Гидродинамические исследования скважин в ООО "Геотех"

Прибор имеет следующие функции:

- таймер реального времени, что позволяет начинать синхронизировать несколько приборов;

- позволяет задавать задержку перед включением;

- позволяет начинать замер при превышении заранее установленного значения давления;

- имеет контроль состояния батарей;

- позволяет задавать периоды измерения давления и температуры;

- опускаться на скребковой проволоке, геофизическом кабеле или трубах;

- имеет возможность присоединения дополнительного грухза.

При обработке результатов исследования скважин я примени специальные приборы МГН-2 и РГД-4.

Скважинный манометр МГН-2 представляет собой более совершенную модель манометра геликс нового типа. В нем геликсная пружина 12 крепится к переходнику 14 с помощью специального уплотнительного устройства 13. этим обеспечивается легкость ее замены, а также повышается герметичность соединения внутренней полости пружины с полостью сильфона. Передача угла поворота свободного конца геликса осуществляется с помощью зубчатой муфты 11 и промежуточного валика 10, вращающегося в шарикоподшипниках

8 и 9. Пишущее перо 6 укреплено на боковой поверхности втулки 7, которая центрируется относительно барабана 4 при помощи направляющей трубы 3. Передача от часового механизма 1 к винту каретки 5 осуществляется через редуктор 7. Редукторы 2 сменных винта с различным ходом обеспечивают получения четырех масштабов записи при использовании одного часового механизма.

Расходомер глубинный дистанционный РГД-4 предназначен для измерения расхода в эксплуатационной колонне нагнетательных скважин, оборудованных насосно-компрессорными трубами - с целью исследования профиля поглощения.

Условия эксплуатации расходомера (в скважине):

А) рабочая среда - пластовая вода;

Б) диапазон расхода:

- при измерении в колонне 146мм. 4-100м³/ч

- при измерении в колонне 168мм 6-100м³/ч

В) максимальное давление 60МПа;

Г) максимальная температура рабочей среды 120⁰С:

Основными функциональными узлами расходомера являются: турбинный датчик 2 с магнитоуправляемым преобразователем, центратор (пластинчатый пружинный), приборная головка и наконечник.

Турбинный датчик расхода является измерительным узлом. В качестве преобразователя числа оборотов турбинки в электрический сигнал служит магнитоуправляемый сигнал, взаимодействующий с магнитом установленным на оси турбинки. Турбинка вращается на агатовых подпятниках. Нижней опорой оси турбинки является регулировочный винт. Магнитоуправляемый контакт размещен в герметичной камере. Центратор пластинчатый пружинного типа состоит из оси и двух муфт, соединенных между собой тремя пластинчатыми пружинами. На нижнем конце оси центратора устанавливается наконечник. Головка приборная служит для соединения кабельной головки с расходомером и герметизации токопроводящей жилы.

3.7 Обработка результатов исследования скважин

3.7.1 Обработка результатов исследований скважин при установившемся режиме фильтрации.

Исследование скважин при установившемся режиме фильтрации основано на последовательном ступенчатом и неоднократном изменении давления на забое исследуемой скважины и получении при неустановившемся забойном давлении установившегося дебита или расхода жидкости. Полученная при этом зависимость "дебит - забойное давление" носит название индикаторной диаграммы.

На практике под установившемся режимом понимают состояние скважины, при котором не происходит изменение забойного давления, а дебит (расход) постоянен. Постоянство забойного давления и дебита определяется путем сопоставления последовательно измеренных значений дебита и забойного давления.

При установившемся режиме работы скважины фильтрация жидкости в однородном пласте при линейном законе определяется как

 q = (10)

Из данного уравнения находят коэффициент продуктивности

K = (12)

Последовательно и ступенчато изменяя забойное давление и измеряя при этом дебит, сроят зависимость

q - Р_с (или ? Р = Р_пл - Р_с).

Эта зависимость в координатах

Р_с ( или ? Р) - q

будет прямой. Угол наклона этой прямой к оси дебитов определяет коэффициент продуктивности. По значению коэффициента продуктивности определяют гидропроводность:

(13)

За радиус контура питания R_k на разрабатываемых залежах принимается половина расстояния между скважинами. На разведочных площадях за радиус контура питания рекомендуется принимать радиус влияния скважины R_пр :

 ? (14)

где t- время, отсчитываемое с момента пуска скважины, сек.

Пьезопроводность скважины определяется, как

(15)

Радиус скважины r_с определяется по диаметру долота, если исследуемая скважина совершенна по степени и характеру вскрытия.

Индикаторная диаграмма на примере скважины 12493. Скважина вскрыла горизонт в интервале 1650,4-1665,0 м. Оборудована 5'' 6 СК с длиной хода штока 1,2м и числом качаний 7 1/ мин. Внедрен насос диаметром 43мм. Обводненность продукции 3%. Радиус контура питания составляет 150м, диаметр скважины - 10 см. Изменение забойного давления производилось путем смены длины хода полированного штока. Полученные при этом данные сведены в таблицу 1, а на рисунке 7 приведены временные диаграммы изменения дебита и забойного давления. На основании данных таблицы 2_и рисунка построена индикаторная диаграмма. Определим гидропроводность пласта для прямолинейного участка диаграммы :

= (16)

В нефтепромысловой практике чаще встречаются индикаторные диаграммы, которые на начальном участке прямолинейны, а по мере увеличения депрессии переходят в выпуклую к оси дебитов кривую. Искривление индикаторных диаграмм связано с нарушением линейного закона фильтрации. Выпуклый вид кривой обычно бывает при исследовании скважины при безнапорном режиме, режиме растворенного газа, при снижении забойного давления ниже давления насыщения, а при пластовом давлении - выше давления насыщения.

Время, необходимое для работы скважины на каждом режиме, следует определять путем сопоставления последовательно измеренных значений дебита и забойного давления, то есть снятия временных диаграмм (табл. 2).

Таблица 2. Измеренные значения дебита.

Дата	Длина хода штока СКН, м	Дебит м3 / сут.	Давление, ат.	Примечание
21.12	1,2	14,7	57,60
12.12		14,9	56,81
23.12		14,4	56,35
24.12	1,5	18,8	56,16	смена длины хода штока
27.12		18,5	54,44
28,12		18,2	54,10
29,12		18,1	53,74
5.01		18,3	51,86
6.01		18,3	51,91
10.01	1,8	17,8	50,43	смена длины хода штока
10.01		23,0	50,72
11.01		20,6	49,86
12.01		20,9	49,44
13.01		20,6	49,05
14.01		20,6	48,63
17.01		20,1	47,17
18.01		19,9	46,77
19.01		20,0	46,40
24.01		19,4	44,99
25.01		19,4	44,67
6.01	2,1	26,3	44,98	смена длины хода штока
27.01		23,0	43,68
28.01		23,4	43,11
3.02		20,9	40,99
4.02		21,9	40,66
7.02		21,6	39,42
8.02		20,7	39,14
9.02		21,2	39,18

3.7.2 Обработка результатов исследований скважин с учетом дополнительного притока жидкости в скважину

Немгновенное прекращение притока жидкости в скважину после ее остановки существенно искажает кривые восстановления давления,

несущих информацию о призабойной зоне, оказываются не пригодными для использования. При длительном наблюдении кривые восстановления давления асимптотически стремятся к кривой, соответствующей мгновенному закрытию скважины на забое. Однако, это связано, особенно для низкодебитных скважин, с длительной остановкой скважины.

Для сокращения времени наблюдения разработаны методы обработки кривых восстановления давления с учетом притока. На практике непосредственно измерить темп затухания притока с необходимой точностью чрезвычайно трудно. Поэтому приток определяется расчетным путем. Методы обработки с учетом притока разделяют на дифференциальные, при которых результаты исследования обрабатываются при помощи графического

дифференцирования, и интегральные, при которых результаты обрабатываются при помощи численного или графического интегрирования. Интегральные методы более предпочтительны, так как свободны от погрешностей графического дифференцирования.

Интегральные и дифференциальные методы являются наиболее строго гидродинамически обоснованными. В последующем выполнено большое количество работ, направленных на упрощение этих точных методов.

Для приближения реальной кривой восстановления давления к теоретической, в условиях неизбежного притока после остановки, обычно водят поправочный коэффициент Z, значение которого по мере возрастания времени исследования стремится к единице. Тогда зависимость изменения давления в скважине после ее остановки записывается в виде:

Z•?P(t) = Z = (17)

Расчет дополнительного притока производится как

(18)

где S_зт , S_нкт- площади сечения затрубного ( кольцевого) пространства и насосно- компрессорных труб, см ².

Для глубинно-насосной скважины с закрытым пространством приведенное выше выражение принимает следующий вид

, (19)

А для случая, когда затрубный газ стравлен

(20)

Дифференцирование выражения выполняют с помощью приближенной формулы:

(21)

Тогда

 (22)

В тех случаях, когда трубы загрязнены (запарафинены), выражение приводит к завышению расчетных данных. В этом случае применяется поправочный коэффициент, определяемый следующим образом. Точка пересечения кривой q(t) с осью ординат принимается за значение дебита скважины в пластовых условиях до ее остановки. Отношение дебита скважины в пластовых условиях к дебиту, определяемому по графику, составит поправочный коэффициент. Произведение поправочного коэффициента на расчетное значение притока дает приведенное значение продолжающегося притока.

При обработке результатов измерений удобнее сначала построить кривую восстановления давления, затем произвести ее сглаживание. Разбить сглаженную кривую на отрезки через равные промежутки времени и далее обработку вести по вновь составленной таблице.

Сделаем некоторые преобразования в исходном выражении:

(23)

Введем обозначения:

(24)

Тогда в координатах имеем уравнение прямой линии

 (25)

Где i - угловой коэффициент этой прямой, а В - отрезок , отсекаемый ею от оси ординат.

Гидропроводность определяется как

= (26)

А комплексный параметр

(27)

скважины 12493,работавшей до остановки на исследование с дебитом 4,4 м³/сут (59,05 см³/сек). Площадь сечения межтрубного пространства 95 см².Плотность жидкости 0,914 г/см³.

В таблице 3 сведены результаты наблюдений и расчетов по кривой восстановления давления, разбитой на временные отрезки равные 20000 сек.

Подсчет продолжающегося притока производится по выражению:

см³/сек; (28)

см³/сек; (29)

Далее производится расчет:

; (30)

и т.д. (31)

Производится построение зависимости .

Для удобства введем обозначение: .

По прямолинейному участку полученного графика проводится прямая до пересечения с осью ординат. На прямолинейном участке выбираются две точки А и Б с координатами (Y₁ - lg t₁) и (Y₂ - lg t₂); определяется угол наклона:

(32)

И отрезок, отсекаемый от оси ординат

В = -1.

Тогда гидропроводность:

(33)

А комплексный параметр

(34)

Для определения времени, достаточного для выхода зависимости ? P(t)-lgt на прямолинейный участок при исследованиях на неустановившемся режиме, можно рекомендовать статическую обработку ранее снятых на данном месторождении (залежи) с кривых восстановления давления ( уровня). По имеющимся кривым восстановления, обработанных в координатах ? P(t)-lgt, определяют время начала выхода их на прямолинейный участок. Составляется таблица для случайной величины (в нашем случае значение lgt, соответствующее началу выхода кривой восстановления в полулогарифмических координатах на прямолинейный участок), а в правом- разрядная частота, т.е. число, показывающее как часто встречаются значения, сведенные в данный разряд ( в нашем случае количество скважин с одинаковыми или близкими значениями lgt ). (табл. 3.)

При обработке результатов исследований с учетом притока времени начала выхода кривой восстановления на прямолинейный участок существенно сократится.

Таблица 3. Результаты исследования

t • 102,сек	lg t	Pc(t),ат	?P(t)=Pc(t)-Pc, ат	q(t), см3/сек
0	-	82,0	0	-	-
200	4,3	87,0	5,0	25,98	0,15
400	4,6	92,5	10,5	28,58	0,34
600	4,78	98,7	16,7	27,02	0,52
800	4,90	102,9	20,9	21,82	0,56
1000	5,0	106,4	24,4	18,19	0,60
1200	5,08	109,7	27,7	17,15	0,66
1400	5,15	111.4	29,4	8,83	0,58
1600	5,20	113,4	31,4	10,39	0,64
1800	5,26	115,3	33,3	9,87	0,67
2000	5,30	117,2	35,2	10,39	0,71
2200	5,34	119,2	37,2	10,39	0,76
2400	5,38	121,2	39,2	5,20	0,80
2600	5,41	122,2	40,2	4,16	0,75
2800	5,45	123,0	41,0	4,67	0,75
3000	5,48	123,9	41,9	5,20	0,77
3200	5,51	124,9	42,9	5,20	0,79
3400	5,53	125,9	43,9	2,08	0,81
3600	5,56	126,3	44,3	3,12	0,78
3800	5,58	126,9	44,9	2,08	0,80
4000	5,0	127,3	45,3	2,60	0,81
4200	5,62	127,8	45,8	2,60	0,82
4400	5,64	128,3	46,3	2,08	0,82
4600	5,66	128,7	46,7	2,60	0,84
4800	5,68	129,2	47,2	1,04	0,82
5000	5,70	129,4	47,4	2,08	0,80
5200	5,72	129,8	47,8	1.04	0,84
5400	5,73	130,0	48,0	1,56	0,83
5600	5,75	130,3	48,3	2,08	0,84
5800	5,76	130,7	48,7	2,60	0,85
6000	5,78	131,0	49,0	1,56	0,85
6200	5,79	131,2	49,2	1,04	0,85
6400	5,81	131,5	49,5	1,56	0,86
6600	5,82	131,8	49,8	1,56	0,87
6800	5,83	132,0	50,0	1,04	0,86

3.8 Особенности исследования скважин оборудованных ШСН

Существует множество методов исследования скважин и технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процесс его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия.

Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосами, в основном, осуществляется гидродинамическими методами при установившихся или при неустановившихся режимах их работы.

Метод исследования скважин при установившихся режимах основан на определении зависимости дебита скважины от забойных давлений ( или уровней) и сводится к построению индикаторных кривых, характеризующих продуктивность скважин. Исследование проводится на двух-трех режимах работы. При этом получают значения дебитов и забойных давлений, соответствующих каждому режиму. Изменение режима эксплуатации скважин достигается изменением длины хода устьевого штока или числа качаний балансира, а в некоторых случаях- изменением глубины подвески насоса.

Сущность метода исследования скважин при неустановившихся режимах заключается в следующем. При установившемся режиме работы скважины замеряются дебит и соответствующие ему уровень ( динамическое забойное давление). Прекращается работа насоса и начинается наблюдение за изменением динамического уровня жидкости ( давление на забое) в течение времени, необходимого для восстановлении я уровня жидкости ( давления ) близко к статическому, замером уровня через каждые 30-60 минут. Затем включается насос и прослеживается уровень в течение 3-4 часов с указанным интервалов времени между отбивками уровня и измеряется объем жидкости, откачанной насосом за этот же отрезок времени.

Изменение давления во времени фиксируется при помощи скважинного манометра, установленного ниже насоса или манометра, смонтированного на затрубной линии скважины.

Динамический уровень жидкости замеряется при помощи эхолота или волномера, которые имеют различные конструкции и применяются на всех нефтяных промыслах.

По результатам замеров забойного (или затрубного) давлений и дебитов строится кривая восстановления давления, а на основании серии определений динамического уровня получается кривая восстановления уровня. По кривымвосстановления давления или уровня определяется коэффициент продуктивности скважины.

Из-за простоты и малой трудоемкости на промыслах скважины с СШН исследуются, в основном, методом построения кривых восстановления уровня.

Вся измерительная техника при проведении исследований на промыслах направлена на выполнение двух задач :

1) на измерение дебита ;

2) на измерение соответствующего этому дебиту давления ( депрессии).

В соответствии с этим она подразделяется на технику измерений и документацию дебитов и технику измерений и документацию соответствующих этим дебитам давления ( депрессий).

Исследование скважин и пластов может быть достаточно точным только при удовлетворительном выполнении на промыслах этих задач.

Особенности в области техники измерений дебитов на промыслах заключаются в следующем.

Необходимость определения процента нефти и эмульсии в добываемой жидкости по пробам; до сих эти пробы отбираются

1. из пробного крана. Что свидетельствует о несовершенстве этого метода.

2. Необходимость определения процента нефти в добываемой жидкости из сильно обводненных скважин.

3. Необходимость в достаточной продолжительности измерений в трапах, комбайнах, групповых установок.

4. Пульсация скважин, которая особенно сильно влияет на измерения при неудовлетворительной обвязке скважин, не позволяющей измерять дебит при неизменном рабочем противодавлении на выкиде фонтанной скважины.

5. При малой производительности скважин и их непродолжительной работе измерения количества жидкости в стволе скважин могут вызвать значительные погрешности в измерении дебитов.

В число особенностей отнести и существующую систему увязки дебитов отдельных скважин с суммарным дебитом скважин, обслуживаемых бригадой по добыче нефти и всех скважин промысла. Сумма дебитов отдельных скважин, подсчитанная строго по данным измерений, как известно, не совпадает с действительной суммой, полученной за сутки в резервуарном парке с участке, обслуживаемым бригадой по добыче. При увязке добычи мастер не всегда руководствуется желанием как можно вернее отразить в сведениях истинную картину распределения бригадной добычи по отдельным скважинам и пластам.

Таким образом, правильный учет добычи нефти, воды и газа приводит к правильной постановке исследования скважин.

На основании такого анализа следует рекомендовать:

1) измерять дебит нефти и воды по скважинам, дающим нефть и воду, используя для этой цели щупы, поплавковые приборы, влагомеры с непрерывной регистрацией показаний;

2) не определять процент содержания нефти в добываемой жидкости по пробам, отобранным из пробного краника;

3) не измерять количество нефти и воды путем спуска всей воды ( и части нефти) в канализацию;

4) Улучшить систему учета добычи нефти;

5) Необходимо учитывать поправку на объем жидкости в стволе скважины в тех случаях, когда производительность скважины и продолжительность ее работы малы.

В зависимости от параметров штанговой насосной установки практические динамограммы нормальной работы насоса имеют весьма разнообразные очертания ( лист 4 ).

На форму динамограммы существенно влияют глубина спуска насоса, число качаний балансира, наличие свободного газа в цилиндре насоса, неисправность клапанных узлов и т.д.

Так, с увеличением глубины спуска насоса увеличивается высота линии нагрузки при ходе вниз по отношению к нулевой линии, возрастает нагрузка от веса жидкости при сохранении отношения веса шланг к весу жидкости, на динамограмме укладывается меньшее число полуволн колебаний нагрузки.

С увеличением числа качаний на динамограмме появляются затухающие волнообразные изменения нагрузки при ходе плунжера вверх и вниз, причем с ростом числа качаний увеличивается их амплитуда, а число полуволн уменьшается.

При наличии утечки жидкости в нагнетательной части насоса (лист 4 динамограмма Ж) процесс восприятия нагрузки изображается линией, имеющей меньший угол наклона к горизонтали, чем линия восприятия нагрузки при нормальной работе насоса; правый верхний угол динамограммы закруглен; линия снятия нагрузки идет более круто и угол, образуемый ею и нулевой линией, имеет большой наклон.

Характерные особенности динамограммы насоса, имеющего утечки во всасывающей части следующие ( лист 4, динамограмма Д): процесс снятия нагрузки изображается линией, угол наклона которой к нулевой меньше, чем у линии снятия нагрузки при нормальной работе насоса ; левый нижний угол динамограммы закруглен; линия восприятия нагрузки идет более круто и угол между ней и нулевой линией имеет большой наклон.

При низкой посадке плунжера снижение нагрузки и последующий набор этой нагрузки на динамограмме записывается по-разному. Если удар нерезкий, нагрузка снижается плавно, посадка плунжера записывается в виде петли в нижнем левом углу динамограммы ( лист 4, динамограмма Г). Петля удара всегда располагается ниже линии штанг.

Обрыв (отворот) штанг записывается на динамограмме в виде узкой горизонтальной линии. Чем выше глубина обрыва (отворота), тем меньше вес оставшейся части колонны штанг и тем ниже линии веса штанг располагается динамограмма ( лист 4, динамограмма М).

3.9 Выводы и предложения

Современные гидродинамические методы исследования нефтяных скважин и пластов дают возможность получать важнейшие параметры пласта, на основании которых осуществляются процессы добычи, составляются технологические проекты разработки, проводится анализ текущего состояния разработки месторождений. В результате гидродинамических исследований определяются фильтрационные параметры пласта и скважины, величины дебитов, пластовых и забойных давлений, коэффициентов продуктивности, устанавливаются связи между скважинами по пласту и между пластами. Исследования, как правило, имеют действенную силу, когда их выполняют систематически, а результаты обрабатывают по методикам, максимально описывающим процессы в реальном пласте.

Все существующие промысловые гидродинамические методы исследования скважин можно подразделить на три большие группы.

К первой группе относятся методы исследования скважин при установившемся режиме их эксплуатации. Вторая группа включает методы исследования при установившемся режиме работы скважин, известные в нефтепромысловой практике под общим понятием исследования скважин по кривым восстановления давления (уровня).

Третья группа включает методы исследования пластов по взаимодействию скважин при однократном возмущении. В тех случаях, когда возмущение в скважине создается многократно и гармонически, то этот метод получил название метода фильтрационных гармонических волн давления.

Достоверность определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта по результатам гидродинамических исследований скважин зависит от ряда факторов. Среди них особо выделены следующие: правильный выбор гидродинамической модели и методики интерпретации результатов; определение области применения той или иной методики, источники возможных погрешностей. Для определения фильтрационно-емкостных свойств пласта в промысловых условиях наиболее часто используются кривые восстановления давления.

При интерпретации результатов без учета притока применяются методики ВНИИ, Хорнера и Минеева. Из существующих методов обработки кривой восстановления давления не учитывает приток, а в остальных случаях будет происходить приток жидкости из пласта в скважине, что исказит начальный участок КВД.

Недостатком методики Минеева является произвольный выбор прямолинейного участка в качестве касательной. В зависимости от наклона касательной, т.е. от выбора прямолинейного участка получаются различные значения гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности. Учитывая это, предлагаю наиболее простые и достаточно точные методики Щелкачева, Кумдина и УкрНИГРИ.

Методика Щелкачева с учетом притока применяется для скважин с высокими и средними дебитами ( выше 5 м³/ сут.)

Методика УкрНИГРИ применяется для скважин с малыми дебитами до 5 м³/сут. В основу метода УкрНИГРИ обработки КВД с учетом притока положен интегральный метод, разработанный Э.Б.Чекалюком радиального неограниченного пласта с ограниченным радиусом скважины. В этой методике достигнуто значительное упрощение в вычислениях с сохранением достаточной точности в решениях.

Для карбонатных коллекторов предлагаю использовать при интерпретации гидродинамические модели Полларда, Грингартена.

Применяемые для исследования приборы позволяют измерение только давлений или уровня жидкости и контроль работы ШСН. С целью повышения эффективности гидродинамических исследований, предлагаю программно- аппаратный комплекс для гидродинамических исследований скважин ГДИ-МС-701 и автономный цифровой манометр АЦМ-3.

Комплекс ГДИ-МС-701 предназначен для гидродинамических исследований скважин и позволяет производить измерения параметров давления, температуры, скорости потока, гамма-каротаж, локацию муфт с регистрацией результатов измерения в энергозависимой памяти с последующей интерпретацией данных.

Комплекс АЦМ-3 предназначен для регистрации значения давления и температуры по стволу скважины и изменения их во времени в любой точке, например, на забое при снятии кривой восстановления давления.

4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

4.1 Охрана труда и техника безопасности при исследовании скважин

Главной целью охраны труда является предупреждение несчастных случаев при исследованиях скважин и профессиональных заболеваний из-за неблагоприятных влияний условий труда.

Руководители промысла, участка и работ по исследованию скважин обязаны обеспечить безопасность труда всеми имеющимися в их распоряжении средствами. Среди организационных мер важнейшими является: обучение операторов правилам техники безопасности; проверка их знаний и навыков; обеспечение операторов средствами индивидуальной защиты; систематическая проверка рабочего места, состояния оборудования и инструмента.

Перед приемом на работу операторы подвергаются медицинскому освидетельствованию для установления состояния их здоровья. Затем они проходят вводный инструктаж по технике безопасности объемом не менее 10ч. Обычно этот инструктаж проводят инженер по технике безопасности, инструктор пожарной охраны (по мерам пожарной безопасности) и промысловый врач (по личной гигиене и приемам первой помощи). Дополнительные специальные сведения по безопасности труда оператор получает во время инструктажа на рабочем месте, который проводит мастер или старший оператор по исследованию скважин. При каждом инструментаже проверяются знания оператора по технике безопасности. Проведение инструктажа фиксируется в учетных журналах или карточках и подтверждается подписями инструктирующего и инструктируемого.

Для выработки и закрепления навыков безопасной работы операторы проходят двухнедельную стажировку под постоянным наблюдением квалифицированного руководителя. После этого промысловая комиссия при условии получения положительных оценок допускает их к самостоятельной работе. В дальнейшем инструктажи и проверка знаний и навыков по технике безопасности проводятся ежегодно для рабочих и один раз в три года для ИТР.

Комплекс работ по исследованию скважин связан с опасностью получения механических травм (ушибов, ранений, переломов костей) из-за падения рабочих, разрушения оборудования, ударов падающими предметами и др. Нефть, нефтяные газы и пары ртути, окись углерода и некоторые другие ядовитые вещества, с которыми имеют дело операторы по исследованию скважин, могут вызвать профессиональные отравления. При пожарах возможны тепловые ожоги. Использование электрических инструментов, светильников и другого оборудования связано с опасностью электрических травм. Неблагоприятные метеорологические условия (высокие и низкие температуры, облучение солнцем, ветер, дождь, снег, пыльные бури) вызывают простудные и другие заболевания, солнечные удары и ожоги кожи, обморожение. В некоторых нефтедобывающих районах имеются кровососущие насекомые (гнус, мошка), ядовитые насекомые и животные, хищные звери, природные очаги болезней (клещевой энцефалит, малярия и др.), что создает дополнительные опасности для работы. Обо всех этих опасностях и мерах защиты от них должны быть извещены все члены бригады по исследованию скважин.

При несчастном случае сам пострадавший или очевидцы немедленно извещают о случившемся бригадира, начальника участка, добывающих предприятий. Пострадавшему оказывают необходимую первую помощь. Каждый несчастный случай, связанный с производством и вызывающий потерю трудоспособности у пострадавшего на один рабочий день и более, тщательно расследуется комиссией в составе руководителя участка, инженера по технике безопасности и общественного инспектора по охране труда от профкома. Результаты расследования оформляются актом по форме Н-1, в котором указываются сведения о промысле, пострадавшем, обстоятельствах, причинах и последствиях несчастного случая и мероприятиях по устранению выявленных причин травмы. Акт утверждает главный инженер нефтегазодобывающего предприятия.

За ущерб, нанесенный жизни и здоровью пострадавшего, трудовым законодательством предусмотрен ряд компенсаций: выплата пособий по временной нетрудоспособности в размере полного заработка, бесплатное лечение, обеспечение путевкой в санаторий или дом отдыха, пенсионное обеспечение, оплата дополнительных расходов на лечение.

При спуске и подъеме глубинного прибора запрещается подходить к кабелю или проволоке и браться за них руками.

Плановые работы по исследованию скважин выполняются по заданию, утвержденному главным инженером и главным геологом нефтегазодобывающего управления. В этом задании должны быть указаны и меры обеспечения безопасности. Перед началом работ следует познакомиться с техническими т геологическими документами, характеризующими исследуемую скважину. Особое внимание обращают на характеристику устьевой арматуры, при этом следует удостовериться в наличии акта об опрессовке.

У устья исследуемой скважины должна быть подготовлена рабочая площадка (мостки). Если во время работ требуется подъем рабочих на высоту до 0,75 м, то к рабочим площадкам устраиваются ступени, а при большой высоте - лестницы с перилами. Площадки на высоте должны иметь настил, выполненный из листовой стали с рифленой поверхностью, просечно-вытяжной стали или из досок толщиной не менее 40мм, перила высотой 1,25м с продольными планками или прутьями на расстоянии не более 40см друг от друга и борт высотой не менее 20см, плотно прилегающий к настилу. Лестницы должны иметь уклон не более 60⁰ при ширине их между ступенями, имеющими уклон во внутрь 2-5⁰, не более 25см. С обеих сторон ступени должны иметь бортовую обливку, исключающую проскальзывание ног человека, а маршевые лестницы - двусторонние перила высотой 1,25м со средней планкой при расстоянии между стойками не более 2м.

Приборы и вспомогательное оборудование доставляются к исследуемой скважине на автомашине. Разгрузка машины и размещение оборудования производятся под руководством бригадира. Предельная норма переноски тяжести вручную составляет 50кг для мужчин и 20кг для женщин при предельном расстоянии переноски 50м по горизонтали. Для перемещения грузов более 100кг необходимы подъемные машины или механизмы.

При испытании фонтанных скважин щит с регистрирующими монометрами следует расположить в безопасном и удобном для наблюдения месте. Продувочные и пруверные линии изготавливаются из одной насосно-компрессорной трубы длиной 6-8м, диаметром не менее диаметра арматуры. Каждую линию устанавливают строго горизонтально и закрепляют не менее чем на двух опорах, из которых одна должна быть на конце. После установки линию следует опрессовать на полуторократное ожидаемое максимальное давление. Фонтанную арматуру высокодебитных скважин закрепляют четырьмя закрепленными оттяжками. Плавно и медленно открывать и закрывать задвижки фонтанной арматуры должны 2 рабочих под руководством бригадира.

4.2 Противопожарная защита

Степень пожарной опасности по исследованию скважин определяется пожаро- и взрывоопасными свойствами нефти и углеводородных газов. Главными их характеристиками являются температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения и концентрационные пределы воспламенения. Большинство нефтей имеет очень низкую температуру вспышки паров, благодаря чему они относятся к легковоспламеняющимся жидкостям (менее 61⁰ С в закрытом тигле и 63⁰С в открытом). Температура самовоспламенения нефтей и нефтяных газов лежит в пределах 300-650⁰С. Область воспламенения углеводородных паров и газов ограничена нижним пределом (0,5-5% по объему в воздухе) и верхним пределом (3-15%).

Пожары на скважинах могут нанести большой материальный ущерб и вызвать несчастные случаи с людьми. Горючие смеси образуются при утечках нефти и газа в атмосферу через места разрывов или неплотностей. Источниками зажигания могут быть открытый огонь, сильный нагрев, искры от ударов, трение, электрооборудование, статическое и атмосферное электричество и самовозгорающиеся вещества, поэтому у устья скважин запрещено пользоваться огнем, курить, включать электрооборудование и двигатели внутреннего сгорания в обычном исполнении, пользоваться искрящим инструментом, проводить сварочные работы. Пожар легче предупредить, чем ликвидировать.

Возникшее возгорание следует ликвидировать, чтобы оно не переросло в большой пожар. Пламя можно погасить сбиванием его сильной струей воды или инертного газа, охлаждением, уменьшением концентрации кислорода, прекращением доступа воздуха, удалением горючего из очага пожара или прекращением его поступления к месту горения.

Малые очаги пожара ликвидируют с помощью первичного инвентаря пожаротушения (песок, кошма, ведра, лопаты, огнетушители пенные, углекислотные и др.), который должен находиться на щите у скважины и в автомашине для исследования скважин.

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды при исследовании скважин, оборудованных ШСН в условиях ООО "Геотех"

Мероприятия по охране недр и окружающей среды в условиях НГДУ "ЛН" является важным элементом и составной частью всех основных технологических процессов при исследовании нефтяных и газовых скважин, разработке и эксплуатации месторождений и направлены на обеспечение высокой эффективности и безаварийности производства, более полного извлечения и использования нефти, газа и других полезных ископаемых.Плановые работы по исследованию скважин выполняют по заданию, утвержденному главным инженером и главным геологом НГДУ, в котором указывают и меры обеспечения безопасности. Порядок подготовки и проведения исследований определяют действующие отраслевые стандарты и технические инструкции. В нефтяной промышленности действует положение, определяющее права, обязанности, ответственность руководителей всех нефтепромысловых служб, главных специалистов. ИТР, рабочих. За нарушение норм охраны недр предусмотрены различные формы ответственности для виновных: общественное воздействие, дисциплинарные взыскания, административная, гражданская, уголовная.

К нефтяной и газовой промышленности в проблеме охраны недр следует выделить:

- комплексное геологическое изучение строения недр, получение достоверных данных о количестве и качестве запасов нефти и газа и других сопутствующих полезных ископаемых;

- максимальное возможное снижение потерь запасов нефти и газа при разведке и эксплуатации месторождения (выбросы и открытое фонтанирование, внутрипластовые перетоки);

- выбор, обоснование прогрессивных систем вскрытия. Способов разработки и методов повышения нефтеотдачи, технологии добычи и так далее по экономическим показателям, обеспечивающим оптимальную полноту и комплектность извлечения из недр нефти, газа и других полезных ископаемых;

- объемы, виды и прогрессивная организация работ по рекультивации земли;

- предотвращение открытых нефтяных и газовых фонтанов;

- исключение обводнения месторождения и др., сохранение в чисоте водоносных горизонтов, предотвращение их истощения;

- использование нефтяного газа;

- извлечение запасов нефти, газа и конденсата и сопутствующих им полезных ископаемых при минимальных затратах;

- предотвращение загрязнения, опасной деформации и сейсмического воздействия на недра при эксплуатации, исследовании скважин, сооружений или эксплуатации подземных хранилищ нефти или газа, захоронения и т.д.;

- предотвращение потерь нефти и газа, загрязнения ими почвы, атмосферы и водоемов;

- загрязнения морей и океанов при освоении шельфа.

Месторождение нефти и газа разрабатывается по утвержденным проектам и схемам разработки в соответствии с правилами технической эксплуатации. При этом обеспечивается применение рациональных и эффективных методов добычи основных и попутных полезных ископаемых и исключающие сверхнормативные потери, выборочная отработка богатых участков месторождения, сверхнормативные потери балансовых запасов полезных ископаемых. В процессе разработки ведется доразведка месторождения, учет состояния и движения запасов и потерь, реализуется комплекс по охране недр.Мероприятия по исследованию скважин, оборудованных ШСН в условиях НГДУ "ЛН" включают в себя следующее:

- комплекс геофизических исследований на техническое состояние эксплуатационных колонн;

- комплекс мероприятий по доподъему цемента до устья за кондуктором и эксплуатационной колонной;

- комплекс мероприятий по скважинам, расположенным в районах населенных пунктов, родников, речек.

Исследование скважин, оборудованных ШСН производится при подземном или капитальных ремонтах по колонне после подъема подземного оборудования. Исследование включает:

- контрольный термометр по колонне на наличие перетеков между пластами;

- t⁰ РГД - на определение целостности колонны и работы пластов.

Комплекс мероприятий по скважинам, расположенным в зоне населенных пунктов, родников и речек включает:

- периодичность исследования скважин: с недоподнятым цементом до устья за колонной и кондуктором - 2 раза в 5 лет, а с поднятым цементов до устья - 1 раз в 5 лет;

- у скважин, на которых не поднят цемент до устья обязательно включаются в ремонт на подъем цемента за колонной и кондуктором с целью предотвращения показания пластовой жидкости на поверхность.Все остальные скважины исследуются с периодичностью 1 раз в 10 лет на техническое состояние эксплуатационных колонн и наличие перетеков.

Состояние окружающей среды - одна из актуальнейших проблем современности. В условиях научно-технической деятельности влияние на природную среду возросли необычайно и продолжают стремительно нарастать.Количество тепла, поступающего в природную среду в результате деятельности человека, пока еще в тысячи раз меньше интенсивности солнечной радиации. Она непрерывно возрастает со скоростью 4-5% в год. Его источники распределены неравномерно. В результате в промышленных районах доля антропогенного тепла составляет до 5% суммарной солнечной радиации, оказывая тем самым некоторое влияние на формирование климата и погоды в этих районах.

Радикальное технологическое решение проблемы сохранения оптимальной природной среды заключается в разработке и осуществлении принципиально новой стратегии научно-технического прогресса.

ЛИТЕРАТУРА

1. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989

2. Булатов Н.А. Охрана окружающей среды. М.: Недра, 1990

3. Васильевский В.Н., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М.: Недра, 1973

4. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1973

5. Расчетно-плановая документация НГДУ "ЛН"

6. Шматов В.Ф., Малышев Ю.М., Тищенко В.Е. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1990

7. Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа. М.: Недра, 1989