Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН на примере ОАО "Сибнефть"

К0 = (Q/ - Q//) / (p2// - p2/). (1)

Этот метод может применяться для качественного выявления причин снижения дебита - ухудшения свойств призабойной зоны, износа насоса. Если дебит снизился при снижении динамического уровня, то образовалась забойная трубка или ухудшились свойства призабойной зоны. При отсутствии понижения динамического уровня причиной снижения дебита явился газ, поступающий в значительном количкстве в насос. При этом обычно поступается давление в затрубном пространстве или возрастает подача после остановки.

Кривую восстановления забойного давления можно снять при спуске манометра в суфлер. При этом необходимо быть уверенным в герметичности обратного клапана и посадки манометра в суфлере.

2.5 Подбор УЭЦН к скважине

Межремонтный период работы скважин с установками ЭЦН сильно зависит от правильности выбора конструкций установок и режима их работы. Значительные осложнения при работе скважин (образование вязких водонефтяных эмульсий, вынос в скважину песка, работа насосов в присутствии свободного газа и т.д.) предъявляют особые требования к проектированию работы насосного оборудования.

Основным критерием для выбора глубины погружения насоса является газосодержание на его приёме. А так как основным осложнением является высокое обводнение скважинной продукции, вследствие этого образуется водонефтяная эмульсия с высокой вязкостью, но в то же время уменьшается газосодержание.

2.5.1 Пример расчета и подбора глубинно-насосного оборудования УЭЦН к скважине

Ph = 860 кг/м3 m/м3 - плотность нефти

Обводненность (объемная) в = 92%

Газовый фактор Гпло = 50 нм3/м3

Плотность воды Pв = 1,12 m/м3 = 1120 кг/м3

Объемный коэффициент нефти Вн = 1,16

Давление насыщения Рнас = 8,6 МПа

Пластовое давление Рпл = 18,2 МПа

Глубинные залегания пласта Lф = 1700 м

Коэффициент продуктивности Кпр =0,78 м3/сут.от

Буферное давление Рб = 2,7 МПа

Дебит (жидкость) проектным Qш = 75 м3/сут.

Диаметр лифта d = 2,5 4

Температура пласта tпл = 40 0

Плотность газа Рr = 1,2 кг/м3

Забойное давление 80 отм = 8,6 МПа

Тип ЭЦНМ5-80

Подача на оптимальном режиме при работе на воде Qбо = 85 м3/сут. Давление на оптимальном режиме при работе на воде Рбо = 12МПа. Число ступеней z = 354

Расчет

Плотность пластовой жидкости:

(2)

где Рн.с. - плотность сепарированной нефти

Рн.с. = 860 кг/м3

Рr - плотность газа

Рr = 1,2 кг/м3 = 1,2 10-3 m/м3

Гпло - пластовой газовой фактор

Гпло = 50 нм3/м3

Рв - плотность воды

Рв = 1120 кг/м3

В - объемная обводненность, доли единицы

В = 0,92

Вн - объемный коэффициент нефти

Вн - 1,16

м3

Забойное давление принимает равное давлению насыщения

Рзаб = Рнас = 8,0 МПа

Определяем дебит нефти

(4)

где Кпр - коэффициент продуктивности

Кпр = 7,8 м3/сут МПа

Рпл - пластовое давление

Рпл = 18,2 МПа

Рзаб - забойное давление

Рзаб = 86МПа

Q = 7,8 (18,2-8,6) = 75 м3/сут (5)

Определяем работу газа в лифте Lr

где dn - диаметр насосно-компрессорных труб, дюйм

dn = 2,5 4

Гпло - пластовый газовый фактор

Гпло = 50 нм3/м3

Рб - буферное давление

Рб = 2,7 МПа

Рнас - давление насыщения

Рнас = 8,6 МПа

Определить давление развиваемое насосом

Рн при Рвпх = Рвх = Рпл

Рн = 10-5Lф Рпл + Рб-10-5Lr Рпл - Рзаб (7)

Где Lф - глубина пласта,

Lф = 1694,4 м

Рпл - удельный вес пластовой жидкости

Рпл = 1090 m/м3

Рб - буферное давление

Рб = 2,7 МПа

Lr - работа газа в насосно-компрессорных трубах

Lr = 12, 7 м

Рн = 10-5 1694,4 1090 + 2,7 -10-5 12,7 1090-8,6 = 12,43 МПа

Определить коэффициент давления Кр

(8)

где Рн - давление разбиваемое насосом

Рн = 12,43 МПа

Кz = поправочный коэффициент, учитывающий излишние коэффициента давления в зависимости от числа ступени z

Z=354

Кz = l0, 185

Кр =

Определить относительную подачу насоса по жидкой фазе в условиях лирника qж

Qж = Qm/Qво (9)

Где Qm = проектный дебит (жидкость)

Qm = 75 м3/сут

Qво - относительная подача подбираемого насоса при работе на воде

Qво = 84 м3/сут

Qж = 75/84 = 0,89

Определить коэффициент М, учитывающий излишние газосодержания в зависимости от обводненности

(10)

где Ввх - газасодержание

Ввх = 0,1

Вн - объемный коэффициент

Вн = 1,16

в - объемная обводненность

в = 0,92

Гпло - пластовый газовый фактор

Гпло = 50 нм3/ м3

3

Определить давление на входе в насос Рвх

Рвх = l Рнас (11)

Рвх = 0,62 8,6 = 5,33 МПа

Определить глубину подвески насоса Ln, исходя из условия отсутствия, водяной подушки на забое

6 (12)

где Lф - глубина занимания пласта (фильтра)

Lф = 1694,4 м

Рзаб - забойное давление

Рзаб = 8,6 МПа

Рвх - давление на входе в насос

Рвх = 5,33 МПа

Р - удельный вес пластовой жидклсти

Р = 1090

6 = 1388,6 л

Выбираю установку УЭЦН-80-1200 исходя из оптимального режима при обеспечении производительности установки.

Qж.фак = 75 м3/сут

(13)

Таким образом коэффициент подачи установки находится в области оптимального режима эксплуатации, которым рекомендуется от 0,8 -1,2

2.6 Анализ режимов работы по группе скважин оборудованных УЭЦН

Проведён анализ режимов работы по группе скважин. Коэффициент подачи установки в оптимальном режиме эксплуатации, рекомендуется 0,8-1,2.

Таблица 9. Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН

Для высокообводненых скважин с содержанием воды 80% и более забойное давление оптимальное равно 115атм.

Скважины (936, 956, 4147, 4190 ) работают в режиме. На этих скважинах коэффициент подачи превышает оптимальной области, забойное давление выше оптимального значения. Но из-за высокой обводнености продукции (94-97%) нет смысла увеличивать производительность насоса.

Скважины (4175, 4182) работают с забойным давлением равным оптимальному забойному давлению, но коэффициент подачи насоса у них (1,5-2) больше оптимального коэффициента подачи насоса (0,8-1,2). На таких скважинах рекомендовано произвести замену насоса большей производительностью:

ЭЦНА5-25-1000 на ЭЦНА5-80-1200

ЭЦНА5-60-1200 на ЭЦНА5-80-1200

Скважина 4120 по коэффициенту подачи (0,8) приближенна к критической (0,75), забойное давление значительно ниже оптимального. Значит, данную скважину следует переводить на иной механизированный способ добычи.

Скважина 934 аналогична скважине 4120

Скважина 4160 подлежит ликвидации, либо перевод на нагнетательную скважину, из-за высокой обводнённости добываемой продукции (100%)

Скважины (1210, 2705) по коэффициенту подачи соответствуют оптимальному коэффициенту, но с низким забойным давлением от оптимального забойного давления. Скважины следует перевести на другой механизированный способ.

2.7 Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных УЭЦН

Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных УЭЦН являются АСПО, отложения солей, наличие в продукции скважин механических примесей, кривизны ствола скважин, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозионная активной среды.

Наиболее серьезные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложением парафина, солей на забое скважин, в подъемных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Отложение парафина и солей на рабочих органах установки, на стенки подъемных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а некоторых случаях полностью прекрывают) проходное сечение, создавая дополнительные сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву ПЭД и преждевременному выходу его из строя.

В результате отложения парафина и солей в ПЗ скважинах происходит снижение проницаемости ПЗП и как следствие, падения дебита скважины.

Наличие в откачиваемой продукции механических примесей, кривизна ствола скважин обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погруженного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважин.

Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД ЦБН и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважин может послужить причиной перегрева ПЭДа и преждевременному выходу из строя УЭЦН.

На интенсивность дюрмирования АСПО в значительной степени влияет дебит и обводненность скважин.

Действенным средством предотвращения отложений на стенке НКТ в ряде случаев при невысоких дебитах скважин может оказаться переход на колонну НКТ меньшего Ф, при этом за счет увеличении скорости движения продукции в колонне подъемных труб увеличивается срывающая кристаллы отложений сила потоки. Однако при этом необходимо оценивать величину роста г/д потерь в подъемном лифте и его влиянию на рабочую характеристику ЭЦН.

Для предотвращения и удаления АСПО могут применятся различные методы: промывка скважин растворителям (например дистиллятом, реагентом СНПХ-7870производства ОАО «нефтепромхим»); ввод в продукцию скважин ингибиторов парафино-отложений (диспергаторов); подогрев продукции скважин станционарными электронагревателями или периодический подогрев подъемного лифта спуском в него электронагревателя на каротажном кабеле, установка в составе подъемного лифта магнитных установок периодическая механическая очистка НКТ специальным скребнем с применением геофизического подъемника, например скребнем протяжкой.

Анализ промысловых данных показывают, что наиболее приемлемым в существующих геолого-технических условиях разработки, с точки зрения технологической и экономической эффективности является применение НКТ с защитным покрытием, в частности DPS и ПЭП-585 производства БМЗ. НКТ с полимерным покрытием успешно применяется скважин парафинящегося фонда эксплуатационных ЭЦН.

Особенностью полимерных покрытий является невысокая термостойкость, поэтому применение тепловых методов в скважинах с НКТ с защитными полимерными покрытиями недопустимо.

Для предотвращения солеотложения существуют различные методы.

Перспективным средством защиты от отложений солей в ЭЦН является применение рабочих колес ЭЦБН из угленапыленного полеамида, который имеют повышенную чистоту поверхности проточных каналов рабочего колеса, что повышает г/д характеристики насоса.

Метод использования ингибиторов занимает особое место вследствие его высокой технологичности и эффективности в промысловых условиях. Механизм действия ингибиторов солеотложения, замедляющих процесс осадкообразования, заключается в том, что молекулы ингибиторов диффундируют через объем раствора адсорбируется на поверхности микрочастиц солей.

На промыслах основным средством для предупреждения солеотложения является использование ингибиторов ИСБ-1, Инкреол, СНПХ-5312,5313 путем обработки ПЗ скважин. Однако, необходимо иметь в виду, что влияние ингибиторов на солеотложения на количества свойства продуктивных пластов исследованию пока не достаточно, поэтому эту технологию рекомендуется применять в основном для скважин с большими коэффициентами продуктивности.

2.8 Освоение скважин оборудованных УЭЦН после ПРС

Освоение скважины оборудованием УЭЦН после подземного ремонта - основная технологическая операция в процессе эксплуатации ЦБН.

От правильного выполнения этой операции зависит межремонтный период работы скважины, продолжительность работы глубинного оборудования и кабеля.

ЭЦН в период освоения скважин работает в осложненных условиях, т.к. в скважине находится жидкость глушения с высоким удельным весом.

Поэтому, даже при откачке уровня жидкости и скважины на величину напора насоса пласт не полностью включается в работу. При глушение задавочная жидкость проникает в ПЗ скважин образуя водонефтяную эмульсию водность которой в несколько раз выше вязкости нефти. Водо-нефтяная эмульсия снижает приток жидкости из пласта в скважину в период вывода ЭЦН на заданный технологический режим работы.

Выше изложенные причины приводят к тому, что в момент освоения ЭЦН срывает подачу, несмотря на то, что эта же установка стабильно работала до подземного ремонта.

Кроме того, при освоении скважины вреднее влияние оказывают следующие факторы:

ухудшение охлаждения двигателя из-за откачки жидкости из ствола скважины, когда приток из скважины менее.

Большая загрузка электродвигателя по мощности в следствии откачки задавочной жидкости имеющий высокий удельный вес и низкие смазовающие свойства.

Из-за остаточной водо-нефтяной эмульсии в стволе скважин остающийся после глушения в некоторых случаях происходит срыв подачи насоса при сравнительно высоком динамическом уровне в скважине - вероятность работы насоса с обратным вращением.

Пуск установок в работу без учета перечисленных фактов, осложняющих условия работы ЭЦН в первоначальный период, приводит к выходу их из строя за несколько часов или суток работы.

Двигатель, изоляция которого была перегрета при освоении, снижает продолжительность срока службы в несколько раз.

Для исключения вышеизложенного устанавливаются дополнительные требования и запуску скважины после подземного ремонта, что является основной технической операцией по работе с УЭЦН после подземного ремонта.

В основе этой операции заключается зависимость между производительностью насоса ЭЦН и перепадам Р1, которое создается на пусковом штуцере.

Диаметры проходных сечений штуцеров рассчитываются в зависимости от типоразмеров установки.

При пуске ЭЦН в работу должны иметься данные:

-типоразмеры установки;

-тип ПЭД его номинальный ток и напряжение;

-диаметр пускового штуцера;

-глубина спуска установки;

-диаметр эксплуатационной колонны и НКТ;

-удельный вес и объем жидкости глушения;

-статический уровень глушения скважины.

После запуска необходимо дождаться появления подачи и одновременно контролировать с помощью эхолота снижение динамического уровня.

Время необходимое для подъема жидкости из скважины после запуска установки от статического уровня и рассчитывается по формуле:

Т=НСТ Х КНКТ / QПОЛ

где Т-время, необходимое для подъема жидкости из скважины после запуска и установки,с; НСТ - статический уровень, м

КНКТ - коэффициент, зависящий от объема 1п.м. НКТ, равный 2л/л для НКТ Ф2" или 3л/м - для НКТФ3"

QПОЛ- номинальная производительность данной установки

Например, для УЭЦН - 80 ( QНАМ= 1,0л/с) при НСТ = 200м расчетное время прихода подачи составить

при Ф НКТ 2" - 400с при Ф НКТ 2,5" - 600с

Вывод скважинный режим осуществляется следующим образом:

1. После запуска дать отработать установке не более одного часа контролируя Ндин через каждые 10-15 минут.

Во время освоения скважин не допускается снижение динамического уровня глубже отметки, соответствующей при пересчете на гидростатическое давление минимально допустимому давлению на приеме насоса. После этого необходимо УЭЦН отключить для охлаждению ПЭД, т.к. в первоначальный период освоения откачивается жидкости, расположенной выше приемной сетки насоса и двигатель не охлаждается.

2. Проконтролировать эхолотом темп восстановления уровня в скважине. Если уровень не восстанавливается, то повторный запуск разрешается проводить через 1,5 часа.

3. Вновь дать отработать установке не более 1 часа и проконтролировать восстановления уровня.

4. По темпу восстановления уровня вычислить скорость жидкости, охлаждающей ПЭД, при которой он будет работать при последующих включениях.

5. Сравнить полученное значения с допустимой для данного двигателя скоростью охлаждения. Если темп восстановления меньше допустимого, то после включения установка должна работать не более 1 часа с последующим включением и выдержанной не менее 1,5 часа до следующего пуска.

6. Если темп восстановления уровня будет не менее величины, указанной в таблице №3, то время последующей работы будет зависеть только от темпа снижения динамическ5ого уровня.

7. Во время освоения скважины необходимо определить производительность установки по счетчику на ГЗУ на ручном режиме, при невозможности размере на ГЗУ, дебит контролирует прибором ПКПС-2, а при определяется по штуцеру.

8. При освоении скважины оператору технологической группы необходимо ежедневно выполнять вышеперечисленные пункты, прослеживать понижение динамического уровня.

9. В случае если скважина более 3 суток не выходит на режим, то ее дальнейшее освоение возможно по программе.

10. В случае выхода скважин на режим, председатель ЦДНГ в присутствии представителя ЦБПО ЭПУ проводит контрольные замеры дебита (при необходимости устанавливает штуцер) динамического уровня, затрубного, линейного буферного давления.

Все данные замеров заносятся в гарантийный паспорт и бланк освоения скважины под роспись обоих представителей.

11. Бланк освоения составляется в 2-х экземплярах и утверждается начальником добычи НГДУ. Один экземпляр подшивается в дело скважины, другой передается в ЦБПО ЭПУ.

2.9 Выводы и предложения

По данным показателям работы фонда в ТПДН «Муравленковскнефть» на Муравленковском месторождении выявлено, что:

месторождение находится в стадии падающей добычи нефти;

в 2003 году по месторождению в целом удалось сдержать темпы падения уровня добычи нефти при наращивании добычи жидкости;

месторождение характеризуется низким коэффициентом использования добывающих скважин - 57%, в бездействии и консервации находится 43% эксплуатационного фонда добывающих скважин;

коэффициент эксплуатации действующего фонда составляет 96%, а коэффициент использования всего 59%;

На месторождении выявлено оптимальное забойное давление равное 0,8-0,9 МПа

В скважинах с превышающим забойным давлением от оптимального следует произвести замену насоса на насос большей производительностью (при условии что данная скважина не обводнена более 85%). В случае если скважина не удовлетворят установленным параметрам, а критическое значение коэффициента подачи, то насос

меняют на насос большей производительностью. Если же забойное давление скважины ниже оптимального забойного давления, то эту скважину следует перевести на другой механизированный способ эксплуатации.

Если же в скважинах выявлено высокое проявление газа (50% и более) то к установке спущенной в скважину устанавливают газосепаратор, для особого отделения газа от жидкости и вывод его в затруб.

В целях снижения преждевременных ремонтов по причине отложения

солей предлагается:

а) подбор эффективных ингибиторов солеотложений;

б) внедрение УЭЦН с рабочими колесами из угленаполненного полиамида на скважинах, склонных к отложению солей.

В целях снижения преждевременных ремонтов по причине отложения АСПО:

а) проводить анализ и подбор реагентов по борьбе с АСПО;

б) производить отчистку эксплуатационной колонны при проведении КРС, ПРС;

в) внедрять НКТ с полимерными покрытиями БМЗ;

г) производить перевод фонда скважин, образованного малопроизводительными УЭЦН, на высокопроизводительные ШСН с внедрением скребков-центраторов.

В целях снижения ремонтов по причине засорения УЭЦН:

а) оборудовать все автоцистерны фильтрами;

б) внедрять ЭЦН после КРС только после промывки забоя скважины с допуском НКТ;

3. Охрана труда и противопожарная безопасность

3.1 Охрана труда и техника безопасности скважин, оборудованных УЭЦН

Основным направлением работы по охрана труда в подземный ремонт, являются выполнение организационно-технических мероприятий, направленных на обеспечение безопасных и здоровых условий труда, укрепление производственной и трудовой дисциплины.

Перед допуском к рабочему месту в обязательном порядке приводится инструктаж. Инструктаж проводит мастер или инженер по технике безопасности.

Инженер по ТБ следит за:

соблюдение правил безопасности;

правильной организацией и безопасным ведением работ, технологических процессов, техническим состоянием и правильной эксплуатацией машин и оборудования;

состоянием санитарно-гигиенических условий и применением средств защиты;

соблюдение графиков замеров параметров воздушной среды, уровнем шума, вредных излучений и другое;

обеспечением рабочих спецодеждой, спец обовью и другими средствами индивидуальной защиты;

правильным ведением документации по вопросам охраны труда;

контролируется проведение медосмотров рабочих вредных профессий.

Инженер по ТБ ЦП и КРС при несоблюдении норм безопасности отстраняется от работы лиц допустивших нарушения.

Работы по ПРС очень трудоемки, связаны с опасностями и требуют особого внимания.

ТБ в подземный ремонт полностью зависит от правильного пользования оборудованием с инструментами, правильной подготовки рабочего места с соблюдением установленной технологии ведения быта.

Для безопасного ведения работ каждый работник подземный ремонт должен знать: правила обращения с оборудованием и инструментами, правильно подготовить рабочую площадку и во время работы правильно пользоваться механизмами.

Большинство несчастных случаев по подземный ремонт происходит при спуско-подъемные операции. Перед началом работ необходимо осмотреть элеваторы. У элеваторов может быть неисправность замка . Нужно проверить, плотно ли закрывается замок. Загруженный элеватор с неисправным замком неизбежно приведет к аварии.

Бригада по ремонту скважин должна полностью быть обеспечена спец. одеждой, обувью и индивидуальными средствами защиты. При работе в газовой среде и с токсичными реагентами, персонал должен иметь индивидуальные противогазы и иметь ими пользоваться.

Порядок выполнения работ определяют правила и инструкции по ТБ.

Вышки и мачты должны быть укреплены не менее чем 4 оттяжками из стального каната Д не менее 16 мм с винтовыми стяжками для ликвидации образующиеся слабины.

Ответственность по обеспечению охрана труда возложена на дирекцию НГДУ, руководителей участников и подразделений. Безопасность работ в цехе

обязан обеспечить начальник цеха, который отвечает за правильную организацию труда, трудовую дисциплину, обучение рабочих и

ИТР правилами безопасности и соблюдения их всеми работающими. Он также обязан следить за безопасностью транспортных и пешеходных путей, зданий и сооружений, должен зарегистрировать контролируемые Госгортехнадзором установки, своевременно расследовать и регистрировать несчастные случаи, аварии и пожары.

Мастер производственного участка обязан организовать проведение всех работ в точном соответствии с требованиями технологии и правил безопасности, проводить в установленные сроки инструктаж рабочих по безопасным методам работы, осуществлять контроль за исправностью и правильной эксплуатацией оборудования, инструмента, приспособлений, оградительных и предохранительных устройств. Также он должен следить за тем, чтобы рабочие пользовались спец. одеждой и защитными приспособлениями, за работой санитарно-бытовых и противопожарных устройств, за чистотой и порядком, участвовать в расследовании причин каждого несчастного случая и острого профотравления, а также в разработки мероприятий по их предупреждению.

3.2 Противопожарная защита

Нефть, ее продукты и газ могут воспламеняться от непосредственного воздействия пламени, прикосновения раскаленных предметов, искры, действия лучистой энергии, химической реакции. Поэтому особенно тщательно соблюдайте требования пожарной безопасности, находясь на территории предприятия.

Производство огневых работ в загазованных местах и около них допустимо только при соблюдении правил безопасности и с пожарной охраны.

Нельзя производить отогревание нефтепроводов, задвижек на них и другого оборудования на скважине источниками открытого огня (факелом, костром, паяльной лампой). Отогревайте только паром или горячей водой.

Нельзя пользоваться открытым огнем для освещения. Для этого применяйте прожекторы, аккумуляторные фонари, электрические светильники во взрывозащищенном исполнении.

Запрещается мыть оборудование, машины, механизмы бензином и другими легковоспламеняющимися жидкостями.

Случайно пролитые, растекшиеся нефтепродукты немедленно собирайте, а загрязненные мазутом места зачищайте и засыпайте свежим грунтом или песком.

Не допускайте захламления своих рабочих мест в производственных помещениях, а также проходов и проездов, так как при пожаре загроможденность помещений может помешать эвакуации людей.

Содержите в чистоте всю территорию объекта, регулярно очищайте ее от сухой травы, опавших листьев и различных производственных отходов.

Для отопления культбудки пользуйтесь только закрытыми электроприборами. Электропровода и электроприборы содержите в исправности и предохраняйте от перегрузки.

Следует иметь ввиду, что использованный обтирочный материал представляет собой опасность. Промасленные тряпки, ветошь под действием кислорода воздуха окисляются, нагреваются и приобретают способность самовозгораться. Поэтому храните весь использованный обтирочный материал только в специальных металлических ящиках с закрывающейся крышкой.

Кроме того, во избежание загорания, не стирайте загрязненную спецодежду в бензине, лигроине. Не сушите, облитую нефтью спецодежду, в производственных или бытовых помещениях, на батареях центрального отопления. Сдавайте ее в химчистку.

Курить разрешается только в специально отведенных местах. Вы уже знаете, что зажженная в недозволенном месте спичка, брошенная тлеющая сигарета, могут стать причиной взрыва или пожара.

Если возник пожар, вызовите пожарную команду и немедленно приступайте к тушению пожара.

Исход пожара во многом зависит от того, насколько своевременно был замечен очаг его и вызвана пожарная команда.

4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Охрана недр и окружающей среды в условиях ОАО «Сибнефть»

Под охраной недр понимают осуществление комплекса мероприятий, предотвращающих открытое фонтанирование; грифонообразование и обвалы стволов скважин; потери нефти из-за низкого качества вскрытия бурением продуктивных пластов и преждевременного обводнения или дегазация их в процессе разработки; предусматривающих изоляцию друг от друга нефтяных, газовых и водоносных пластов; обеспечение герметичности колонн и высокого качества их первичного цементирования; поддержания скважин в хорошем техническом состоянии в процессе их эксплуатации путем своевременного и качественного проведения ремонтных работ.

В процессе эксплуатации месторождений длительное закачивание воды в продуктивные пласты для поддержания пластового давления приводит к заметному уменьшению минерализации пластовой воды и концентрации хлоридов и увеличению концентратов сульфатов.

Закачивание в пласт пресных, промысловых, сточных и морских вод их смешение изменяют химический состав пластовых вод.

Основные источники загрязнения наземных и подземных пресных вод в районах добычи нефти: сброс промысловых сточных вод на поля испарения ; сброс сточных вод в поверхностные водоемы и водостоки; разливы промысловых сточных вод при прорывах водоводов; попадание поверхностных стоков нефтепромыслов в наземные воды; переток высокоминерализированных вод глубинных горизонтов в пресноводные горизонты из-за не герметичности колонн скважины, попадание вод в пресноводные горизонты при нарушении герметичности нагнетательных и поглощающих скважин.

Мероприятия по охране недр должны обеспечивать, прежде всего, надежную изоляцию продуктивных и водоносных горизонтов в процессе цементирования.

Большую работу надо проводить по охране недр при ремонтах и обработках скважин. Например, при ремонтно-изоляционных работах с применением тампонажных растворов, необходимо предотвратить попадание различных химических продуктов через негерметичности колонн в верхние водоносные горизонты. Для предотвращения этого предварительно колонну опрессовывают и, при необходимости, производят работы по ликвидации негерметичности. Для предотвращения перетоков технологических жидкостей в незапланированные горизонты по негерметичному цементному кольцу перед ремонтом или обработкой призабойной зоны производят геофизические исследования и устанавливают направление и объем перетока. Затем проводят ремонт цементного кольца.

Сероводородсодержащую пластовую воду, используют для глушения скважин и других технологических нужд, перед ее сбором в накопители нейтрализуют. После нейтрализации сероводорода пластовая вода должна быть нетоксичной и пригодной для глушения, промывания и долива скважины.

Под охраной окружающей среды понимают предотвращение загрязнения биологических, земельных, водных ресурсов и воздушного бассейна.

В районах размещения промышленных предприятий нефтяной отрасли загрязнение почвы и почвогрунтов происходят при разливах нефти, нефтепродуктов и нефтепромысловых сточных вод, содержащих различные химические реагенты, используемые в технологических процессах. Например, за счет загрязнения нефтью в почве резко возрастает величина соотношения углерод-азот.

Это ухудшает азотный режим почв и нарушает корневое питание растений. Почва самоочищается очень медленно путем биологического разложения нефти. В районах нефтедобычи, особенно при строительстве трубопроводов, временных дорог, линий электропередач, площадок под будущие поселки, нарушение природного равновесия наблюдается при обустройстве покрова почвы.

В нефтяной промышленности широко применяют поверхностно-активные вещества ПАВ при различных технологических процессах. В то же время ПАВ даже в малых дозах отрицательно действуют на обитателей водоемов и растительный мир. При закачивании ПАВ в пласты может произойти загрязнение пластовых и промысловых сточных вод, а так же почвы.

В районах добычи нефти атмосфера загрязняется сернистыми соединениями в результате сжигания минерального топлива в стационарных установках. Сжигание мазута загрязняет атмосферу пылью, копотью, оксидами углерода, серы, соединениями мышьяка и другими вредными веществами. Источники таких примесей различные двигатели внутреннего сгорания, мелкие котельные и другие топливные установки.

Для охраны земель нефтедобывающими предприятиями проводят следующие мероприятия:

- предотвращения попадания в почву и почвогрунты различных химических реагентов, используемых в технологических процессах:

- ликвидация амбаров нефти у скважин, сборных пунктов, головных сооружений и установок подготовки нефти;

- сокращение размеров земельных участков под строительство нефтепромысловых объектов за счет применения прогрессивных методов строительства промысловых объектов, комплексных блочных установок, кустового бурения;

- сокращение аварий в добыче нефти и бурении за счет строгого выполнения планово-предупредительных ремонтов оборудования, применения средств и методов предотвращения коррозии.

На нефтепромыслах при разливе ПАВ на почву его сжигают. При ремонте скважин в пойменных зонах естественных водоемов разрабатывают дополнительные мероприятия, предотвращающие загрязнение грунтов и паводковых вод вредными веществами и производственными отходами.

- При аварийных разливах промышленные стоки с вредными веществами сразу же собирают в приемники и нейтрализуют их на месте.

Вещества, извлекаемые при очистке резервуаров, аппаратов и коммуникаций закапывают в местах, указанных местными органами пожарного и санитарного надзора.

По окончании ремонта скважины очищают, загрязненные нефтью и химическими реагентами участки вокруг скважины, засыпают амбары для шлама. Шлам выводят специальным транспортом с металлической емкостью или контейнером. В процессе ремонта скважины и после его завершения бытовой и производственный мусор собирают и вывозят в места свалки, согласованные с землепользованием. Часть мусора сжигают или засыпают в шламовых амбарах перед их ликвидацией.

Список использованных источников

1. Технологическая схема опытно-промышленной разработки Муравленковского месторождения, СибНИИНП, Тюмень, 1980

2. Проект разработки Муравленковского месторождения, СибНИИНП, Тюмень, 1989

3. Отчет о научно-исследовательской работе. Технологическая схема разработки Муравленковского месторождения, СибНИИНП, Тюмень, 1990

4. Отчет о научно-исследовательской работе. Проект Разработки Муравленковского месторождения, СибНИИНП, Тюмень, 1996

5. Авторский надзор за текущим состоянием разработки и реализацией проектных решений на месторождениях разрабатываемых ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» за 2003 год (Муравленковское месторождение), ОАО «СибНИИНП», Тюмень, 2004

6. Отчёт технологической службы ТПДН «Муравленковскнефть» за 2003 год, ТПДН «МН», Муравленко, 2004

7. Материалы VIII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН», Альметьевск, 2-4 ноября 2002

8. Материалы VII Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН», Альметьевск, 2000

9. Влияние солеотложения на работу насосного оборудования в ОАО «Юганскнефтегаз» /В.В. Рагулин, Е.Ф. Смолянец, А.Г. Михайлов//Нефтепромысловое дело. - 2001, - №7. - С. 23-26

10. Каплан Л.С., Семенов А.В., Разгоняев Н.Ф. Эксплуатация осложненных скважин центробежными электронасосами. - М.: Недра, 1994, - 190

11. Сборник регламентов и положений на ремонт, обслуживание и эксплуатацию скважин с УЭЦН, ОАО «Сибирская Нефтяная компания» ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», Ноябрьск, 2001

12. Материалы IХ Всероссийской технической конференции «Производство и эксплуатация УЭЦН», Альметьевск, 2000

13. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974, - 704 с.

14. Девликамов В.В., Зейгман Ю.В. Техника и технология добычи нефти. - Уфа: УНИ, 1987, - 116 с.

15. Отчёт об экономической деятельности ТПДН «Муравленковскнефть» за 1996 год, ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», Ноябрьск, 1997

16. Зубарева В.Д., Колядов Л.В., Андреев А.Ф. Задачник по экономике нефтяной и газовой промышленности: Учеб. пособие для вузов. - М.: Недра, 1989. - 192 с.

17. Шматов В.Ф., Малышов Ю.М. Экономика, организация и планирование производства на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра, 1990

18. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности /М.М. Сулейманов, Т.С. Газарян, Э.Т. Маявелян, А.Б. Тимощук. - М.: Недра, 1980. - 392 с.

19. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов: Учеб. пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 120 с.

Страницы: 1, 2, 3