Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных, сопряжено с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин.
При подземном ремонте скважин проводятся следующие операции:
- а) транспортные — доставка оборудования на скважину;
- б) подготовительные — подготовка к ремонту.
в) спускоподъемные -подъем и спуск нефтяного оборудования;
- г) операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;
- д) заключительные — демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.
В данной курсовой работе рассматривается организация работ бригад подземного ремонта новых экономических условий на Ем-Еговском месторождении, виды ремонтов, оборудование, применяемое при капитальном ремонте, а так же охрана труда и правила пожарной безопасности, меры по охране окружающей среды и недр при капитальном ремонте скважины
Целью курсовой работы является анализ организации работ ПРС на Ем-Еговском месторождении.
ОБЩАЯ ЧАСТЬ В административном отношении Ем-Ёговская площадь расположена на территории Октябрьского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Месторождение находится на левом берегу реки Оби, которая, огибая его площадь коленообразной формой русла, протекает в северном, северо-западном направлениях. Следует сразу отметить, что этот левобережный участок является пологим, здесь отмечается обширный пойменный участок, ширина которого составляет 15-20 км (в районе месторождения).
Пойма примыкает к месторождению в районе расположения Пальяновской площади. В связи с отмеченным фактором, площадь месторождения можно подразделить на два участка в геоморфологическом отношении. Пальяновская площадь (восточный участок) имеет абсолютные отметки рельефа от + 25 до 40 м., Ем-Ёговская площадь (западный участок) более приподнята, здесь отмечается большее колебание абсолютных отметок рельефа местности от + 40 до 170 м.
В целом территория месторождения представляет собой холмисто-увалистую равнину с глубокими долинно-балочными эрозивными системами. Отмечается общее вздымание рельефных форм местности в западном направлении.
Гидрографическая сеть территории месторождения представлена значительным количеством рек и мелких ручьев. В южной части (практически по его южной границе) месторождения в широком направлении протекает река Тал с многочисленными протоками, наиболее крупный из них левобережный приток Таловый является одним из истоков реки и берет свое начало с площади месторождения, протекая в южном направлении. В районе скважины 15, река Тал впадает в реку Ем-Еган.
Обоснование потребности складских комплексов в необходимых площадях ...
... курсовой работы является разработка направлений по совершенствованию процесса складирования на промышленном предприятия ОАО «МЗОР» на основе анализа, изучения основных технико-экономических показателей работы предприятия и складского хозяйства, изучения потребности в площадях и складском оборудовании. ... необходимых проверок количества, качества доставленных грузов и ... участок; комплектация товаров в ...
Река Ем-Еган протекает непосредственно по территории месторождения (Ем-Еговская площадь), протекает в широтном, юго-восточном направлениях и своими притоками охватывает практически всю площадь Ем-Еговского участка. Наиболее крупный из притоков река Малый Ем-Еган является основным истоком реки.
В северной части Ем-Еговской площади протекает и берет свое начало река Потымец. Она протекает также в широтном направлении, но в районе скважин 14 и 162, она резко меняет свое течение на северное, и там впадает в реку Хугот.
Как уже отмечалось, в восточной части площади протекает река Обь с многочисленными притоками и протоками, из которых наиболее крупная протока Ендырская протекает практически вдоль восточной границы месторождения в северном направлении.
Озера развиты на всей территории площади, приурочены они в основном к пойменным и заболоченным участкам местности. Из наиболее крупных можно отметить такие как Холодное (2*1 км.), расположенное в центральной части месторождения. Озеро Большое Ем-Еховское (4*4 км.) и Малое Ем-Еховское (2,5*3 км.), расположенные в южной части рассматриваемого района. Несколько восточнее их расположено озеро Большой Сор.
Заболоченные участки местности развиты в основном в верховьях рек и в пойменной части левобережья реки Обь. Болота непроходимые и труднопроходимые. Как правило, они изобилуют значительным количеством мелких и незначительных по площади озер.
Расстояние от восточных границ площади до реки Обь составляет 15-20 км.
Ем-Еговское месторождение расположено в лесной зоне, в пределах которой растительность представлена преимущественно сосновым и кедрово-еловым лесом.
На заболоченных участках преобладает смешанный лес. Хвойные породы деревьев развиты в пределах болотных массивов и пойменных участков реки Оби, на приподнятых участках местности, холмах, которые именуются “Урочищами”.
Климат района резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким, достаточно теплым летом. Среднегодовая температура минус 1,8 0С. Средняя температура самого холодного месяца-января составляет минус 25 0С (с минимальным понижением до – 35 0С – 40 0С), а средняя температура июля + 15 0С (с максимумом до + 30 0С).
Среднегодовое количество осадков колеблется от 450 до 500 мм. Из которых большая часть приходится на весенне-осенний периоды. Мощность снегового покрова в среднем составляет 0,8-1,0 м., достигая 1,5 м. в пониженных участках местности.
Ледостав на реках начинается в октябре, а их вскрытие происходит в конце апреля, в начале мая.
Рассматриваемый район практически не обжит. Непосредственно на площади месторождения населенных пунктов нет. Ближайшим населенным пунктом, расположенным в юго-восточной части, является поселок Пальяново, лежащий в устье реки Ендырь, на южном берегу озера Большой Сор.
В северной части месторождения (10-15 км., севернее его границ) расположены поселки Сосновый и Лиственный. Более крупные населенные пункты расположены на реке Оби — Красноленинский, Урманный, Кеушки, Сосново и другие.
Карьерная разработка руд Комаровского месторождения
... горных пород; нарушение гидрогеологического режима; флюктуация параметров естественного поля напряжений (колебание значений параметров напряженного состояния во времени). Актуальность работы обосновывается обеспечением эффективности и безопасности разработки Комаровского месторождения золотосодержащих ...
Почвы в районе работ подзолисто-аллювиальноглеевые, на заболоченных участках местности развиты торфяные почвы. Различные виды аллювия и песчанно-гравийной смеси развиты в речных долинах и пойменных террасах.
2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов 2.1 Геологическое строение месторождения Красноленинское месторождение включает в себя целый ряд площадей, приуроченных к одноименным поднятиям: наиболее крупные — Каменное, Ем-Еговское, Талинское и более мелкие — Пальяновское, Елизаровское, Ингинское. Каждая из перечисленных нефтяных площадей, несмотря на принадлежность к одному месторождению, характеризуется своим комплексом нефтенасыщенных пластов. Нефтеносность продуктивных пластов во многом зависит от гипсометрического положения залежей. Ниже приводится обзор геологического строения Ем-Еговской площади, составленный на основе результатов исследований, выполненных коллективом ОАО «ЦГЭ» при создании подсчета запасов нефти и растворенного газа Красноленинскогоместорождения.
2.2 В геологическом строении Ем-Еговской площади участвуют комплексы пород от докембрийских до современных включительно (рис.2.1).
отложений приводится в соответствии с принятой унифицированной корреляционной схемой (1991 год)
Палеозойская группа. В Красноленинском районе в составе фундамента установлены докембрийские, палеозойские и триасовые породы. Они составляют несколько формационных комплексов, каждый из которых отражает определенный тектономагматический этап. Докембрийские образования, слагающие нижний структурный этаж, представлены биотитовыми, хлорито-серицитовыми, глинисто-серицитовыми, кварцево-графитовыми, кварцит-серицитовыми сланцами и амфиболитами. Докембрийский возраст пород принят, в основном, на основании сопоставления с аналогичными породами Урала и Березовского района, а также с учетом их высокой степени метаморфизма.
Палеозойские образования представлены менее метаморфизированными или неметаморфизированными породами. Они развиты на крыльях антиклинориев и в синклинориях и представлены самыми разнообразными породами, среди которых широко развиты: различные сланцы, кварцитовые песчаники, туфопесчаники, зеленокаменно-измененные базальты, осадочно-вулканогенные и другие образования. Толщи разновозрастных пород складчатого основания прорваны многочисленными интрузиями преимущественно кислого, реже основного и среднего состава.
Рис. 2.1. Сводный геолого-геофизический разрез
Максимально вскрытая толщина фундамента 490,8 м (скважина 1890), максимальная глубина кровли фундамента в абсолютных отметках – 2665,4 м (скважина 433р).
По докембрийским и палеозойским породамразвиты древние коры выветривания (ДЮК), являющиеся коллекторами нефти на Ем-Еговском месторождении. Минералогический состав пород коры выветривания определяется составом материнских пород. Представления о возрасте коры выветривания разноречивы. С известной долей условности время начала формирования коры выветривания принимается пермско-
нижнетриасовым. К отложениям доюрского комплекса приурочены небольшие залежи нефти.
С кровлей отложений доюрского основания связан отражающий горизонт «А».
Мезозойская группа.
Триасовая система. В пределах исследуемой площади триасовые образования не вскрыты.
Юрская система. Нижний отдел в пределах Красноленинского района имеет ограниченное распространение. Осадки отдела приурочены главным образом к глубоким прогибам между крупными поднятиями и к склонам Красноленинского свода. В объеме нижнего отдела выделяется шеркалинская пачка, сложенная преимущественно песчано-гравийными образованиями плинсбахского и низов тоарского ярусов. На Ем-Еговской площади породы шеркалинскойсвиты распространены в некоторых скважинах, расположенных на юге и юге-востоке от изучаемой территории (Кальмановском прогибе, скважины 505р, 1006р, 51р, 410р), а также на западе, в пределах Талинской площади.
Таблица 2.3 — Коллекторские свойства продуктивных пород
... породами. В этих условиях граница между кыновским и пашийским горизонтами достаточно четко проводится по смене нижнекыновских глин песчано-алевролитовыми пашийскими отложениями. Площадь ... месторождениях ОАО «Татнефть» испытывается и внедряется значительное количество различных методов увеличения нефтеотдачи пластов и воздействия на призабойную зону скважин с целью интенсификации их работы. ...
Тюменская свита (средний отдел).
Породы тюменской свиты на площади месторождения являются нефтенасыщенными и имеют широкое площадное распространение. На Ем-Еговской площади разрез тюменской свиты вскрыт на полную толщину большинством пробуренных скважин за исключением тех, которые закладывались целевым назначением на викуловский горизонт. Толщина свиты изменяется от 0 (скважина 7р) до 150 — 200 м (скважины 505р, 602р).
В разрезе тюменской свиты выделяется три подсвиты: нижняя, средняя и верхняя.
Нижняя подсвита (пласты ЮК7-9) представлена песчаниками (крупно–, средне–, мелкозернистыми), алевролитами, гравелитами и аргиллитами с редкими прослоями углей, углистых аргиллитов и конгломератов. В пределах Ем-Еговской площади отложения нижней пачки распространены только на далеких окраинах поднятий и в глубоких прогибах. Ааленский возраст описываемых отложений подтвержден спорово-пыльцевыми комплексами.
Средняя подсвита (пласты ЮК5-6) представлена переслаиванием аргиллитов и алевролитов с прослоями и линзами песчаников, углей, углистых аргиллитов, редко известняков. Первые значительно преобладают в разрезе. Вниз по разрезу преобладают глинистые отложения с прослоями песчано-алевритовых пород, характеризующихся прерывистым линзовидным строением. Байосский возраст средней пачки подтвержден спорово-пыльцевыми комплексами, выделенными в разрезе скважин 1р Талинской,2р Ем-Еговской и 29р Пальяновской площадей.
Верхняя подсвита (пласты ЮК2-4) представлена чередованием прослоев и линз песчаников, алевролитов и аргиллитов. В подошве пачки преобладают песчано-алевритовые разности пород. В средней части доля глинистых пород увеличивается, количество и мощность песчаных слоев уменьшается. Выше по разрезу переслаивание пород становится более ритмичным и наблюдается незначительное увеличение мощности линз и прослоев песчаников. Батский возраст отложений подтвержден спорово-пыльцевыми комплексами, выделенными в разрезах скважин 29р и 31р Пальяновской и 10р Ем-Еговской площадей.С кровлей отложений тюменской свиты связан отражающий горизонт «Т».
Верхнеюрские отложения в данном районе представлены морскими и прибрежно-морскими осадками. Они объединяются в абалакскую и тутлеймскую (баженовскую) свиты.
Абалакская свита.Представлена аргиллитами темно-серыми до черных с буроватым оттенком, алевритистыми, с линзовидно-волнистой слоистостью, с обилием обломков раковин пелеципод и отпечатков аммонитов. В основании свиты в глинах отмечается примесь песчано-алевритового материала.
По данным исследований керна абалакская свита расчленяется на верхнюю, преимущественно кремнистую часть, и нижнюю, преимущественно глинистую. В пределах верхней части свиты выделено две зоны, нижней части – три-четыре зоны отличающихся, главным образом, по соотношению глинистых минералов (гидрослюды, ССО, каолинита, хлорита).
Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при ...
... борьба с отложениями солей является одной из главных проблем разработки и добычи нефти на Арланском нефтяном месторождении. Таблица 1 ... Арланского месторождения. На Арланской площади в нем сосредоточено около половины всех запасов ТТНК. Развит на большой части месторождения. Толщина ... из них вскрываются разрезы, имеющие разную полноту. Мощные свиты и толщи выпадают из разрезов, что свидетельствует ...
Карбонатные прослои подвержены вторичным преобразованиям, связанным с доломитизацией и сидеритизацией.
Отложения абалакской свиты на Ем-Еговском месторождении нефтеносны. Отложения свиты прослеживаются на всей территории района. Толщина абалакской свиты 30-35 метров.
Баженовская (тутлеймская свита).
Согласно региональной стратиграфической схеме отложений Западно-Сибирской равнины Ем-Еговская площадь относится к Березово-Тобольской зоне Красноленинского района, в котором развиты отложения тутлеймской свиты. Непосредственно сама Ем-Еговская площадь находится в переходной зоне, где постепенно отложения тутлеймскойсвиты начинают замещаться отложениями баженовской. В отчете здесь и далее по тексту остается название баженовской свиты как общепринятое. В данном районе осадки баженовскойсвиты распространены повсеместно. Они согласно залегают на породах абалакской свиты и представлены аргиллитами темно-серыми и черными с буроватым оттенком. Аргиллиты битуминозные, плитчатые, массивные или листовато-горизонтально-слоистые. Аргиллиты нередко известковистые и кремнистые.
По данным минералогического анализа, выполненного в скважине 12366 Пальяновской площади и в скважине 1820 Ем-Еговской площади, основными компонентами пород баженовской свиты являются: глинистое вещество, кремнистое вещество и кероген. Соотношение их меняется в разных пропорциях, определяя коллекторские свойства породы. Наряду с этим отмечается повышенное содержание пирита, который образует целые слойки, оказывающие влияние на удельное электрическое сопротивление породы. Выделяется даже ?пиритовая? зона, приуроченная к верхней части баженовской свиты. Отложения баженовской свиты на Ем-Еговском месторождении нефтеносны.
Толщина свиты 15-40 м. Отложения баженовской свиты перекрываются мощной (600-700 м) толщей глинистых пород фроловской свиты нижнего мела. С кровлей баженовскойсвиты связан отражающий горизонт «Б».
Меловая система. В составе меловых отложений Красноленинского нефтеносного района выделяются фроловская, кошайская, викуловская, ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская, ганькинская свиты.
Фроловская свита залегает на баженовской и согласно перекрывается осадками кошайской свиты. Отложения свиты представлены морскими темно-серыми гидрослюдистыми аргиллитами с прослоями глинистых известняков, сидеритов, алевролитов. Возраст свиты по положению в разрезе и спорово-пыльцевым спектрам принимается в объеме берриаса, валанжина, готерива, баррема и раннегоапта. Общая толщина фроловскойсвиты равна 527-625 м.
Кошайская свита согласно залегает на породах фроловской свиты и перекрывается без видимых следов несогласия породами викуловской свиты. По характеру литологии свита разделяется на две пачки: нижнюю и верхнюю. Нижняя пачка отличается более глинистым составом. Верхняя же пачка содержит, кроме глин, алевролиты и алевриты с прослоями известняков. Породы содержат спорово-пыльцевые комплексы апта. По положению в разрезе и спорово-пыльцевым комплексам возраст кошайской свиты принимается аптским. Общая толщина свиты 50-65 м.
Устройство и основы проектирования складских площадей
... склада характеризует массу груза, приходящегося на 1 м2 складской площади. Коэффициент перегрузки — среднее количество операций, произведенное с каждой физической тонной груза в процессе выполнения перегрузочных работ. Коэффициент ... доступ ко всем видам ресурсов и товаров. Требования предъявляются к складам, где хранятся строительные материалы- СНиП 31-04-2001 и СНиП 2.10.02-84. Нормы ...
Викуловская свита (апт — альб).
Залегает на кошайской и перекрывается ханты-мансийской свитой. Подразделяется с некоторой долей условности на две подсвиты. Нижняя подсвита сложена морскими глинисто-алевритовыми породами с подчиненными прослоями глинистых известняков. Вверх по разрезу количество алевритового материала увеличивается. Содержит включения обугленных растительных остатков, желваки сидерита. Возраст ее по положению в разрезе и спорово-пыльцевым комплексам принят в объеме верхов позднегоапта. Верхняя подсвита имеет преимущественно алеврито-песчаный состав с линзами и прослоями глин. Глины серые и темно-серые, обогащенные алевритовым материалом. Песчаные и алевролитовые пласты часто имеют микрослоистое линзовидное строение. Линзы связаны друг с другом взаимопереходами. К отложениям викуловской свиты на Красноленинском своде приурочены основные подтвержденные запасы нефти. Толщина викуловской свиты 120-130 м.
Ханты-мансийская свита согласно залегает на породах викуловской и перекрывается отложениями уватской свиты. Общая толщина ханты-мансийской свиты равна 240-260 м.
Уватская свита согласно залегает на породах ханты-мансийской свиты и представлена породами глинисто-алевролитового и алевролито-песчаного составов. Толщина свиты 225-250 м.
Кузнецовская свита трансгрессивно залегает на подстилающих отложениях уватской свиты. Свита представлена темно-серыми глинами, серыми и зеленовато-серыми глинами с единичными прослойками алевролитов, реже глауконитовых песчаников. Общая толщина свиты 35-50 м.
Березовская свита повсеместно развита в пределах изучаемого района. Свита согласно залегает на породах кузнецовской и без видимого перерыва перекрывается отложениями ганькинской свиты. Общая толщина березовской свиты 180-240 м.
Ганькинская свита. Отложения свиты в пределах изучаемого района распространены повсеместно. Ганькинскаясвита представлена характерной толщей известковистых зеленовато-серых глин, иногда опоковидных, с прослоями алевролитов и мергелей. Мощность известковых глин уменьшается в северном направлении. Толщина свиты 50-75 м.
Кайнозойская группа.
Палеогеновая система. Палеогеновые отложения широко развиты в пределах Красноленинского района. Они согласно залегают на меловых отложениях. Отложения палеогеновой системы представлены всеми тремя отделами: палеоценовым, эоценовым и олигоценовым. Палеоцен, эоцен и часть олигоцена сложены преимущественно морскими осадками. Породы верхов нижнего, среднего и верхнего олигоцена имеют континентальный генезис. В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и журавская свиты.
Неогеновые отложения на данной территории отсутствуют. Четвертичные отложения несогласно перекрывают различные горизонты палеогеновых пород от журавской свиты на востоке до чеганской свиты на западе.
Четвертичная система. Четвертичные образования имеют повсеместное распространение. Отложения четвертичного возраста представлены супесями, песками серыми и желтовато-серыми, кварц-полевошпатовыми, с прослоями глин серых, бурых, песчанистых, иногда с включениями вивианита. Встречаются мощные слои торфа, линзы валунных галечников.
КОЭФФИЦИЕНТЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ, ГАЗА, КОНДЕНСАТА
... выбору оптимального варианта из нескольких возможных. В соответствии с действующим положением коэффициент извлечения нефти и все другие показатели разработки обоновываются не менее чем по трем ... различаются способами воздействия на продуктивные пласты, системами размещения и плотностью сеток скважин, очередностью и темпами разбу-ривания объектов. При оптимизации КИН возможны два различных ...
2.3 Тектоника В тектоническом отношении Ем-Еговская площадь приурочена к одноименной вершине Красноленинского свода, относящегося к структуре первого порядка (рис. 2.2).
Свод расположен на юго-западе Западно-Сибирской платформы и граничит с сопредельными структурами: с северо-востока свод отделен от сопредельных положительных структур того же ранга Елизаровским прогибом, а с запада и северо-запада Южно-Бобровскиммегапрогибом. Согомская моноклиналь ограничивает Красноленинский свод на юго-западе. Южно-Елизаровский прогиб является юго-восточной границей свода. В современном структурном плане свод представляет собой тектонический элемент с региональным падением слоев в восточном направлении, в сторону Ханты-Мансийской мегавпадины.
В пределах Красноленинского свода выделяется ряд положительных структур второго порядка. Каждая из этих структур осложнена несколькими локальными. Для
Рис. 2.2 Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты, 1998 г (под редакцией В.И.Шпильмана)
построения структурного каркаса геологических моделей залежей в работе в качестве трендовых поверхностей использованы структурные карты, построенные по сейсмическим отражающим горизонтам «А», «Б» и «М1».
Поотражающему горизонту «А» (кровля фундамента) в пределах исследуемой площади выделяются Ем-Еговское, Сосново-Мысское, Пальяновское поднятия и западное окончание Новояндырского локального поднятия.
По отражающему горизонту «Б» отмечаются все поднятия, что и по горизонту «А». Одновременно наблюдается заметноевыполаживание структурного плана. Амплитуды западного и восточного куполов Ем-Еговского поднятия выравниваются, т.е. рост западного купола заметно опережает развитие восточных структур. В целом на плане отмечается тенденция к заметному нивелированию структур в восточной части площади и рост структур на западе и северо-западе территории.
По отражающему горизонту «М1» (кровля викуловской свиты) общая тенденция к погружению восточной части исследуемого участка сохраняется, т.е. если на структурном
плане по отражающему горизонту «А» западная часть площади была более погруженной, чем восточная, то по отражающему горизонту «М1» отмечается некоторая инверсия тектонических процессов в целом по площади. В то же время сохраняются почти все локальные поднятия, отмеченные ранее.
На Ем-Еговской площади развиты многочисленные малоамплитудные дизъюнктивы сбросового типа. В системе разрывных нарушений, большая часть которых выделена по данным сейсморазведки, наибольший интерес представляют разломы, контролирующие положение межфлюидных контактов (графические приложения 3.2,3.30-3.35).
После выполнения анализа положения водонефтяного контакта и изучения всего имеющегося в наличии фактического материала в пределах района был выделен ряд дополнительных разрывных нарушений по сгущению изолиний на геологической карте по подошве осадочного чехла, построенной в ФГУПП «Аэрогеология». Данные элементы дизъюнктивной тектоники проникают в осадочную толщу, включая отложения викуловской и кошайской свит. Такие нарушения выявлены по большей части в центральном и западном участках исследуемого района. Сбросы, в основном, ориентированы в восточном направлении. Кроме того, они контролируют положение восточной части центрального купола Ем-Еговского локального поднятия. Серия разломов, расположенная восточнее центрального поднятия, имеет в плане дугообразную, огибающую Ем-Еговское поднятие форму, из чего следует, что их происхождение вероятнее всего связано с интенсивным ростом Ем-Еговской структуры. Однозначное трассирование тектонических нарушений, оказавших влияние на формирование структурных планов, осложняется наличием двух составляющих тектонических сил: вертикальной и горизонтальной.
Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной ...
... работ с сохранением минимальных затрат на скважину. Дипломный проект состоит из 7 частей: общей, геологической, технической, специальной части, охраны труда и окружающей природной среды, организационной - экономической части. При разработке дипломного ... около 18 м. В административном отношении месторождение находится в Охинском районе Сахалинской области. Площадь расположена в 44 км юго-восточнее ...
Кроме описанных выше, на северо-западе площади выделены еще два нарушения, контролирующие водонефтяной контакт залежей тюменской свиты. Они отделяют залежи тюменской свиты Ем-Еговской площади от Талинского месторождения.
2.4 Нефтеносность Промышленная нефтегазоносность в пределах Красноленинского свода связана с образованиями коры выветривания, юрскими (тюменская, абалакская и баженовская свиты) и меловыми (викуловская свита) отложениями.Геолого-геофизическая характеристика залежей пластов Ем-Еговской площади приведена в таблице 2.1. Краткая характеристика залежей нефти в продуктивных отложениях Ем-Еговской площади приведена в таблице 2.2
Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов Ем-Еговской площадипредставлена в таблице 2.3.
Таблица 2.1
Геолого-геофизическая характеристика залежей пластов Ем-Еговской площади
Параметры
Викуловская
свита
Баженовская
свита
Абалакская
свита
Тюменская свита
ДЮК
ВК1-3
ЮК0
ЮК1
Ю2-5
Ю6-9
ДЮК
Средняя глубина залегания, м
1350-1600
2150-2250
2203-2265
2248-2643
2220-2711
Тип залежи
массивная
условнолитологическая
условнолитологическая
литологическая
литологическая
Тип коллектора
поровый
трещинно-кавернозный
трещинно-кавернозный
поровый
трещинно-кавернозный
Абсолютная отметка ВНК, м
- 1343-1422
Площадь нефтеносности, тыс. м2
511608
728933
1296026
852873
696645
61907
Средняя общая толщина, м
50,4
15,6
31
65
39
7,8
Средняя эффективная толщина, м
25,7
3,9
29,6
15,4
6,8
4,9
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
7,4
3,9
29,6
15,4
6,8
4,9
Коэффициент пористости, доли ед.
0,28
0,041
0,0054
0,14
0,14
0,072
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.
0,51
0,95
0,95
0,51
0,52
0,95
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.
0,51
Коэфф-т нефтенасыщенности пласта, доли ед.
0,51
0,95
0,95
0,51
Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая ...
... пласта, а его разбуривание и эксплуатацию производят без крепления ствола скважины. Устье скважины ... или раздельного, выборочного ... одновременно — залпом. Такие перфораторы лучше всего применять при простреле мощных пластов, ... скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), ... скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа. Разведочные скважины ...
0,52
0,95
Проницаемость, 10-3 мкм2
0,023
0,001
0,002
0,005
0,007
0,0004
Коэффициент песчанистости, доли ед.
0,58
0,25
0,97
0,25
0,21
0,86
Коэффициент расчлененности, ед.
11
5,40
1,49
11,6
5,0
1,62
Начальное пластовое давление, МПа
13
23,5
26,7
Пластовая температура, оС
59
99
99
Вязкость пластовой нефти, мПа*с
4,18
0,51
0,61
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
0,824
0,692
0,691
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
0,857
0,837
0,837
0,832
0,832
Объемный коэффициент нефти
1,048
1,456
1,351
Содержание серы в нефти, %
0,41
0,26
0,29
Содержание парафина в нефти, %
4,96
3,3
3,56
Давление насыщения нефти газом, МПа
4,9
14,3
13,7
Параметры
Викуловская
свита
Баженовская
свита
Абалакская
свита
Тюменская свита
ДЮК
ВК1-3
ЮК0
ЮК1
Ю2-5
Ю6-9
ДЮК
Газовый фактор, м3/т
31
144
171,2
Содержание сероводорода, %
Вязкость воды в поверхностных условиях, т/м3
0,49
0,3
0,61
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3
0,993
0,977
0,691
Сжимаемость, 1/МПа*10-4
нефти
9,6
18
17
воды
породы
Коэффициент вытеснения, доли ед.
0,312
0,465
0,359
0,413
0,447
Таблица 2.2
Краткая характеристика залежей нефти в продуктивных отложениях Ем-Еговской площади
Таблица 2.3
Характеристика толщин и неоднородности продуктивных пластов Ем-Еговской площади Параметр
Показатели
ВК1-3
ЮК0
ЮК1
ЮК2
ЮК3
ЮК4
ЮК5
ЮК6
ЮК7
ЮК8-9
ЮК2-9
ДЮК
Общая толщина, м
Среднее значение
50,4
23,9
31,0
6,9
19,0
12,1
18,6
16,5
16,6
25,5
79,9
7,8
Коэффициент вариации, д.ед
0,14
0,25
0,27
0,58
0,38
0,46
0,47
0,46
0,52
0,78
0,51
1,12
Интервал изменения
от
20,0
5,4
16,3
1,9
0,8
0,8
1,0
0,8
1,0
2,6
12,9
0,1
до
67,0
36,9
44,9
41,4
31,8
29,7
34,1
31,5
31,5
65,3
213,0
38,1
Эффективная толщина, м
Среднее значение
25,7
5,9
29,6
3,7
5,5
3,9
5,2
4,2
4,2
5,6
17,3
4,9
Коэффициент вариации, д.ед
0,22
0,44
0,15
0,32
0,51
0,61
0,59
0,58
0,54
0,62
0,45
0,52
Интервал изменения
от
1,9
1,1
16,3
0,8
0,6
0,6
0,8
0,8
1,0
1,6
1,8
0,1
до
42,4
15,9
44,8
8,4
15,0
10,8
14,0
13,6
10,2
12,4
37,8
9,6
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м
Среднее значение
14,4
5,9
29,6
3,7
5,5
3,9
5,2
4,2
4,2
5,6
17,3
4,9
Коэффициент вариации, д.ед
0,42
0,44
0,15
0,32
0,51
0,61
0,59
0,58
0,54
0,62
0,45
0,52
Интервал изменения
от
0,6
1,1
16,3
0,8
0,6
0,6
0,8
0,8
1,0
1,6
1,8
0,1
до
32,6
15,9
44,8
8,4
15,0
10,8
14,0
13,6
10,2
12,4
37,8
9,6
Коэффициент песчанистости, д.ед
Среднее значение
0,58
0,25
0,97
0,6
0,32
0,37
0,33
0,3
0,36
0,32
0,23
0,86
Коэффициент вариации, д.ед
0,12
0,368
0,089
0,295
0,506
0,568
0,613
0,609
0,72
0,658
0,417
0,268
Интервал изменения
от
0,58
до
0,9
Коэффициент расчлененности, ед
Среднее значение
19,72
5,4
1,49
2,89
4,33
2,82
3,58
2,92
3,19
4,69
13
1,62
Коэффициент вариации, д.ед
0,28
0,374
0,439
0,335
0,49
0,547
0,558
0,487
0,634
0,678
0,424
0,593
Интервал изменения
от
1,25
до
19,73
В структурно-тектоническом плане вся залежь делится на 8 гидродинамически экранированных зон (блоков).
Основные по площадям и запасам зоны приурочены к западному и центральному поднятиям, которые соединяются между собой через структурный прогиб.
На Ем-Еговской площади по результатам корреляции, анализа положения ВНК, статиграфической принадлежности выделены 11 пластов, в которых содержится 24 залежи нефти.
Наиболее крупными по запасам являются залежи пласта ВК1-3 (9 залежей).
В основной залежи, где в связи с блоковым строением положение ВНК меняется от -1343 м на западе до -1422 м на востоке площади, выделено 8 гидродинамически экранированных зон (блоков) с самостоятельными ВНК. Ввиду незначительного по толщине глинораздела между подошвой пласта ВК1-3 и нижележащей водонасыщенной толщей, все залежи пласта ВК1-3 можно охарактеризовать, как полностью относящиеся к ВНЗ.
Особенностью залежей пластов юрских отложений и ДЮК является отсутствие водонефтяных контактов, т.е. коллекторы этих пластов полностью нефтенасыщенны.
Продуктивные возможности пластов ЮК0, ЮК1, а так же пластов тюменской свиты не изучены. В 90 % случаях опробование пластов тюменской свиты производилось совместно. Количество раздельно опробованных скважин по каждому из пластов составляет от двух скважин (пласты ЮК6, ЮК7) до 10 скважин (пласт ЮК1).
Из этих скважин при раздельном испытании не получено притоков в более чем половине скважин. При раздельном испытании пластов ЮК0 и ЮК6положительныхрезультатов не получено.
3.ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Подземные ремонты скважин условно делят на текущие и капитальные. Текущий ремонт включает следующие виды работ: смена насоса, ликвидация обрыва штанг или их отворота, смена труб или штанг, изменение погружения НКТ, очистка или смена песочного якоря, очистка скважин от песчаных пробок желонкой или промывкой.
Капитальный ремонт скважины включает в себя следующие виды работ: 1 — ремонтно-изоляционные работы (изоляция промыва флюидов), пластовых вод (пресных, сточных), отключение объектов из разработки, переход на другие объекты; 2 — ремонтно-исправительные работы — наращивание цементного камня, зарезка второго ствола, райбирование колонн, восстановление герметичности обсадных колонн; 3 — воздействие на призабойную зону пласта: физические методы, химические методы, физико-химические методы; 4 — ловильные работы; 5 — ликвидация скважин.
3.1. Состав и организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин
Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана возможность выполнения СПО и других работ. Кроме того, обязательно нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными газами. Указанные условия создаются вследствие промывки и глушения скважин специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины
Определяют так же необходимый объём промывочной жидкости, который обычно берут реальной двум объёмам скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой затрачивается минимальный объём жидкости глушения. В качестве технологической жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе и т.д.
Количественные показатели работ бригад ПРС на Ем-Еговском месторождении за 2010 год представлены на рис 3.1.-3.2.
Рис. 3.1. Среднедействующее количество бригад КРС
Рис. 3.2. Выполнение плана по КРС
3.2. Подготовка скважины и оборудования для подземного ремонта
До промывки и глушения скважины во время выполнения или после окончания этих процессов начинают подготовительные работы. Территорию скважины очищают в радиусе 35-40 м и подготавливают для размещения оборудования. Создают необходимый для подземного ремонтазапас инструмента и материалов, НКТ, насосных штанг и т.п. Подъёмное оборудование монтируют в определённой последовательности на основе рациональныхи безопасных приёмах труда, выработанных в результатеизучения и обобщения трудового опыта и изложенных в инструктивных картах.
3.3. Подземный ремонт и спуско-подьёмные операции
Подземный ремонт начинают с разборки устьевой арматуры.
Разобранную арматуру располагают на вспомогательной площадке, расположенной неподалёку от устьевой. Далее с устья пьедестала монтируют механические или электромеханические ключи, исправность которых должна быть предварительно проверена. Этим заканчивается подготовка скважин к спуско-подьёмным операциям. При ремонте фонтанных и насосно — компрессорных скважин, в которые спущены два ряда НКТ, сначала поднимают внутренний ряд, а затем наружный. Развинченные трубы по диаметрам укладывают на стеллажи у приёмного моста. Для захвата трубы под муфту и удержания колонны НКТ на весу при СПО применяют трубные элеваторы: ЭТА, а для НКТ с высаженными концами наружу — типа ЭЗН. Элеваторы ЭТА выпускают грузоподьёмностью 32,50 и 80 тонн для всех диаметров НКТ. Шифр элеватора (например, ЭТА 50-48/89) показывает минимальнуюгрузоподьёмность (50т) и размер НКТ (48-89 мм со сменными захватами) для которых предназначен элеватор.
Элеваторы типа ЭЗН обладают грузоподъёмностью 15, 25,50 тонн для НКТ условным диаметром 48,60,73,89 и 114 мм. Шифр элеваторов (ЭЗН — 6 — 25) обозначает минимальный условный диаметр труб (60мм) и грузоподъёмность 25 т. При использовании для свинчивания и развинчивания НКТ автомата АПР применяют специальные элеваторы типа ЭГ, грузоподъёмностью 16, 50 и 80 т. Для НКТ с высаженными концами элеваторы типа ЭГ выпускают для труб 33,42,48,60,73, 89, 102 и 114 мм, а для гладких труб — 42, 60, 73, 89, 102 и 114мм. Содержание шифра элеваторов типа ЭГ, так же, как и элеваторов ЭЗН. Если в шифре содержится буква В, то эти элеваторы предназначены для НКТ с высаженными концами (например, ЭГ — 60 — 50 В), без этой буквы — для гладких НКТ (ЭГ — 60 — 50).
После проверки качества НКТ, замены вышедших из строя или замены нефутированных труб футированными, устранение песчаной пробки или обработки забойной части скважины химическим реагентом, НКТ опускают в скважину, начиная с наружного ряда труб и заканчивая внутренним рядом. При подземном ремонте скважины, оборудованной штанговым невставным глубинным насосом, штанги отсоединяют от плунжера на головке балансира СК, а потом поднимают из скважины. При штанги или подвешивают на специальном приспособлении или укладывают на стеллажи. Затем поднимают колонну НКТ с глубинным насосом. Заменив дефектные штанги, НКТ и глубинный насос, насосно-компрессорные трубы опускают на глубину и подвешивают на пъедестале, опускают насосные штанги и, соединив их с плунжером, подвешивают к головке балансира станка — качалки. При ремонте скважины, оборудованной вставным насосом, насосные штанги поднимают с плунжером, заменяют плунжер и отработанные штанги. Затем пускают плунжер со штангой в скважину. После установки плунжера на место штанги подвешивают к головке балансира станка — качалки. Спуск и подъём штанг производят с помощью 2х элеваторов штанговых грузоподъёмностью 5 и 10 тонн (ЭШН-5 и ЭШН-10).
При ремонте скважины оборудованной ЭЦН, после снятия арматуры «заряжают» электрокабель на подвесной ролик, устанавливают ключи для отвинчивания НКТ и монтируют пульт управления автонаматывателем силового электрокабеля. После этого приступают к подъёму погружного электроцентробежного насоса. При подъёме очередной трубы помощник оператора с помощью специального ключа освобождает электрокабель от НКТ. После замены ЭЦН опускают в скважину, присоединив к НКТ силовой электрокабель при помощи специальных устройств. Заключительные работы (установка арматуры, проверка состояния задвижек) проводят в порядке, обратном подготовительным работам.
Продолжительность одного ремонта на Ем-Еговском месторождении у нескольких подрядных организаций представлена на рис. 3.3. Количество ремонтов на 1 бригаду представлено на рис 3.4.
Рис. 3.3. средняя продолжительность 1 крс (в часах)
Рис 3.4. выработка на 1 бригаду крс (рем/бриг.) 3.4. Освоение скважин после подземного ремонта
После завершения подземного ремонта подъёмный агрегат демонтируют и приступают к освоению скважины. Фонтанные и компрессорные скважины осваивают методом снижения забойного давления, а глубинно — насосные пуском вработу насоса. В последнее время в России и за рубежом интенсивно развивается колтюбинговая технология при бурении и проведении капитального ремонта в действующих скважинах без их глушения. Развитие колтюбинговых технологий, основанных на применении безшуфтовых гибких, непрерывных стальных труб обеспечивает высокую эффективность проведения операций текущего и капитального ремонта: ликвидацию отложений в скважинах, поинтервальную обработку, борьбу с обводнениями, доставку и извлечение внутрискважинного оборудования, ловильные операции и др. Сегодня в мире эксплуатируется более 100 колтюбинговых установок.
3.5. Ликвидация скважин
Под ликвидацией скважин понимают полное списание скважины со счёта из-за невозможности её бурения или эксплуатации по техническим или геологическим причинам.
Скважины, не законченные бурением, могут быть ликвидированы вследствие:
сложной аварии и доказанной технической невозможности её устранения, а так же невозможности использования скважины для других целей, например, возврата на вышележащие горизонты, использование в качестве наблюдательной или нагнетательной: полного отсутствия нефтенасыщенности вскрытого данной скважиной горизонта и невозможности использования её для других целей (возврат, углубление и др.).
Эксплуатационные скважины ликвидируются по причинам: а) технической невозможности устранения аварии и отсутствия объектов для эксплуатации вышележащих горизонтов;
- б) полного обводнения пластовой водой продуктивного горизонта;
- в) снижение дебита до предела рентабельности из-за истощения или обводнения продуктивного горизонта;
- г) прекращения приёмистости и невозможности или экономической нецелесообразности восстановления приёмистости.
Технология работ по ликвидации скважин предусматривает:
а) промывку скважины и очистку стенок от глинистой корки, нефти, парафина, смолистых веществ, продуктов коррозии.
б) установку сплошного или прерывистого цементного моста в интервале от забоя до глубины, обеспечивающей перекрытие всех интервалов перфорации и нефтегазопроявлений.
в) опрессовку на герметичность оставшегося ствола скважины и цементного моста.
г) проверку герметичности межколонного пространства и при необходимости цементирования его до полной герметизации.
Иногда при отсутствии газовых и газонефтяных залежей, а так же напорных минерализованных вод, способных загрязнить пресные воды, обсадные колонны извлекают из скважины. Устье ликвидированной скважины оборудуют репером с указанием номера скважины, наименования месторождения и организации (НГДП или УБР).
Фактическое выполнение ремонтов по номенклатуре, представлены на рис 3.5. Простои по вине подрядчика на рис. 3.6.
Рис. 3.5. Фактическое выполнение номенклатуры КРС (кол-во ремонтов
Рис. 3.6. Непроизводительное время бригад КРС (в часах) — по вине Подрядчика
4 ОХРАНА ТРУДА И ПРАВИЛА ПРОТИВОПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ
4.1 Правила техники безопасности при проведении спускоподъемных операций
Перед началом спускоподъемных операций мастер бригады, а в его отсутствие старший оператор ПРС или бурильщик КРС должны осмотреть механизмы и инструмент, рабочее место вахты, талевую систему (состояние каната, крепление неподвижного «мертвого» конца каната, состояние фундамента и крепление оттяжек к «мертвякам», работоспособность противозатаскивателя) и сделать соответствующую запись в журнале проверки инструмента и оборудования.
Автоматы для свинчивания и развинчивания труб на устье скважины должны устанавливаться при помощи талевой системы и монтажной подвески и надежно (без люфта) укрепляться на устьевом фланце.
Управление автоматами при спуске и подъеме НКТ, зарядку и съемку элеватора и ключей выполняет оператор 5 разряда, бурильщики 5-6 разрядов.
Во время подъема и спуска труб должно соблюдаться следующее:
Рабочие, работающие у устья скважины, должны отойти в сторону и наблюдать за подъемом и спуском.
Подходить к устью следует только после окончания подъема и спуска.
Элеватор для одевания или снятия с трубы должны брать двое рабочих. Нельзя класть трубу концом на ротор или на колонный фланец.
Для подтаскивания трубы нужно предварительно закатить ее со стеллажей на мостки.
Посадку колонны на элеватор и на ротор следует производить плавно.
При спуске бурильных труб нужно пропускать муфтовые соединения их через вкладыши ротора, притормаживая лебедку.
На скважинах, выделяющих газ, во избежание взрыва и пожара при спуске насосно-компрессорных труб необходимо применять направляющую воронку из материала, не дающего искр при ударе.
При подъеме труб с жидкостью необходимо пользоваться приспособлением против разлива жидкости (юбкой) и отвода ее в сторону .При спуске и подъеме НКТ пол рабочей площадки и мостки необходимо систематически очищать от грязи, снега, парафина, нефти.
При спускоподъемных операциях для размещения ручного инструмента в определенном порядке, удобного и облегченного пользования им необходимо применять инструментальный столик, а для укладки очередной трубы на мостки — «козлик».
Запрещается подавать непосредственно руками НКТ к устью скважины и обратно, для этого необходимо пользоваться вилкой для подтаскивания труб и крючками.
При спуске резьбовые соединения НКТ должны смазываться специальной консистентной смазкой.
При спускоподъемных операциях лебедку подъемника следует включать и выключать только по сигналу оператора.
При развинчивании и свинчивании трубы подъемный крюк должен иметь возможность свободного вращения, иметь амортизатор и исправную пружинную защелку, предотвращающую выпадения штропов.
При подъеме труб с мостков и при подаче их на мостки элеватор должен быть повернут замком вверх, Штыри, вставленные в проушины элеватора, должны быть привязаны к штропам.
При выбросе трубы из скважины на мостки свободный конец ее должен быть установлен на скользящую прокладку (салазки, лоток).
При использовании механизма для свинчивания труб устьевой фланец скважины должен быть расположен на высоте 0,4-0,5 метра от пола рабочей площадки.
При переоснастке талевой системы освобождаемые струны каната должны быть отведены в сторону и закреплены с соблюдением радиуса изгиба, равного не менее девяти диаметрам.
При самом нижнем положении талевого блока на рабочей части барабана лебедки должно быть навито не менее 3-х витков каната.
Канат талевой системы оставляемый на вышке или мачте, по окончании работ должен быть смазан, отведен в сторону и надежно закреплен за рамный брус или ногу вышки (мачты).
4.2 Правила пожарной безопасности при спускоподъемных операциях
Обеспечение безопасных и здоровых условий труда на производстве возможно только при строгой трудовой и производственной дисциплине всех работающих: точном выполнении ими инструкций по охране труда и пожарной
безопасности. Без этого самые современные техника и технологии не в состоянии создать безопасную обстановку
на производстве .
Очень велика роль самих непосредственных исполнителей
работ — рабочих. Наряду со знаниями технологических процессов они должны иметь навыки принятия правильных действий на рабочем месте, выполнять свои обязанности так , чтобы исключить возможность возникновения опасности и вредности себе и окружающим людям , а также знать какие
меры нужно принять для предотвращения и устранения пожаров .
Ответственным лицом за пожарную безопасность в бригадах является мастер, а в его отсутствии — старший оператор, на которых возлагается:
- контроль за соблюдением бригадой правил пожарной безопасности на скважине , в культбудке , в инструменталке ;
- обеспечение согласно нормам скважин и других объектов
первичными средствами пожаротушения и содержание их в чистом и исправном состоянии ;
- руководство бригадой по тушению пожара в случае его
возникновения до прибытия пожарной команды .
Вся территория возле скважины и помещений должна содержаться в чистоте и порядке. Замазученность территории, загромождение дорог , проездов к скважине , средствам пожаротушения , водоемам запрещается.
Работа на скважине разрешается, если она заглушена, имеются средства герметизации .Освещение на скважине допускается только электрическое, применительно к особо сырым помещениям взрывозащищенного исполнения Производство огневых работ на скважине запрещается .
Курение разрешается только в специально отведенном месте.
Использовать средства пожаротушения не по назначению запрещается. Над огнетушителями, расположенными на открытом воздухе, следует устраивать навес — козырек. Запрещается оставлять в вагоне — домике включенные электроприборы при отсутствии в нем людей. Горючесмазочные материалы надо хранить не ближе 20 м от места установки подъемного агрегата .
При возникновении пожара необходимо сообщить пожарной охране и до прибытия пожарной команды приступить к тушению, используя первичные средства пожаротушения.
5 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР ПРИ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ
5.1 Охрана окружающей среды при спускоподъемных операциях
При производстве текущих и капитальных ремонтов скважин наиболее вероятен контакт пластовых флюидов (нефть, газ, пластовая вода) с окружающей средой (почва, вода, атмосфера).
Кроме того, подготовленные для операции рабочие жидкости, обработанные химреагентами, также представляют угрозу окружающей среде.
В целях предотвращения загрязнения среды необходимо принять все меры, исключающие попадание нефти и растворов в почву и воду, а газов в воздух. Для этого необходимо иметь приспособление, улавливающее жидкости (например, поддоны, откачивающие насосы) и утилизирующее их.
Попадание газа в атмосферу (особенно с сероводородом) должно быть прослежено с помощью индикаторов. Особенно опасны разливы нефти, которые еще и пожароопасны.
При производстве спуска-подъема НКТ подъем и опускание элеваторов необходимо проводить без ударов и рывков, при этом элеватор должен быть обращен замком вверх. При перерывах в работе колонна НКТ и штанга должны быть спущены на устьевой фланец скважины, а талевой блок — на рабочую площадку. Машинист подъемника обеспечивает исправность искрогасителя и чистоту смотрового стекла. При переезде он проверяет отсутствие предметов на гусеницах и не допускает переезда через нефтеводогазовые трубопроводы, проложенные на поверхности. В ночное время должны быть освещены верх подъемного сооружения и рабочая площадка. Не допускается работа на установках без аккумуляторов. Монтажное оборудование (ключи, спайдеры, элеваторы и т.п.) должно отвечать техническим требованиям. Спускоподъемные операции начинают только после установки оттяжек, проверки действия ограничителя двигателя крюкоблока и заземления агрегата.
Подниматься на вышку агрегата допускается только в аварийных случаях персоналу с предохранительными поясами.
Все канаты на агрегате подлежат периодическому осмотру. Не разрешается работа агрегата при обрыве одной пряди, а также, если на шаге свивки каната диаметром до 20 мм число оборванных проволок составляет более 5 %, а в канате диаметром свыше 20 мм — более 10 % всего числа проволок.
5.2 Охрана недр при спускоподъемных операциях
Текущий и капитальный ремонт скважин является одним из источников загрязнения окружающей среды нефтью, пластовой водой, а так же различными химическими реагентами или их растворами, составляющий основу рабочих и промывочных жидкостей. В подготовительно – заключительный период ремонтных работ из-за нарушений режимов глушения скважины или ее освоения возможны выбросы скважиной вплоть до неуправляемого фонтанирования.
Предотвращение загрязнения окружающей среды при проведении работ по подземному ремонту скважин достигается проведением следующих мероприятий:
- Сбор, вызов или обезвреживание на месте продуктов ремонта (углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины должны быть собраны и утилизированы либо сожжены, если утилизация невозможна);
- Обваловка площадки вокруг скважины, особенно в случаях возникновения неуправляемого фонтанирования;
- Применение устьевых малогабаритных противовыбросовых устройств;
- Рекультивация территории, примыкающей скважине, для сельскохозяйственного и иного пользования, в случае причинения ущерба передвижением тяжелых автомобильных и тракторных агрегатов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных работ, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов подземного ремонта. Качество выполненного ремонта оценивается непосредственно на устье — когда скважину пускают в работу и она начинает работать в нормальном режиме эксплуатации. Еще качество ремонта оценивается временем ее выполнения: чем быстрее бригада ПРС выполнит ремонт- тем больше она получит премиальной оплаты. Так как, СПО занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, то качество ремонта будет зависеть от времени проведения СПО и, чем быстрее производятся операции по СПО в процессе ремонта скважины, тем качественнее будет ремонт. Данное условие достигается за счет создания надежных автоматов для свинчивания и развинчивания труб и штанг. В современном этапе взамен ключам АПР-2ВБ и КМУ созданы подвесные ключи марок OilCountry, ГКШ-1200МТ, КПР-12, работающие от гидросистемы или пневмосистемы подъемных агрегатов и которые ускоряют процесс свинчивания и развинчивания НКТ и соответственно проведение СПО и всего ремонта в целом. В 1995 году впервые в России были приобретены импортные комплекты «Гибкая труба». Данная установка исключает поочередное свинчивание (отвинчивание), а СПО сводятся к непрерывному спуску (подъему) труб и штанг с намоткой их на барабаны. Все виды работ могут проводиться под давлением, без глушения скважин. Экономическая целесообразность применения гибких труб и штанг очевидна.
Насосно-компрессорную колонну труб барабанной намотки широко применяют ведущие зарубежные нефтяные компании для выполнения широкого спектра работ. При помощи этих установок выполняются не только работы связанные с очисткой ствола скважины, восстановление циркуляции, газлифт, кислотная или химическая обработка, но и работы связанные с зарезкой вторых стволов, выполнение ловильных работ в скважинах, бурение горизонтальных стволов, произведение ремонта скважин с горизонтальными стволами.
В данной курсовой работе рассмотрены вопросы организации работ по подземноному ремонту на Ем-Еговской площади, технологии проведения СПО, оборудование и инструмент, применяемые при проведении спускоподъемных операций, а именно подъемные агрегаты А-50М и АзИНмаш-37А, элеваторы типов ЭТАД и ЭТА, ключи АПР-2ВБ и КПР-12, а также штроп эксплуатационный. Рассмотрены меры по охране труда и правил пожарной безопасности, охраны окружающей среды и недр при проведении СПО.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovaya/podzemnyiy-remont-skvajin-2/
1. В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. М., Недра, 1990.
2 Е.И. Бухаленко, В.Е. Бухаленко. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991.
3 Ю.В. Вадецкий. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1993.
4 Т.И. Колесникова, Ю.Н. Агеев. Буровые растворы и крепление скважин. М., Недра, 1975.
5 П.В. Куцын. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. М., Недра, 1987.
6 В.И. Мишевича, Н.А. Сидорова. Справочник инженера по бурению. М., Недра, 1973.
7 Е.А. Палашкин. Справочник механика по глубокому бурению. М., Недра, 1981.
8 А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин. Техника и технология капитального ремонта скважин. М., Недра, 1987.
9 А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин. Практические задачи и расчеты в капитальном ремонте скважин. М., Недра, 1987.
10 И.В. Элияшевский, А.М. Орсуляк, М.И. Сторонский. Типовые задачи и расчеты в бурении. М., Недра,1974.
