У той же час ПАР навіть у малих дозах негативно діють на мешканців водойм і рослинний світ. При закачуванні ПАР в пласти може відбутися забруднення пластових і промислових стічних вод, а так само грунту.

У районах видобутку нафти атмосфера забруднюється сірчистими сполуками в результаті спалювання мінерального палива в стаціонарних установках. Спалювання мазуту забруднює атмосферу пилом, кіптявою, оксидами вуглецю, сірки, сполуками миш'яку та іншими шкідливими речовинами. Джерела таких домішок різні двигуни внутрішнього згоряння, дрібні котельні та інші паливні установки.

Для охорони земель нафтовидобувними підприємствами проводять такі заходи:

- Запобігання потрапляння в грунт і почвогрунт різних хімічних реагентів, що використовуються в технологічних процесах:

- Ліквідація комор нафти у свердловин, збірних пунктів, головних споруд і установок підготовки нафти;

- Скорочення розмірів земельних ділянок під будівництво нафтопромислових об'єктів за рахунок застосування прогресивних методів будівництва промислових об'єктів, комплексних блокових установок, кущового буріння;

- Скорочення аварій у видобутку нафти і бурінні за рахунок суворого виконання планово-попереджувальних ремонтів обладнання, застосування засобів і методів запобігання корозії.

На нафтопромислах при розливі ПАР на грунт його спалюють. При ремонті свердловин у заплавних зонах природних водойм розробляють додаткові заходи, що запобігають забрудненню грунтів та паводкових вод шкідливими речовинами і виробничими відходами.

- При аварійних розливах промислові стоки з шкідливими речовинами відразу ж збирають у приймачі та нейтралізують їх на місці.

Речовини, які добуваються при очищенні резервуарів, апаратів і комунікацій закопують в місцях, зазначених місцевими органами пожежного та санітарного нагляду.

Після закінчення ремонту свердловини очищають, забруднені нафтою і хімічними реагентами ділянки навколо свердловини, засипають комори для шламу. Шлам виводять спеціальним транспортом з металевою ємністю або контейнером. У процесі ремонту свердловини і після його завершення побутової і виробничий сміття збирають і вивозять в місця звалища, узгоджені із землекористуванням. Частина сміття спалюють або засипають у шламових коморах перед їх ліквідацією.

Список використаних джерел

  1. Технологічна схема дослідно-промислової розробки Муравленковского родовища, СібНІІНП, Тюмень, 1980

  2. Проект розробки Муравленковского родовища, СібНІІНП, Тюмень, 1989

  3. Звіт про науково-дослідній роботі. Технологічна схема розробки Муравленковского родовища, СібНІІНП, Тюмень, 1990

  4. Звіт про науково-дослідній роботі. Проект Розробки Муравленковского родовища, СібНІІНП, Тюмень, 1996

  5. Авторський нагляд за поточним станом розробки і реалізацією проектних рішень на родовищах розроблюваних ВАТ «Сибнефть-Ноябрьскнафтогаз» за 2003 рік (Муравленковское родовище), ВАТ «СібНІІНП», Тюмень, 2004

  6. Звіт технологічної служби ТПДН «Муравленковскнефть» за 2003 рік, ТПДН «МН», Муравленко, 2004

  7. Матеріали VIII Всеросійської технічної конференції «Виробництво та експлуатація УЕЦН», Алмет'евськ, 2-4 листопада 2002

  8. Матеріали VII Всеросійській технічної конференції «Виробництво та експлуатація УЕЦН», Алмет'евськ, 2000

  9. Вплив солеотложенія на роботу насосного обладнання у ВАТ «Юганскнефтегаз» / В.В. Рагулін, Є.Ф. Смолянец, А.Г. Михайлов / / нафтопромислове справу. - 2001, - № 7. - С. 23-26

  10. Каплан Л.С., Семенов А.В., Разгоняєв Н.Ф. Експлуатація ускладнених свердловин відцентровими електронасосами. - М.: Недра, 1994, - 190

  11. Збірник регламентів та положень на ремонт, обслуговування і експлуатацію свердловин з УЕЦН, ВАТ «Сибірська Нафтова компанія» ВАТ «Сибнефть-Ноябрьскнафтогаз», Ноябрьск, 2001

  12. Матеріали IХ Всеросійської технічної конференції «Виробництво та експлуатація УЕЦН», Алмет'евськ, 2000

  13. Довідкова книга з видобутку нафти. Під ред. д-ра техн. наук Ш.К. Гіматудінова. - М.: Недра, 1974, - 704 с.

  14. Девлікамов В.В., Зейгман Ю.В. Техніка і технологія видобутку нафти. - Уфа: ННІ, 1987, - 116 с.

  15. Звіт про економічну діяльність ТПДН «Муравленковскнефть» за 1996 рік, ВАТ «Сибнефть-Ноябрьскнафтогаз», Ноябрьск, 1997

  16. Зубарєва В.Д., Колядов Л.В., Андрєєв А.Ф. Задачник з економіки нафтової і газової промисловості: Учеб. посібник для вузів. - М.: Надра, 1989. - 192 с.

  17. Шматов В.Ф., Малишев Ю.М. Економіка, організація і планування виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості. - М.: Недра, 1990

  18. Охорона праці в нафтовій та газовій промисловості / М.М. Сулейманов, Т.С. Газарян, Е.Т. Маявелян, А.Б. Тимощук. - М.: Надра, 1980. - 392 с.

  19. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов І.В. Вибір обладнання та режиму роботи свердловин з установками штангових і електроцентробежних насосів: Учеб. посібник. - К.: Вид-во УГНТУ, 2000. - 120 с.

    Додати в блог або на сайт

    Цей текст може містити помилки.

    Виробництво і технології | Диплом
    282.6кб. | скачати


    Схожі роботи:
    Аналіз прибутку і рентабельності роботи підприємства на прикладі філії ВАТ МПООТ Завод друкованих плат 2
    Аналіз прибутку і рентабельності роботи підприємства на прикладі філії ВАТ МПООТ Завод друкованих плат
    Формування бюджету ВАТ Сибнефть Тюментнефтепродукт
    Методи і аналіз нелінійного режиму роботи системи ПАП Метод фазової площини
    Організація роботи відділу по зв`язках з громадськістю на прикладі ВАТ Синарський трубний завод
    Шляхи підвищення ефективності роботи банку з фізичними особами на прикладі ВАТ Приорбанк
    ВАТ Белагропромбанк його характеристика та аналіз роботи
    ВАТ Пров його характеристика та аналіз роботи
    ВАТ Белагропромбанк його характеристика та аналіз роботи
© Усі права захищені
написати до нас