Технология направленного гидроразрыва пласта на Солкинском месторождении

Для предотвращения этого явления или сведения его отрицательного эффекта к минимуму необходимо обеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости.

Основным фактором, ограничивающим скорость движения промывочной жидкости в восходящем потоке, являются гидродинамические потери на трение в НКТ. Для их преодоления нужно развивать такое давление на входе в колонну, которое ограничено лишь прочностью труб.

Рис. 2.5 Технология удаления геля и парафина в импульсном режиме. а) спуск НКТдо контакта с проппантом; б) выход на заданный режим промывки; в) промывка ГРП с подключением пластовой энергии; г) проработка интервала и освоение скважины

Наличие твердых частиц в промывочной жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, приводит к повышению гидростатического давления на забой. Их присутствие обусловливает увеличение давления насоса, подающего технологическую жидкость в НКТ. При использовании для контроля за давлением стрелочных манометров со шкалой, рассчитанной на максимальные величины, этот прирост может быть и незаметен оператору. Однако если плотность жидкости подбиралась недостаточно точно и имеется опасность поглощения ее пластом, то может возникнуть поглощение технологической жидкости. При этом ее расход в восходящем потоке уменьшится, а плотность последнего будет все время возрастать, что повлечет за собой дальнейшее увеличение гидростатического давления. Этот процесс будет идти до тех пор, пока не произойдет полная потеря циркуляции, песок опустится по кольцевому пространству вниз и произойдет прихват колонны непрерывных труб.

Поэтому при планировании операций по удалению проппантовых пробок необходимо предусматривать возможность утечки пластовой жидкости в пласт и иметь ее запас. Концентрация твердых частиц, слагающих пробку в технологической жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, определяется скоростью перемещения НКТ в пробке.

При удалении одиночной рыхлой пробки концентрация твердых компонентов в поднимающейся жидкости мала и практически не оказывает влияния на гидростатическое давление. При очистке колонны достаточно большой длины с несколькими пробками следует контролировать расход технологической жидкости из кольцевого пространства. В том случае, если расход жидкости уменьшается или прекращается вообще, необходимо поднять колонну, продолжая закачку жидкости до возобновления циркуляции.

Использование данного способа промывки может быть реализовано только при достаточном внутреннем диаметре труб, в которых происходит перемещение коаксиальных колонн гибких труб.

Все описанные выше проблемы возникают и решаются при прямом способе промывки, когда технологическая жидкость направляется к пакеру через колонну НКТ. Несмотря на советы не допускать попадания во внутреннюю полость песка и других компонентов пробки, есть мнение о целесообразности использования обратной промывки

Известен способ обработки призабойной зоны скважин, включающий закачку раствора кислоты с добавками ингибиторов. Основным недостатком способа является невозможность использования его при температурах пласта свыше 60^oC из-за утраты заводскими добавками ингибиторов защитных свойств и, как следствие, загрязнением пласта продуктами коррозии. Наиболее близким к предложенному способу по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку раствора кислоты с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ). Основной недостаток прототипа - его низкая эффективность при пластовых температурах свыше 60^oC и снижение продуктивности пласта из-за быстрой нейтрализации раствора, а также высокого поверхностного натяжения границы "раствор - пластовая среда", ведущего к снижению продуктивности пласта. Целью изобретения является повышение эффективности воздействия на пласт, повышение продуктивности при пластовых температурах свыше 60^oC. Поставленная цель достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку раствора кислоты с ПАВ, перед закачкой рабочего раствора проводят промывку скважины обычным промывочным раствором (техническая вода, 3% раствор хлористого калия) с постепенным допуском насосно-компрессорных труб (НКТ) до верхней зоны перфорации, а ниже до забоя промывку ведут 2% раствором КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) на 3% растворе хлористого калия сдобавлением0,1% ПАВ, нижний конец (башмак) насосно-компрессорных труб (НКТ) устанавливается на уровне середины фильтра, затем закачивается раствор 12% технической соляной кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ в режиме "полоскания" попеременной закачкой в насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство (динамическая кислотная ванна) в течение до 2 часов, затем, после промывки, рабочим раствором двенадцатипроцентной технической соляной кислоты с добавкой от 0,8% до1,25 ПАВ в объеме 0,5 - 0,7 м³ на каждый метр вскрытой эффективной толщины пласта проводят солянокислотную обработку с последующей выдержкой до 3 часов, очисткой забоя от продуктов реакции промывкой или продавкой их в пласт большеобъемным, в 2-3 раза превышающим объем рабочего раствора, низкоконцентрированным до 0,6% раствором кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ, а в качестве добавок служат неионогенные ПАВ с высокой адсорбционной способностью.

Существенные признаки:

- предварительная промывка скважины обычным промывочным раствором (техническая вода, 3% раствор хлористого калия) с допуском насосно-компрессорных труб до верхней зоны перфорации, а ниже до забоя составом с высокими пескоудерживающими свойствами, 2% раствором КМЦ (карбоксилметилцеллюлозы) на 3% хлористого калия с добавкой 0,1% ПАВ и установка нижнего конца насосно-компрессорных труб (башмака) на уровне середины фильтра;

- создание динамической кислотной ванны путем закачки раствора 12% технической соляной кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ в режиме "полоскания" попеременной закачкой в насосно-компрессорные трубы и в затрубное пространство в течение до 2 часов и последующая промывка скважины;

- закачка рабочего раствора двенадцатипроцентного раствора соляной кислоты с добавкой от 0,8% до 1,2% ПАВ в объеме 0,5-0,7 м³ на 1 метр вскрытой эффективной толщины пласта и последующая выдержка в течение не более 3 часов;

- очистка забоя от продуктов реакции промывкой либо продавкой в пласт большеобъемными, в 2-3 раза превышающими объем рабочего раствора, низкоконцентрированными до 0,6% растворами кислоты с добавками от 0,1 до 1% ПАВ и освоение скважины;

- использование в качестве добавок неионогенных ПАВ с высокими адсорбционными свойствами.

2.4 Сущность метода кислотной обработки трещин

При кислотных обработках в скважинах с высокими забойными температурами (свыше 60^oC) эффективность обработок снижается из-за быстрой нейтрализации кислотного раствора и отсутствия возможности воздействия активного раствора на удаленные зоны пласта.

Значительно возрастает коррозия подземного оборудования из-за ухудшения при повышенных температурах свойств ингибиторов, вводимых при изготовлении кислоты. Возникает опасность загрязнения пласта соединениями железа и, как следствие, ухудшения его коллекторских свойств, снижения нефтеотдачи. Сокращается срок службы подземного оборудования, увеличивается возможность возникновения аварий. В составе забойных отложений содержится большое количество соединений железа (в т.ч. магнитной окалины), которые из-за высокого удельного веса не извлекаются при обычных промывках, и при воздействии солянокислотных обработок происходит дополнительное насыщение пласта этими соединениями. Кроме того, основной кислоторастворимой частью коллектора являются включения, содержащие соединения железа, алюминия, а также двуокись кремния, которые в отработанных растворах могут образовывать гелеобразные осадки, значительно снижающие проницаемость призабойной зоны пласта.

Предлагаемый способ кислотного воздействия устанавливает новую, отличную от ранее принятых, последовательность операций по обработке высокотемпературных пластов, способствующую за счет введения добавок неионогенных ПАВ с высокими адсорбционными свойствами увеличению сроков нейтрализации рабочих растворов, более глубокому их проникновению в пласт, уменьшению содержания в продуктах реакции количества окиси железа, более облегченному и быстрому удалению продуктов реакции из призабойной зоны пласта либо наружу, либо вглубь пласта для исключения выпадения вторичных осадков вблизи ствола скважины, значительному сокращению скорости кислотной коррозии подземного оборудования.

Сущность изобретения заключается в предварительной промывке ствола скважины до верхней зоны перфорации обычными промывочными жидкостями для очистки ствола скважины от песка, затем промывки ствола от верхней зоны перфорации до забоя жидкостями с высокими пескоудерживающими свойствами для гарантированной очистки забоя и зоны перфорации от песка, создании динамической кислотной ванны с попеременной закачкой в насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство кислотного раствора с добавкамиПАВ для очистки забоя и зоны перфорации от магнитной окалины и окислов железа, повторной промывке и закачке рабочего кислотного раствора с добавками ПАВ с последующей выдержкой в течение не более трех часов для обработки призабойной зоны для увеличения проницаемости и коллекторских свойств пласта, а также снижения поверхностного натяжения на границе раздела "рабочий раствор - пластовая среда" для улучшения проницаемости и с последующим удалением продуктов реакции наружу, либо продавкой в пласт и оттеснения их в глубину пласта от призабойной зоны.

Осуществление способа поясняется примерами его реализации.

1 Обрабатывают добывающую скважину глубиной 2730 м.

Продуктивная толщина 10 м на глубине 2700-2710 м. Коллектор - карбонатный. Температура пласта - 80^oC. Начинают промывку скважины обычным промывочным раствором, например, пластовой водой, с постепенным допуском насосно-компрессорных труб до уровня верхней зоны перфорации, т.е. 2700 м. Далее, установив нижний конец насосно-компрессорных труб (башмак) на забой - 2730 м, проводят промывку раствором с высокими пескоудерживающими свойствами (3% раствор хлористого калия с добавкой 2% карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ) и ПАВ в количестве 0,1%) общим объемом 80 м³. Далее, после установки нижнего конца насосно-компрессорных труб (башмака) на глубине 2705 м (середина фильтра), через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в пласт закачивают 5 м³ двенадцатипроцентного раствора технической соляной кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ и проводят технологическую выдержку в течение 2 часов. После выдержки проводится промывка продуктов реакции, либо, при невозможности быстрого освоения скважины, оттеснение продуктов реакции в пласт большеобъемным (15-20 м³) низкоконцентрированным (до 0,6%) раствором кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ с высокими адсорбционными свойствами, после чего проводят освоение (вызов притока) на скважине.

2 После промывки и кислотной ванны по примеру 1 закачивают в пласт 5 м³двенадцатипроцентной кислоты с добавкой неионогенного ПАВ с высокими адсорбционными свойствами в количестве 0,8% и производят выдержку в течение 2,5 часов. После выдержки проводится промывка по примеру 1.

3 После промывки и кислотной ванны по примеру 1 закачивают в пласт 5 м³двенадцатипроцентной кислоты с добавкой неионогенного ПАВ с высокими адсорбционными свойствами в количестве 1,2% и производят выдержку в течение 3 часов. После выдержки проводится промывка по примеру 1.

В результате обработки по предлагаемому способу продуктивность скважины увеличивается в среднем на 30%.

Способ обработки призабойной зоны скважины раствором с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ), отличающийся тем, что при температурах пласта свыше 60^oС сначала проводят промывку скважины промывочным раствором - техническая вода, 3% раствор хлористого калия, с постепенным допуском насосно-компрессорных труб (НКТ) до верхней зоны перфорации, а ниже до забоя промывку ведут 2% раствором КМЦ (карбоксилметилцеллюлозы) на 3% растворе хлористого калия с добавкой 0,1% ПАВ, нижний конец - башмак насосно-компрессорных труб (НКТ) устанавливают на уровне середины фильтра, затем проводят кислотную динамическую ванну 12% раствором соляной кислоты с добавкой от 0,1 до 1% ПАВ в течение до 2 ч попеременной закачкой в НКТ и затрубное пространство, очищают от продуктов реакции зону перфорации и забой, закачивают в пласт рабочий раствор 12% соляной кислоты с добавкой от 0,8 до1,2% ПАВ из расчета 0,5-0,7 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, дают технологическую выдержку в течение не более 3 ч, после чего проводят очистку от продуктов реакции вымыванием либо продавкой вглубь пласта большеобъемными, в 2-3 раза превышающими объем рабочего раствора низкоконцентрированными до 0,6% растворами кислоты с добавками от 0,1 до 1% ПАВ, а в качестве ПАВ используют неионогенные ПАВ с высокой адсорбционной способностью.

2.5 Освоение и сдача скважины после ГРП

После приёма скважины от руководителя ГРП, мастер бригады КРС выжидает указанное в акте передачи время (обычно 12-48 часов, но начало разгеливания при применении реагентов системы начинается через 4 часа после окончания закачки) на разгеливание жидкости разрыва в пластовых условиях. За это время производится монтаж подъёмника А-60/80, расстановка стеллажей и т. п.

После разгеливания производится стравливание давления в скважине. После этого, периодически закрывая задвижку на устье скважины, производится запись кривой восстановления давления, её обработка по методу касательной, рассчитывается коэффициент продуктивности скважины и по результатам чего выбирается скважинное оборудование для дальнейшей эксплуатации.

По окончании записи КВД на скважине производится отбивка забоя геофизической партией. При отсутствии проппанта выше хвостовика пакера, производится срыв пакера. Затем скважина глушится солевым раствором с ПАВ. После глушения производится срыв и подъём пакера на НКТ 89 мм. После подъёма пакера спускается НКТ 73 мм с гидромонитором или пером для вымыва проппанта из зоны перфорации и нормализации забоя (для предотвращения закрытия трещины, часть проппанта оставляется в стволе, против интервала перфорации). По требованию геологических служб НГДУ, в скважине могут быть произведены гидродинамические исследования.

3. Экономическая часть

Эффективные методы воздействия в настоящее время гидравлический разрыв пласта (ГРП) общепризнан как один из наиболее эффективных методов воздействия на залежь с целью интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи. Применение ГРП позволяет существенно повысить дебиты скважин в низкопроницаемых пластах и перевести в разряд рентабельных сложнопостроенные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами. ГРП является наилучшим средством восстановления первоначальной проницаемости ПЗП и активного воздействия на пласт, его применение повышает коэффициент охвата заводнением и эффективность методов повышения нефтеотдачи пласта. Вместе с тем при его выполнении в пласте происходят необратимые изменения, способные привести к самым негативным последствиям. В связи с этим во всем мире идет активный поиск путей повышения эффективности применения ГРП и совершенствования технологии его применения, расширения диапазона условий оптимального использования гидроразрыва и уменьшения затрат на его выполнение.

ГРП является наиболее дорогостоящим методом воздействия на пласт, поэтому наиболее ответственной задачей представляется отработка методик прогнозирования потенциальных технологических и экономических показателей работы скважин после его выполнения.

Опыт показывает, что стоимость работ по ГРП существенно снижается при его выполнении собственными силами нефтедобывающей компании, при этом на закупку оборудования, главным образом зарубежного производства, требуются значительные финансовые затраты. В связи с этим важной задачей

представляется оценка перспектив применения ГРП в регионе, а также определение наиболее важных направлений для отработки технологии по производству ГРП. В этой части дипломного проекта проводится экономическое обоснование целесообразности применения ГРП наСолкинском месторождении.

3.1 Расчет экономической эффективности проектируемого комплекса мероприятий

Исходные данные для расчета экономических показателей скомпонованы в таблицу 3.1

Технологический эффект от предлагаемой технологии, исходя из предыдущего опыта подобных мероприятий, составляет в среднем 2-3 года.

Рассмотрим пример расчета экономических показателей за 3 года эксплуатации скважины после проведенного комплексного ремонта скважины.

Таблица 3.1 Исходные данные

№ п/п	Показатель	Ед. изм.	Кол-во
1	Капитальные затраты на проектируемые мероприятия - ГРП + промывка ()	млн. руб.	1,200
2	Дополнительная добыча нефти в сутки ()	т/сут	3
3	Стоимость 1 т нефти ()	руб./т	5800
4	Себестоимость 1 т нефти ()	руб./т	3595
5	Коэффициент переменных текущих затрат ()	%	46
6	Коэффициент эксплуатации скважин ()	%	98
7	Норма амортизации основных фондов ()	%	6,7
9	Ставка налога на имущество ()	%	2,2
8	Ставка налога на прибыль ()	%	20
10	Средняя норма ежегодного снижения дебита нефти	%	22
11	Ставка банковского процента ()	%	12
12	Уровень инфляции ()	%	8

Рассчитаем дополнительную среднегодовую добычу нефти () за первый год в связи с повышением дебита () скважины после ремонта по формуле:

Дополнительная среднегодовая добыча нефти () за последующие года с учетом коэффициента, учитывающего ежегодное снижение дебита нефти на 22%:

Найдем прирост выручки за счёт дополнительного объёма реализации () по формуле:

Прирост выручки за последующие 2 года эксплуатации с учетом нормы ежегодного снижения дебита нефти на 22%:

Найдем текущие затраты на дополнительную добычу нефти по годам эксплуатации по формуле:

Дополнительные текущие затраты по проектному решению за год, в котором был осуществлен ремонт скважины по формуле:

Рассчитаем амортизационные отчисления (затраты на возмещение основных фондов) по формуле:

Найдем остаточную стоимость имущества в первый год после ремонта и в последующие года эксплуатации скважины по формуле:

Рассчитаем прирост налога на имущество по каждому году в соответствии с формулой:

Найдем прирост прибыли от реализации продукции в результате проведения проектных мероприятий по годам эксплуатации с помощью формулы:

Рассчитаем прирост налога на прибыль по 3 годам по формуле:

Найдем прирост потока денежной наличности () по формуле для каждого года эксплуатации скважины:

Определим прирост накопленного потока денежной наличности () по всем годам расчетного периода по формуле:

Рассчитаем коэффициенты дисконтирования прироста потока денежной наличности по всем годам расчетного периода в соответствии с формулой:

Найдем приросты дисконтированных потоков денежной наличности

()по всем годам расчетного периода по формуле:

Найдем приросты чистой текущей стоимости () по всем годам
расчетного периода по формуле:

Рассчитаем коэффициент отдачи капитала по формуле:

Предприятие от данного мероприятия получит 3,67 рублей дохода с каждого вложенного в проект рубля за весь период технологического эффекта.

Определим экономический эффект от проектируемого комплекса ремонтных мероприятий:

Таблица 3.2 Показатели экономической эффективности проекта

№ п/п	Показатели	Ед. изм.	2011	2012	2013
1	Дополнительная среднегодовая добыча	т/год	882,00	687,96	536,61
2	Прирост выручки за счёт дополнительного объёма реализации нефти	тыс. руб.	5115,60	3990,17	3112,33
3	Текущие затраты на дополнительную добычу нефти	тыс. руб.	2658,56	1137,68	887,39
4	Остаточнаястоимость имущества	тыс. руб.	1200,00	1119,60	1039,20
5	Налог на имущество по годам	тыс. руб.	26,40	24,63	22,86
6	Прирост прибыли	тыс. руб.	2376,64	2852,49	2224,94
7	Прирост налога на прибыль	тыс. руб.	475,33	570,50	444,99
8	Поток денежной наличности	тыс. руб.	755,31	2257,36	1757,09
9	Коэффициент дисконтирования	доли ед.	0,8333	0,6944	0,5787
10	Накопленный поток денежной наличности	тыс. руб.	755,31	3012,67	4769,76
11	Прирост дисконтированного потока денежной наличности	тыс. руб.	629,42	1567,61	1016,83
12	Прирост чистой текущей стоимости	тыс. руб.	629,42	2197,04	3213,87

На графике (рис. 3.1) видно, что настоящее мероприятие эффективно и окупается примерно через 9 месяцев. Срок окупаемости капитальных вложений () - это точка пересечения НПДН с ЧТС с осью абсцисс.

Рис. 3.1 График, отражающий накопленный поток денежной наличности и тот же поток, но с учетом коэффициента дисконтирования

Срок окупаемости показывает количество месяцев, в течение которых суммарные положительные значения ЧТС (НПДН) покрывают их суммарные отрицательные значения.

4. Обеспечение промышленной безопасности

4.1 Общие требования к применению технических устройств и инструментов

Приемочные испытания технических устройств должны проводиться по согласованной с Ростехнадзором программе и методике приемочных испытаний.

Применение технических устройств должно осуществляться в соответствии с Правилами применения технических устройств на опасных производственных объектах, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 25 декабря 1998 г. № 1540 (Собрание законодательства Российской Федерации, 1999, № 1, ст. 191; 2005, № 7, ст. 560), инструкциями по безопасной эксплуатации и обслуживанию, составленными заводами-изготовителями или эксплуатирующей организацией, техническими паспортами (формулярами). Инструкции по эксплуатации технических устройств и инструмента иностранного производства должны быть представлены на русском языке.

1. Технологические системы, их отдельные элементы, технические устройства должны быть оснащены необходимой запорной арматурой, средствами регулирования и блокировки, обеспечивающими их безопасную эксплуатацию.

2. Для взрывопожароопасных технологических процессов должны использоваться системы противоаварийной защиты, противопожарной защиты и газовой безопасности, обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние, в случае критического отклонения от предусмотренных технологическим регламентом параметров.

3. Технические устройства должны быть установлены в соответствии с проектной документацией или требованиями инструкций по монтажу (эксплуатации) завода-изготовителя.

4. Для взрывопожароопасных технологических систем, технических устройств и трубопроводов, которые в процессе эксплуатации подвергаются вибрации, в проектной документации необходимо предусматривать меры по ее снижению, исключению возможности аварийного перемещения, сдвига, разгерметизации и разрушения их узлов и деталей.

5. Пуск в эксплуатацию технических устройств: вновь смонтированных; после капитального ремонта; ремонта, связанного с конструктивными изменениями, -- осуществляется при положительных результатах приемо-сдаточных испытаний. Результаты приемо-сдаточных испытаний оформляются актом эксплуатирующей организации.

6. Эксплуатация технического устройства, рабочие параметры которого не обеспечивают безопасность технологического процесса, запрещается.

7. Дальнейшая эксплуатация разрешается после устранения выявленных недостатков.

8. Эксплуатация технических устройств, подвергшихся конструктивным изменениям в процессе эксплуатации, осуществляется при положительном заключении экспертизы промышленной безопасности.

9. Узлы, детали, приспособления и элементы технических устройств, которые могут служить источником опасности для работающих, а также поверхности оградительных и защитных устройств должны быть окрашены в сигнальные цвета.

10. Эксплуатируемые технические устройства должны соответствовать по исполнению климатическим условиям их эксплуатации.

11. При пуске в работу или остановке технических устройств и технологических систем должны предусматриваться меры по предотвращению образования в них взрывоопасных смесей и пробок, образующихся в результате гидратообразования или замерзания жидкостей.

12. Открытые движущиеся и вращающиеся части технических устройств ограждаются или заключаются в кожухи. Такие технические устройства должны быть оснащены системами блокировки с пусковыми устройствами, исключающими пуск их в работу при отсутствующем или открытом ограждении. Соответствующее требование устанавливается техническими заданиями на разработку и изготовление технических устройств.

13. Ограждение должно быть быстросъемным и удобным для монтажа.

14. Конструкция и крепление ограждения должны исключать возможность непреднамеренного соприкосновения работающего с ограждаемым элементом.

15. Температура наружных поверхностей технических устройств и кожухов теплоизоляционных покрытий не должна превышать температуру самовоспламенения наиболее взрывопожароопасного продукта, а в местах, доступных для обслуживающего персонала, должна исключать возможность ожогов.

16. Запорные, отсекающие, разгружающие и предохранительные устройства, устанавливаемые на нагнетательном и всасывающем трубопроводах насоса или компрессора, должны быть максимально приближены к насосу (компрессору) и находиться в доступной и безопасной для обслуживания зоне.

17. На запорной арматуре (задвижках, кранах), устанавливаемой на трубопроводах, должны быть указатели положений «Открыто» и «Закрыто».

18. Запорная арматура, расположенная в колодцах, камерах или траншеях (лотках), должна иметь удобные приводы, позволяющие открывать (закрывать) их без спуска обслуживающего персонала в колодец или траншею (лоток).

19. На нагнетательном трубопроводе центробежных насосов и компрессоров должна предусматриваться установка обратного клапана или другого устройства для предотвращения перемещения транспортируемых веществ в обратном направлении.

20. Технологические трубопроводы после их монтажа, а также после ремонта с применением сварки должны быть опрессованы. Периодичность и условия опрессовки устанавливаются проектной документацией, а также нормативно-техническими документами в области промышленной безопасности.

21. Эксплуатация технических устройств и инструмента в неисправном состоянии или при неисправных устройствах безопасности (блокировочные, фиксирующие и сигнальные приспособления и приборы), а также с отклонением от рабочих параметров, установленных изготовителем, запрещается.

22. Снятие кожухов, ограждений, ремонт технических устройств проводится только после отключения электроэнергии, сброса давления, остановки движущихся частей и принятия мер, предотвращающих случайное приведение их в движение вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, под действием силы тяжести или других факторов. На штурвалах задвижек, шиберов, вентилей должны быть вывешены плакаты «Не открывать! Работают люди». На пусковом устройстве обязательно вывешивается плакат «Не включать, работают люди».

23. В производственных помещениях объектов установок подготовки нефти (УПН), дожимной насосной станции (ДНС), кустовой насосной станции (КНС), компрессорной станции (КС), установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и других производственных помещениях фланцевые соединения трубопроводов (в том числе соединения запорной арматуры), рассчитанные на рабочее давление 10 МПа и выше, должны заключаться в защитные кожухи.

24. По достижении срока эксплуатации, установленного изготовителем, дальнейшая эксплуатация технического устройства без продления срока безопасной эксплуатации не разрешается.

25. Критерии вывода из эксплуатации определяются изготовителем и вносятся в инструкцию по эксплуатации оборудования.

26. Продление срока безопасной эксплуатации технических устройств должно осуществляться в соответствии с нормативнотехническими документами по результатам проведения необходимых экспертиз.

27. Работы по определению возможности продления срока безопасной эксплуатации технического устройства осуществляются экспертными организациями с учетом особенностей конструкции и условий эксплуатации конкретного технического устройства.

28. Для талевой системы буровых установок и агрегатов по ремонту скважин должны применяться канаты талевые и грузовые, предусмотренные заводом-изготовителем буровых установок и агрегатов по ремонту скважин.

29. Соединение канатов должно выполняться с применением коуша с заплеткой свободного конца каната, обжимкой металлической втулкой или установкой не менее трех винтовых зажимов. При этом расстояние между ними должно составлять не менее шести диаметров каната. Зажимы устанавливаются таким образом, чтобы прижимная планка была со стороны свободного конца каната.

30. Резка талевых канатов, а также канатов для подъема вышек и мачт, растяжек, страховочных канатов с использованием электросварки запрещается. Резку канатов следует производить механическим способом с использованием специальных приспособлений с применением защитных очков (масок).

4.2 Основные опасности и вредные показатели при эксплуатации месторождения

В настоящее время нефтегазовая промышленность, а в частности "процесс добычи нефти и газа связан с использованием большого количества технически сложного оборудования и характеризуется постоянными усовершенствованиями технологий за счёт внедрения новейших достижений науки и техники, лучшей организации производства и введение прогрессивных методов труда. В связи с этим значительно расширяется объём вопросов по обеспечению безопасных и безвредных условий труда. Главными задачами охраны которого являются: изменение технологических процессов и производственной среды с целью обеспечения высоко производственных, здоровых и безопасных условий труда.

Оценка риска возникновения травматизма, профессиональных заболеваний производится по формуле:

где - число смертельных или других несчастных случаев на производстве за год;

- число работающих в НГДУ «Быстринскнефть» на 01.01.2011.

За 2010 год зарегистрировано 5 несчастных случаев, профессиональных заболеваний зарегистрировано не было.

сл./чел. - риск очень маленький

На сегодняшний день остро стоит вопрос об охране окружающей среды. Основными задачами являются: повышение эффективности мер по охране природы; улучшение охраны водных ресурсов; повышение эффективности работы очистных сооружений, обеспечивающих рациональное использование земель; усиление охраны недр и комплексное использование минеральных ресурсов.

Основными вредными веществами, выбрасываемыми в атмосферу при строительстве и ремонте скважин, сборе, подготовке и транспорте нефти, применительно к условиям разработки Солкинского месторождения, являются углеводороды, продукты сгорания газа и жидкого органического топлива - оксид углерода, оксиды серы, оксиды азота, сажа и др.

На месторождении НГДУ «Быстринскнефть» рабочий персонал сталкивается с вредными веществами, которые могут нанести отрицательное воздействие. В таблице 4.1 дана характеристика токсичных и пожароопасных свойств применяемых веществ.

Таблица 4.1 Токсичные и пожароопасные свойства применяемых веществ.

Характеристика	Наименование веществ
	СН4	С2Н6	2СН2 (СН3)	Нефть
Характеристика компонента	Бесцветный газ, без запаха	Бесцветны горючий газ	Бесцветный горючий газ	Горючая смесь
Плотность паров и газов по воздуху	0.5543	1.0488	1.5617	3.5
Температура кипения, С°	-161.58	-88.63	-42.06	30
Температура самовоспламенения, С°	-	-	-	-40 -17
Температура вспышки, С°	537	515	466	270 -320
ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м	900	900	900	900
Пределы воспламенения смеси с воздухом (нижний и верхний) %об	5-15	2.9 -15.0	1.4-7.8	1.26-6.5

4.3 Производственное освещение

Также на предприятиях существуют нормы искусственного и естественного освещения. Освещение производится в соответствии с САНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования». Освещение производственных помещений, площадок и кустов скважин нефтегазодобывающих предприятий считается рациональным при соблюдении следующих требований:

на полу в проходах не должно быть резких и глубоких теней;

в помещениях и наружных установках, где возможно образование опасных по взрыву и пожару смесей, освещение должно быть выполнено во взрыво-пожаробезопасном исполнении. Для кустов скважин установлены следующие нормы электрического освещения (в люксах):

-Рабочие места при подземном и капитальном ремонте скважин

-устье скважин

-лебедка

-подъемная мачта

-люлька верхнего рабочего-аварийное освещение предусмотрено от независимого источника питания и составляет 5% от общего.

4.4 Средства индивидуальной и коллективной защиты

Средства индивидуальной и коллективной защиты, в том числе спецодежда и спецобувь, предназначаются для защиты работающих от различных производственных вредных факторов: агрессивных жидкостей, нефти и нефтепродуктов, органических растворителей, искр, брызг расплавленных солей, металла, а также от неблагоприятных факторов внешней среды (влаги, холода, жары, ветра).

Спецодежда должна обеспечивать:

1. наилучшую защиту от вредных веществ, для предохранения от которых она предназначена;

2. гигиеничность и, в частности, нормальный воздухообмен и теплообмен между внешней средой и телом человека;

3. удобство для надевания, носки и работы в ней.

Один раз в 12 месяцев выдаются хлопчатобумажный костюм, резиновые сапоги, один раз в 18 месяцев кирзовые сапоги, и один раз в 24 месяца комплект для использования в холодное время года, в который входят: ватные куртка и брюки, валенки, шапка и меховые рукавицы. Также предусмотрена химическая чистка спецодежды за счет предприятия.

Средства индивидуальной защиты - очки и щиты, конструкция которых зависит от конкретных условий производственного процесса. Защитные очки применяются двух основных типов: открытые и закрытые. Так, для предохранения глаз от травмы: отлетающими твердыми механическими частицами или от брызг неагрессивных жидкостей применяют очки типа 030-1 с различными стеклами. От слепящего яркого света, прямых ультрафиолетовых и инфракрасных лучей глаза защищают очки тип 030-2, а от сильного ветра, мелкой пыли, брызг неагрессивных жидкостей - очки типа 033-7. От брызг агрессивных жидкостей применяют герметичные очки типа ПО-2 и ПО-3.

Фильтрующая коробка заполнена шихтой, состав которой зависит от назначения противогаза, подбирается в зависимости от газов и паров, от которых нужно защищать дыхание.

4.5 Противопожарные требования и средства пожаротушения

Согласно ГОСТ 12.1.004-85, большую пожарную опасность представляют аппараты, емкости и резервуары с горючими жидкостями, т.к. очень часто они не бывают заполнены до предела.

В целях обеспечения противопожарной безопасности, на территорию куста должно быть два въезда.

Согласно «Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности», на кусте добывающих скважин должен находиться противопожарный инвентарь: противопожарный щит (лопаты, ломы, багры, вёдра пожарные, топоры, ящик с песком вместимостью 1 и 3 м ).

В НГДУ «Быстринскнефть» создана военизированная пожарная часть, специализирующаяся на тушении нефтяных пожаров.

4.6 План практических действий для бригад освоения (испытания) и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов

1.1.Первый, заметивший газонефтеводопроявление (ГНВП), немедленно предупреждает бурильщика (оператора) и всех членов вахты.

1.2. Бурильщик (оператор) подает звуковой сигнал тревоги «Выброс».

1.3. Во всех случаях при появлении признаков газонефтеводопроявления бурильщик (оператор) обязан немедленно принять меры по герметизации устья, сообщить о начавшемся ГНВП мастеру бригады, а в его отсутствие - начальнику смены (диспетчеру) ЦИТС, РИТС, начальнику цеха и установить дежурство у телефона (радиостанции). Установить постоянный контроль за устьем скважины.

1.4. Запорная компоновка с целью оперативного применения всегда должна находиться у устья скважины с открытым шаровым краном и предохранительным кольцом на ниппеле дистанционного патрубка или соединительного переводника. При работе с разноразмерным инструментом запорная компоновка (имитатор штанг) должна быть оборудована подъемным патрубком и переводником, соответствующими типоразмеру спускаемых или поднимаемых труб (штанг).

1.5. При бурении и промывке скважины под ведущую трубу устанавливается шаровой кран. Диаметр трубы под шаровым краном должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора.

1.6. Работы по ликвидации газонефтеводопроявления на устье скважины производятся только искробезопасным инструментом.

1.7. Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера или ответственного специалиста по дополнительному плану, утвержденному в установленном порядке.

1.8. Машинист подъемного агрегата выполняет все указания бурильщика (оператора).

1.9. При возникновении ГНВП в процессе проведения освоения, испытания или ремонта скважин с использованием подъемных агрегатов, оборудованных площадкой верхового, верховой рабочий немедленно покидает свое рабочее место при помощи устройства экстренного спуска, после чего принимает участие в практических действиях вахты по ликвидации газонефтеводопроявления, выполняя указания бурильщика (оператора).

1.10. При проведении прострелочно-взрывных или геофизических работ на скважине необходимо иметь специальное приспособление для рубки геофизического кабеля в искробезопасном исполнении, имеющее паспорт (ксерокопию паспорта) изготовителя.

1.11. При проведении ремонта скважин, оборудованных ЭЦН, на скважине необходимо иметь специальное приспособление для рубки силового кабеля вискробезопасном исполнении, имеющее паспорт (ксерокопию паспорта) изготовителя.

1.12. При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины незагерметизированым.

В случае нахождения в скважине ЭЦН на колонну труб должна быть навернута запорная компоновка и обеспечен непрерывный контроль за устьем скважины. Колонна труб должна находиться в подвешенном состоянии на талевой системе, а приспособление для рубки кабеля - в оперативной готовности.

Практические действий для бригад в случае проявления ГНВП указаны в таблице 4.2

Таблица 4.2

Вид аварии	Действия вахты	Исполнители
1 ГНВП при бурении или промывке скважины	1. Поднимает бурильный инструмент до выхода муфты трубы на 1 метр выше ротора и закрепляет тормоз буровой лебедки. 2. Останавливает буровые насосы. 3. Открывает гидрозадвижку на линии дросселирования. 4. Закрывает кольцевой (универсальный) превентор. 5. Закрывает шаровой кран. 6. Закрывает задвижку перед регулируемым дросселем. 7. Устанавливает наблюдение за изменением давления на блоке дросселирования.	Бурильщик, вахта
2 ГНВП при спуско-подъемных операциях	1. Прекращает спуско-подъемные операции. 2. Наворачивает аварийную бурильную трубу с шаровым краном. 3. Спускает бурильную колонну в скважину, оставив муфту трубы на 1 метр выше ротора. 4. Открывает гидрозадвижку на линии дросселирования. 5. Закрывает кольцевой превентор. 6. Закрывает шаровой кран. 7. Закрывает задвижку перед регулируемым дросселем. 8. Устанавливает наблюдение за изменением давления на блоке дросселирования.	Бурильщик, вахта
3 ГНВП при спуске обсадной колонны	1. Прекращает спуск обсадной колонны. 2. Наворачивает аварийную бурильную трубу с переводником и шаровым краном на последнюю обсадную трубу. 3. Спускает обсадную колонну с навернутой аварийной бурильной трубой в скважину, оставив муфту трубы на 1 метр выше ротора. 4. Открывает гидрозадвижку на линии дросселирования. 5. Закрывает кольцевой превентор. 6. Закрывает шаровой кран на аварийной бурильной трубе. 7. Закрывает задвижку перед регулируемым дросселем. 8. Устанавливает наблюдение за изменением давления на блоке дросселирования.	Бурильщик, вахта
4 ГНВП при отсутствии в скважине бурильных (обсадных) труб	1. Открывает гидрозадвижку на линии дросселирования. 2. Закрывает превентор с глухими плашками (при его отсутствии - кольцевойпревентор). 3. Закрывает задвижку перед регулируемым дросселем. 4. Устанавливает наблюдение за изменением давления на блоке дросселирования.	Бурильщик, вахта
5 ГНВП при проведении геофизических или прострелочно-взрывных работ	1. Поднимает из скважины геофизический прибор или перфоратор. 2. При невозможности поднять геофизический прибор или перфоратор отрубает кабель. 3. Открывает гидрозадвижку на линии дросселирования. 4. Закрывает превентор с глухими плашками (при его отсутствии - кольцевойпревентор). 5. Закрывает задвижку перед регулируемым дросселем. 6. Устанавливает наблюдение за изменением давления на блоке дросселирования.	Начальник геофизической партии бурильщик, вахта
6 Открытый фонтан	1. Останавливает двигатели внутреннего сгорания. 2. Отключает силовые и осветительные линии электропитания. 3. Отключает электроэнергию в загазованной зоне. 4. Тушит технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины. 5. Прекращает в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование. 6. Обесточивает все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне. 7. Оповещает инженерно-технологическую (диспетчерскую) службу предприятия о возникновении открытого фонтана. 8. Прекращает движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах, устанавливает предупреждающие знаки и посты охраны. 9. Прекращает все работы в загазованной зоне и немедленно удаляется за ее пределы. 10. При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принимает меры по своевременному оповещению работников и населения. 11. Дальнейшие работы по ликвидации открытого фонтана проводятся под руководством штаба по специальному плану.	Бурильщик вахта

Заключение

В дипломном проекте поэтапно проанализирована технология направленного гидроразрыва пласта на Солкинском месторождении. Была дана характеристика оборудования и технологических жидкостей используемых для направленного гидроразрыва пласта, также выявил проблемы возникающие при проведении ГРП, и сравнил параметры работы обычного ГРП и ГРП с применением технологии J-FRAC.

И как оказалось гидравлический разрыв пласта является распространенной и успешной технологией интенсификации нефтедобычи и увеличения коэффициента нефтеизвлечения для малодебитных, низкообводненных скважин, эксплуатирующих неоднородные продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками. Известно больше 10 различных видов ГРП, но всем разрывам сопутствует подготовительный комплекс работ, основные работы и заключительные характеризующие качество работ. На основании проведенного анализа работ выявлено, что в скважинах вышедших из бурения необходимо проводить вторичное вскрытие пласта, и только затем ГРП. В соответствии с поставленными задачами на определение оптимального вида интенсификации притока скважины выбрана совместная технология пластической перфорации и ГРП.

При соблюдении разработанных технических документов, а так же в строгом соответствии с правилами можно утверждать, что предложенная технология совместного проведения пластической перфорации с гидравлическим разрывом пласта АС₉ на Солкинском месторождении будет способствовать повышению конечной нефтеотдачи пласта.

В результате проведения направленного ГРП на скважине Солкинского месторождения первоначальная продуктивность составила 100 т/сут, через 2 месяца стабилизировалась до 60 т/сут, а обводненность снизилась с 29 % до 20 %.

Список литературы

1. Бондарев В.П. Геология : курс лекций: учеб.пособ. для студентов СПО / Бондарев В.П. - М. : ФОРУМ-ИНФРА-М, 2009.

2. Бурение разведочных скважин : учебник для студентов вузов, обучающихся по специальности "Технология и техника разведки месторождений полезных ископаемых" направления подготовки "Технологии геологической разведки" / Н. В. Соловьев [и др.] ; под общ.ред. Н. В. Соловьева. - М. : Высшая школа, 2012.

3. Буровое оборудование : справочник : в 2 т. / В. Ф. Абубакиров, В. Л. Архангельский, Ю. Г. Буримов. - М. : Недра - 2011:

4. Вадецкий, Ю.В. Справочник бурильщика : учебное пособие для использования в учебном процессе образовательных учреждений, реализующих образовательные программы начального профессионального образования / Ю. В. Вадецкий. - М : Академия, 2010. - 415 с.

5. Вадецкий, Ю.В. Справочник бурильщика : учебное пособие для использования в учебном процессе образовательных учреждений, реализующих образовательные программы начального профессионального образования / Ю. В. Вадецкий. - М. : Академия, 2009

6. Володин, Ю.И. Основы бурения: учебник для геологических и гидрогеологических специальностей средних специальных учебных заведений / Ю. И. Володин. - 3-е изд., перераб. и доп. М. : Недра, 2011. - 360 с

7. Володин, Ю.И. Основы бурения: учебник для геологических и гидрогеологических специальностей средних специальных учебных заведений / Ю. И. Володин. - 3-е изд., перераб. и доп. - М Недра, 2009. - 360 с

8. Кед А.В Учебное пособие- 2014г.

9. Коршак А.А. Основы нефтегазового дела : учебник для студентов ВУЗов по направлению "Нефтегазовое дело" / Коршак А.А.,: Недра, 2011. - 311 с

10. Куличихин Н.И. Буровое оборудование: учебник для геологоразведочных техникумов/ Н. И. Куличихин, Н. С. Родионов, Г. А. Ганзен ; ред. Н. И. Куличихин. - М. : Недра, 2009 - 248 с. - Библиогр.: с. 244.

11. Куцин П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой пром-ти.- М.: Недра, 2010

12. Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование : учеб.пособ. для СПО / Никищенко С.Л. - 2-е изд. - Волгоград : Ин-Фолио, 2012. - 416 с. : ил. - Библиогр.: с. 406

13. Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование : учеб.пособ. для СПО / Никищенко С.Л. - 2-е изд. - Волгоград : Ин-Фолио, 2012. - 416 с. : ил. - Библиогр.: с. 406

14. Нифонтов Э.А.Ремонт нефтяных и газовых скважин: справочник.- В. 2-х т. / Ю. А. Нифонтов, И. И. Клещенко ; ред. Ю. А. Нифонтов. - СПб. : Профессиона- 2011

15. Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин : учеб.пособ. для студентов техникумов и колледжей, обучающихся по специальности 130503 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин / Покрепин Б.В. - [Волгоград : Ин-Фолио, 2011. - 352 с.

16. Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин : учеб.пособ. для студентов техникумов и колледжей, обучающихся по специальности 130503 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин / Покрепин Б.В. - [Волгоград : Ин-Фолио, 2011. - 352 с.

17. Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин : учеб.пособ. для студентов техникумов и колледжей, обучающихся по специальности 130503 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин / Покрепин Б.В. - [Волгоград : Ин-Фолио, 2011. - 352 с.

18. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. 2013

19. Сидоров Н.А. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин : учебник для техникумов / Н. А. Сидоров. - М. : Недра, 2010. - 376 с.

Размещено на Allbest.ru

...