Общие сведения о месторождении

УМЖ-325-05 были смонтированы в начале и середине низконапорного водовода ДНС-1 - КНС-3 Мортымья-Тетеревского месторождения (диаметр 325x16, протяженность 9000 м, объем перекачиваемой жидкости 6000 м³/сут, скорость потока 1,03 м/с). Для контроля за скоростью коррозии на трубопроводе были оборудованы пять контрольных точек, расположенных не далее 5 м до УМЖ и не ближе 5 м после УМЖ, представляющие собой врезанный в водовод патрубок с задвижкой с установленным на ней лубрикатором для спуска кассет с образцами-свидетелями.

Исследования проводились  в два этапа, продолжительность  экспонирования образцов-свидетелей в среднем составила соответственно 33 и 36 сут. Результаты замеров скорости коррозии (табл. 2) показали ее снижение на конечном участке трубопровода в среднем на 30 %.

Результаты химико-биологического анализа подтоварной воды (показатель рН, содержание С0₂, Н₂5, Ре⁺ СВБ, 0₂) свидетельствуют о значительном (с 0,64 до 0,15 мг/л) снижении в составе воды ионов Ре⁺, что также подтверждает защитный эффект магнитного активатора. Остальные показатели состава воды существенно не изменились.

Для подтверждения эффективной  работы установок магнитной активации испытание данного метода было продолжено на трубопроводе большей протяженности с изменением расположения установок. УМЖ смонтировали последовательно на начальном участке низконапорного водовода КНС-2 - КНС-5 Трехозерного месторождения (диаметр 273x12, протяженность 14,2 км, объем перекачиваемой жидкости 7000 м³/сут, скорость потока 1,66 м/с). Продолжительность экспонирования образцов-свидетелей увеличили в 2 раза. Для контроля за эффективностью УМЖ были оборудованы три контрольные точки .

Испытания проводились  в три этапа с использованием тех же методов определения эффективности защиты, что и ранее. Результаты замеров скорости коррозии образцов-свидетелей на конечном участке трубопровода показали ее снижение в среднем на 35 % (табл. 3), причем с увеличением времени экспонирования образцов-свидетелей (для уменьшения погрешности измерений) возрастает эффективность защиты.

Данные химико-биологического анализа подтоварной воды, проводившегося во время установки и снятия кассет с образцами на поверхность установки, соприкасающаяся с жидкостью, защищена антикоррозионной полимерной композицией. Отложение асфальтосмолистых и парафиновых веществ в скважине происходит при резком изменении термобарических условий и соответственно при изменении растворимости тяжелых органических соединений транспортируемой нефти. Образование отложений, например, на стенках НКТ. инициируется энергетически неоднородными участками на поверхности металла за счет сил физической адсорбции Под действием магнитного поля происходит коагуляция ферромагнитных и парамагнитных частиц, присутствующих в нефти и являющихся центрами кристаллизации парафинов в ее объеме. Образовавшиеся частицы АСПО уносятся потоком. Присутствующая в нефти и обработанная магнитным полем вода увеличивает свою электрическую проводимость, снижает силы поверхностного натяжение При взаимодействии частиц АСПО и металла силы физической абсорбции недостаточны для удержания отложений на поверхности поэтому количество отложений на поверхности НКТ и в глубины: -насосном оборудовании снижается.

По результатам работы скважин, оборудованных УМЖ, средняя  наработка на отказ в целом заметно увеличилась .

Проведенные опытно-промышленные испытания УМЖ на напорных водоводах  в осложненных коррозией и  отложениями парафина скважинах  показали эффективность и целесообразность применения рассматриваемых установок для защиты нефтепромыслового оборудования от указанных факторов. Планирует не только продолжить использование магнитных активаторов для борьбы с коррозией и АСПО, но и расширить области их применения в других производственных процессах добычи т подготовки нефти

 

 

2.11 Выводы и предложения

 

1) Пробуренный фонд скважин в целом достаточно эффективно

выполняет свое назначение. В среднем на одну перебывавшую в  эксплуатации скважину добыто 100 тыс.т  нефти, что свидетельствует о высокой технико-экономической эффективности использования пробуренного фонда.

2) В настоящее время  значительная часть скважин находится  в бездействии (41 % добывающих  и 49 % нагнетательных). Приоритетной  задачей на месторождении является работа по вводу бездействующих скважин в эксплуатацию, причем целесообразность ввода каждой конкретной скважины должна определяться состоянием выработки запасов нефти, особенностями системы разработки и технико-экономической эффективностью при обязательном условии достижения утвержденной нефтеотдачи.

3) Основной причиной  бездействия скважин месторождения  (около трети от общего числа)  являются аварийные ситуации. На  значительной части таких скважин  целесообразно проведение работ  по зарезке вторых (в том числе горизонтальных) стволов и переводу скважин на другие объекты.

4) Структура действующего  фонда скважин в настоящее  время в значительной степени  определяется высокообводненным  фондом, на работу с которым  должны быть направлены значительные  усилия.

5) Основными направлениями по дальнейшей работе с фондом скважин на месторождении являются:

-сокращение неработающего фонда путем планирования и осуществления адресных мероприятий по бездействующим скважинам (улучшение выработки остаточных запасов, восстановление системы разработки, учет многопластового характера месторождения);

-оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт);

-широкое внедрение новых технологий, позволяющих повысить эффективность использования фонда

 Межремонтный период отечественных УЭЦН в 7 раз ниже, чем импортных, поэтому при выборе оборудования для эксплуатации скважин в осложнённых условиях предпочтение необходимо отдавать установкам фирмы «Reda»;

Экономические показатели работы отечественных насосов лучше, чем у импортных за счёт их невысокой  стоимости, но в целом проект перевода части скважин часторемонтируемого фонда на эксплуатацию насосами фирмы «Reda» экономически более выгоден. Чистый приведённый доход за 5 лет составит 1 328 млн. рублей, что на 153 млн. руб. больше, чем при эксплуатации отечественными УЭЦН.

Область применения УЭЦН:

Отечественные – скважины без осложняющих факторов;

Импортные – часторемонтируемый фонд УЭЦН.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Организационная часть

 

3.1 Техника безопасности и противопожарные мероприятия при добыче нефти

 

 

Основное условие безопасности при обслуживании нефтяных и газовых скважин – соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них. Работники, помимо знания технологии извлечения нефти и газа на поверхность, должны обладать навыками работ и выполнять свои обязанности таким допускать возникновение образом, чтобы не опасностей, а также знать, что предпринимать при их возникновении.

Производственные и  гигиенические условия труда  предопределяют специальные требования к рабочим, занятым добычей нефти  и газа. Находясь на территории нефтегазопромысловых объектов, рабочие должны соблюдать эти требования. Выполняя текущие работы на скважинах, операторы и слесари обязаны следить за исправностью всего оборудования, установленного на обслуживаемом ими кусте, за герметичностью фланцевых соединений нефтегазокоммуникаций и устьевого оборудования, исправностью задвижек и принимать меры по ликвидации утечек и пропусков.

После выведения скважины на заданный режим необходимо проверить  работу средств КИПиА. В случае отказа системы автоматики, влекущего за собой нарушение технологического режима, оператор обязан перевести работу куста на ручное управление. При отказе в управлении многоходового крана ГЗУ следует перевести скважину на перепускную линию.

Оператор должен в  зимнее время контролировать состояние запорной и предохранительной арматуры и оголенных участков трубопроводов обвязки. Предотвратить возможности образования ледяных пробок в продувочных и других линиях.

Запорную арматуру должны по мере необходимости смазывать, она 

должна легко откручиваться. Запрещается открывать задвижки вентелей и других запорных устройств ломами, трубами. Осматривать и ремонтировать оборудование периодически работающей скважины с автоматическим или дистанционным управлением нужно после отключения пускового устройства и вывешивания на нем знака безопасности «Не включать – работают люди». На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением вблизи пускового устройства должен быть прикреплен плакат «Внимание! Пуск автоматический». Каждый раз перед замером дебита скважин необходимо убедиться в исправности предохранительного клапана и манометра на замерной установке.

Эксплуатировать скважины при неисправных контрольно-измерительных  приборах  и средствах автоматизации  опасно. В случаях гидратообразования или замораживания скважины, участка трубопровода, обвязки скважины, запорной арматуры необходимо отогревать их горячей водой или паром. При этом отогреваемый участок должен быть отключен от работающей системы.

Все виды работ внутри помещений газового манифольда, ГЗУ, а также у устья скважин должны выполнять искробезопасным инструментом. У операторов и других рабочих, занятых обслуживанием и ремонтом скважин и оборудования на кусте, обувь должна быть без стальных подков и гвоздей.

Оператор по добыче нефти  и газа должен контролировать возможные межколонные проявления.

Наземное оборудование нефтяных и газовых скважин разнообразно по своему назначению и конструктивному  исполнению. Состав наземного оборудования скважин и специфичность опасностей, возникающих при обслуживании этого оборудования, определяются прежде всего способом эксплуатации скважин, но зависят также от принятой системы сбора и сепарации продукции и ряда других факторов. Опасность травмирования персонала, обслуживающего нефтяные фонтанные, газовые и компрессорные скважины, связана с наличием высоких давлений на устье скважины, в трапах,

сепараторах и других аппаратах, применяемых при сборе  и сепарации нефти и газа и  т.п. при обслуживании скважин, оборудованных  насосами, опасность травмирования  обусловлена наличием движущихся и вращающихся частей станков-качалок, наличием электрооборудования, необходимостью систематической проверки технического состояния и изменение режима работы наземного оборудования, а также выполнение различных ремонтных работ.

Опасности, которые возникают при ремонте скважин, эксплуатируемых различными способами, являются в основном общими, но в значительной степени зависят от характера работ, вида оборудования и механизмов, применяемых при выполнении этих работ, а также от особенностей ремонтируемой скважины. В частности, во время ремонта фонтанных нефтяных и газовых скважин весьма реальна угроза выброса жидкости и покрытого фонтанирования скважин, значительно увеличивается взрыво-и пожароопасность ведения работ; при ремонте скважин, в газе которых содержится сероводород, возникает опасность отравления этим газом и т.п.

Безопасность эксплуатации фонтанных, газовых и компрессорных  скважин в значительной степени  зависит от надежности устьевого  оборудования, в состав которого входят колонная головка и фонтанная арматура. Одно из требований, предъявляемых к устьевой арматуре фонтанных и газовых скважин, - обеспечение герметизации кольцевого пространства между обсадными колоннами, а также насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной.

Пожарная безопасность

Одним из правил пожарной безопасности является содержание производственных объектов в чистоте и порядке. Производственная территория и помещения  не должны загрязняться легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, а также  мусором и отходами производства. Нефть и другие легковоспламеняющиеся и горючие жидкости не должны храниться в открытых ямах и амбарах.

Дороги, проезды и подъезды к производственным объектам, водоемам, пожарным гидрантам и средствам  пожаротушения  поддерживаются в  надлежащем состоянии. У пожарных гидрантов устанавливаются надписи указатели.

На территории предприятия  запрещается разведение костров, кроме  мест, где это разрешено приказом руководителя предприятия по согласованию с местной пожарной охраной. На пожаро и взрывоопасных объектах запрещается курение, и вывешиваются предупреждающие надписи: «Курить запрещается».

Большое значение в снижении пожарной опасности процессов добычи нефти и газа имеют автоматизация  и телемеханизация скважин, групповых  замерных и сепарационных установок, насосных пунктов и станций и других объектов.

Автоматизация скважин  обеспечивает контроль основных технологических  параметров и своевременную остановку  скважин или перекрытие выкида при  аварийных режимах.

В снижении пожарной опасности  операций по очистке от загрязнения емкостей нефти и других горючих жидкостей существенное значение имеет механизация этих операций.

В целях предотвращения пожаров на объектах сбора, подготовки и транспортировки нефти и  газа обеспечивается систематический  контроль за исправностью предохранительной, регулирующей и запорной арматуры, установленной на аппаратах, емкостях и трубопроводах.

Проверка исправности  осуществляется в соответствии с  утвержденным графиком под руководством инженерно-технического работника.

Уровень огнеопасных жидкостей в аппаратах и емкостях определяется с

    помощью измерителей, безопасных в пожарном отношении.

Для теплоизоляции оборудования применяются несгораемые материалы. Участки теплоизоляции, пропитанные  горючей жидкостью, при ее утечке заменяются.