Технология газодинамического разрыва пласта на НГДУ "Елховнефть"

1200

715

Наружный диаметр сборки, мм

114

76

Масса элемента, кГ

12

3

Время горения, сек

0,3

0,3

Максимальная температура, °C

+ 90

+ 90

Таблица 8-Технические параметры недетонирующих газогенерирующих композиций для газогенераторов давления корпусного исполнения

Характеристика газогенерирующих зарядов	ТИМ-ГРП (КГТУ, ВУ ЦНТУ "Нейтрон")
Способ воспламенения	Электрический
Наружный диаметр элемента, мм	75; 90
Длина генератора давления, м	от 1,2 до 3,6
Масса газогенерирующего заряда, кГ	от 7 до 28
Время горения, сек	около 1,0
Максимальная допустимая температура, °C	+ 100
Максимальное допустимое давление, МПа	35

Газогенераторы давления типа ТИМ-ГРП могут применяться в комплексе с депрессионно-волновой обработкой.

Газогенераторы давления на основе твёрдотопливных зарядов относятся к устройствам однократного применения и позволяют кратковременно создавать в скважинных условиях давление, превышающее горное давление. Газогенераторы с пороховыми зарядами ПГДА.001, ПГДА.010 ТУ 7284-194-07507802-2003 (разрешение Ростехнадзора России № РРС 04-9387 от 06.08.2003 года) и ЗГРП 01-1 ТУ 7508405-174-99 (разрешение на применение № 10-12/738 от 25.09.2001 года) относятся к классу 1, подклассу 1.4, группе совместимости С (классификационный шифр 1.4.С). Газогенераторы давления ТИМ-ГРП по составу газогенерирующей композиции соответствуют ТУ 2257-002-02069639-96 и по классу опасности относятся к подклассу 4.1, классификационный шифр 4113 - легковоспламеняющиеся твёрдые вещества с низкой степенью опасности.

Заряды ПГДА и ЗГРП по конструктивному исполнению идентичны и представляют собой пороховые шашки цилиндрической формы, изготавливаемые из утилизированного ракетного топлива. Шашки имеют проходной внутренний канал с веерообразной формой поверхности для обеспечения требуемой скорости горения. Для воспламенения применены специальные электрические воспламенители. Различие состоит в габаритах, массе и способах монтажа электровоспламенителей.

В целях повышения противоаварийной устойчивости монтаж газогенераторов из пороховых шашек рекомендуется проводить на штанге или на косе из геофизического кабеля. Длина гирлянды может оставлять от 3 до 12 метров при длине косы до 15 метров. Масса газогенератора рассчитывается и указывается в проекте работ исходя из энергетики зарядов, толщины и геологических параметров обрабатываемого интервала, диаметра 14 эксплуатационной колонны и может составлять от 15 до 110 кГ. Соосность пороховых шашек обеспечивается с помощью полимерных центрирующих втулок, устанавливаемых между шашками. Диаметр газогенератора - 76 и 116 мм. Подсоединение косы генератора к основному грузонесущему кабелю может осуществляться с помощью муфтового или петлевого соединения. Прочность соединения газогенератора с кабелем должна быть ослаблена на 1/3 разрывной прочности кабеля. Конструкция порохового газогенератора давления приведена на рис. 5. 1 - фиксатор верхний; 2 - обтекатель; 3 - обойма верхняя; 4 - пороховой заряд; 5 - центрирующая втулка; 6 - кабель; 7 - провод электровоспламенителя; 8 - фиксатор нижний.

Газогенераторы на основе пороховых изделий, в силу своих конструктивных особенностей, имеют ограничения для применения в скважинах с зенитным углом более 40 градусов. Для проведения ГДРП в скважинах с зенитным углом более 40 градусов для монтажа пороховых газогенераторов и доставки их в интервал обработки необходимо использовать кабель с повышенной осевой жёсткостью.

В газогенераторах ТИМ-ГРП в качестве газогенерирующей композиции применён состав на основе аммиачной селитры и эпоксидного компаунда, который относится к легковоспламеняющимся твёрдым веществам с низкой степенью опасности. Для достижения требуемой скорости газообразования применены конструктивные решения, обеспечивающие поверхностное горение топливного состава.

Жёсткая конструкция ТИМ-ГРП улучшает проходимость генератора по стволу скважины, снимая ограничения по зенитному углу, позволяет проводить работы в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. Конструкция ТИМ-ГРП представлена на рис. 6. 1 - провод электровоспламенителя; 2 - соединительный переходник; 3 герметик; 4 -диафрагма-заглушка; 5 - стопорные болты; 6 - буферный состав; 7 - воспламенительный состав; 8 - флегматизатор; 9 - корпус газогенератора; 10 - газогенерирующий состав в виде прессованных шашек; 11 - узел воспламенения; 12 - заглушка.

Газогенератор давления ТИМ-ГРП состоит из корпуса 9 с металлическим переходником 2, снаряжённых сгораемыми смесевыми составами 6;7;8;10, узла воспламенения 11 и торцевых герметизирующих покрытий-заглушек 3;12.

Корпус генератора 9 изготовлен из поливинилхлоридной трубы на которой установлен металлический переходник 2 со стандартной резьбой

Рис 5-Конструкция порохового газогенератора давления

Рис. 6-Конструкция твёрдотопливного газогенератора ТИМ-ГРП

Сгораемый материал состоит из нескольких видов функциональных составов: состава 10, способного генерировать в процессе горения газовую среду, флегматизатора 8, обеспечивающего заданный режим горения, промежуточного воспламенительного состава 7, переходного состава 6 (ТУ3612-02069639-002-96), обеспечивающего устойчивый процесс горения заглушки 4.

Узел воспламенения 11 (ТУ3612-02069639-002-96) состоит из снаряженного в гнездо воспламенительного состава с нихромовой спиралью с отводами соединительных проводов, суммарное сопротивление которых составляет 8-15 Ом. Безотказный ток воспламенения сгораемого материала составляет 1,5 А.

2.6 Схема реализации технологии

Производство работ по ГДРП. В состав бригады входят: геофизик промысловый, машинист подъемник, каротажник промысловый.

Задачи по проведению:

- установить геофизический подъемник на расстоянии не менее 25 метров от устья скважины;

- укрепить на устье скважины роликовое оборудование для спуска скважинной аппаратуры на геофизическом кабеле;

- произвести шаблонирование эксплуатационной колонны с записью диаграммы ГК для установки перфораторов и порозховых генераторов давления с привязкой к геологическому разрезу. Диаметр шаблона не менее 105мм;

- произвести дополнительно перфорацию в интервале 1642,8-1646 метров перфораторами КПО - 102 плотностью 10 отв/метр, в том числе: зарядами ЗКПО-ПП-30БО-5 отв/метр и зарядами ЗКПО-ПП-30ГП-5 отв/метр. Всего 32 отверстия в комбинации БО-ГП-БО-ГП при фазировке 60°;

- произвести циклическую обработку перфорационного интервала генераторами из 3, 5 и 7 шашек ЗГРП с креплением контейнера с манометром к штанге. Центры ГГД устанавливать на глубине 1639 метров. Контроль уровня жидкости при спуске ГГД обязателен;

- оптимальное давление на первом цикле - 370-410 атм. Если оптимальное давление на первом цикле не достигнуто - скважину долить. При достижении давления 650 атм. Обработку продолжать газогенератором без увеличения количества шашек. Цифровые манометры устанавливать в режим "ПВР". После каждого спуска газогенератора показания АЦМ-8 должны быть визуализованы;

- диаграммы давления по всем циклам сохранить во флэш-памяти ЭВМ и при сдаче материалов в ПТО направить сведения по электронному адресу - neutrongis@gmail.com с отражением объема перфорации и количества использованных шашек в каждом цикле;

- эффективность обработки оценить по результатам работы скважины.

Технологическая схема газодинамического воздействия на продуктивный пласт изображена на рисунке 7.

Рис.7-Схема воздействия на пласт.

3. Расчетный раздел

3.1 Расчет освоения скважины

Работники, участвующие в освоении скважины, должны произвести запуск установки. В процессе пускового режима следить за показаниями амперметра и вольтметра. Быстрое падение тока от пускового до рабочего свидетельствует о нормальном запуске насосного агрегата. Основные технические характеристики электродвигателей приведены в таблице 9.

Таблица 9-Технические характеристики электродвигателей

Тип ПЭД	Номинальная мощность, кВт	Номинальное напряжение, В	Номинальный ток, А	Ток холостого хода, А
ПЭД-12-117МВ5	12	380	26,0	10,5
ПЭД-16-117МВ5	16	750	18,0	8,0
ПЭД-22-117МВ5	22	750	24,0	11,0
ПЭД-28-117МВ5	28	900	26,0	11,5
ПЭД-32-107МВ5	32	1000	26,0	11,5
ПЭД-40-117МВ5	40	1200	27,0	12,0
ПЭД-45-117МВ5	45	1400	26,0	13,0
ПЭД-50-117МВ5	50	1400	28,0	16,0
ПЭД-56-117МВ5	56	1400	31,5	11,5
ПЭД-63-117МВ5	63	2000	25,0	11,5
ПЭД-70-117МВ5	70	1500	38,0	11,5

После запуска необходимо дождаться появления подачи и одновременно контроллировать с помощью эхолота снижение динамического уровня (Ндин). Ориентировочные значения понижения Ндин без учета притока жидкости из пласта приведены в таблице 10.

Время, необходимое для подъема жидкости из скважины после запуска установки, зависит от статического уровня и рассчитывается по формуле

 (1)

где Нст - статический уровень,м;

Кнкт - коэффициэнт, зависящий от объема 1 погонного м. НКТ. Для НКТ диаметром 2 - НКТ = 2, для НКТ диаметром 2,5 - Кнкт = 3;

Qном - номинальная производительность данной установки, л/сек (определяется по таблице 10)

Таблица 10- Основные технологические параметры УЭЦН

Тип Установки	Подача в рабочей зоне, м3/сут	Номинальная производительность, л/сек	Диаметр пускового штуцера, мм	Возможное понижение Ндин за 1 час в зависимости от диаметров НКТ и эксплуатационной колонны(без учета притока жидкости из пласта)
				Dнкт/Dэк,
				2,0/5	2,5/5	2,0/6	2,5/6
ЭЦН-10	8-27	0,1	-	34-116	40-136	23-80	26-90
ЭЦН-18	12-30	0,2	-	52-129	60-150	35-87	40-100
ЭЦН-20	15-35	0,2	-	64-150	75-176	45-105	50-117
ЭЦН-30	20-40	0,4	5	86-172	100-201	60-120	67-133
ЭЦН-50	25-70	0,6	7	107-300	126-351	75-210	83-233
ЭЦН-60	35-80	0,7	8	150-344	124-402	105-240	117-267
ЭЦН-80	60-115	1,0	9	257-494	301-577	180-345	200-383
ЭЦН-125	105-165	1,5	11	451-709	527-828	315-495	350-550
ЭЦН-160	125-205	1,9	12	537-881	628-1029	375-615	417-683
ЭЦН-200	150-265	2,3	14	664-1138	753-1330	450-794	500-883
ЭЦН-250	195-340	2,9	15	838-1460	979-1707	585-1020	650-1133
ЭЦН-400	300-440	4,6	20	1290-1890	1506-2209	900-1319	1000-1467
ЭЦН-500	430-570	5,8	22	1850-2440	2150-2860	1250-1700	1430-1880

Например, для УЭЦН - 125(Qном = 1,5 л/сек при Нст = 150 м) расчетное время прихода подачи составит:

- при диаметре НКТ 2 - Т = 150 х 2/1,5 = 200 сек или 3 мин 20 сек;

- при диаметре НКТ 2,5 - Т = 150 х 3/1,5 = 300 сек или 5 мин.

По темпу восстановления уровня вычисляем скорость жидкости, охлаждающей ПЭД, при которой он будет работать при последующих включениях, по формуле

(2)

где V - скорость жидкости, охлаждающей ПЭД, м/час;

?Н - изменение уровня, м;

?Т - время восстановления уровня ?Н, час;

Кс - коэффициент изменения скорости.

Скорость движения жидкости вдоль электродвигателя диаметром 103 мм составит

x 1.6 = 192 (м/час),

Что будет недостаточным для охлаждения ПЭД, так как минимально необходимая скорость должна быть не менее 288 м/час.

Если темп восстановления уровня будет не менее допустимой велечины, то время последующей работы будет зависеть только от темпа снижения Ндин. Поэтому оператору технологической группы необходимо по темпу откачки рассчитать время отбивки контрольного Ндин, не допуская при этом его снижения ниже глубины 0,8 Нпн, по формуле

(3)

где Тотк - время отбивки контрольного Ндин, час;

Нпн - глубина спуска насоса;

(Н2 - Н1) - снижение уровня за время между двумя последними замерами,м;

(t2 - t1) - время между замерами уровня, час.

Например, если за последние 30 минут работы УЭЦН - 80 с глубиной спуска насоса 1400м произошло снижение уровня с 300 до 450 метров, то отбивку контрольного Ндин оператор должен произвести через

Во время освоения скважины необходимо определить производительность установки по счетчику на ГЗУ на ручном режиме или другому замерному устройству.

При невозможности замера вышеперечисленными способами дебит определяется по перепаду давления на штуцере. Производительность должна находиться в пределах рабочей зоны для данного типа установки. Эксплуатация установки с производительностью вне рабочей зоны не допускается.

3.2 Расчет промывки скважины

Глубина скважины H = 1650м; диаметр эксплуатационной колонны D = 150мм; мощность песчаной пробки h = 20 м; размывочное приспособление состоит из трех сопел диаметром д = 4 мм каждое; промывочные трубы сдвоенные, размером 60 х 48 мм.

Размывающая сила струи жидкости при этом будет

(4)

Где Q - подача агрегата, л/с; f = 0,785 х 42 х 8 = 38 мм2 или 0,38 см2 площадь поперечного сечения струи жидкости, выходящей из сопел; F = 177 см2 - площадь внутреннего сечения 150 - мм.

При работе промывочного агрегата на разных скоростях размывающая сила струи жидкости равна по формуле

При скорости 1

При скорости 2

При скорости 3

Такая сила обеспечивает высокую интенсивность размыва песка при любой плотности песчаной пробки.

Время, затрачиваемое на промывку 1 м песчаной пробки

(5)

где V=рD2h/4 = 0.785 х 0.152 х 20 = 0.353 м3 - объем песчаной пробки в колонне диаметром 0,15 м (пористостью пробки пренебрегаем, что ведет к завышению затрат времени);

tp = 3 мин - время размыва пробки мощьностью 7 м;

l = 7м - средняя длина промывочной трубы;

Qд = 0.75л/с - количество жидкости, отбираемое из скважины струйным насосом;

Qд.п = Qд/6 - количество песка в жидкости, отбираемое струйным насосом в еденицу времени.

Следовательно, время на промывку 1 м песчаной пробки составит по формуле

При промывке жидкой пробки второй член этой формулы (tp/l = 3/7) выпадает.

Для промывки 20 м песчаной пробки потребуется времени

T = T1 x 20 = 4,34 x 20 = 87 мин = 1ч 27 мин.

3.3 Расчет подбора оборудования

Исходные данные: наружный диаметр эксплуатационной колонны D=168мм, глубина скважины Н = 1650м, дебит жидкости Q=120м3, статический уровень hст=450м, коэффициент продуктивности скважин K=70м3/сут*МПа, кинематическая вязкость жидкости v=2*10-6м2/с, газовый фактор G0=25м3/м3, расстояние от устья скважины до сепаратора, l=25м,превышение уровня жидкости в сепараторе над устьем скважины hг=3м, избыточное давление в сепараторе рс=0,1 Мпа, плотность добываемой жидкости рж=760кг/м3.

Необходимый напор определяется из уравнения условной характеристики скважины

Нс = hст + ?h + hтр+hг+hс (6)

Где hст-статический уровень;

?h-депрессия при показатели степени уравнения притока;

hтр-потери напора за счет трения и местных сопротивлений при движении жидкости в трубах от насоса до сепаратора;

hг-разность геодезических отметок устья скважины и сепаратора;

hс-избыточный напор в сепараторе.

(7)

Где L-глубина спуска насоса; hд=расстояние от устья до динамического уровня; h-глубина погружения насоса под динамический уровень которая зависит от количества свободного газа на этой глубине и определяется расчетными способами различного рода.

Определим потери напора на трение и местные сопротивления по формуле

Необходимый напор насоса в заданных условиях по формуле будет

Нс=450+150+29,1+2,5+10=641,6 м.

Насос для скважин подбирается в соответствии с характеристикой скважины, ее дебитом, необходимым напором и диаметром эксплуатационной колонны на основание характеристики ЭЦН.

Для получения дебита Q= 120м3/cут и напора 641,6 м ст. жидкости наиболее подходит насос 1ЭЦН6-100-900 с числом ступеней z=125.

При получение заданного дебита Q= 120м3/cут насос будет создавать напор Hн=740 м ст. жидкости.

Число ступеней, которое надо снять с насоса для получения необходимого напора, равно

(1 - z = (1 - 17 (8)

Следовательно, насос 1ЭЦН6-100-900 должен иметь 125-17=118 ступеней. Вместо снятых ступеней внутри корпуса насоса устанавливаются проставки.

Выбираем трехжильный круглый кабель КрБК3х25 с площадью сечения 25 мм2 и диаметром 29,1 мм.

Потери электроэнергии в кабеле КрБК3х25 длинной 100 м. определяются по формуле

ДРк = 3 * 10-3I 2R (9)

где I - сила тока в статоре электродвигателя ПЭД-35-123 = 70 А;

R - сопротивление в кабеле, Ом.

Сопротивление в кабеле длинной 100 м можно определить по формуле

(10)

где pt - удельное сопротивление кабеля при температуре Тк, 0,019 Ом·мм2/м;

q - площадь сечения жилы кабеля.

Расчитаем сопротивление

Потери электроэнергии в кабеле по формуле (9) составляют

ДРк = 3х702 х 0,076 х 10-3 = 1,12 кВт.

Общая длина кабеля равна сумме глубины спуска насоса L = 700 м и расстояния от скважины до станции управления. Примем с запасом на увеличение погружения насоса длину кабеля 800 м. В этом кабеле с площадью сечения 25мм2 потери мощности составят 8,95 кВт.

Плоский кабель длинной 6,5 м для уменьшения основного диаметра агрегата берем на один размер меньше круглого, т,е. с площадью сечения 16 мм2.

Мощность двигателя, необходимую для работы насоса, определим по формуле

(11)

где Юн = 0,5 - к. п. д. насоса по его рабочей характеристике.

Рассчитаем мощность двигателя

При потере 8,95 кВт мощности в круглом кабеле потребная мощность двигателя составит 24,25 кВт. Подбираем электродвигатель ПЭД-35-123 мощностью 35 кВт, диаметром 123мм. и длинной 5549мм. Протектор диаметром 110 мм, и длинной 1152 мм.

Наибольший основной диаметр погружного агрегата равен разности между внутренним диаметром эксплуатационной колонны и допустимым зазором.

Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля расчитывается по формуле

(12)

где Dэд - наружный диаметр электродвигателя;

Dн - наружный диаметр насоса;

Hк - толщина плоского кабеля;

S - толщина металлического пояса, крепящего кабель к агрегату.

В нашей задаче Dэд = 123 мм, Dн = 136 мм, hк = 13,1 мм, S= 1,0 мм.

Следовательно

Основной размер агрегата с учетом насосных труб и круглого кабеля расчитывается по формуле

(13)

где dм - диаметр муфты 48-мм насосной трубы, равный 56 мм;

dк = 32,1 мм - диаметр круглого кабеля КрБК3х25.

С учетом этих велечин имеем

3.4 Технологический расчет

Для образования в прискважинной зоне пласта остаточных трещин необходимо, чтобы давление, создаваемое в скважине газогенератором, было равно или превышало горное давление.

Величина давления при работе генератора давления может быть определена по формуле

Р = ( 1 + б0 ) Р0 + 2К (1 - б0 ) Н f сп / D (14)

где

K = ц Ч с0 C0 U1 / Р1 Ч (D0 + d0) / Д;

ц = 0,786 - коэффициент, учитывающий потери энергии на нагрев

окружающей жидкости;

с0, с0 - плотности жидкости и пороха;

C0 - скорость звука в жидкости;

D0, d0 - наружный и внутренний диаметр заряда;

Д - внутренний диаметр обсадной колонны;

Н - высота порохового заряда;

Р0 - гидростатическое давление

f - сила пороха;

U1 - скорость горения пороха;

Б0 - коэффициент, характеризующий проникновение жидкости и газа в

пласт и потери давления в перфорационных отверстиях.

Вычисляем величину давления при работе генератора по формуле 14

Р = (1+1,7)+122+2 х 0,0135(1-1,7)10х35х1,5/146 = 628.25 атм.

3.5 Расчет технологической эффективности

Эффективность предлагаемого мероприятия заключается в получении дополнительной добычи.

Q = 365 (q2 - q1) Kэ (15)

где 365 - число дней в году;

KЭ - коэффициент эксплуатации;

q2 - среднесуточный дебит данной скважины после проведения мероприятия, т/сут;

q1 - среднесуточный дебит данной скважины до проведения мероприятия, т/сут;

После внедрения установки, дополнительная добыча составила

Q = 365 (5,2 - 3,9) 0,910 =558,45 т.

Исходя из полученных данных можно сделать вывод о том, что технология ГДРП на примере скважины № 621 показала свою технологическую эффективность и рекомендуется для дальнейшего внедрения на скважинах НовоЕлховского месторождения.

4. Промышленная безопасность

4.1 Профессиональные вредности и опасности возникающие в нефтяной промышленности

Производственные опасности и вредности, как правило, возникают из-за нарушения режимов технологического процесса работы производственного оборудования, а также нарушения нормальных (условий) режимов труда. Они могут вызываться одним или несколькими опасными или вредными факторами, действующими комплексно. Почти все производственные объекты в нефтяной и газовой промышленности при соответствующих условиях загрязняют окружающую природную среду множеством опасных вредных веществ.

В составе загрязнителей содержатся многочисленные реагенты, катализаторы, ПАВ, ингибиторы, щелочи, кислоты, вещества, образующиеся при горении, химическом превращении и т.д

Сырая нефть. Действие на организм паров сырой нефти непостоянно и зависит от ее состава. Большое воздействие оказывает соприкосновение с жидкой нефтью кожи человека, вследствие чего могут возникать дерматиты или экземы.

Бензин поступает в организм через дыхательные пути, может заглатываться с воздухом и затем всасываться в кровь из желудочно-кишечного тракта. Бензин оказывает сильное действие на центральную неровную систему, кожный покров. Может вызвать острые и хронические отравления, иногда со смертельным исходом.

Окись углерода. СО - бесцветный газ без вкуса и запаха. Поступление СО в организм подчиняется закону диффузии газов. ПДК СО в воздухе рабочей зоны 20 мг/мЗ.

Двуокись углерода СО2-бесцветный газ, тяжелый, малореакционноспо-собный газ. При низких и умеренных температурах обладает слегка кисловатым запахом и вкусом.

Углекислый газ оказывает наркотическое действие на человека и может изменять его поведение, раздражать слизистые оболочки.

Предельные углеводороды, химически наиболее инертные среди органических соединений, они являются в то же время сильнейшими наркотиками. Действие их ослабляется ничтожной растворимостью в воде и крови, вследствие чего только при высоких концентрациях создается опасность отравления этими веществами.

Природный газ обычно рассматривается как безвредный газ. Действие его идентично действию предельных углеводородов. Главная опасность связана с асфиксией при недостатке кислорода.

Нефтяной крекинг-газ. Действует на человека, как смесь углеводородов. Сернистые соединения. Профессиональная вредность сернистых соединений определяется наиболее токсичными ингредиентами газовыделений из многосернистой нефти, природного газа и конденсата.

Сероводород. Бесцветный газ с неприятным запахом, ощутимым даже при незначительных концентрациях 1:1000000. Главное токсическое действие сероводорода проявляется не в раздражении слизистых оболочек, а в его общем действии на организм.[11].

4.2 Меры безопасности ГДРП

Работы по газодинамическому разрыву продуктивных пластов на скважине должны проводиться по специальному плану, утверждённому главным геологом НГДУ, под руководством начальника геофизической партии, отряда, имеющего право руководства горными работами и ответственного лица от "Заказчика".

Газодинамический разрыв продуктивных пластов с помощью пороховых генераторов давления проводится в соответствии с "Технологическим регламентом на проведение обработки скважин с использованием зарядов ЗГРП - 01-1"; "Руководством по эксплуатации ПГДА-1.000 РЭ" с соблюдением "Единых правил безопасности при взрывных работах" (ПБ 13-407-01); технической инструкции "По проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах" (РД 153-39.0-072-01); "Инструкцией по выбору методов исследований при ремонте скважин (РД 153 -39.1 -415 - 05) и настоящей инструкцией.

Работы по сборке, разборке и компоновке технологического комплекса выполняет геофизическая партия с участием бригады ПРС или КРС под руководством начальника партии, отряда.

При проведении работ необходимо руководствоваться требованиями действующих нормативных документов: «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03", "Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации ППБ-01-03", МВД РФ от 18.06.03 г., отраслевой инструкцией по безопасности труда при физико-химических методах добычи нефти ИБТВ1-089-81 и пособием по освоению механизированных скважин после подземного и капитального ремонта на предприятиях ОАО "Татнефть".

Оборудование, используемое для ведения технологического процесса, должно соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-91. К эксплуатации газогенераторов допускаются лица, прошедшие обучение и проверку знаний по технике безопасности при работе с используемыми веществами и оборудованием с учетом особенностей данного технологического процесса, согласно ГОСТ 12.0.004-90

"Организация обучения безопасности труда. Общие положения", "Положения о порядке подготовки и аттестации работников организаций, эксплуатирующие опасные производственные объекты, подконтрольные Госгортехнадзору России" (утверждены Постановлением Госгортехнадзора России №21 от 30.04.2002 г.). Эксплуатирующий персонал должен иметь квалификационную группу по электробезопасности.

Работы по ТГРП должны проводиться преимущественно в дневное время суток. При проведении работ в тёмное время суток освещение скважины обеспечивается Заказчиком.

Ствол скважины должен быть подготовлен таким образом, чтобы обеспечить беспрепятственное прохождение аппаратуры, для чего производится контрольное шаблонирование скважины на кабеле шаблоном диаметром и весом сотвествующим диаметру и весу прострелочной и газогенерирующей аппаратуры.

Площадка у устья скважины, приёмные мостки и подходы кним должны быть очищены и засыпаны песком при наличии замазученности, а инструменты и приспособления, не имеющие непосредственного отношения к проведению работ, должны быть убраны.

Около скважины со стороны мостков должна быть подготовлена площадка для размещения на ней оборудования, аппаратуры и инструмента геофизической партии.

До начала работ на фланец колонны должна быть установлена противовыбросовая перфораторная задвижка, отвечающая установленным требованиям.

На скважине должен быть запас жидкости глушения в количестве не менее объёма скважины. По решению геологической службы НГДУ допускается проведение прострелочных работ и с газогенератором давления без долива добывающих скважинах с низким пластовым давлением.

Геофизический подъёмник устанавливается на расстоянии не менее 25 метров от устья скважины.

На всё время прострелочных работ и работ с газогенератором давления наземное оборудование скважины должно быть остановлено. Работы, не связанные с прострелочными и взрывными операциями, в радиусе запретной зоны должны быть прекращены.

Запрещается проведение работ, если подъёмное оборудование неисправно и не может быть использовано в аварийных случаях. При спуске аппаратуры в скважину и при подъёме запрещается находиться в зоне движения кабеля.

При не прохождении аппаратуры до интервала перфорации она должна быть немедленно извлечена на поверхность. В случае прихвата все работы по извлечению заклиненного в стволе скважины снаряжённого аппарата выполнять в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

О всех происшедших в скважинах авариях должен быть составлен акт. Об аварии необходимо известить техническое руководство геофизического предприятия и Заказчика. При невозможности освобождения прихваченной аппаратуры дальнейшие работы вести по плану, составленному совместно Заказчиком и Подрядчиком под руководством мастера по сложным работам и начальника геофизической партии.

При необходимости использования лебёдки подъёмного агрегата, все операции должны проводиться под руководством мастера по сложным работам и начальника геофизической партии. Персонал бригады по ремонту скважин, участвующий в ликвидации прихвата прибора, должен быть проинструктирован начальником партии по правилам безопасности с записью в журнал инструктажей бригады.

При подъёме аппаратуры с отказавшими зарядами не допускается присутствие в опасной зоне людей, непосредственно не связанных с выполнением данного процесса.

После технической оценки непригодные для применения пороховые заряды уничтожаются методом сжигания при соблюдении требований ЕПБВР.

В случае оставления генератора в скважине для его уничтожения дополнительно спускают генератор с 2-3 пороховыми зарядами.

Учитывая, что газогенератор ТИМ-ГРП поставляется в герметичном корпусе, а снаряженные в нем сгораемые материалы являются инертными, дополнительных средств защиты не требуется. Разборка газогенератора не допускается.

Уничтожение неисправных газогенераторов и не отвечающих требованиям ТУ 3612-050-02069639-2001 производить сжиганием с соблюдением необходимых мер предосторожности.

При уничтожении сжиганием уложить газогенератор на воспламеняющийся материал (бумага, дерево и т.д.), с подветренной стороны для поджигания проложить дополнительную дорожку длиной не менее 20 метров из легковоспламеняющегося материала (стружка, бумага и т.п.).

Поджигание дорожки производится ответственным исполнителем работ после окончания всех подготовительных работ и вывода людей в безопасную зону не менее 50 метров.

Допускается поджигание сгораемого материала подлежащих уничтожению газогенератора ТИМ-ГРП электрическим способом при исправности цепи узла воспламенения. После проверки сопротивления электрической цепи, поджигание сгораемого материала осуществляется путем подсоединения к цепи проводов, обеспечивающих удаление источника электрического тока и работающего от поджигаемого материала на расстояние не менее 50 метров.[5]

4.3 Противопожарная защита

Работа с пороховыми зарядами является пожаровзрывоопасной и требует осторожного обращения при эксплуатации из-за возможности несвоевременного воспламенения секций заряда от источника тока или высокой температуры.

Первичные очаги возгорания целесообразно тушить с использованием гидрантов, огнетушителей, засыпать песком или землей, а также применять другие подручные средства. Отдельные очаги горения, не представляющие опасности для распространения огня, максимально локализуют и оставляют до полного выгорания горючих материалов. Под термином отдельных очагов горения подразумевают районы, на территориях которых возникают возгорания на отдельных участках, в отдельных зонах и производственных сооружениях. Такие пожары рассредоточены по всему району, что позволяет осуществлять быструю организацию их тушения с привлечением всех имеющихся сил и средств.

При тушении крупных и массовых пожаров территория поражения огнем разбивается на отдельные участки. Границы участков принимаются на основании определения места для удобства руководства работой специальных подразделений (формирований), так как зона массовых и сплошных пожаров - это территория, где возникает такое множество возгорании и пожаров, что проход и нахождение в ней соответствующих подразделений без проведения мероприятий по локализации или тушению невозможны, а ведение спасательных работ-затруднено.

Горение нефти и нефтепродуктов может происходить в резервуарах, производственной аппаратуре и при их разливе на открытых площадях. При пожаре нефтепродуктов в резервуарах могут происходить взрывы, вскипание горючего вещества и их выброс. Поэтому тушение этих пожаров условно подразделяется на два этапа: период подготовки и период проведения атаки. Во время этапа подготовки осуществляется расчистка устья скважины в радиусе 50 м, создаются необходимые запасы воды или других огнетушащих средств, проводится расстановка сил и размещение технических средств тушения, готовятся пути подхода к горящему фонтану. Запасы воды создают посредством заполнения отрываемых котлованов.

Тушение заключается в установке на устье горящей скважины специальных устройств для расчленения единого направления основного фонтана на несколько менее мощных с целью перекрытия поступления нефти и газа. Все работы ведутся специализированными подразделениями пожаротушения, имеющими специальную технику.

В настоящее время в МЧС России разработаны эффективные методы тушения пожаров с помощью импульсных устройств и установок. Последние особенно эффективны при тушении с дистанции от 50 до 110м горящих газовых и газонефтяных фонтанов с дебитом до 3-5 млн.м3 /сутки. [12]

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Мероприятия направленные на охрану недр и окружающей среды

нефтяной пластовый скважина химический

Обеспечение безопасных условий труда является актуальной проблемой и основополагающей целью, к которой стремится государство и общество.

Охрану труда, как систему мероприятий, необходимо рассматривать как средство достижения этой цели.

Прямым следствием неудовлетворительных условий труда и охраны труда на предприятиях стала профессиональная заболеваемость и производственный травматизм.

Анализ материалов расследования несчастных случаев в НГДУ "Елховнефть" свидетельствует о том, что по-прежнему основное число работников пострадало в результате: неудовлетворительной организации производства работ, эксплуатации неисправных машин, механизмов, оборудования и несовершенства технологических процессов, нарушения правил дорожного движения (каждый четвертый), грубых нарушений трудовой и производственной дисциплины.

Причины производственного травматизма носят сложный, комплексный характер и требуют проведения целенаправленной работы, в том числе выходящей за рамки собственно проблем управления охраной труда.

Поэтому разработка эффективных методов контроля за качеством условий труда - важнейший социально-экономический показатель, характеризующий уровень научно-технических достижений и отношение государства к сохранению жизни и здоровья своих граждан, профилактику и предупреждение травматизма и профессиональных заболеваний, является в настоящее время актуальной задачей.

Прямым следствием неудовлетворительных условий труда и охраны труда в НГДУ "Елховнефть" стала профессиональная заболеваемость и производственный травматизм. Анализ исследований материалов расследования несчастных случаев и результаты проверок состояния условий и охраны труда на предприятиях свидетельствует о снижении требовательности руководителей к выполнению правил и норм техники безопасности труда, а также снижении производственной и технологической дисциплины работников. В то же время амортизационный износ оборудования предприятий нефтегазовой промышленности превышает 50 %.

При выполнении работ с реагентами должна быть обеспечена герметичность технологического оборудования.

С целью исключения вредного воздействия на окружающую среду категорически запрещается сливать реагенты в поверхностные водоемы, используемые для целей хозяйственного и культурно-бытового водопользования. В случае аварийного разлива в больших количествах при транспортировании реагентов прекратить работу. Устранить течь или перекачать содержимое в исправную емкость с соблюдением мер предосторожности.

Разработка нефтяных месторождений в экологическом отношении является сложным и ответственным видом деятельности человека. Последствия этой деятельности проявляются в виде загрязнения воздуха различными вредными примесями, водных источников и земель нефтью и сточными водами. Негативно сказывается и общее старение основного фонда нефтепромысловых сооружений и оборудования, которые находятся в эксплуатации до 30 и более лет.

Организация работ по газодинамическому воздействию на продуктивные пласты должна соответствовать требованиям стандартов экологической безопасности и промышленной безопасности серии ISO-14000 и спецификации OHSAS-18000 и также требованиям нормативно-технических документов.

Заключение

В курсовой работе рассмотрена технология газодинамического разрыва пласта. Технология ГДРП предназначена для восстановления и увеличения продуктивности скважин, фильтрационные свойства которых в прискважинной зоне ухудшены в процессе строительства, освоения и эксплуатации.

В процессе работы твёрдотопливного газогенератора давления образуется значительное количество высокотемпературных газообразных продуктов, создающих давление достаточное для разрыва продуктивного пласта. В результате пласт подвергается механическому, термическому и физико-химическому воздействиям.

Основное влияние на пласт оказывает механическое воздействие, которое осуществляется в циклическом режиме. При импульсно-циклическом газодинамическом воздействии давлением скважинная жидкость проникает в пласт не путём фильтрации через пористую среду, а в основном по естественным и вновь образованным трещинам, при этом образующиеся в пласте трещины самопроизвольно закрепляются, что обусловлено свойствами необратимого деформирования горных пород при циклической динамике воздействия давлением, превышающим давление разрыва пласта.

Эффективность предлагаемого мероприятия заключается в получении дополнительной добычи, После внедрения установки, дополнительная добыча составила 558,45 тонн.

Исходя из полученных данных можно сделать вывод о том, что технология на примере скважины №621 показала свою технологическую эффективность и рекомендуется для дальнейшего внедрения.

Литература

1. ГОСТ 2.104-68 ЕСКД. Основные надписи.

2. ГОСТ 2.105-95 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.

3. ГОСТ 106-96 ЕСКД. Текстовые документы.

4. Годовые отчеты НГДУ "Елховнефть" за 2013, 2014, 2015 гг.

5. Инструкция по технологии газодинамического разрыва пласта. РД 53-390-09

6. Юрчук.А.М. Расчеты добычи нефти. Издательство "Недра". Учебник для техникумов, 1979 г

7. Покрепин Б. В.Разработка нефтяных и газовых месторождений: Учебное пособие. - Волгоград: Издательство "Ин-Фолио", 2008 г

8. http://neft-gazedu.ru

9. http://neft-i-gaz.ru/litera/index0213.htm

10. http://www.ngpedia.ru

11. http://www.refbzd.ru

12. http://www.kornienko-ev.ru

Размещено на Allbest.ru