Причины и динамика ремонта скважин

По сравнению с прошедшим годом успешность выполненных реанимационных работ возросла с 33,6% до 41%. В 2008 году разработана совместно с Инженерным центром программа по внедрению нового метода реанимаций с использованием хим. реагента МИА-РОМ. Эффективность «реанимационных» работ при помощи данного реагента дала положительный результат.

Цехом инспекции и покрытия штанг за год проведена инспекция 96 тыс. новых штанг, 5,6 тыс. полуштанг, правка и дефектоскопия - на 120,7 тыс. штук

На скважинах, где отмечены отказы по причине внутренней коррозии, проводятся разовые заливки ингибиторов, с целью предотвращения дальнейшего роста порывов. Удельный расход ингибиторов коррозии не превышает 211,5 г/т. Силами института "ТатНИПИнефть" выполняются работы по выявлению очагов заражения СВБ. Выполнены работы по обустройству действующих трубопроводов средствами 0(3 - протекторная защита смонтирована на 117,1 км. водоводах. Проведено диагностирование 342,9 км. трубопроводов.

Эксплуатационные затраты на добычу 1 тн нефти, зависящие от деятельности НГДУ, в 2008 составили 1475,99 руб/тн при плане 1524,83 руб/тн, по сравнению с прошлым годом увеличились на 21,6 %. Эксплуатационные затраты на 1 тн добычи, не зависящие от деятельности предприятия, составили в отчетном году 732,4 руб/тн при плане 721,32 руб/тн, в 2007 году - 696,28, т.е увеличились на 36,1 руб/тн.

Затраты на хим. реагенты в 2008 г. по сравнению с 2007 г выросли на 2480 т.руб или на 14,2%.

Затраты на хим. реагент по сравнению с планом снизились на 526 т.руб или на 2,6%.

Затраты на ингибитор коррозии по сравнению с прошлым годом выросли на 4219 тыс.руб. за счет увеличения средней стоимости ингибитора и за счет увеличения уд. расхода ингибитора на 2252 тыс.руб. За счет уменьшения объемов подготовки нефти затраты снизились на 208 тыс.руб.

Затраты на материалы при подземном ремонте скважин уменьшились по сравнению с соответствующим периодом прошлого года на 899 тыс.руб. за счет уменьшения количества подземных ремонтов.

Ингибитор солеотложений.

По данной статье затраты по сравнению с прошлым годом увеличились на ингибитор солеотложений на 3988 тыс. руб. за счет увеличения расхода ингибитора и за счет удорожания средней стоимости ингибитора. По сравнению с планом в 2008 году затраты увеличились на 1213 тыс. руб.

Фактические затраты на производство за 2008 год составили 162276 тыс.руб по сравнению с планом 163095 тыс.руб.

Эксплуатационные расходы на 1 тн. добычи нефти составили в 2008г.- 32455 руб., по сравнению с планом - 32619 руб.

По сравнению с прошлым годом эксплуатационные затраты уменьшились на 5103 тыс.руб. или 97 %. Снижение объясняется за счет дополнительного лимита за счет применения льгот по НДПИ на 2007 г. в сумме 55000 т. руб.[18]

4.2 Методика расчета экономической эффективности внедрения новой техники и технологии

Постоянное совершенствование техники и технологии сопровождается значительными дополнительными капитальными вложениями.

Внедрение в производство новой техники и технологии оправдано только тогда, когда оно обеспечивает экономический эффект:

- снижение затрат на производство единицы продукции;

- повышение качества изделий (экономия у потребителей);

- рост производительности труда.

Дополнительные капитальные вложения, направленные на повышение совершенствования техники и технологии, должны быть возмещены экономией затрат на производство.

Основным обобщающим показателем, характеризующим эффективность мероприятий, является показатель экономического эффекта, в котором находят отражение частные показатели эффективности: производительность труда и фондоотдача, материалоемкость и энергоемкость производственных процессов, параметры технического уровня производства и т.д.

Для установления единых правил и методов оценки эффективности внедрения результатов интеллектуальной деятельности (РИД) в ОАО «Татнефть» разработано «Положение» с целью технико-экономического обоснования целесообразности использования РИД и определения фактического экономического эффекта использования РИД.

Показатель экономического эффекта на всех этапах оценки мероприятий определяется как превышение стоимостной оценки результатов над стоимостной оценкой совокупных затрат ресурсов за весь срок осуществления мероприятия. Сроком осуществления мероприятия считается период с момента начала финансирования работ по внедрению мероприятия до момента завершения проявления технологического эффекта.

При составлении расчетов экономической эффективности мероприятий должны соблюдаться следующие принципы:

- сравнительный характер оценки - результаты внедрения сравниваются с базовым вариантом (заменяемой техникой). При этом надо соблюдать принцип «с мероприятием» и «без мероприятия», а не «до» и «после»;

- проведение оценки экономического эффекта мероприятий с учетом всех сопутствующих позитивных и негативных (если они имеют место) результатов, включая социальные, экологические и т.д.;

- проведение оценки экономического эффекта по всему циклу использования мероприятий;

- учет экономической неравноценности осуществляемых затрат и получаемых результатов в различные моменты времени (учет фактора времени - приведение разновременных результатов и затрат к единому моменту времени.

Экономический эффект от использования РИД представляет собой дополнительный доход предприятия, полученный за счет:

- экономии эксплуатационных затрат от снижения материало- и энергоемкости, сокращения сроков подготовки, совершенствования технологических процессов производства;

- экономии капиталовложений;

- увеличения объемов реализации всей или отдельных видов продукции, произведенной с использованием РИД;

- повышения цены в зависимости от улучшения качества продукции, расширения ее потребительских свойств.

Суммарный по годам расчетного периода экономический эффект рассчитывается по формуле:

Эт = Рт - Зт

где Эт - экономический эффект мероприятия за расчетный период;

Рт- стоимостная оценка результатов осуществления мероприятия за расчетный период;

Зт- стоимостная оценка затрат на осуществление мероприятия за расчетный период.

Стоимостная оценка затрат учитывает в том числе изменение общей суммы налогов и иных платежей, вызванное внедрением мероприятия.

Расчетный период определяется с учетом жизненного цикла мероприятия. В качестве начального года (квартала) расчетного периода tн принимается год (квартал) начала финансирования работ по внедрению мероприятия.

Конечный год (квартал) расчетного периода tк может определяться:

- плановыми (нормативными) сроками обновления продукции по условиям ее производства и использования;

- сроками службы средств труда (с учетом морального старения). При этом по мероприятиям, сопровождающихся изменением сроков эксплуатации объектов, расчетный период принимается равным наименьшему общему кратному сроков службы по базовому и новому вариантам;

- сроком проявления эффекта.

Внедрение РИД по своей сути является инвестиционным проектом. Как и любой инвестиционный проект, данный процесс порождает денежные потоки, значения которых на каждом шаге расчетного периода характеризуются:

- притоком, равным размеру денежных поступлений (или результатов в стоимостном выражении) на этом шаге;

- оттоком, равным платежам на этом шаге;

- сальдо (активным балансом, эффектом), равным разности между притоком и оттоком.

Расчет экономического эффекта проводится с обязательным использованием приведения разновременных затрат и результатов к единому для всех вариантов мероприятия моменту времени - кварталу внедрения.

Расчеты ведутся в текущих ценах - в ценах, заложенных в проект без учета инфляции, поэтому в расчетах используется реальная норма дисконта.

В качестве одного из показателей эффективности мероприятия определяется индекс дисконтированной доходности дополнительных затрат (ИДДДЗ), рассчитываемый как отношение ЧДД к накопленным дисконтированным дополнительным затратам.

Под дополнительными понимаются затраты, дополнительно необходимые для осуществления мероприятия в сравнении с базовым вариантом. Индекс характеризует доходность каждого рубля дополнительных затрат, обусловленных применением новой технологии или оборудования.

Формула расчета дисконтированных дополнительных затрат (ДДЗ):

ДДЗ = max (ДПДЗ; МОДН)

где ДПДЗ - суммарные дисконтированные дополнительные затраты на проведение мероприятия до начала получения эффекта (дисконтированные первоначальные дополнительные затраты);

МОДН - максимальная из абсолютных величин отрицательных накопленных сальдо дисконтированного денежного потока (максимальная отрицательная дисконтированная наличность).

При оценке экономической эффективности внедрения РИД выбор объекта расчета (расчет эффекта на 1 скважину, на 1 ремонт и т.д.), производится исходя из технической сущности мероприятия.

В качестве базы сравнения в расчётах экономического эффекта от использования РИД принимаются средние показатели заменяемой техники (технологии), определяемые на основе анализа и обобщения накопленного опыта применения данной техники (технологии) в ОАО «Татнефть». Заменяемой техникой (технологией) является та, взамен использования которой на данном объекте внедряется РИД.

При этом термин «заменяемая» не следует понимать буквально. За базовый вариант принимаются производственные показатели, характеризующие уровень (состояние) производства до внедрения оцениваемых мероприятий.

По сроку реализации, включающему в себя время внедрения и получения эффекта от использования РИД в производстве, мероприятия подразделяются на:

а) краткосрочные (до 3-х лет);

б) долгосрочные (3 года и более).

В зависимости от сроков реализации мероприятий различается порядок проведения расчётов экономического эффекта от их использования за отчетный период.

В отношении долгосрочных мероприятий выполнение расчёта «по факту» затруднено в силу сложности организации длительного контроля за результатами внедрения РИД. Это относится к ряду мероприятий, направленных на увеличение сроков службы нефтепромыслового оборудования, к мероприятиям, предполагающим внедрение оборудования и т.д. В этом случае в расчётах используются прогнозные показатели, определяемые разработчиками мероприятия и в установленном порядке согласованные с курирующими службами Исполнительного аппарата ОАО «Татнефть» и Инженерным центром.

К группе мероприятий с различным жизненным циклом относятся, прежде всего, мероприятия, направленные на увеличение срока службы оборудования или МРП его работы.

Увеличение времени работы скважин в результате снижения простоев оборудования (ускоренный выход скважин на послеремонтный режим, уменьшение продолжительности ремонта, исключение аварийных отключений оборудования и т.д.) не ведет к формированию дополнительной нефти для целей оценки экономического эффекта в рамках данного Положения.

Сроки службы внедряемого и базового оборудования, участвующие в расчете, определяются в методике расчета экономического эффекта.

При установлении прогнозного срока службы оборудования обязательным условием является проведение исследований (ускоренных испытаний и т.д.), в том числе и в рамках НИОКР, по определению его долговечности. При условии, что данные исследования подтвердят большую надёжность (увеличение коррозионной стойкости, износостойкости и т.д.) по сравнению с применяемым оборудованием, устанавливается прогнозный срок службы, на основании которого производятся расчёты.

Если срок службы базового оборудования в структурном подразделении, внедряющем мероприятие, отличается от среднего, установленного в методике, при расчете фактического экономического эффекта допускается использовать показатели по данному структурному подразделению.

Специфика данной группы состоит в том, что получение эффекта имеет отсроченный во времени характер. Экономический эффект от увеличения МРП или срока службы оборудования (Эт) начинает формироваться только после достижения базового МРП (срока службы).

По долгосрочным мероприятиям в расчётах экономической эффективности мероприятий данной группы используются прогнозные показатели, в установленном порядке согласованные с курирующими службами Исполнительного аппарата ОАО «Татнефть» и Инженерным центром.

Расчет экономической эффективности данной группы мероприятий предполагает оценку «затратности» базового и нового вариантов. «Затратность» обуславливается как капитальными, так и текущими затратами, причем текущие затраты по своей сумме могут быть значительными, а по характеру - единовременными (например, капремонт оборудования). Учет единовременности затрат производится заменой единовременных затрат эквивалентным ежеквартальным аннуитетом, рассчитанным за жизненный цикл данных затрат - срок проявления эффекта или срок эксплуатации оборудования. Текущие затраты, имеющие не единовременный характер, рассчитываются по факту за отчетный период. Таким образом рассчитывается среднеквартальная эффективность мероприятия как разность затрат по базовому и новому вариантам. При условии достижения по факту заявленных прогнозных показателей мероприятие обеспечит ежеквартальное получение такого эффекта на протяжении всего срока использования оборудования.

Аналогичный подход к определению эффекта за отчетный период применяется и в случае, когда жизненный цикл по базовому и новому вариантам не изменяется, но в результате внедрения мероприятия происходит разовое изменение суммы единовременных затрат [19].

4.3 Расчет эффективности предлагаемых мероприятий

Расчет экономической эффективности от внедрения универсального глубинного дозатора.

Одним из осложнений при эксплуатации фонда скважин является отложение солей на глубинно-насосном оборудовании. Отложения солей, в основном, сульфида железа в насосах ШГН приводят к отсутствию подачи на скважинах, возможно заклинивание плунжера (может быть прихват плунжера), что в дальнейшем, зачастую, приводит к обрыву штанг. ПРС по причине солеотложений составляют значительное количество ремонтов проводимых в ЦДНиГ-4. На сегодняшний день нет универсального способа предотвращения данных ремонтов, применимого для любой скважины. Предлагаемое устройство, препятствующее образованию солей, представляет из себя контейнер и форсунку для выхода реагента. Принцип работы основан на дозировании необходимого количества реагента путем создания насосом перепада давления. От других дозаторов данный дозатор отличается простотой конструкции, дешевизной и применимостью на любых скважинах, оборудованных ШГН. Данное устройство позволит снизить количество ремонтов по причине отложения солей.

Дозаторы, заправленные деэмульгатором, предназначены для скважин, осложненных образованием водо-нефтяных эмульсий.

База сравнения и методика расчета экономического эффекта.

Для расчета эффекта от применения рекомендуемой технологии за базу сравнения принята существующая технология эксплуатации скважин, осложненных отложением солей, штанговыми насосами без глубинного дозатора.

Таким образом, на проведение мероприятий по предупреждению осложнений на 25 скважинах потребуется затратить 371,3 т.руб. При расчетном увеличении среднего МРП скважин на 174 суток прибыль составит 4401 т. руб. Срок окупаемости затрат - 1 месяц. Индекс доходности - 2,7.

5. ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ОХРАНА ТРУДА

5.1 Опасные и вредные факторы, возникающие при разработке нефтяных месторождений

В воздух производственных объектов нефтяной и газовой промышленности основной объем вредных веществ поступает из нефти и газа, продуктов их переработки и сгорания. Опасные выбросы вредных веществ в воздух возможны при всех технологических процессах бурения, добычи, подготовки, транспортирования и хранения нефти, газа и газового конденсата. В большинстве случаев ядовитые вещества при дыхании проникают в кровь и разносятся по всему организму, попадая в жизненно важные органы.

Глубина и тяжесть действия вредных веществ на человека зависят от их вида, физико-химических свойств, агрегатного состояния и растворимости, а также путей проникновения в организм человека, сферы действия (общее - на организм в целом, локальное - на отдельный орган), температуры, давления, концентрации, времени действия, состояния здоровья человека и способности накапливаться в организме.

Отравление может быть острым (внезапно большим количеством ядовитого вещества) и хроническим (при малых концентрациях - без явного начала в течение длительного времени).

Существенное влияние на токсичность веществ оказывают их агрегатное состояние и физические свойства. Газы (пары) и аэрозоли при прочих равных условиях токсичнее, чем твердые вещества и жидкости. Токсические свойства выше у кипящих при низких температурах и легко испаряющихся жидкостей (бензин, бензол, эфиры более токсичны, чем масла и мазуты), у веществ с большим содержанием летучих и высоким давлением пара (бензол опаснее толуола).

Некоторые вещества, проникая в организм, способны накапливаться в отдельных органах (например, ртуть в печени). По мере накопления они усиливают свое вредное биологическое действие на организм. Особенно опасна функциональная кумуляция (свинец, мышьяк, ароматические углеводороды), вызывающая изменения в функциях отдельных органов и повышающая чувствительность их к другим не опасным до этого веществам.

Хорошо растворимые вещества быстро удаляются из организма через мочегонные пути; плохо растворимые (ртуть, марганец)- через кишечник.

Все перечисленные выше типичные для нефтяной и газовой промышленности вещества могут поражать центральную нервную систему, вызывать головокружение, сердцебиение, повышенную возбудимость человека, общую слабость, потерю сознания.

Алкоголь, высокая температура, шум, вибрация улучшают всасывание ядовитых веществ и усиливают их действие на организм человека.

Воздух производственных объектов современных нефтяных и газовых промыслов обычно загрязняется природным и попутным нефтяным газом, парами сырой нефти, ее фракций, конденсата, метилового спирта, поверхностно- активных веществ (ПАВ), полимерных добавок, ингибиторов коррозии, диэтиленгликоля, а также сероводородом, меркаптанами, углекислым газом, сернистым ангидридом, окисью углерода, сероуглеродом, окисью и двуокисью азота и большим числом химически активных веществ, используемых в технологических процессах.

Также атмосфера объектов нефтяной и газовой промышленности загрязняется промышленной пылью - мелкими частицами различных твердых веществ, которые находятся во взвешенном состоянии в воздухе и образуют сложные аэрозольные системы. Пыль образуется при измельчении, дроблении перетирании твердых химических веществ, производстве технологической сажи, транспортировании и погрузке твердой серы.

Опасность пыли как профессиональной вредности зависит от ее химического и дисперсного состава, физико-химической активности, растворимости, адсорбционных и других свойств, а также от концентрации и времени пребывания работающих в запыленной атмосфере.

Особо опасными ядами при разработке нефтяных и газовых месторождений являются не углеводородные газообразные, парообразные и жидкие вещества, содержащиеся в относительно больших объемах в сернистой нефти, природном газе и продуктах их переработки (сероводород, сернистый ангидрид, серный ангидрид, сероуглерод, окись углерода, окислы азота, углекислый газ).

Сероводород H2S - бесцветный, ядовитый газ с резким запахом тухлых яиц; ощущается в воздухе при концентрации 1•10-6. С увеличением концентрации ощущение запаха ослабевает вплоть до полного исчезновения (опасный эффект привыкания). В сернистых нефтях и природных газах содержание H2S колеблется от следов до 4,5 %, а иногда и более. В относительно больших объемах этот наиболее опасный яд содержится в продуктах крекинга нефти.

Сернистый ангидрид SO2 - бесцветный газ с резким запахом. Растворяясь в жидкой фазе организма, он образует серную и сернистую кислоты, тяжело поражает слизистые оболочки, кроветворные органы, изменяет костные ткани, нарушает углеводный и белковый обмен. При концентрации в воздухе 20-60 мг/м3 раздражает слизистые оболочки дыхательных путей и глаз (покалывание в носу, чихание, кашель). Токсичность SO2 резко возрастает, если он находится в атмосфере, содержащей окись углерода.

Серный ангидрид SO3 по токсичности аналогичен SO2 . Растворяясь в воде, образует чрезвычайно опасную и агрессивную серную кислоту.

Сероуглерод СS2 - бесцветная жидкость, обладающая в чистом виде (100%-ная концентрация) приятным запахом. Хронические заболевания могут возникать при концентрации 15мг/м3 и более. ПДК для сероуглерода равна 1 мг/м3.

Углекислый газ СО2 - без цвета и запаха, со слабокислым вкусом. В 100 объемах воды растворяется 180 объемов СО2 . При содержании в воздухе 10 % наступает обморочное состояние, при 25% происходит смертельное отравление. ПДК СО2 в воздухе составляет 1 %.

Меркаптаны - органические высокотоксичные серосодержащие газы, образующиеся при термическом воздействии на сернистую нефть, конденсат, природный газ. Содержание меркаптанов в воздухе производственных объектов в сотни, тысячи раз меньше, чем сероводорода.

Большую опасность для человека представляют кислоты и щелочи, которые могут обезвоживать, разрушать верхние слои кожи, вызывать тяжелые ожоги. Ожоги могут быть вызваны также действием хлорной извести, фенола, аммиака и других веществ.

Основными источниками этих ядов в структуре крупных газодобывающих комплексов являются: факелы на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) и газоперерабатывающих заводов, дымовые трубы, установки для получения серы, продувка скважин, выпуск газа из трубопроводов и емкостей перед ремонтом и производством сварочных работ, ямы жидкой серы. Объемы этих выбросов достигают иногда 5-6 % от всего добываемого газа и создают большую опасность для людей и окружающей среды.

Для устранения или уменьшения опасности вредных веществ для человека важно ограничить применение их по числу и объему, а где возможно, заменить высокотоксичные на менее токсичные, сократить длительность пребывания людей в загрязненном воздухе и следить за эффективным проветриванием производственных помещений. Во всех случаях необходим постоянный контроль за чистотой воздуха. Наряду с другими средствами контроля эффективна одоризация выбросов сильно пахнущими одорантами. Появление запаха в воздухе равнозначно оповещению работающих о приближающейся опасности.

Важнейшими профилактическими мероприятиями следует считать разработку и внедрение современных схем безотходной технологии, новых закрытых процессов и более герметичного, надежного оборудования, ограничение применения вредных веществ.

На производственных объектах нефтяной и газовой промышленности, где в больших объемах используются кислоты и щелочи, необходимо исключить переливы кислот при заполнении емкостей. Рекомендуется транспортировать эти опасные жидкости по специальным трубопроводам с автоматическим контролем за перекачкой; слив кислоты из железнодорожных цистерн выполнять при помощи гибких шлангов. Для наполнения мелкой тары необходимо применять сифоны; при разбавлении кислоты наливать ее в воду, а не наоборот. Разлившуюся кислоту необходимо нейтрализовать каустической содой или известью.

Основные меры первой помощи: при отравлении - искусственное дыхание, внешний массаж сердца, при химических ожогах - удаление одежды, наложение стерильной повязки, промывание места ожога большим количеством воды, удаление кислоты фильтровальной бумагой, вынос пострадавшего на свежий воздух. [20]

5.2 Требования промышленной безопасности к охране труда и окружающей среды при проведении предлагаемых мероприятий

Работники должны пройти подготовку и аттестацию в соответствии с требованиями Положения о порядке подготовки и аттестации работников организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России (РД 03-444-02), утвержденного постановлением Госгортехнадзора России от 30.04.02 №21, зарегистрированным Минюстом России от 30.05.02 г., рег. №3489.

Помимо аттестации по промышленной безопасности руководители и специалисты должны пройти проверку знаний требований нормативных правовых актов в области защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций, санитарно - эпидемиологического благополучия населения, охраны окружающей среды и охраны труда.

К работам на опасных производственных объектах допускаются работники после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ. Срок стажировки устанавливается работодателем, но не может быть менее двух недель [20].

Ремонт скважины на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления специальных мероприятий и использования технических средств согласно Технических условий на монтаж передвижных агрегатов и подключение электрооборудования при капитальном и текущем ремонте скважин и Инструкции по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте.

Перед проведением ремонтных работ территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом схемы расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов радиусом не менее 30 м, а в зимнее время - очищена от снега и льда. Подземные коммуникации должны быть четко обозначены [21].

Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1.005-76 (углеводороды предельные C1-С10 в пересчете на С-300 мг/м3, сероводород в смеси с углеводородами C1-C5 - 3 мг/м3). Анализ воздуха рабочей зоны на содержание нефтяных паров и газов проводится перед началом ремонтных работ на устье скважины после глушения и в процессе ремонта после вскрытия новых пластов и перед проведением огневых работ на устье скважины. На скважинах, в продукции которых содержится или не исключена возможность появления сероводорода, анализ проводится ежесменно. Все анализы проводятся с записью в журнале «Контроль воздуха на содержание сероводорода». Для проведения анализов используются приборы АМ-5, АНКАТ и т.д.

К работам на производственных объектах, где возможна загазованность воздуха сероводородом выше ПДК (в аварийных ситуациях), допускаются лица не моложе 21 года, не имеющие медицинских противопоказаний для работы в изолирующих противогазах и дыхательных аппаратах и прошедшие соответствующее обучение, инструктаж и проверку знаний по безопасному ведению работ.

На месторождениях, содержащих сероводород, запрещается выпуск сероводородсодержащего газа в атмосферу без сжигания или нейтрализации, а также слив жидкости, содержащей сероводород, в открытую систему канализации без ее нейтрализации.

К работам на скважинах не допускаются рабочие и ИТР, не прошедшие в течение трех лет переподготовку в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу «Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях» [22].

Меры безопасности при работе с хим. реагентами [23].

1) Обработка скважин производится под руководством ответственного инженерно-технического работника по плану, утвержденному руководителем предприятия.

2) Технологический процесс осуществляется с использованием стандартного оборудования в полном соответствии с действующими правилами и нормами по технике безопасности на капитальный, подземный ремонт и обработку призабойной зоны скважины.

3) К работе по приготовлению и закачке рабочих растворов и составов в скважину допускаются лица не моложе 18 лет, а с высоким содержанием сероводорода не моложе 21 года, прошедшие медицинское освидетельствование, инструктаж по правилам производства работ, техники безопасности и пожаробезопасности.

4) Запрещается находиться посторонним лицам на территории скважины без разрешения руководителя работ.

5) Используемые для технологии реагенты должны быть сертифицированы. Основной предосторожностью при работе с ними является предохранение от попадания в глаза и на открытые участки кожи.

6) Все емкости для хранения реагентов должны располагаться на специально оборудованной базе. Расстояние между емкостями должно быть не менее 1 м.

7) При попадании реагентов в глаза или на кожу пораженное место следует промыть большим количеством воды. Также при закачке реагентов необходимо пользоваться спецодеждой по ГОСТ 12.4.Ш-82, защитными очками (ТУ 38.1051204-78), резиновыми фартуками, сапогами ГОСТ 12.4.137-84 и перчатками (ТУ 38.106346-76).

8) На цементировочных агрегатах (ЦА-320М) должны быть опломбированы манометры, а нагнетательные системы должны иметь предохранительные устройства для защиты насосов и нагнетательных линий от разрыва при превышении допустимого давления.

9) Перед началом работ по закачке реагентов и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок. Обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается.

10) После обвязки агрегата с устьем скважины до закачки реагентов производят гидроиспытание нагнетательной линии на полуторократное давление от максимального рабочего, предусмотренного планом работ.

11) Манифольд должен быть оборудован обратным клапаном.

12) Технологические линии должны быть оборудованы предохранительным клапаном.

При возникновении аварийной ситуации необходимо немедленно сообщить об этом руководителю работ.

Если в случае аварии есть пострадавшие необходимо принять меры для оказания первой помощи (медицинской) пострадавшему и доставки его в ближайшее медицинское учреждение и сообщить об этом непосредственному начальнику. Далее действовать согласно инструкции по расследованию несчастных случаев.

Технологические процессы добычи нефти при несоответствующих условиях могут нарушить естественную экологическую обстановку. Нефть, углеводороды нефти, нефтяной шлам, попутно добываемая вода, содержащая различные соединения, способны опасно воздействовать на окружающую среду, животный мир и человека.

При эксплуатации скважин могут происходить утечки газа и пластовой жидкости через сальник и неплотности в соединениях устьевой арматуры. Монтаж устьевого оборудования, его обслуживание и меры по технике безопасности должны соответствовать требованиям «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности».

Перед пуском скважины в эксплуатацию необходимо убедиться в правильности сборки, надежности затяжки гаек, болтов и других резьбовых соединений устьевого оборудования. При работе устьевого оборудования периодически должны проверяться герметичность резьбовых и уплотнительных соединений и состояние уплотнения устьевого штока [20].

Мероприятия по охране окружающей среды должны быть предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважин (заявка, план, смета) и дополнительных указаниях и требованиях, сформулированных в процессе проведения работ.

Природоохранные мероприятия должны учитывать специфические особенности процесса ремонта скважин, время года, природно-климатические условия района ведения работ, народнохозяйственную ценность водных объектов, лесов, отведенных земель.

Все завозимые на скважину хим. реагенты и материалы должны быть упакованы в специальную тару и храниться в условиях, предохраняющих от попадания в них осадков и размыва их по территории скважины.

Для предотвращения загрязнения почвы, водоемов и атмосферного воздуха технологическими жидкостями, тампонирующими материалами, хим. реагентами, продукцией скважины и т.д. необходимо произвести [21]:

1) гидроизоляцию приемного амбара и стоков к нему до начала работ на скважине;

2) предусмотреть выход спец. жидкости по желобу из затрубного пространства в приемный амбар;

3) герметизацию емкостей, предназначенных для хранения, перевозки ГСМ, хим. реагентов и т.д. и проведения операций на скважине;

4) герметизацию всех соединений и опрессовку нагнетательной линии на полуторократное максимальное рабочее давление, предусмотренное планом работ, для исключения утечек при проведении операций;

5) промывку оборудования и линий обвязки от остатков различных жидкостей в желобную емкость;

6) очистку территории скважины от загрязнения по окончании операций и ремонта в целом.

Выкид от предохранительного устройства насоса должен быть закрыт кожухом и выведен на прием насоса.

Выхлопные трубы агрегатов необходимо оборудовать глушителями и нейтрализаторами выхлопных газов. При их отсутствии выхлопные трубы должны быть выведены на высоту не менее 2 м от платформы агрегата [22].

Заключение

В данном дипломном проекте были рассмотрены причины и динамика ремонтов скважин за последние три года. Многообразие условий не позволяет полностью формализовать процесс принятия технологических решений при эксплуатации всех категорий скважин, и многие скважины требуют при решении определенных вопросов индивидуального подхода. Поэтому были рассмотрены параметры работы скважин, при которых произведено наибольшее количество ремонтов, даны общие рекомендации и намечены пути для снижения количества ремонтов скважин по наиболее часто встречаемым причинам.

Почти 74 % фонда скважин ЦДНиГ-4 разрабатывает 302-303 залежи, которые отличаются сложным геологическим строением. Быстрая обводняемость продукции скважин приводит к различным осложнениям - выпадению солей, коррозии оборудования, образованию эмульсии - которые, в свою очередь, являются причиной значительного количества ремонтов. В ЦДНиГ-4 в результате проводимых мероприятий по предупреждению осложнений удалось снизить удельное количество ремонтов по основным причинам эксплуатационных отказов и отказам оборудования. В то же время ежегодное увеличение фонда скважин и быстрая обводняемость продукции является причиной роста количества ремонтов, связанных с водоизоляционными работами, обработкой призабойной зоны скважин и работами по повышению нефтеотдачи пластов.

На промысловых объектах проводятся постоянные исследования для разработки наиболее эффективных методов борьбы с осложнениями, встречающимися при эксплуатации скважин. На сегодняшний день наилучшие результаты показали:

- для предупреждения солеотложения - глубинный дозатор с СНПХ-1004 (ингибитор коррозии); проводятся эксперименты по применению хвостовиков с солями и со штуцерами; закачка в пласт СНПХ-5313;

- для снижения интенсивности образования высоковязкой водонефтяной эмульсии в колонне НКТ: глубинный дозатор с деэмульгатором МЛ-81Б и входное устройство ВУ-11-89; длинноходовые цепные приводы ПЦ-60 с малым числом качаний.

Исходя из опыта успешного применения методов борьбы с различными осложнениями и в зависимости от причины отказов, рекомендованы мероприятия, которые позволят снизить количество ремонтов и, соответственно, увеличить межремонтный период работы скважин, что, в свою очередь позволит сэкономить как физические, так и материальные затраты.

Список использованной литературы

1. Осложнения в нефтедобыче. / Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р. Шайдаков В.В. и др./ Под общ. ред. Ибрагимова Н.Г., Ишемгужина Е.И. ООО «Издательство научно-популярной литературы “Монография”», Уфа; 2003?302 с.

2. Саакиян Л.С., Ефремов А.П., Соболева И.А. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии. Справочник рабочего. М.; Недра, 1985 - 207 с..

3. Отчеты технологической службы ЦДНиГ-4 за 2006 - 2009 гг.

4. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. Учебное пособие для вузов /Мищенко В.А., Сахаров В.Г., Грон В.Г., Богомольный Г.И./. М.; Недра, 1984 - 272 с.

5. Справочник мастера по добыче нефти. Под общ. ред. Боярова А.И. ОАО «Татнефть», Альметьевск, 2000 - 334 с.

6. Инструкция по применению скважинного дозирующего устройства в добывающих скважинах. НГДУ «Лениногорскнефть», 2007 - 7 с.

7. Инструкция по применению ингибитора солеотложений СНПХ-5313. Рук. работы Бикчантаева Н.В. ОАО «НИИНЕФТЕПРОМХИМ», 2000 - 15 с.

8. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Нефть и газ. М.; 2003 .?816 с.

9. Объяснительная записка к годовому отчету. НГДУ «Лениногорскнефть», Лениногорск, 2009 - 195 с.

10. Положение по определению экономической эффективности внедрения результатов интеллектуальной деятельности. Под рук. Гараева Л.Г., Мотиной Л.И. ОАО «Татнефть», Альметьевск, 2008 - 96 с.

Размещено на Allbest.ru