Значение развития нефтяной и газовой промышленности

  Звено по монтажу и демонтажу оборудования подготавливает территорию для размещения оборудования и приспособлений для ремонта, площадки под агрегат; осуществляет демонтаж и монтаж арматурной площадки, осмотр и проверку кронблочной площадки, маршевых лестниц, приемных мостков, устанавливает якоря, заземление, фундамент для подъемников; очищает наземное оборудование скважин и территорию от нефти после завершения ремонтных работ.

В состав ремонтно–механической службы, как правило, входят звенья по ремонту труб, штанговых насосов, инструмента и по дефектоскопии труб и оборудования.

  Кроме специализированных цехов текущего и капитального ремонтов скважин, в текущем ремонте принимают участие управление технологического транспорта, прокатно–ремонтный цех или участок по ремонту ПЭУ, прокатно–ремонтный цех эксплуатационного оборудования и цех научно–исследовательских и производственных работ.

    Управление технологического транспорта  непосредственно занимается ремонтом  и обслуживанием подъемников,  а также, выделяет специальную технику и автотранспорт исполнителям других целей. Для ремонта и технологического обслуживания подъемных агрегатов в управлениях технологического транспорта имеются специализированные звенья.

Прокатно–ремонтный цех или участок по ремонту ПЭУ выполняет ремонт центробежных электронасосов, кабеля, электродвигателей и гидрозащиты. В некоторых районах (Татария и Башкирия) ремонт ПЭУ осуществляют специализированные предприятия. Они выполняют эти работы и для других нефтяных районов страны.

Прокатно–ремонтный цех эксплуатационного оборудования выполняет заказы по изготовлению запасных частей к инструменту, оборудованию и приспособлениям, используемых при текущих ремонтах скважин, а в некоторых организациях занимаются также ремонтом скважинных штанговых насосов. В последнем случае в составе цеха имеется специализированное звено.

Цех научно–исследовательских и производственных работ в процессе текущих ремонтов может проводить исследование пластов и скважин.

Таким образом, подразделения, обеспечивающие выполнение текущего ремонта скважин, находятся в подчинении различных структурных подразделений. Для успешного выполнения текущего ремонта скважин необходимо четкое взаимодействие этих подразделений между собой.

 

1.5 Определение требуемого числа бригад

 

Если  окажется, что даже при повышении  производительности труда имеющиеся  бригады не в силах справиться с необходимым объемом ремонтных  работ, или же в ЦДНГ окажутся лишние бригады, то необходимо определить оптимальное число бригад на предстоящий год. Оптимальное число бригад определяется по формуле

                       

  Б_о =Р – Р_н – Р_пр – Р_пов  / Q  ,                                         (1)

 

где, Р – число ремонтов по плану, включая ремонты, необходимые для вывода скважин из простоя;

  Р_н – число ремонтов, которые можно выполнить за счет сокращения непроизводительного времени;

  Р_пр – число ремонтов, которые можно выполнить за счет сокращения простоев и увеличения производительного времени бригад; 

Р_пов – число повторных ремонтов;

Q – среднее число ремонтов, приходящееся на одну бригаду при принятом среднем коэффициенте сменности работы бригад.

 

1.6 Совершенствование технологии ремонта и оснащенности бригад

 

Каждая  бригада текущего ремонта скважин, прежде всего, должна быть оснащена оборудованием, приспособлениями, ручным и ловильным  инструментом и инвентарем согласно обязательному перечню. Как показывает анализ, в настоящее время такая  оснащенность составляет 80—90 %. В этот перечень входят приспособления и оборудование, выпускаемые серийно. Вместе с тем во многих районах используются технические средства, предложенные рационализаторами и изобретателями, которые в значительной мере облегчают труд и улучшают качество ремонтов. При внедрении систем управления качеством работ необходимо учитывать весь этот богатый опыт.

Мероприятия по повышению технической надежности оборудования и оснащенности должны охватывать подземное и наземное оборудование скважин, оборудование, применяемое  для спускоподъемных операций, а  также оборудование, используемое для подготовки скважин к ремонту и для ремонта подъемных агрегатов.

Доставляемые  на скважины трубы должны пройти дефектоскопию. Диаметр труб, марка стали, из которой  они изготавливаются, должны выбираться с учетом условий среды, в которой  будут эксплуатироваться трубы (наличие агрессивных пластовых вод, содержание в нефти серы, парафина, отложение солей и т.д.). При наличии парафина следует применять трубы со специальным внутренним покрытием (стеклом, эпоксидными смолами и т.д.).

В сложных условиях эксплуатации (большое  искривление стволов скважин, интенсивное  отложение парафина), когда штанги испытывают значительные нагрузки, необходимо предусматривать и осуществлять мероприятия по упрочнению штанг (например, закалка с нагреванием токами высокой частоты).

Применяемые типоразмеры насосов необходимо подбирать с учетом дебитов скважины и условий их эксплуатации. Должны быть испытаны и отобраны наиболее эффективные приспособления для  борьбы с вредным влиянием газа на работу насосов и предотвращения попадания в них песка и  т.д. В настоящее время выпускается  около восьми типов подъемников для текущего ремонта скважин. Желательно, чтобы число подъемных агрегатов, применяемых в данном районе, было минимальным. Это упрощает их эксплуатацию и ремонт. Тип подбираемого подъемного агрегата определяется: во–первых, условиями местности, на которой расположены скважины, и наличием подъездных дорог (гусеничных, колесных, плавающих), во–вторых, грузоподъемностью.

Скважины  должны быть оборудованы железобетонными  площадками под подъемные агрегаты. При проведении мероприятий должны предусматриваться механизация подготовительных работ путем внедрения агрегатов типа ПАРС–1 и оснащение звена по ремонту подъемных агрегатов передвижной мастерской типа АОП и т.д. Кроме решения текущих вопросов, в мероприятиях должны быть отражены пути повышения технической надежности и оснащенности бригад текущего ремонта и звеньев, их обслуживающих, на перспективу.

Мероприятия должны также предусматривать внедрение  более совершенных средств механизации и автоматизации спускоподъемных операций. Мероприятия по совершенствованию технологии ремонтных работ должны в первую очередь касаться спускоподъемных операций и процесса задавливания скважины. Так, например, облегчает труд бригады и ускоряет проведение ремонтных работ подвешивание штанг в вертикальном положении на специальной штанговой подвеске. В скважины с интенсивным отложением парафина перед началом ремонта следует закачивать растворители.

Технология  глушения скважин влияет на ход ремонтных  работ и на дебит нефти после  ремонта. Поэтому для каждой скважины с учетом пластового давления, коллекторских  свойств пласта и других параметров должна правильно выбираться жидкость для глушения (нефть, вода, тяжелая  жидкость и т.д.). Это особенно важно  при ремонте скважин на месторождениях с поддержанием пластового давления. Вместо глушения скважин в ряде случаев применяется пакер–отсекатель.

В мероприятиях большое внимание должно уделяться технологии промывки песчаных пробок. Здесь первостепенное значение имеет жидкость промывки. Так же как и при глушении, ее необходимо выбирать в зависимости от пластового давления (вода, нефть, пена и т.д.).

Мероприятия должны включать и другие направления  совершенствования технологии ремонтных работ, повышать надежность оборудования.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Практическая  часть

2.1 Характеристика ООО «АРГОС» ЧУРС

 

Филиал  ООО «АРГОС» – ЧУРС создан 2 июля 2007 года в соответствии с Договором о присоединении Общества с ограниченной ответственностью «Чернушинское управление по ремонту скважин» (ООО «ЧУРС»), Общества с ограниченной ответственностью «Кедр», Общества с ограниченной ответственностью «Сервисное управление механизированных работ», Общества с ограниченной ответственностью «Прометей» к ООО «АРГОС». И на основании решения Совместного Общего собрания Участников реорганизуемых Обществ – ООО «АРГОС», ООО «СУМР», ООО «Кедр», ООО «Прометей», ООО «ЧУРС».

Филиал  является обособленным подразделением Общества с ограниченной ответственностью «АРГОС», расположенным вне места нахождения Общества, осуществляет часть его функций, представляет интересы Общества и осуществляет их защиту в соответствии с законодательством Российской Федерации, Уставом Общества и Положением о Филиале Общества с ограниченной ответственностью «АРГОС» – ЧУРС. Полное официальное наименование: Филиал общества с ограниченной ответственностью «АРГОС» – ЧУРС. Место нахождения филиала: 617830, Пермский край, г. Чернушка, ул. Ленина, 62.

Филиал  не является юридическим лицом и  не подлежит государственной регистрации, имеет отдельный бухгалтерский  баланс, расчетный (текущий) счет в банке, начисляет выплаты и иные вознаграждения в пользу физических лиц. Директор Филиала  осуществляет свои полномочия в рамках доверенности, выданной Генеральным  директором ООО «АРГОС» в соответствии с Положением о Филиале. 

Лицензия  предприятия – официальный документ разрешающий осуществление тех видов деятельности, которые нуждаются в ограничении или выдаваемые в целях взымания платежей за разрешением в определенных пределах и в течении установленного срока.

Филиал  осуществляет свою основную деятельность на основании следующих лицензий:

• эксплуатация взрывоопасных производственных объектов № ЭВ–58–000503 (ДКС) от 14 ноября 2007г.
• эксплуатация взрывопожароопасных производственных объектов № ВП–58–000676 (ЖН) от 23 января 2009г.

Также осуществляет вид деятельности предприятия:

• подземный, в том числе текущий и капитальный ремонт скважин, включая зарезку боковых стволов;
• предоставление транспортных услуг;
• предоставление услуг по добычи нефти и газа;
• строительство (бурение) водяных скважин;
• производство общестроительных работ;
• иные виды деятельности, не запрещенные законом.

Качество  выполняемых работ подтверждается следующими стандартами:

• «Сертификат соответствия» СТ/СМК/ОС003 RU № 03/10–00089 ГОСТ Р ИСО 9001–2008 (ISO 9001:2008) от 06 августа 2010г;
• «Сертификат соответствия» СТ/СЭМ/ОС003 RU № 03/10–00008 ГОСТ Р ИСО 14001–2007 (ISO 9001:2004) от 06 августа 2010г;
• «Сертификат соответствия» СТ/ПБОЗ/ОС003 RU № 03/10–00007 OHSAS 18001:2007 от 06 августа 2010г.

Основным заказчиком на проведения ремонтов скважин является нефтегазодобывающие  предприятие ООО «Лукойл-Пермь», которое ведет свою деятельность на месторождениях Пермского края. Одним из преспективных месторождений  является Павловское месторождение.

 

 

 

2.2 Краткая геологическая характеристика месторождения

 

Павловское  месторождение нефти и газа в  административном отношении расположено  в Чернушинском районе Пермской области, в 170 км южнее областного центра г.Перми

Районный  центр – г.Чернушка находится в 14 км западнее месторождения. Павловское месторождение связано с районным центром асфальтированной дорогой. Связь с Пермью осуществляется автотранспортом по автостраде «Чернушка–Оса–Пермь», а также по железной дороге от ст. Чернушка Горьковской железной дороги.

Месторождение находится  в нефтяном районе вблизи Таныпского (0,5км) и Чернушинского месторождений (1,5 км).

Гидрографическая  сеть в районе развита слабо. Площадь  Павловского месторождения приурочена к водоразделу рек Тюй и  Быстрый Танып, протекающих в  меридиональном направлении одна западнее, другая восточнее месторождения. На площади много малых рек: Козьмяш, Атняшка – левые притоки Таныпа; Трунок, Бизяр – правые притоки реки Тюй. Все реки мелководны и несудоходны.

Хозяйственно–питьевое водоснабжение объектов Павловского месторождения и населенных пунктов, находящихся на территории месторождения, производится от существующей системы фильтровально–насосной станции на р.Б.Танып. Производственное водоснабжение объектов месторождения, а также подача воды на бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин осуществляется по системе производственных водоводов существующего магистрального водовода Чернушка–Павлово.

Основными полезными ископаемыми  являются нефть и газ. Из других можно  отметить глины, галечник, медистые песчаники, которые находят лишь местное  применение.

Павловское  месторождение открыто в 1956 году, в эксплуатации находится с 1959 года. В административном отношении месторождение  расположено в Чернушинском районе Пермской области, в 170 км южнее областного центра - города Перми. Районный центр - город Чернушка находится в 14 км западнее месторождения. В тектоническом отношении Павловское месторождение приурочено к крупной антиклинальной складке размером 30х20 км, расположенной в южной части Чернушинского вала, осложняющего юго-западную часть Башкирского свода. Павловская антиклиналь сложена рядом локальных поднятий: Берёзовское, Барановское, Улыкское, Павловское, Южно-Павловское, Есаульское.

Промышленная  нефтеносность установлена в  карбонатных отложениях турнейского  яруса (пласты C₁t), в терригенных отложениях нижнего карбона (пласты Тл_2-а, Тл_2-б, Бб₁, Бб₂), Малиновского надгоризонта (пласт Мл), в карбонатных отложениях среднего карбона (пласты С₂b) и верейского яруса (пласт В₃В₄). В пласте В₃В₄ установлены промышленные запасы свободного газа.

В опытную эксплуатацию месторождение  введено в 1959 году. В промышленную разработку - в мае 1963 года.

Разбуривание  месторождения началось в 1960 году. Скважины бурились на один выделенный объект разработки - пласты Тл+Бб с одновременной доразведкой  других пластов.