Повышение эффективности КРС на месторождении Алибекмулы

Повышение эффективности КРС на месторождении Алибекмулы

Содержание

Введение

1. Теоретическая часть

1.1 Литературный обзор

1.2 Геологическая характеристика

1.2.1 Стратиграфия

1.2.2 Тектоника

1.2.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

2. Технико-технологическая часть

2.1 Подготовительная работа к капитальному ремонту скважины

2.2 Общие сведения о текущем ремонте скважины

2.3 Расчетная часть

3. Техника безопасности и противопожарные мероприятия, охрана окружающей среды

Заключение

Список использованной литературы

Приложение

Введение

Месторождение Алибекмола в административном отношении расположено на территории Мугалжарского района Актюбинской области Республики Казахстан, в 250-270 км к югу от г. Актобе.

Ближайшими населенными пунктами являются пос. Жагабулак, расположенный в 5 км к западу от площади месторождения и поселок Шубарши (45-50км). Ближайшей железнодорожной станцией и районным является ст. Эмба, расположенная в 50-55км к северо-востоку от месторождения.

В орфографическом отношении описываемый район представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную балками и оврагами. К северо-западной части площади примыкают барханные пески Кумжарган. максимальная абс. Отм. +281 м приурочена к центральной части описываемой площади, минимальная +160 м наблюдается в долине р.Эмба, которая в широтном направлении пересекает северную часть площади.

Район характеризуется резко континентальным климатом с большими сезонными и суточными колебаниями температуры воздуха от +35-400С (летом) до -35-450С (зимой). Основное количество осадков выпадает зимой, среднегодовое количество их редко превышает 200 мм.

Глубина промерзания почвы до 1,5-1,8м. Растительный покров района бедный. Заросли кустарника встречаются в долине р. Эмба и в глубоких балках. Беден и животный мир - в основном грызуны.

Ближайшими нефтяными месторождениями являются Жанажол (30км) и Кенкияк (15км), которые обладают развитой инфраструктурой, энергетической базой и мощностями по подготовке к добыче нефти и газа.

Нефть этих месторождений по нефтепроводу подается в магистральный продуктопровод Кенкияк-Атырау. Нефтепромыслы указанных месторождений связаны шоссейной дорогой с асфальтным покрытием с г. Актобе. Через северную часть площади месторождения проходит асфальтированная дорога Жанажол-Эмба-Актобе.

На площади работ имеют распространение такие строительные материалы как пески, песчаники, глины, суглики. Пески альбского и четвертичного возраста используются как строительный материал. Для технического водоснабжения пригодна вода р. Эмба, которая в широтном направлении пересекает северную часть площади месторождения.

Под глубокое поиково-разведочное бурение поднятие Алибекмола подготовлено в 1980г. Сейсморазведкой. Первооткрывательницей является поисковая скважина №5, в которой при испытании в колонне толщ КТ-I и КТ-II, были получены фонтанные притоки нефти и газа (1987г.).

Месторождение Алибекмола принадлежит Прикаспийскому нефтегазоносному бассейну и тяготеет к открытым ранее месторождениям Жанажол, Кенкияк, Урихтау, и Кожасай, из которых первые два находятся в промышленной разработке.

По месторождению Алибекмола в 1994 году были утверждены в ГКЗ РК геологические и извлекаемых запасов нефти и растворенного в нефти газа по результатам бурения 1 параметрической, 4 поисковых и 20 разведочных скважин по продуктивным горизонтам КТ-1, КТ-2-1 и КТ-2-2. По величине запасов месторождение отнесено к крупным. 93,8% геологических запасов нефти и 98% растворенного газа от всего месторождения приходится на КТ-2.

1. Теоретическая часть

1.1 Литературный обзор

Неоднозначность поведения элементов в отложениях, перекрывающих залежи нефти, разных регионов и даже отдельных месторождений связывается с определенными физико-химическими параметрами среды, изменяющимися в результате УВ-воздействия [2]. Применение прецизионного нейтронно-активационного анализа при изучении микроэлементов состава нефти позволяет получать сведения о составе флюидов без предварительного коксования, золения или сорбции. Использование одного вида высокочувствительного анализа для твердой и жидкой фаз также повышает достоверность сопоставляемых результатов.

Месторождение Алибекмола расположено в пределах юго-восточного борта Прикаспийской впадины и приурочено к своду Алибекского поднятия. Притоки нефти были получены из нижней карбонатной толщи (КТ-II) ранне-среднекарбонового возраста, представленной мелкокристаллическими, иногда битуминизированными известняками с редкими прослоями аргиллитов и доломитов. Межкарбонатная толща (МТ), относимая к среднему отделу, в основном состоит из полимиктовых глинисто-известковистых песчаников и аргиллитов, переслаивающихся с рассланцованными известняками и редкими прослоями доломитов. Выше залегает верхняя карбонатная толща (КТ-I) средне-позднекаменноугольного возраста, представленная более плотными известняками с пропластками аргиллитов, алевролитов и песчаников, отмечаются ангидритовые прослои и примесь глинистого материала.

Вверх по разрезу в толще позднекаменноугольного возраста резко убывает количество известняков и наблюдается переслаивание сульфатных и терригенных составляющих. Разрез перекрывается мощными пермскими солевыми отложениями [3]. Приток газа (скв. Г-5) получен из верхней карбонатной толщи (1857-1900 м), а приток нефти совместно с газом и водой - из нижней (3296- 3306 м). По данным ГИС признаки нефтегазоносности предполагались в широком вертикальном интервале. Пробы осадочных пород по разрезу скважины были отобраны из керна с глубины 1850- 3400 м. Шаг опробования был различный в зависимости от литологического состава, главным образом, от предполагаемого нахождения пластов, перспективных на нефть и газ, в которых пробы отбирались через 15-20 м. Каждая проба массой около 2 кг составлялась из частных образцов, отобранных с десятиметровой колонки керна. Проба последовательно дробилась, квартовалась и истиралась на дисковых истирателях до 200 меш. Навеска для нейтронно-активационного анализа имела массу 1 г.

В процессе испытания скважины были получены пробы нефти и пластовой воды. Для нейтронно-активационного анализа образцы флюидов (две нефти и одна пластовой воды) помещались в стеклянные бутылки емкостью 0,5 л, которые предварительно стерилизовались. Масса флюидов, упакованных в полиэтиленовые капсулы перед реакторным облучением, составляла около 6 г. Пробы облучались в реакторе института атомной энергии им. И. В. Курчатова с плотностью потока тепловых нейтронов 5·1012 нейтрон / см2с, время облучения - 30 ч. После облучения пробы выдерживались для спада активности в течение 15 ч, а затем перепаковывались в цилиндрические кассеты из оргстекла.

Наиболее распространенными породами разреза являются известняки; аргиллиты, песчаники и алевролиты имеют подчиненное развитие, поэтому при сопоставлении содержаний микроэлементов количество проб примерно соответствует распространению этих пород, т. е. известняки характеризуются наибольшим числом анализов.

За счет железистых карбонатов образуются магнетит и гётит в нижних частях разреза, а также вторичные сульфиды железа (мельниковит, марказит, пирит) - в верхних.

Непосредственно на поверхности в почвенном слое присутствуют гидрооксиды и сульфаты железа. Процесс низкотемпературного метасоматоза вблизи залежей УВ сопровождается дегидратацией слюд с образованием по ним смешанно-слоистых минералов, что также приводит к выносу железа из их железистых разновидностей. Распределение железа по разрезу четко корреспондируется с изменением содержаний элементов его семейства, а также скандия и гафния, которые могут входить изоморфно в железистые минералы. Прослеживается определенная зависимость увеличения содержаний этих элементов в наиболее насыщенных УВ частях разреза. Кроме того, на участках повышенной нефтегазоносности отмечается некоторое увеличение содержаний сурьмы, селена, а также местами редких земель. При сходном характере распределения в осадочных породах сурьма и селен существенно различаются по отношению к нефти: содержание сурьмы в последней уменьшается, а селена - резко увеличивается. Эти результаты нельзя считать случайными, так как имеющиеся в нашем распоряжении определения селена в нефтях (33 анализа по восьми месторождениям Прикаспия) также на 2-3 порядка выше, чем в породах, в среднем составляя 1,1·10-5 %. Содержание селена в пластовой воде не выходит за пределы его высоких концентраций в породах.

Распределение редкоземельных элементов по разрезу в основном согласуется между собой, хотя наиболее существенные различия в их поведении наблюдаются при приближении к УВ-насыщенным слоям и непосредственно к нефтяной залежи. Содержания большинства редкоземельных элементов близки к кларкам [3], лишь церия содержится на порядок ниже. Наиболее равномерным содержанием отличаются кадмий, стронций, тантал и уран.

Распределение урана в породах не проявляет отчетливой связи с составом отложений опробованного разреза. Количество его - на уровне кларка, лишь некоторое понижение отмечается вблизи нефтяной залежи. Во флюидах Алибекмолы определение содержаний урана не проводилось, его концентрация в нефтях из карбонатных отложений ближайших месторождений [1] составляет от 3,4·10-8 до 4,4·10-7 %, т. е. также заведомо ниже, чем в породах.

Распределение рубидия в осадочных образованиях прямо коррелируется с цезием. Повышение содержания этих элементов обычно отмечается в тех интервалах разреза, в которых встречаются прослои аргиллитов, алевролитов и песчаников. Средние содержания в этих породах также выше, чем в известняках, тогда как рубидия и цезия на порядок ниже в изученном разрезе, чем их кларки, по А.П. Виноградову [3]. Концентрации бария и стронция близки к кларковым, но для бария характерно повышение содержаний в участках появления терригенных отложений. Распределение этих элементов по разрезу не зависит друг от друга, что косвенно свидетельствует о различии их минеральных форм. Несмотря на наличие мощной соляной толщи, расположенной выше терригенно-карбонатного разреза, содержание натрия ненамного отличается от его кларка, что можно объяснить отсутствием нисходящих потоков вод. Возможно, поэтому натрий и не обнаружен в пластовых водах и в малом количестве присутствует в нефтях. Кроме того, в нефтях были обнаружены элементы, которые в породах не определялись: мышьяк -4 * 10-6, неодимий -5 * 10-5, бром - 7·10-6, а в пластовых водах самарий - 5,9·10-7 и бром - 1,2·10-4%.

1.2 Геологическая характеристика

1.2.1 Стратиграфия

Главным геоструктурным элементом в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины является Жаркомысско-Темирский свод, входящий в состав Актюбинско-Астраханской системы поднятий. Характерной особенностью геологического развития региона в докунгурское время являлось длительное некомпенсированное опускание территории, вызванное, в начале развитием Уральской геосинклинальной области, а позже в верхнем палеозое-формированием Уральской складчатой системы.

Осадочный чехол региона на два структурных этажа: надсолевой и подсолевой. Подсолевое поднятие Алибекмола располагается в пределах Жанажольской тектонической ступени, одной из особенностей которой является развитие мощных карбонатных массивов, которые в свою очередь осложнены поднятиями брахиантиклинального типа. Каменноугольная система на месторождении Алибекмола представлена всеми отделами: нижним (визейский и серпуховский ярусы); средним (башкирский и московский ярусы); верхним (касимовский и гжельский ярусы).

Наиболее древними отложениями, вскрытыми на площади месторождения, являются карбонатно-терригенные осадки окского надгоризонта. Отложения этого возраста скв.№№4, 5, 9. Поднятие Алибекмола приурочено к карбонатному массиву гжельско-подольского (КТ-I) и каширско-веневского (КТ-II) возраста.

Ранее в работе структура Алибекмола по данным бурения представляла собой по кровле КТ-I брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания, с запада ограниченную нарушением субмеридионального простирания, подсеченное скв №№3, 11, 12, 22.

1.2.2 Тектоника

В региональном тектоническом плане месторождение Алибекмола приурочено к одноименному, расположенному в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины - крупнейшей области погружения на юго-восток Восточно-Европейской платформы.

Главным геоструктурным элементом в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины является Жаркамысско-Темирский свод, входящий в состав Актюбинско-Астраханско системы поднятий. Характерной особенностью геологического развития региона в докунгурское время являлось длительное некомпенсированное опускание территории, вызванное, вначале развитием Уральской геосинклинальной области, а позже в верхнем палеозое - формированием Уральсуойскладчатой системы.

Тектонически месторождение Алибекмола приурочено к Жанажольской ступени и связано с одноименным поднятием, которое по кровле КТ-2 представляет собой приразломную брахиантиклинальную складку, вытянутую в субмеридиальном направлении и осложненную двумя локальными сводами: северным и южным. Южный свод оконтуривается изогипсой - 2950м, его размеры 7,8 х 3,0км, амплитуда 480м. Северный свод оконтуривается также изогипсой-2950м, его размеры 4,5х2км, амплитуда 70м и он является опущенным на 410 м относительно южного свода. В целом поднятие по изогипсе-3100м протягивается с севера на юг на 18км. С запада поднятие ограничено тектоническим нарушением субмеридиального простирания, которое установлено по данным бурения. В средней части разреза КТ-2 прослеживается выдержанная по площади пачка плотных пород толщиной до 50м, которая служит основанием для выделения двух горизонтов: КТ-2-1 и КТ-2-2.

Всего в КТ-2 испытано 136 объектов в 14 скважинах, из 78 объектов получены притоки нефти с растворенным в ней газом, 17 объектов получена вода и 41 объект оказался сухим. Для интенсификации проводились соляно-кислотная обработка (СКО) и соляно-кислотные ванны (СКВ) в 68 пластах, из них 50 пластов обработано по 1 разу, 13-по 2 раза и 5- по 3 раза, в отдельных случаях дебиты после обработки увеличились более чем в 10 раз.

1.2.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

При опробовании фонтанных объектов горизонтов КТ-2-1 и КТ-2-2 дебиты нефти изменились в диапазоне от 0,2м3/сут в скважине №15 при её работе на 3-мм штуцере до 246м3/сут в скважине №9 на штуцере 10мм при депрессии 18,4% от пластового давления; дебиты попутного газа составляли от минимального 0,023 тыс. м3/сут до максимального 56,103. м3/сут (скважина №7, штуцер диаметром 10мм). Установлены следующие средние значения основных параметров пластовой нефти горизонта КТ-2: давление насыщения нефти газом 24,0МПа, газосодержание 236 м3/т, вязкость нефти 0,34 мПа*с, пластовая температура +680С. Дегазированная нефть КТ-2 характеризуется как сернистая, смолистая, малопарафинистая, застывающая при отрицательной температуре и содержащая более 50% светлых фракций.

Породами-коллекторами являются, в основном, биоморфные известняки с каркасообразующими водорослями, окатанно-зернистые известняки с отмытой пелитовой илистой массой, диагенетические доломиты. Пустотное пространство представлено, в основном, порами, небольшую долю составляют каверны и микротрещины. Тип коллектора КТ-2 принят как поровый поровотрещинный, средние значения пористости 0,124 (от 0,076 до 0,197) и проницаемости 26х10-3мкм2 (от 0,4 до 379,5х10-3мкм2).

Покрышками являются в целом для месторождения кунгурская каменная соль, а для КТ-2 еще глинистые породы межкарбонатной толщи (МКТ).

В разрезе месторождения серия водоносных горизонтов, составляющих 2 гидрогеологических этажа (надсолевой и подсолевой), разделенные кунгурскими отложениями.

В результате разведочных работ изучено 2 подсолевых водонапорных комплекса КТ-1 и КТ-2, в которых опробовано соответственно 9 объектов в 7 скважинах. Воды КТ-1 пластовые, хлоркальциевые типа с минерализацией 109,5-139 г/л; рН=6,1-6,6; плотность их 1,03-1,05 г/см3, а дебиты от 1,03 м3/сут. Пластовые воды насыщены газом, газосодержание составляет 2,6-3,5 м3/м3, водорастворенные газы по составу относятся к метаново-азотно-углекислому типу, в некоторых скважинах в них обнаружен сероводород от 0,53 до 0,83%.

Воды сульфатно-терригенных пород кунгурского яруса получены в скважинах в интервале 360-2398 м. Это рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией 21,1-25,9 г/л при плотности 1,0395-1,716 г/см. Статический уровень устанавливается в пределах 200-300 м. Дебиты скважин при снижении уровня 100-200 м составляют 0,04-3,66 л/сек. Содержание микроэлементов в подземных водах изменяется в широких пределах.

Подземные водоотложения верхней Перми-триаса имеют широкое распространение и приурочены к песчано-алевролитным и песчано-гравелитовым породам. Воды напорные, в основном, хлоркальциевого типа с минерализацией 50,1-291 г/л при плотности 1,0321-1,1325 г/см3. Содержание сульфатов при общем значении 0,01-8,5 мг/л невысокое. Дебиты при понижении уровня на 100-150м. составляют 0,2-0,4 л/сек.

Подземные воды мезозой-кайнозойского водоносного этапа распространены очень широко и приурочены к мощной толще терригенных образований. Водоносные горизонты приурочены приемущественно к песчаным прослоям мощностью 10-30м. По составу воды гидрокарбонатно и сульфатнонатриевые с невысокой минерализацией.

Воды преимущественно неметаморфизированные, имеют высокие напоры и дебиты при понижении уровня на 20-40м до 5,13,6 л/сек.

Воды аптского и альбских отложений широко используются буровыми предприятиями соответственно для технического и питьевого водоснабжения. Воды аптских отложений имеют минерализацию 1,735-3,300 г/л, плотность 1,001-1,002 г/см3, дебиты их до 120 м3/сут. Воды альбских отложений пресные, с минерализацией 0,2-0,6 г/л.

2. Технико-технологическая часть

2.1 Подготовительная работа к капитальному ремонту скважины

Различают два вида ремонта скважин - наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов, станков-качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д.

Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины.

По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный.

В связи с тем, что скважина представляет собой сооружение, включающее несколько колонн труб и различного рода устьевое и подземное оборудование, то естественно, что в процессе эксплуатации скважин возможны нарушения нормальных условий работы оборудования, требующие его ремонта или замены.

Об эффективности работы скважины и используемого в ней оборудования судят по межремонтному периоду (МРП), который определяется продолжительностью нормальной эксплуатации скважины в сутках от ремонта до ремонта. Продолжительность ремонта в МРП не включается. МРП рассчитывают по отдельным скважинам, нефтепромыслу или НГДУ в целом за полугодие или год. Исчисления МРП выполняются отдельно по способу эксплуатации скважин.

Другим важным параметром, по которому судят об успешности эксплуатации скважин, является коэффициент эксплуатации.

Коэффициентом эксплуатации - называют отношение отработанных скважино-дней к календарному времени. Отработанные скважнно-дни определяются временем, в течение которого скважина подавала нефть, т. е. для определения отработанных скважино-дней из календарного времени следует вычесть продолжительности ремонта, простоя в ожидании ремонта и других простоев. В условиях хорошо организованной работы цехов по добыче нефти коэффициент эксплуатации скважин может достигать 0,95-0,98, а в условиях фонтанной добычи - С,99-1.

В зависимости от сложности ремонтных работ их разделяют на работы по текущему и капитальному ремонтам скважин.

Текущий ремонт скважин включает проведение работ по замене подземного оборудования, очистке труб и забоев скважин от отложений парафина, солей, песка, а также выполнение мероприятий по увеличению дебитов скважин.

Цель текущего ремонта - устранение неполадок, нарушающих режим работы скважин, и замена подземного оборудования.- Поэтому текущий ремонт скважин часто называют подземным ремонтом.

Текущий ремонт скважин подразделяют на планово-предупредительный (профилактический) и восстановительный.

Планово-предупредительным называют ремонт скважин, предусмотренный соответствующим календарным графиком. Графики могут составляться на месяц, квартал, год.

Профилактический ремонт выполняется для упреждения неожиданных нарушений в работе подземного оборудования скважин и своевременного устранения накоплений в отложениях парафина, песка, продуктов коррозии, могущих привести к непредвиденным нарушениям режима его работы.

Восстановительным ремонтом называют ремонт скважин, вызванный непредвиденным нарушением технологического режима их эксплуатации, включая полное прекращение отбора нефти из скважин.

Капитальный ремонт скважин - это проведение более сложных работ, связанных с ликвидацией аварий колонн или подземного оборудования, а также изоляция пластовых и посторонних вод, восстановление скважин зарезкой и бурением второго ствола и др.

2.2 Общие сведения о текущем ремонте скважины

Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.

Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации(прогрев, промывка, закачка химреагентов).

Текущий ремонт может быть планово-предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

Второй вид текущего ремонта - восстановительный, проводимый с целью устранения отказа - это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из-за разных причин, а в основном из-за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования.

Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (КЭ) и межремонтный период (МРП). КЭ - это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (ТОТР), к календарному периоду (ТКАЛ). МРП - это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени ТОТР за год к количеству ремонтов Р за этот же срок.

КЭ = ТОТР / ТКАЛ;

МРП= ТОТР / Р;

Путями повышения КЭ и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе.

Капитальный ремонт обладает большой трудоемкостью и напряженностью, т.к. требует значительных затрат мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения из скважины спущенных устройств. Следует учесть, что текущий ремонт выполняется на открытом воздухе, порой в сложных климатических условиях.

В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5% - с ЭЦН.

При текущем ремонте проводятся следующие операции:

- Транспортные - доставка оборудования на скважину;

- Подготовительные - подготовка к ремонту;

- Спускоподъемные - подъем и спуск нефтяного оборудования;

- Операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;

- Заключительные - демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.

Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт - за счет создания монтажеспособных машин и агрегатов, спускоподъемных операций - за счет создания надежных автоматов для свинчивания-развинчивания труб и штанг.

Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый - «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления PЗАБ, превышающего пластовое. Второй - применение различных устройств - отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ.

Спускоподъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развенчивании) насосно-компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях - инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации.

Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Спускоподъемные операции со штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание) штанг производят механическим штанговым ключом.

В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ (запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного отвинчивания трубы и штанги.

2.2.1 Технология капитального подземного ремонта скважин

Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Это - работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопротока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие.

Учитывая специфику работ, в нефтегазодобывающих управлениях создаются специализированные цехи по капитальному ремонту, объединяющие бригады. В состав бригады входит мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий.

Работа выполняется по геологическому наряду, в котором указывается характеристика скважины, а так же перечень всех планируемых работ.

Скважина, вышедшая в капитальный ремонт, остается в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда.

2.2.2 Механизмы и оборудование для ремонтных работ

Для механизации подготовительных работ используют специальные агрегаты.

Агрегат для механизированной установки якорей для оттяжек - АМЯ-6Т смонтирован на трелевочном тракторе ТДТ-75. Агрегат состоит из мачты, ротора, механизма вращения ротора, лебедки, трансмиссии, гидро- и электросистемы.

Ротор служит для передачи крутящего момента якорю. Лебедка предназначена для подъема и удержания на мачте рабочей штанги. Перемещение ротора вверх-вниз, подъем мачты и стрелы обеспечивается гидравлическими насосами. Диаметр заглубляемых якорей 350, 500 мм, при грузоподъемности мачты 60 кН и максимальном крутящем моменте ротора 30 кН*м.

Передвижной агрегат ремонта скважины (ПАРС) применяется для выполнения земляных работ при подготовке скважины к ремонту: установка оттяжек, рытье траншей, укладка мостков, труб, штанг и т.д.

Выполнен на базе трактора и состоит из гидравлического крана, бульдозерного отвала, механизма для резки грунта, лебедки.

Стрела грузоподъемностью 5 кН и с вылетом 3,6 м смонтирована на бортовом фрикционе.

Механизм для резки грунта готовит траншеи глубиной 1,5-1,7 м и шириной 400 мм.

Агрегат для механизированной погрузки, транспортировки и разгрузки штанг (АПШ) предназначен механизировать процесс перевозки штанг, сохранив при этом их качество.

Включает в себя тягач, гидравлический кран, полуприцеп. Кран установлен за кабиной, управление с пульта (есть переносной пульт - до 10 м). Штанги при погрузках пакетируются и поднимаются специальной траверсой. Грузоподъемность агрегата до 55 кН.

В настоящее время получило преимущественное развитие самоходных ремонтных агрегатов. Основными узлами такого агрегата являются вышка, укрепленная оттяжками, талевый кронблок, кронблок, лебедка, гидравлический домкрат для вышки, винтовой домкрат для снятия усилий с колес, кабина для управления лебедкой.

2.2.3 Стационарные и передвижные грузоподъемные сооружения

Стационарные вышки являются грузоподъемным сооружением скважины и предназначены для подъема глубинного оборудования и устройств из скважины. Подразделяются на стационарные и передвижные.

Вышки изготавливаются из сортового проката и труб. Наиболее часто применяют вышки высотой 24 и 22 м и грузоподъемностью 750 и 500 кН.

Вместо вышек могут применяться стационарные или передвижные мачты, грузоподъемностью 150, 250 кН.

Следует иметь ввиду, что стационарные вышки используются лишь 2-3% времени в году. Поэтому в последние годы для подземного ремонта широко используют передвижные агрегаты, оснащенные своими вышками.

Вторым, не менее важным компонентом в технологической цепочке оборудования для подземного ремонта, является лебедка, монтируемая на шасси трактора или автомобиля отдельно или совместно с грузоподъемным сооружением. Наиболее широкое распространение на промыслах получили лебедки с приводом от двигателя трактора или автомобиля и тяговым усилием до 10 кН.

Для безвышечной эксплуатации скважин применяются самоходные агрегаты А-50у, «Бакинец-3М», «АзИНМАШ-43А», «АзИНМАШ-37А».

2.2.4 Технология изоляционных работ по устранению или ограничению водопритоков

Обводнение скважин может происходить по разным причинам. Вот несколько из них: негерметичность заколонного цементного кольца, вследствие чего возникает сообщение между нефтеносным и водоносным пластами; подтягивание к фильтру скважины подошвенных вод из-за интенсивного отбора или заводнения; прорыв вод из верхних водоносных горизонтов через дефекты в эксплуатационной колонне.

Наличие заколонного перетока может быть определено закачкой в пласт через фильтр радиоактивных изотопов, растворенных в 1.5…2 м3 воды (радиоактивное железо, цирконий, цинк). Наличие перетока позволит попасть части радиоактивной жидкости в водонасыщенный пласт, что будет отмечено на кривой гамма-каротажа аномальным всплеском по сравнению с аналогичной кривой, снятой до закачки изотопа. Изоляция притоков производится несколькими способами, одним из которых является закачка цементного раствора в трещину с целью ее повторного цементирования, или закачка специальных смол.

2.2.5 Зарезка второго ствола

Если аварию в скважине устранить не удается, и ствол ее не может быть использован для добычи нефти, следует рассмотреть вопрос о ликвидации скважины или возможность бурения с некоторой глубины нового ствола. При этом следует провести тщательный технико-экономический анализ, чтобы убедиться в целесообразности зарезки второго ствола по сравнению с бурением новой скважины.

Технология зарезки второго ствола состоит в следующем. На основании исследований и обследования эксплуатационной колонны выбирают интервал бурения: он должен быть по возможности ниже. В этом интервале колонна не должна иметь смятий, нарушений, а в разрезе не должно быть поглощаемых горизонтов.

Устанавливают цементный стакан высотой 5-6 м на глубине выбранного интервала, и после затвердения цемента проверяют колонну, спуская в нее направление диаметром на 6 мм меньше диаметра эксплуатационной колонны и длиной 6-8 м.

Спускают отклонитель на бурильных трубах и сажают его на цементный стакан. Создают нагрузку, расклинивают отклонитель на заданной глубине, поднимают трубы и спускают фрейзер-райбер (Приложение 1). Вращаясь по отклонителю, райбер прорезает «окно» в эксплуатационной колонне, которое затем расширяется райбером большего диаметра.

После прорезки и расширения «окна» приступают к проводке скважины по технологии, принятой для обычной скважины.

2.2.6 Изоляция притока подошвенной воды

В практике часто встречаются случаи обводнения путем подтягивания подошвенной воды за счет форсированного отбора. При этом образуются конуса обводнения, высота которых может быть соизмерима с толщиной пласта. В таких случаях прибегают к ограничению отбора жидкости по скважине или изоляции обводнившейся части пласта: устанавливают цементный мост и перекрывают часть пласта, закачивают в подошвенную часть пласта под давлением цементный раствор или различные пластмассы, схватывающиеся в водяной среде и образующие горизонтальный экран.

2.2.7 Перевод скважины на другой эксплуатационный объект

В связи с обводнением эксплуатирующегося пласта может возникнуть необходимость в переводе скважины на эксплуатацию с другого пласта, если таковой имеется в разрезе месторождения. При этом этот пласт может ниже или выше эксплуатируемого.

Технология перевода состоит в надежной изоляции обводненного пласта посредством закачки в него тампонирующего материала (цемента, смол) под давлением, образовании на забое цементного стакана, его разбуривании и углублении скважины до следующего, продуктивного пласта, спуске эксплуатационной колонны и ее цементировании, простреле фильтра, вызове притока из нового объекта.

2.2.8 Испытание колонны на герметичность

Нормальная длительная работа скважины обеспечивается периодическим испытанием ее эксплуатационной колонны на герметичность. Это, тем более, необходимо делать после аварийных и изоляционных работ.

Испытания на герметичность проводят двумя способами: опрессовкой и снижением уровня жидкости в стволе скважины. Технология испытательных работ состоит в следующем.

Для опрессовки устье скважины оборудуется опрессовочной головкой, через которую в ствол нагнетают жидкость.

2.2.9 Ловильный инструмент

Конструкции ловильного инструмента весьма многообразны. Однако по принципу захвата их можно подразделить на три основные группы:

Плашечные ловильные инструменты, работающие на принципе заклинивания предмета снаружи или изнутри ловителя (Приложение 2);

Нарезные ловильные инструменты, работающие на принципе нарезания резьбы на предмете с одновременным наворачиванием на него ловителя;

Прочие типы.

Рассмотрим некоторые конструкции ловильного инструмента.

Наружная труболовка предназначена для захвата труб, штанг, или других предметов в скважине за тело или муфту. Представляет собой разрезной гребенчатый захват, помещенный в корпус и укрепленный на трубах. Ловимый предмет накрывается захватом, который при входе вверх увеличивает диаметр отверстия, пропуская предмет в ловитель. При натяжке шлипс идет вниз, и его зубья врезаются в тело предмета, заклинивая его в ловителе.

Внутренняя труболовка предназначена для спуска внутрь ловимой трубы. Состоит из корпуса, на котором укреплена плашка, связанная со стержнем и подвижным кольцом. Корпус вводится внутрь ловимой трубы, при этом плашка поднимается вверх, уменьшая диаметр ловителя, и создавая условия для входа. При натяжке плашка уходит вниз, увеличивая диаметр корпуса ловителя и заклинивая трубу.

Овершот эксплуатационный предназначен для ловли труб или штанг за муфту при помощи плоских пружин укрепленных на внутренней поверхности корпуса. При надвигании на предмет пружины расходятся, пропуская его внутрь ловителя, а затем сходятся.

Клапан для ловли штанг применяется для ловли штанг за муфту. Состоит из корпуса, в котором укреплены раскрывающиеся подпружиненные плашки. Плашки раскрываются, пропуская предмет, а затем сходятся.

Фрезер с внутренними зубьями применяется для фрезерования верхних концов аварийных труб или штанг для того, чтобы затем можно было работать ловителями. Состоит из корпуса, в котором нарезаны продольные зубья.

Метчик эксплуатационный предназначен для ловли за внутреннюю поверхность трубы или муфты. Состоит из корпуса, на котором в его усеченной части имеется резьба. Она может быть нарезана на ловимом предмете, а затем заловлена.

2.2.10 Ловильные работы в скважине

Технология ловильных работ разрабатывается применительно к характеру аварии в конкретной скважине на основе тщательного обследования.

Устанавливается характер аварии, глубина расположения оставшегося оборудования, диаметр скважины, возможность применения известных средств захвата, необходимость разработки новых средств. Ловильные работы сопряжены с возникновением больших, иногда непредсказуемых нагрузок, поэтому требуют высокой квалификации персонала. Опишем некоторые из часто встречающихся технологий ловильных работ.

2.2.11 Извлечение упавших труб

Устанавливают состояние конца трубы с помощью печати. Если он позволяет осуществить захват изнутри или снаружи, то производят спуск соответствующего инструмента. Если захват невозможен, то производят подготовку конца трубы путем фрезерования, нарезки резьбы, или другими способами. При этом возможны случаи прихвата труб, т.е. заклинивания их в колонне. Тогда прибегают к их расхаживанию, подаче промывочных жидкостей, созданию повышенных нагрузок с целью натяжения или отрыва отдельных труб или части колонны.

2.2.12 Извлечение установки ЭЦН

Технология извлечения УЭЦН с оборвавшимися трубами не отличается от принятой для извлечения обычных труб. Работы могут осложниться, если трубы окажутся покрытыми оборвавшимся кабелем.

В этом случае проводят работы по извлечению кабеля для получения доступа к трубам.

Не исключено заклинивание узлов УЭЦН в колонне ослабленным кабелем и металлическими поясами, что потребует создания больших усилий, которые могут закончиться разрушением труб или соединительных частей УЭЦН. Работы могут потребовать фрезерования оставшихся частей, нарезания на них резьбы и длительных спускоподъемных операций по извлечению частей УЭЦН.

2.2.13 Ликвидация скважин

Ликвидация скважин - комплекс работ, связанный с выводом скважины из эксплуатации по следующим причинам: а) скважины геологоразведочные, выполнившие свое назначение (первая категория); б) сухие эксплуатационные скважины (вторая категория); в) аварийные скважины с осложнениями при бурении или эксплуатации (третья категория); г)обводнившиеся эксплуатационные скважины (четвертая категория); д) скважины, оказавшиеся в зонах строительства или стихийных бедствий (пятая категория).

Ликвидация скважины согласуется с органами надзора и предполагает проведение на скважине следующих работ.

Интервал пластов со слабыми нефтяными проявлениями цементируется на глубину толщины пласта, плюс 20 м ниже подошвы и выше кровли. Над продуктивным пластом устанавливается цементный мост высотой не менее 50 м. Ствол скважины заполняется буровым раствором, позволяющим создать давление на забой выше пластового.

Если в разрезе скважины не встречаются напорные минерализованные или сероводородные воды, допускается извлечение технических колонн, при этом в башмаке последней колонны устанавливают цементный мост высотой не менее 50 м.

Устье ликвидированной скважины оборудуют репером, представляющим собой сплюснутую сверху 73 мм трубу, на нижний конец которой насаживается деревянная пробка. Труба опускается в скважину на глубину не менее 2 м и заливается цементом. Над устьем устанавливают бетонную тумбу размером 1*1*1 м, из которой должен выходить репер высотой не менее 0,5 м. При извлеченной колонне репер над шахтной тумбой не устанавливают.

2.3 Расчетная часть

Эффективность деятельности предприятия отражает как бы синтетический уровень успешности или неуспешности всей производственной и коммерческой политики предприятия и должна характеризовать различные стороны его деятельности. Поэтому, хотя в общем случае под эффективностью понимают отношение эффекта к затратам, для более полного анализа деятельности предприятия необходимо анализировать различные стороны его финансово-экономического положения с помощью системы экономических показателей.

Определение эффективности деятельности предприятия позволяет обеспечить баланс рыночных запросов с реальными возможностями самого предприятия, выработать обоснованные программы его производственного развития и поведения на рынке, а также подвести реальную, компетентную основу под принимаемые решения.

Главная цель всех исследований: определить конкурентоспособность предприятия, выявить его сильные и слабые стороны, найти пути совершенствования его деятельности.

Предприятию нужно измерять эффективность для того, чтобы разработать стратегию развития, маркетинговую политику, рационально использовать ресурсы, улучшать финансовое положение.

Оценка эффективности деятельности предприятия должна дать ответ, насколько оно успешно решает эти и другие фундаментальные проблемы. Главное назначение системы оценки - объективно отражать деятельность предприятия на рынке или отдельные социально-экономические процессы, характеризующие эту деятельность.

Чтобы правильно определить важнейшие направления повышения экономической эффективности общественного производства в целом, необходимо сформулировать критерий и показатели эффективности, характеризующие качественную и количественную ее стороны.

В экономической литературе также можно встретить разнообразные суждения о том, что следует понимать под критерием экономической эффективности: единый критерий, дополненный системой частных показателей; единый критерий, выражаемый, в конечном счете, лишь единым показателем; систему критериев (отношение физического объема национального дохода к сумме основного и оборотного капиталов; общественная трудоемкость; величина общественного продукта; снижение стоимости продукта при любых ценах и др.).

Наиболее распространенная точка зрения - обобщающим (или единым) критерием экономической эффективности общественного производства служит уровень производительности общественного труда.

Производительность общественного труда (ПТобщ) измеряется отношением произведенного национального дохода (НД) к средней численности работников, занятых в отраслях материального производства (Чм):

ПТобш = НД/Чм.

Показателями эффекта на уровне хозяйства страны в целом являются чистый внутренний продукт и национального дохода. Показатель валового внутреннего продукта (ВВП) не дает точного представления об объеме продукции, произведенной за год, так как в нем наравне с конечными товарами и услугами фигурируют и амортизационные расходы, необходимые для возмещения потребленного капитала (изношенных машин и оборудования).

Поэтому в экономике используются показатель ЧВП, который определяется вычитанием из общего ВВП отчислений на потребленный капитал.

Национальный доход (НД) - доход, выплачиваемый промышленностью поставщикам ресурсов производства. Среди них главную роль играют трудовые ресурсы, за которые население получает доход в виде заработной платы. Другими составляющими НД считаются доходы, получаемые в виде процентов за капитал, ренту и, наконец, прибыль. Таким образом. НД служит важным показателем активности экономической деятельности нации, и поэтому в настоящее время статистическая отчетность о нем по рекомендации ООН вводится во всех саранах.

Исходя из многообразия и сложности производственных условий, эффективность производства на уровне народного хозяйства в целом, промышленности (отрасли), предприятия характеризуется коэффициентами эффективности (Кнх), отражающими количественную сторону критерия. На уровне народного хозяйства (Кнх) определяется как отношение национального дохода (НД) к сумме всех затрат этого уровня, или по формуле:

К н.х. = НД/МЗ + Ф + 3 + Zкап,

где МЗ - материальные затраты;

Ф - основные фонды;

3 - фонд оплаты;

Zкап - капитальные вложения, приведенные к единой размерности.

Комплексная оценка эффективности деятельности предприятия представляет собой совокупность характеристик, полученных в результате системного анализа деятельности предприятия. Она должна соответствовать социально-экономической деятельности предприятия. Только в этом случае она позволит:

- профессионально оценить деятельность предприятия и его структурных подразделений;

- охарактеризовать финансовую устойчивость предприятия;

- своевременно определить факторы, влияющие на доходность предприятия;

- определить затраты (издержки) и тенденции их изменения;

- найти оптимальные пути развития предприятия.

Таким образом, количественно коэффициент эффективности дополняется системой показателей, включающей: обобщающие показатели использования всех производственных ресурсов и частные показатели использования живого труда и прошлого, овеществленного в средствах производства и предметах труда. Иными словами, обобщающие показатели характеризуют в целом эффективность производственного процесса, конечный результат работы, частные показатели - одну из составляющих (сторон) производственного процесса.

3. Техника безопасности и противопожарные мероприятия, охрана окружающей среды

Единые правила охраны недр (ЕПОН) при разработке месторождений полезных ископаемых в Республике Казахстан, утвержденные Постановлением Правительства от 21 июля 1999 г. № 1019.

Законы Республики Казахстан и другие нормативные акты и ГОСТы, касающиеся охраны земли, воздушной среды, водоемов и подземных вод.

Макет рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ. Раздел 3. «Охрана окружающей природной среды». Дополнение к РД 39-0148052-537-87. М.1990г.

К основным потенциальным загрязнителям окружающей среды при строительстве скважин относятся: буровые и тампонажные растворы; буровые сточные воды (БСВ) и буровой шлам (БШ); продукты испытания скважин (пластовый флюид: газ, нефть, газоконденсат, минерализованная вода); продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания и котельных: химические реагенты и материалы для приготовления, утяжеления и обработки буровых и тампонажных растворов.

Загрязнение атмосферного воздуха происходит при работе двигателей внутреннего сгорания, а также в аварийных ситуациях при нефтегазопроявлениях, открытых фонтанах.

Вредные вещества, попадая из источников загрязнения в одну из природных сред (воздушную, водяную, почвенную) вовлекаются в общую миграцию (круговорот) веществ и, как правило, в течение того или иного отрезка времени получают распространение во всех природных средах.

В связи с этим необходимые требования к техническим средствам и технологии ведения строительства скважин, а также специальные природоохранные мероприятия направлены, в основном, на ликвидацию источников загрязнения природной среды или на сведение их влияния к минимуму, соответствующему ПДК.

Для контроля за наличием сероводорода и углеводородов в воздушной среде производственных помещений и на площадках с оборудованием и аппаратурой должны быть смонтированы стационарные газоанализаторы с сигнализирующими устройствами. Запрещается пуск в работу и эксплуатация газоопасных объектов при отсутствии или неисправности системы контроля воздушной среды на токсичные и взрывоопасные концентрации газов.

На каждом объекте должен быть определен перечень мест установки пробозаборных устройств стационарных газоанализаторов (сигнализаторов), отбора проб для лабораторных анализов и замера переносными приборами, утвержденной руководителем предприятия. При этом должны быть учтены наиболее вероятные места скопления сероводорода и сернистого газа при сжигании сероводорода.

На каждом объекте должен быть составлен перечень газоопасных мест и работ. Газоопасные места, а также трассы действующих трубопроводов должны быть обозначены знаками безопасности в соответствии с действующими стандартами.

Бригады, занятые на работах, связанных с возможным выделением сероводорода, должны быть обеспечены приборами для определения концентрации сероводорода.

Члены бригады должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты (СИЗ), знать их устройство и уметь пользоваться ими.

Количество и типы приборов контроля концентрации сероводорода в воздухе, аппаратов искусственного дыхания и СИЗ на объектах должны определяться с учетом специфики работ.

СИЗ от сероводорода и переносные приборы для определения его концентрации должны храниться в вагон-домах в шкафах с индивидуальными гнездами. При работах в условиях возможного выделения сероводорода выше ПДК необходимые СИЗ и приборы должны находиться у работающих или в специально оборудованных местах непосредственно на рабочих площадках.

В зимнее время места хранения средств защиты и приборов должны быть утеплены.

Контроль воздушной среды на объекте должен проводиться: в местах возможного выделения и скопления сероводорода на открытом воздухе - каждые 24 часа; в закрытых помещениях - каждые 8 часов; в емкостях, колодцах, траншеях и других плохо проветриваемых местах - перед началом, в процессе и после окончания работ.

Результаты замеров (или анализов) должны заноситься в «Журнал контроля воздушной среды».

Отбор проб воздуха или замер концентрации сероводорода переносными приборами должен производиться специально обученными лицами в присутствии дублера. При этом они должны иметь при себе соответствующие СИЗ, в том числе противогазы.

При содержании сероводорода в воздухе выше ПДК для рабочих зон необходимо: Надеть соответствующие противогазы. Оповестить ответственного исполнителя, ответственного руководителя работ и находящихся в опасной зоне людей. Принять меры по устранению (снижению) загазованности. Организовать контроль воздушной среды до ликвидации опасной загазованности не реже, чем через каждый час. Обозначить загазованную зону знаками безопасности (с учетом направления ветра). Принять меры по предупреждению захода (заезда) в загазованную зону посторонних лиц, транспортных средств и животных. При необходимости организовать посты.

При повышении на рабочих местах (или вблизи их) концентрации сероводорода в воздухе, близкой к 0,5% объемных (7594 мг/м3), допустимой для фильтрующих противогазов, необходимо: Выйти из опасной зоны. Сообщить о создавшейся аварийной обстановке ответственному руководителю и исполнителю работ. После устранения причины возникновения опасных концентраций сероводорода необходимо провести контрольные замеры в местах возможного скопления газа. Применяемые на объектах оборудование и аппаратура, непосредственно соприкасающиеся с сероводородной средой должны быть в антикоррозийном исполнении, иметь паспорт и гарантию на работу в этой среде при установленных проектом параметрах. Перед спуском в скважину обсадные и насосно-компрессорные (лифтовые) трубы, которые будут работать в сероводородной среде, должны быть подвергнуты 100%-ному контролю (опрессовка, калибровка, шаблонирование). Не допускается применение нейтрализаторов, присадок, ингибиторов и т.д., если не известны их свойства (токсичность, взрывоопасность). Для каждого объекта должен быть составлен план ликвидации возможных аварий, включающих аварии, связанные с выделением сероводорода. В плане должны быть предусмотрены схема расстановки людей и механизмов, пути эвакуации людей, подъездные пути, наиболее опасные зоны возможного скопления и распространения сероводорода, точки замеров концентраций сероводорода, указаны места хранения СИЗ.