Автоматизация процессов ремонта скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

ВВЕДЕНИЕ

Технологическая практика студентов группы 402 Рм проходила на территории месторождение Жанажол которое входит в состав Мугоджарского района Актюбинской области Республики Казахстан.

Студенты специальности «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» проходят технологическую практику на нефтегазодобывающих предприятиях.

Технологическая практика является начальным этапом производственного обучения студентов. к началу прохождения технологической практики были изучены специальные дисциплины, входящие в комплекс профессиональных знаний, то основные её задачи можно сформулировать следующим образом.

1. Ознакомление студентов с процессами бурения нефтяных и газовых скважин, добычи нефти и газа и обустройством нефтяного месторождения.

2. Ознакомление с основным оборудованием, применяемом при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

3. Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности - нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью.

4. Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.

5. Приобретение первого опыта работы общения в производственном коллективе.



1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Понятия о месторождения

Месторождение Жанажол находится в пределах Предуральского плато, расположенного между Мугоджарскими горами и долиной реки Эмба и в административном отношении входит в состав Мугоджарского района Актюбинской области Республики Казахстан.

Ближайшими населенными пунктами являются хозяйство Жанажол, расположенное в 15 км к северо-востоку, и действующий нефтепромысел Кенкияк, расположенный в 35 км к северо-западу. Нефтепровод Атырау - Орск проходит на расстоянии около 100 км. От областного центра Актобе Жанажол стоит в 240 км

Ближайшая железнодорожная станция Эмба на линии Москва - Средняя Азия отстоит на 100 км от площади. Производственное предприятие НГДУ „Октябрьскнефть” ОАО „СНПС-Актобемунайгаз” расположено в районном центре городе Кандыагаш, в 130 км к северу от месторождения Жанажол.

К настоящему времени от Кандыагаша до Жанажола проложена шоссейная асфальтированная дорога, а также подведена линия электропередачи.

Согласно схеме комплексного физико-географического районирования Казахстана, рассматриваемая территория расположена в полупустынной ландшафтной зоне умеренного пояса Сагиз-Эмбинского района, Уил-Эмбинского района, Узень-Урало-Эмбинской провинции, Северо-Каспийской области, Прикаспийско-Тургайской страны, на Подуральском денудационном плато.

Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную пологими балками и оврагами. Абсолютные отметки его колеблются от 125 до 270 м. Южный участок ниже, северный участок выше, средний участок является седловиной с отметкой 125-150 м, с севера на юг его пересекает река Эмба.

Гидрографическая сеть представлена реками Эмба и Атжаксы, которые относятся к бассейну Каспийского моря. Эти реки по условиям режима с резко выраженным преобладанием стока в весенний период. Река Атжаксы, протекающая с севера на юг, делит все месторождение на два приводораздельных склона с небольшим уклоном. Являясь притоком реки Эмба, река Атжаксы не имеет постоянного водотока, в летний период пересыхает. Ее бассейн, представленный балками и оврагами, наполняется водой лишь в весеннее время и на формирование грунтовых вод существенного влияния не оказывает. Река Эмба протекает в 2-14 км к юго-западу от месторождения. Вода минерализованная и используется для технических нужд. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Уровень воды в колодцах и в пойме реки Эмба составляет 2 м и более.

Основная часть территории - степь. Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями температуры и крайне низкой влажностью. Зимний минимум температуры (по данным Кожасайской метеостанции) достигает минус 40°С, летний максимум +40°С. Самыми холодными месяцами являются январь и февраль, а самым жарким месяцем - июль. Глубина промерзания почвы составляет 1,5-1,8 м.

Равнинность территории создает благоприятные условия для интенсивной ветровой деятельности. Зимой господствуют ветры западного направления, вызывают бураны. Летом преобладают ветры северо-восточных направлений, способствующих быстрому испарению влаги и иссушению верхнего горизонта почвы.

Среднегодовое количество атмосферных осадков невелико и достигает 140-200 мм в год. Период с середины ноября до середины апреля является периодом снежного покрова с толщиной снежного покрова зимой до 20-30 см. Первый снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта.

Месторождение находится в зоне пятибалльного землетрясения.

1.2 Характеристика продуктивных пластов

Месторождение представляет собой крупное антиклинальное подсолевое поднятие платформенного типа северо-восточного простирания. Продуктивные пласты в нем приурочены к среднегжельскому регионально - нефтегазоносному комплексу пород, представленному двумя мощными толщами карбонатов (КТ-I и КТ-II), сложенных из известняка и доломитов. Глубина залегания продуктивных горизонтов составляет КТ-I до 2850 м и КТ-II до 3850 м.

Продуктивные пачки отличаются здесь большой неоднородностью по коллекторским свойствам и дискретностью по толщине и простиранию. Основными типами коллекторов являются поровой и порово-каверново-трещинный со средней пористостью около 10-11% и представляют собой в каждой карбонатной толще единые пластово-массивные системы. К характерным особенностям залежей нефти и газа месторождения Жанажол относятся: высокое содержание в нефти и газе коррозийных и токсичных компонентов, высокое содержание конденсата в газе (до 600 г/м3) и растворенного газа в нефти (250 - 300 м3/т), большие глубины залегания продуктивных горизонтов и сложные условия бурения ввиду наличия в соленосной толще кунгура прослоев пластичных монтмориллонитовых глин. Трудноизвлекаемые запасы сырья составляют здесь около 40 %, нефть и газ содержат до 6 % сероводорода.

Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями двух карбонатных толщ. В отложениях первой карбонатной толщи выделены 4 продуктивные пачки: А, Б, В и небольшая пачка В'. Пачки объединены в 4 объекта разработки: пачка А, пачка Б, северный купол пачек В+В' и южный купол пачек В+В'. Все выделенные пачки первой карбонатной толщи объединены между собой единой гидродинамической системой и практически представляют собой одну пластово-массивную газонефтяную залежь с общим газонефтяным и водонефтяным контактами. Средняя глубина залегания залежей составляет 2800 метров. Начальное пластовое давление Рпл, приведенное к отметкам ГНК и ВНК равно соответственно 29,1 и 30 МПа. Пластовая температура равна 58-61°С. Геотермический градиент равен 2,4°С.

Продуктивность второй карбонатной толщи связана с двумя пачками Г и Д. Пачки разбиты тектоническими нарушениями на три блока. В первом блоке (южный купол) выделено 3 объекта разработки: один в пачке Г - Г-I, и два в пачке Д - верхний Дв-I и нижний Дн-I Нефтеносность второго блока связана с одним небольшим объектом Г-II. В третьем блоке первоначально выделялись три объекта разработки: два в пачке Г - верхний Гв-III и нижний Гн-III и один в пачке Д - объект Д-III. Затем было признано целесообразным объединить верхнюю и нижнюю часть пачки Г в один объект разработки Г-III. Это единственный объект КТ-II, имеющий газовую шапку, остальные объекты Дв-I, Дн-I, Д-III являются чисто нефтяными. Поры размерами 0,05-0,1 мм составляют 13-15,8%, а каверны в 1,1-1,9 мм - до 3% породы и сообщаются между собой микротрещинами. Открытая пористость пород КТ-II составляет 9,2-19,5% при проницаемости до 979-1279 мкм2 с максимальными значениями на Жанажол, Урихтау где по ГИС коэффициент пористость достигает до 42,67-46,1%. О наличии в разрезе КТ-II пластов с хорошими фильтрационными свойствами свидетельствуют полученные фонтаны притоков нефти, газа и конденсата на Жанажоле - 165-720 м3/сут.
Нефти в отложениях КТ-II нафтеново-метановые с содержанием нафтеновых углеводородов до 5,8%. Они бензиновые (31-35%) при керосиновых фракциях до 14-15% и масляных до 14%. Нефти имеют плотность 823,7-918,3 кг/м3 при t = 200. Утяжеление нефтей обнаруживается в разрезе от кровли к подошве - наиболее тяжелые в зоне ВНК. Вязкость при 200С составляет 564-130,4 мПа?с, они сернистые (0,4-1%) и высокосернистые (1,4-3,8%), парафиновые (4,7-8,7%) с температурой плавления t = 42-500C, малосмолистые (смол селикагелевых 4,2-9,5%, асфальтеновых 0,5-3,8%, содержание кокса до 4,7-6,7% и золы до 0,1%, газовый фактор равен 123- 40,67 м3 на 1 м3 нефти, при давлении насыщения 27,8-34,6 МПа. Начало кипения 58-620С, а для тяжелых нефтей 105-1820С. При t = 1500С выкипает 3,4-22,8%, 2000С - 9,2-35,6%, 3000С 18,2-58,8% иногда до 70,4%. Пластовая температура 63-940С, пластовое давление 35,8-41,7 МПа.

Средний суточный дебит скважин по месторождению составляет 27,34 т/сут.

1.3 Физико - химические свойства скважин

На площади Жанажол буровыми работами изучен комплекс отложений нижнекаменноугольного - верхнемелового возраста. При стратиграфическом расчленении разреза использованы имеющиеся палеонтологические определения, диаграммы, промыслово-геофизических исследований, описание керна.

Каменноугольная система С

Нижний отдел С1

Наиболее древними отложениями, вскрытыми на площади Жанажол, являются терригенные осадки средневизейского возраста. В скважине № 1-С они встречены в интервале минус 4190-4200 м. На соседних площадях Кожасай, Восточный Тобускен, Восточный Тортколь вскрытая толщина терригенной толщи среднего и нижнего визейского и турнейского яруса превышает 1000 м.

Выше по разрезу терригенные осадки сменяются карбонатной толщей пород верхневизейского (окский надгоризонт) и серпуховского возрастов, представленной серыми, светло-серыми органогенно-обломочными, мелкокристаллическими и массивными известняками, полимиктовыми песчаниками и доломитами с резкими прослоями темно-серых аргиллитов. Толщина тарусского горизонта нижнего подъяруса составляет 70-86 м; толщина стешевского 62-76 м; толщина протвинского горизонта верхнего подъяруса 72-90 м. Максимальная вскрытая толщина отложений нижнего карбона достигает 308 м.

Средний отдел С2

Отложения среднего карбона вскрыты в составе башкирского и московского ярусов.

Башкирский ярус С2b

Отложения башкирского яруса полностью пройдены скважиной № 1-С (3892-3668 м) и частично скважиной № 23 (3886-3803 м). Толщина достигает 224 м. Представлены они серыми и светло-серыми, органогенно-комковатыми, массивными доломитизированными известняками со стиллолитовыми швами, с резкими прослойками аргиллитов.

Московский ярус С2m

В составе же московского яруса выделяются два подъяруса.

Отложения нижнего московского подъяруса, представленные визейским и каширским горизонтами, вскрыты скважиной № 23 в интервале 3803-3647 м и скважиной № 1-С в интервале 3668-3566 м. Толщина подъяруса колеблется от 108 до 156 м. Сложен он карбонатными породами с единичными маломощными прослоями аргиллитов. Резкая фациальная изменчивость на площади является характерной чертой данного яруса.

Верхнемосковский подъярус представлен подольским и мячковским горизонтами. Нижняя часть подольского горизонта сложена преимущественно терригенной толщей пород, состоящей из переслаивания аргиллитов, песчаников, алевролитов, гравелитов, реже известняков, толщина его от 266 м до 366 м. Верхняя часть горизонта представлена светло-серыми, почти белыми, органогенно-обломочными, сгустковыми, прослоями микрозернистыми, массивными, крепкими известняками. Толщина подольских карбонатных отложений колеблется от 144 до 220 м. Выше по разрезу залегают органогенные, органогенно-обломочные, микрозернистые известняки и доломиты мячковского горизонта. Эта часть разреза довольно четко выделяется по положению между двумя реперными прослоями, образованными глинистыми породами толщиной до 10 м, прослеживающимися по всей площади месторождения. Мячковский горизонт вскрыт практически всеми скважинами на месторождении. Толщина его варьируется 115 до 164 м.

Верхний отдел С3

Граница верхнего карбона со средним отделом достаточно четко отбивается по изменению характера записи кривой гамма-каротажа. В составе верхнего карбона, благодаря находкам многочисленной микрофауны и конодонтов, выделяется касимовский и гжельский ярусы.

Касимовский ярус С3k

В литологическом отношении касимовский ярус на большей части площади сложен известняками и доломитами. В северо-восточной части месторождения характер разреза изменяется. Здесь наряду с известняками и доломитами большую роль играют голубовато-серые крупнокристаллические крепкие ангидриты. Степень ангидритизации разреза постепенно увеличивается снизу вверх от отдельных гнезд и включений до сплошных (толщиной 5-10 м) пластов и ангидритов. Толщина касимовского яруса варьирует от 50 до 97 м.

Гжельский ярус C3g

Гжельский ярус состоит из двух частей. Нижняя, толщина 53-136 м, в отложениях распространения сульфатных и карбонатных пород имеет строение, аналогичное нижележащему ярусу. Отличительной ее особенностью является широкое развитие органогенных известняков, на 65-85 % состоящих из обломков фауны и водорослей. Кроме того, в северо-восточной части площади еще более усиливается ангидритизация разреза, и значительное распространение получают также темно-серые, почти черные аргиллитоподобные глины

Таким образом, всю в основном карбонатную толщу пород подольского и мячковского горизонтов московского ярусов, а также касимовского и гжельского ярусов верхнего карбона, где наряду с карбонатными породами имеют развитие (особенно в северо-восточной части месторождения) и сульфатные отложения (ангидриты), относят к так называемой „верхней карбонатной толще KT-I, суммарная толщина которой изменяется от 427 до 537 м.

Над карбонатной частью разреза расположена терригенная пачка пород гжельского яруса, состоящая из глин, алевролитов, реже гравелитов толщиной от 24 до 109 м.

Пермская система Р

Пермские отложения представлены нижним и верхним отделами.

Нижний отдел Р1

Нижняя пермь, представлена отложениями ассельского, сакмарского и кунгурского ярусов.

Ассельский и сакмарский ярусы P1a - P1s

Ассельско-сакмарская терригенная толща пород совместно с гжельской терригенной пачкой образует на Жанажолском месторождении региональный флюидоупор. Толщина этой покрышки, в значительной степени глинистой по составу, изменяется довольно в широких пределах от 16 до 598 м и имеет тенденцию к уменьшению с севера на юг. В литологическом отношении это переслаивание аргиллитов, песчаников, алевролитов, реже гравелитов и глинистых известняков. Толщина ассельского яруса колеблется от 9 до 359 м. Сакмарский ярус также не выдержан в отношении толщины (от 0 до 209 м в скважине № 5).

Кунгурский ярус P1k

Гидрохимические отложения кунгурского яруса совместно с верхней надкарбонатной терригенной толщей образуют мощную флюидоупорную покрышку для нефтегазонасыщенной части до кунгурского разреза.

Отложения кунгурского яруса в нижней части представлены сульфатно-терригенными породами (ангидриты и аргиллитоподобные темные глины) толщиной от 10 до 60 м. Выше залегает толща галогенных пород (каменная соль) с прослоями аргиллитов, реже песчаников и алевролитов, ангидритов. Максимальная толщиной галогенной толщи составляет 996 м, минимальная - 7 м. В верхней части кунгура залегает терригенно-сульфатная пачка („кепрок), сложенная в основном ангидритами, толщиной 4-84 м.

Верхний отдел Р2

Отложения верхней пeрми представлены пестро-цветными, серо-цветными терригенными породами: глины, в нижней части аргиллиты; полимиктовые, глинистые мелкозернистые песчаники и алевролиты; реже мелкогалечные конгломераты с отдельными выдержанными прослоями (от 3-5 до 10-15 м) высокоомных пород - ангидритов.

Толщина верхней перми изменяется от 633 м в своде северного купола до 1808 м на восточной периклинали.

Триасовая система Т

Отложения триаса выделяются в составе нижнего отдела и литологически представлены чередованием пестроокрашенных глин, песчаников, алевролитов, встречаются прослои слежавшихся слабосцементированных песков. Толщина отложений варьирует от 65 до 371 м.



2. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

Подземный ремонт скважин

Подземный ремонт включает работы, направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину, также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с подъемом оборудования из скважины.

По сложности выполняемых операций подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный.

Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.

Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации(прогрев, промывка, закачка хим реагентов).

Текущий ремонт может быть планово-предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

Второй вид текущего ремонта - восстановительный, проводимый с целью устранения отказа - это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из-за разных причин, а в основном из-за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования.

Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (КЭ) и межремонтный период (МРП). КЭ - это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (ТОТР), к календарному периоду (ТКАЛ). МРП - это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени ТОТР за год к количеству ремонтов Р за этот же срок.

КЭ = ТОТР / ТКАЛ;

МРП= ТОТР / Р;

Путями повышения КЭ и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе.

Капитальный ремонт обладает большой трудоемкостью и напряженностью, т.к. требует значительных затрат мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения из скважины спущенных устройств. Следует учесть, что текущий ремонт выполняется на открытом воздухе, порой в сложных климатических условиях.

В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5% - с ЭЦН.

При текущем ремонте проводятся следующие операции

1. Транспортные - доставка оборудования на скважину;

2. Подготовительные - подготовка к ремонту;

3. Спускоподъемные - подъем и спуск нефтяного оборудования;

4. Операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;

5. Заключительные - демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.

Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт - за счет создания монтаже способных машин и агрегатов, спускоподъемных операций - за счет создания надежных автоматов для свинчивания-развинчивания труб и штанг.

Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый - «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления PЗАБ, превышающего пластовое. Второй - применение различных устройств - отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ.

Спуско-подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. пласт скважина ремонт месторождение

Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развенчивании) насосно-компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях - инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации.

Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы.

Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско-подъемные операции со штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание) штанг производят механическим штанговым ключом.

В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ (запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного отвинчивания трубы и штанги.

Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разно функциональной техники. Это - работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие.

Учитывая специфику работ, в нефтегазодобывающих управлениях создаются специализированные цехи по капитальному ремонту, объединяющие бригады. В состав бригады входит мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий.

Работа выполняется по геологическому наряду, в котором указывается характеристика скважины, а так же перечень всех планируемых работ.

Скважина, вышедшая в капитальный ремонт, остается в эксплуатационном фонде, но исключается из действующего фонда.

Выбор технологии ремонта и технических средств для его проведения зависит от того, насколько правильно установлен характер повреждений оборудования или колонны, или насколько верно установлена причина снижения производительности скважины. Обследование включает в себя определение глубины забоя, уровня жидкости, состояния эксплуатационной колонны, характер аварии и размещения в скважине оборудования, величины коэффициента продуктивности и других параметров, характеризующих забой и скважину.

Состояние колонны и характер оборвавшейся части оборудования устанавливается печатями, представляющими собой свинцовый или алюминиевый стакан, спускаемый на трубах в скважину. При соприкосновении с предметом, находящимся в скважине, на мягкой поверхности печати остается отпечаток, по которому судят о характере обрыва. Получили применение гидравлические печати с резиновым копирующим элементом и скважинные фотоаппараты.

Целесообразно рассмотреть результаты исследований в динамике. Особенно это касается выбора способа воздействия на забой или пласт. Чем обстоятельнее будет информация, тем успешнее будет ремонт. Исследование проводится известными способами, представляющими к настоящему времени широкий выбор: термометрия, дебит метрия, гамма (ГК) - и нейтронный каротаж (НГК) и другие.

Технология ремонта эксплуатационной колонны

Одним из часто встречающихся дефектов колонны является нарушение ее целостности в результате повреждения оборудованием или инструментом в процессе эксплуатации или коррозийного износа. В обоих случаях через повреждения начинается интенсивное движение в скважину посторонних вод. Интервал повреждения может быть определен дебитометром или термометром, которые фиксируют аномалии показаний. Ремонт колонны может быть проведен несколькими способами, но наиболее прогрессивным является ремонт обсадных труб металлическими пластырями. Этот метод включает в себя проведение шаблонирования и очистки колонны, ликвидацию смятия, уточнение формы и размеров повреждения.

Пластырь - тонкостенная цельнотянутая продольно-гофрированная труба с наружным периметром, равным периметру обсадной колонны и покрытая герметизирующим антикоррозийным составом.

Дорн состоит из дорнирующей головки, силовых гидроцилиндров и полых штанг. Принцип работы устройства основан на расширении гофрированной трубы до плотного контакта с колонной за счет создания избыточного давления в полости дорнирующей головки с последующей протяжкой устройства талевой системой. Силовые цилиндры создают условия для начала операции, расширяя трубы и закрепляя ее в колонне.

Комплекс устройств используется на промыслах «Башнефти», «Татнефти» и других объединений.

Наиболее уязвимыми к разрушениям являются эксплуатационные колонны нагнетательных скважин, испытывающие в процессе работы действие высоких давлений при закачке воды и гидравлическом разрыве пласта и коррозийно- активные жидкости, действие кислот при интенсификации. Следует иметь ввиду, что ремонт колонны, каким бы методом он не проводился, ведет к уменьшению ее диаметра, снижает и без того ограниченные возможности применения эксплуатационного и исследовательского оборудования.

Механизмы и оборудование для ремонтных работ

Для механизации подготовительных работ используют специальные агрегаты. Агрегат для механизированной установки якорей для оттяжек - АМЯ-6Т смонтирован на трелевочном тракторе ТДТ-75. Агрегат состоит из мачты, ротора, механизма вращения ротора, лебедки, трансмиссии, гидро- и электросистемы.

Ротор служит для передачи крутящего момента якорю. Лебедка предназначена для подъема и удержания на мачте рабочей штанги. Перемещение ротора вверх-вниз, подъем мачты и стрелы обеспечивается гидравлическими насосами. Диаметр заглубляемых якорей 350, 500 мм, при грузоподъемности мачты 60 кН и максимальном крутящем моменте ротора 30 кН*м.

Передвижной агрегат ремонта скважины (ПАРС) применяется для выполнения земляных работ при подготовке скважины к ремонту: установка оттяжек, рытье траншей, укладка мостков, труб, штанг и т.д.

Выполнен на базе трактора и состоит из гидравлического крана, бульдозерного отвала, механизма для резки грунта, лебедки.

Стрела грузоподъемностью 5 кН и с вылетом 3,6 м смонтирована на бортовом фрикционе. Механизм для резки грунта готовит траншеи глубиной 1.5…1.7 м и шириной 400 мм. Агрегат для механизированной погрузки, транспортировки и разгрузки штанг (АПШ) предназначен механизировать процесс перевозки штанг, сохранив при этом их качество.

Включает в себя тягач, гидравлический кран, полуприцеп. Кран установлен за кабиной, управление с пульта (есть переносной пульт - до 10 м). Штанги при погрузках пакетируются и поднимаются специальной траверсой. Грузоподъемность агрегата до 55 кН.

В настоящее время получило преимущественное развитие самоходных ремонтных агрегатов. Основными узлами такого агрегата являются вышка, укрепленная оттяжками, талевый кронблок, кронблок, лебедка, гидравлический домкрат для вышки, винтовой домкрат для снятия усилий с колес, кабина для управления лебедкой.



3. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Все вновь поступающие в организацию (предприятие) рабочие могут быть допущены к работе только после прохождения ими вводного (общего) инструктажа по ТБ и инструктажа на рабочем месте. Организация проведения инструктажа рабочих возлагается на главных инженеров (заместителей начальников) монтажных управлений (предприятий). Вводный инструктаж по ТБ проводит инженер по ТБ, а в его отсутствие главный инженер или уполномоченный приказом по монтажному управлению (предприятию).

Вводный инструктаж проводится индивидуально с рабочим или группой рабочих. При этом продолжительность беседы должна быть не менее 1.5--2 ч. Инструктаж должен проводиться в форме беседы и должен сопровождаться демонстрацией различных наглядных пособий, имеющихся в кабинете или в уголке по ТБ. Наиболее интересной формой показа безопасных условий труда на предприятии, а также показа неправильных действий работающих, повлекших за собой несчастные случаи, является демонстрация кинофильмов, фотоплакатов характерных несчастных случаев и плакатов по ТБ. Особое внимание инструктируемых следует обратить на способы оказания доврачебной помощи пострадавшим при различных несчастных случаях (электротравма, падение, ожоги и др.).

Проведение вводного инструктажа оформляется (регистрируется) в специальном журнале, форма которого приведена в приложении 1. Одновременно с регистрацией в журнале лицо, проводившее инструктаж рабочего, делает отметку о прохождении инструктажа в бланке направления на работу, форма которого приведена в приложении 2.

При отсутствии такой отметки в направлении мастер или прораб не имеет права допустить к работе вновь поступающего рабочего.

Вводный инструктаж, который является первым этапом обучения безопасным приемам труда, знакомит работающих с общими ПТБ при работе в условиях строительно-монтажной площадки, противопожарной техникой, а также с основными правилами производственной санитарии независимо от профессии вновь поступающего на работу.

При проведении вводного инструктажа следует заострить внимание инструктируемых на следующих основных положениях, обеспечивающих безопасность на строящемся объекте

В своей повседневной работе каждый работник ООО «» руководствуется «Правилами внутреннего трудового распорядка», приказами, указаниями, распоряжениями руководства, положениями, должностными и производственными инструкциями.

Работник обязан:

Добросовестно исполнять свои трудовые обязанности, возложенные на него трудовым договором, должностной и производственной инструкцией, соблюдать трудовую дисциплину, своевременно и точно исполнять распоряжения руководства, использовать все рабочее время для производственного труда. В случае неявки на рабочее место, в установленное режимом работы время (режим работы, график выхода на работу, график дежурств или смен) работник обязан незамедлительно сообщить своему непосредственному руководителю или руководству Общества причину неявки на работу и примерное время отсутствия в днях.

Соблюдать требования законодательства по охране труда, технике безопасности, производственной санитарии, гигиене труда и пожарной безопасности, предусмотренные соответствующими правилами и инструкциями, работать в выданной спецодежде и обуви, использовать необходимые средства индивидуальной защиты, своевременной проходить требуемые периодические медицинские осмотры по соответствующим профессиям (должностям) и производствам.

Содержать в чистоте и порядке свое рабочее место, оборудование и приспособления, как во время рабочего дня, так и по его окончании, а также соблюдать чистоту в местах отдыха. После работы рабочее место должно быть убрано, инструмент должен находиться на отведенном для него месте, документы должны лежать в папках и делах согласно своему назначению.

Соблюдать установленный порядок хранения материальных ценностей и документов.

По окончанию рабочего дня все механизмы, оборудование, оргтехника отключаются или переводятся в автоматический режим работы. В условиях непрерывного производства производится передача вахты (смены) с отметкой в журнале о наличии оборудования, инструмента и их состоянии.

Эффективно использовать машины, станки и другое оборудование, бережно относиться к инструментам, измерительным приборам, спецодежде и другим предметам, выдаваемым в пользование работникам, экономно и рационально использовать сырье, материалы, энергию, топливо и другие материальные ресурсы.

Бережно относиться к имуществу ООО «». Добровольно нести материальную ответственность, которая возникает в связи с утерей, либо порчей доверенного оборудования, инструмента из-за халатного отношения к нему.

Вести себя достойно, соблюдать правила общежития.

Строго соблюдать правила внутреннего трудового распорядка.

В нашем предприятии Вы получите бесплатно специальную одежду, специальную обувь и другие средства индивидуальной защиты (далее - СИЗ), которые предохранят Вас от вредных и опасных производственных факторов.

Каждый работник ООО «» обязан:

-Носить специальную одежду и специальную обувь на рабочем месте в соответствии с требованиями предприятия, для того чтобы уменьшить воздействие опасных и вредных производственных факторов рабочей среды, которые не могут контролироваться административными и инженерно-техническими методами;

-Использовать необходимые средства индивидуальной защиты, чтобы оградить себя от потенциального риска для здоровья и от опасности;

-Применять, содержать и хранить средства индивидуальной защиты в соответствии с установленным на предприятии порядком. СИЗ должны содержаться в хорошем санитарном состоянии и своевременно сдаваться в стирку;

-Проверять СИЗ перед использованием;

-Докладывать о любых неисправностях СИЗ своему непосредственному руководству.

Работникам по окончании работы выносить средства индивидуальной защиты за пределы организации запрещается.

Работа без средств индивидуальной защиты и предохранительных приспособлений, предусмотренных нормами и правилами безопасности, ЗАПРЕЩАЕТСЯ.



4. АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССОВ РЕМОНТА СКВАЖИН

Многие годы СПО выполнялись в определенной последовательности с одинаковыми приемами и содержанием операций. Затем появились новые способы, отличающиеся уровнем механизации и степенью совмещения разных операций по времени.

Сопоставление технологий СПО показывает, что предпочтительней использование совмещения операций с максимальной их механизацией и автоматизацией. В этом случае затраты труда и времени минимальные. Технология работы с непрерывными трубами и штангами обеспечивает наибольшую скорость подъема (спуска) колонны и резкое упрощение как технологии СПО так и оборудования для их выполнения. Преимуществом последнего является непрерывность подъема или спуска НКТ или штанг при постоянной скорости. Это исключает гидравлические удары, разрушающие ствол, прифильтровую зону скважины, пласт. Исследования показали, что увеличение длины свечи уменьшает трудоёмкость спуска - подъема и ускоряет его. На этом основании возникла тенденция увеличения длины свечи увеличением числа составляющих её труб. Это привело к увеличению высоты вышек и существенным изменением в конструкции узлов подъемников. Для определения эффективности этого направления были выполнены исследования которые показали:

1. При высокой степени совмещенности операций увеличение длины свечи ускорения спуско-подъемных операций почти не дает.

2. Без совмещения операций эффект от увеличения длины свечей существенный. Однако уже при n=3 приращение эффекта резко уменьшается. Увеличение длины свечи приводит к соответствующему увеличению габаритов основных узлов подъемника, его массы. Это ухудшает их монтажеспособность, транспортабельность.

Отсюда следует, что в районах с наиболее тяжелыми условиями транспортировки оборудования целесообразно применять агрегаты рассчитанные на применение свечей с малой длиной и для районов с хорошими условиями транспортирования - на большую длину свеч.

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 текущего 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 Oil Cou ry, 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. 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.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе технологической практики произошло ознакомление с процессами, оборудованием и принципами его функционирования для эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и обустройством нефтяного месторождения. Также закреплены знания, полученные в курсе "Основы нефтегазовой деятельности" и получен навык работы в производственном коллективе.

Практика началась с водного инструктажа и изучения требований работника. Далее осуществлялась знакомство с направлением деятельности компании, увеличения ее нормативно - правовой базы. Последующие дни практики были посвящены изучению геологического строения месторождения, проявлению горных пород на различные разведочные мероприятия, документации по контролю производительности скважин. Исследовался опыт работы оператора по подземному ремонту скважин, оператора по контролю над показаниями измерительных приборов. На практике проводилось ознакомление с системой внутреннего соединения скважин, с системой отвода продукции. Изучались существующие на предприятии средства по защите глубинного оборудования о коррозии (легирование, металлизация).

Практика была плодотворной. Изучалась много нового материала касательно будущей профессии, укрепились теоретические знания практическими навыками, практиковался опыт в решении задач относительно проведения тех или иных работ, проводилась работа в команде.



ИСПОЛЬЗУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

1. Абдулин, Ф.М. Добыча нефти и газа/ Москва 1983. - 265с.

2. Муравьев, В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин/ Москва 1973. -384с.

3. Молчанов, А.Г., Чичеров В.Л. Нефтепромысловые машины и механизмы/ Москва: Недра 1983. -308с.

Размещено на Allbest.ru

...