Проект по теме Буровые ремонтно-исправительных работ

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ  СТАВРОПОЛЬСКОГО  КРАЯ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ  БЮДЖЕТНОЕ  ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

НЕФТЕКУМСКИЙ  РЕГИОНАЛЬНЫЙ  ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ

ПРОЕКТ

по  теме: «Буровые ремонтно-исправительных работ»

Содержание

1.     Введение

2.     Технико-технологический раздел

2.1.          Ремонтно-исправительные работы

2.2.          Инструменты, оборудование для исправления дефектов в обсадной колонне

2.3.          Установка металлического пластыря

2.3.1.   Последовательность операций ремонта обсадных колонн пластырями

2.3.2.   Конструктивные параметры, материал пластыря

2.3.3.   Выбор и подготовка пластыря

2.4.          Опрессовка отремонтированной обсадной колонны

2.5.          Методы определения негерметичности обсадной колонны

2.6.          Расчет обсадной колонны

3.     Экономический раздел

4.1  Организационная структура ЦК и ПРС

4.2 Численно-квалификационный состав бригады КРС

4.3 Экономическая эффективность применения стальных пластырей  для ликвидации негерметичности  обсадной колонны

4.4 Технико-экономические показатели деятельности ЦК и ПРС

4.     Охрана труда

5.     Противопожарная безопасность

6.     Охрана недр и окружающей среды

7.     Безопасность жизнедеятельности

Литература

1.     В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев Справочник мастера  по капитальному ремонту скважин. М., Недра, 1991.

2.     Е.И. Бухаленко, В.Е. Бухаленко. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991.

3.     Ю.И. Вадецкий. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1991.

4.     Т.И. Колесникова, Ю.Н. Агеев. Буровые растворы и крепление скважин. М., Недра, 1975.

5.     П.В. Куцын. Охрана труда в нефтяной промышленности.

1.     Универсальная печать типа ПУ 2.

2.     Скважинная печать.

3.     Магнитный фрезер-ловитель ФМ.

4.     Технологическая последовательность операций ремонта обсадных колонн пластырями.

1                   Введение

Территории Восточного Предкавказья относится к старейшему нефтедобывающему району России. Открытие в 60-х-70-х годах прошлого века значительного количества залежей нефти и газа в мезозойских отложениях способствовало интенсивному развитию нефтяной и газовой промышленности Северного Кавказа. Однако к настоящему времени истощение большинства месторождений и слабый прирост запасов привели к значительному снижению уровня добычи нефти и газа.

Анализ результатов геологоразведочных работ показывает, что перспективы прироста запасов нефти в мезозойских отложениях в настоящее время связан с мелкими структурами и нетрадиционными резервуарами. Однако подготовка таких объектов под поисковое бурение значительно затруднено неоднозначной интерпретацией геолого-геофизических материалов.

Озек-Суатская структура выявлена в результате проведенных трестом «Грознефтегеофизика» сейсмических работ в 1949-1951 гг. В 1951-1952 гг. на площади Озек-Суат проводилось структурно-картировочное бурение скважин глубиной до 1000 м. Эти работы не дали положительных результатов, так как в то время не было установлено соответствия структурных планов молодых и более древних отложений. В 1951 г. Ачикулакской конторой разведочного бурения треста «Грознефтегазразведка» на площади начато глубокое бурение.

В июне 1953 г. при испытании скважины 1 получен промышленный фонтанный приток нефти дебитом 75 т/с из XIII₂₊₃ пласта нижнемеловых отложений.

В результате интенсивного разведочного бурения в 1955 г. установлена нефтеносность хадумско-белоглинских отложений, в 1956 г. установлена нефтеносность К1 XIII1 пласта (скв.58) и III пласта среднеюрских отложений, в1957 г. установлена нефтеносность IX пласта нижнего мела (скв. 22) и II, IV пластов среднеюрских отложений, в1989 г. установлена нефтеносность верхнемеловых (маастрихтских) отложений.

По результатам глубокого разведочного бурения уточнено тектоническое строение Озек-Суатского поднятия, уточнена корреляция юрских пластов, установлен характер распространения коллекторов, определены особенности строения залежей нефти и параметры коллекторов и флюидов.

Изучаемое месторождение находится в Нефтекумском районе Ставропольского края. Литолого-стратиграфический разрез представлен отложениями палеозойской мезозойской и кайнозойской групп и сложен терригенно-карбонатными породами.

На месторождении выполнен больший объем промысловых, геофизических и эксплуатационных работ.

Всего, за весь период разработки месторождения добыто 9213 тыс.т нефти. В результате пересчета балансовые запасы нефти составили 20747 тыс.т, извлекаемые  10539 тыс.т, остаточные – 11534  тыс.т.

2                    Технико-технологический раздел

2.1  Ремонтно-исправительные работы

Ремонтно-исправительные работы (РИР) проводимые при КРС следующие:

1)               герметизация устья,

2)               исправление и замена поврежденной части колонны,

3)               перекрытие дефектов в колонне,

4)               установка и разбуривание цементных пробок,

Ремонт и исправление дефектов эксплуатационной колонны проводятся:

-                  при смятии или разрушении обсадной колонны,

-                  образовании в ней трещин, коррозии,

-                  нарушении резьбовых соединений.

Перечисленные дефекты могут быть одиночными либо множественными, располагающимися в определенном интервале эксплуатационной колонны.

Единичное смятение колонны исправляют с по­мощью специального инструмента  оправочных долот или фрезеров различной формы.

Поврежденный участок обрабатывают в несколько приемов:

1)                Исправление смятия колонны начинают с использования оправочных долот, диаметр которого на 4-5 мм больше минимального внутреннего размера поперечного сечения смятой части колонны спускаемых на колонне бурильных труб и вращаемых ротором с частотой до 80 мин.

2)                После каждого прохода применяют инструмент, на 5 мм превышающий преды­дущий по диаметру.

3)                Если в процессе исправления место смятия не удается пластически деформировать и колонна начинает протираться, то применяют грушевидный или колонный фрезер. Обработку ведут до тех пор, пока шаблон номинального диаметра для данной колонны не будет свободно проходить через исправленный участок.

4)                После исправления дефекта выправленный участок необходимо изолировать от воздействия пластовых вод с наружной поверхности и исключить возможность их проникновения через какие-либо мелкие трещины, которые могли образоваться в процессе пластического деформирования колонны.

Изоляция исправленного участка достигается:

1) созданием кольца цементного раствора вокруг эксплуатационной колонны в зоне дефекта путем нагнетания в заколонное пространство цементного раствора;

2) установкой металлических пластырей устройством типа Дорн;

3) используют крайних случаях, когда применение предыдущих не дало эффекта или по каким-либо причинам не удалось реализовать спуском дополнительной колонны или «летучки»;

4) возвратом скважины на вышележащий горизонт;

5) зарезкой и бурением второго ствола (ЗБС).

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,

-                   уточнение формы и размеров повреждения;

-                   ликвидацию смятия.

2.2.          Инструменты, оборудование для исправления дефектов в обсадной колонн

Перед началом капитального ремонта скважины по геолого-технической документации и результатам обследования необходимо выяснить техническое состояние эксплуатационной колонны.

Исследование и обследование состояния скважин проводят с помощью различных измерительных приборов, для спуска которых применяют различное оборудование и устройства (рис. 2).

Для спуска приборов на небольшие глубины (500—1500 м) применяют лебедки с ручным приводом (аппараты Яковлева легкого и тяжелого типов). Аппарат Яковлева легкой конструкции используют для обследований скважин глубиной до 1000 - 1500 м.

Исследования скважин глубиной более 1500 м с помощью приборов осуществляются механизированными лебедками с приводом от двигателя автомашины, либо портативными лебедками с автономным двигателем внутреннего сгорания. Для спуска глубинных приборов с местной регистрацией широко используются передвижные лаборатории с лебедками конструкции АзИНМАШ.

Лебедка АзИНМАШ-11, монтируемая на шасси автомашины ГАЗ-51, предназначена для спуска и подъема в скважину на глубину до 3000 м измерительных приборов (глубинных манометров, термометров), а также для измерения глубины скважин и уровня жидкости в них.

Для точного отсчета глубины спуска прибора лебедка оборудована мерительным аппаратом, который состоит из мерного шкива с двумя нажимными роликами, предупреждающими проскальзывание проволоки, и счетчика оборотов, связанного с мерным шкивом одной парой передаточных шестерен.

Мерительный аппарат позволяет определять глубину положения прибора с точностью до 0,1 м. Управление лебедкой осуществляется рычагами.

Обследование печатями

Печать представляет собой металлическое устройство, корпус которого снизу и с боков покрыт свинцовой оболочкой толщиной 8—10 мм; в центре корпуса имеется сквозное продольное отверстие, через которое прокачивается жидкость. В верхней части печати имеется резьба для присоединения к бурильным или насосно-компрессорным трубам, на которых ее спускают в скважину.

Диаметр печати на 10 - 20 мм меньше диаметра обследуемой колонны.

Кроме печатей со свинцовой оболочкой применяют и такие, в которых свинец заменен сплавом, состоящим из 98% алюминия и 2% сурьмы.

Основными узлами универсальной печати типа ПУ-2 (рис. 2) являются корпус с деталями для получения оттиска предметов и зажимное устройство. На утолщение в нижней части корпуса надевается резиновый стакан, который крепится к корпусу четырьмя винтами. На резиновый стакан, в свою очередь, надевается алюминиевая оболочка с «перьями». На средней цилиндрической части корпуса установлен направляющий винт и нарезана трапецеидальная резьба. По винту и резьбе движется зажимное устройство, при помощи которого на кольцевой заплечник корпуса зажимаются «перья» алюминиевой оболочки. Зажимное устройство - состоит из нажимной втулки и гайки. В верхней части корпуса имеется переводник с замковой резьбой для присоединения печати к колонне труб.

Предварительное обследование колонны печатями до ремонтно-изоляционных работ и при возврате на нижележащие горизонты обязательно, так как необнаруженные дефекты в колонне или фильтровой части до цементирования скважины могут привести к осложнениям.

1-передник, 2-корпус,3-нажимная гайка, 4-направляющий винт,5-нажимная втулка,6-оболочка алюминиевая, 7- винт, 8-стакан резиновый

Рисунок 2 – Универсальная печать ПУ 2

При ловильных работах обследование состояния концов аварийных труб необходимо для правильного выбора ловильного инструмента (рис.3) и последующей работы по извлечению аварийного подземного оборудования.

Осмотр печати перед спуском и после ее подъема, посадка ее на обследуемое место или на конец аварийного оборудования должны производиться под контролем бурового мастера. Не допускается посадка печати дважды, т.к. это неточный и неправильный отпечаток. Нельзя также после подъема из скважины ударять по оболочке печати металлическими предметами, зажимать цепными или другими ключами, бросать печать и т.д. Все эти нарушения могут привести к искажениям отпечатка и к ошибкам при составлении дальнейшего плана работ.

Отпечатки следует внимательно изучать и фиксировать в соответствующей документации, а при необходимости фотографировать.

1-переводник, 2-корпус, 3-магнитная система

Рисунок 3 – Магнитный фрезер-ловитель ФМ

На каждой печати, после ее подъема из скважины отмечают номер скважины, которая обследовалась, и дату обследования.

Иногда наличие в колонне дефектов (продольных трещин, незначительных потертостей колонны, пропусков в резьбовых соединениях и т.д.), через которые в скважину поступают посторонние воды, не удается обнаружить с помощью печатей. В таких случаях обследование и исследование скважин ведутся другими методами.

К дефектам, которые можно устранить, относятся смятие и слом обсадной колонны. Величина смятия колонны может быть различной, и оценивается она по изменению внутреннего диаметра колонны.

Если смятия по длине равны одному-двум наружным диаметрам обсадной колонны и в результате внутренний диаметр сузился до 0,85 номинальной величины, то такие смятия считаются небольшими.

Смятия считаются значительными, если они по длине равны трем - двадцати диаметрам обсадных труб и вызывают сужение их внутреннего диаметра до 0,8 его номинальной величины. В зависимости от величины смятия применяют тот или иной вид инструментов.

2.3.          Установка металлического пластыря

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

Технология установки стального пластыря в обсадной колонне в общем виде следующая: на устье скважины собирают ДОРН с продольной гофрированной трубой. Его спускают на насосно-компресорных или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны. Затем соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, создают давление с помощью насоса цементированного агрегата и производят запрессовку пластыря. После этого пластырь приглаживают дорнирующей головкой при избыточном давлении в 12Мпа не менее 4-5 раз. Не извлекая ДОРН из скважины, спрессовывают колонну. При необходимости повторяют приглаживание. После подъема колонны с ДОРНом осваивают скважину и вводят ее в эксплуатацию по утвержденному плану. Оценивают качество работ в соответствии с требованиями действующей инструкции.

а-спуск устройства с пластырем к дефекту и якорение (1 этап); б-заход головки в плстырь без давления на отрезке (2 этап); в-расширение пластыря и отключение якоря – снятие упора (3 этап); г- расширение пластыря на входе головки без упора (4 этап); 1-гидравлическая дорнирующая головка; 2-штанга; 3-пластырь, 4-упор; 5-якорь; 6-циркуляционные клапаны; 7-обсадная колонна; 8-дефект; 9-цинковые ограничители

Рисунок 4 - Установка металлического пластыря с устройством ДОРН-

2.3.1.   Последовательность операций ремонта обсадных колонн пластырями

Скважина – достаточно сложное техническое устройство, и как бы аккуратно не велись работы на ней, вероятность аварий существует. Если это произошло, то прежде всего требуется извлечь из скважины оборудование либо очистить забой ствола от металлических предметов. Затем составляется план ликвидации аварий. В нем предусматривают меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов, а также меры по охране недр и окружающей среды. План согласуют с противофонтанной службой, а после этого его утверждает главный инженер предприятия. Ликвидацию аварий в соответствии с этим согласованным и утвержденным планом производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин. В зависимости от вида аварий на скважину доставляют комплекты ловильных инструментов, печатей, специальных долот, фрезеров и тому подобное. Работы по ликвидации аварий производят с соблюдением ряда общих правил. При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами. При расхалаживании прихваченных насосно-компрессорных труб нагрузки на них и подъемное оборудование не должны превышать допустимый предел прочности, который должен быть определен в специальном плане. Освобождение прихваченного инструмента с применением взрывных устройств – торпед, детонирующих шнуров и т. п., также проводят по специальному плану, согласованному с геофизическим предприятием. При установке ванн – нефтяной, кислотной, щелочной или водяной – гидростатическое давление столба жидкости в скважине, включая жидкость ванны, не должно превышать пластовое. Если есть вероятность снижения или уже происходит снижение гидростатического давления ниже пластового, то работы по расхаживанию насосно-компрессорных труб проводят с герметизированным затрубным пространством, соблюдая специальные меры безопасности.

а-пластырь, б,в-разрез пластыря по А-А и Б-Б, г-ориентация пластыря гидравлическим давлением, д-расширение пластыря гидравлическим давлением, е-перемещение по штанге вниз уплотнительного нижнего элемента при срезе с ограничиьтельной шайбы, ж-калибровка пластыря донирующей головкой, з-положение заглушки в момент расширения пластыря, и-положение заглушки в момент калибровки пластыря

Рисунок 4 – Установка металлического пластыря гидравлическим давлением непосредственно на его внутреннюю поверхность

Извлекают оборванные насосно-компрессорные трубы из скважины, последовательно осуществляя следующие операции: вначале спускают свинцовую печать и определяют состояние оборванного конца трубы, а затем, в зависимости от характера обрыва – это может быть разрыв, смятие, вогнутость краев и так далее – спускают ловильный инструмент соответствующей конструкции для выправления конца трубы. Прихваченные цементом трубы вначале отворачивают до цемента и поднимают свободные трубы на поверхность. Зацементированный участок обуривают трубным или кольцевым фрезером, причем длина его с направлением должна быть не менее 10 метров. Фрезерование труб должно осуществляться при интенсивной промывке скважины и осевой нагрузке на фрезер не более 10-20 кН., причем и фрезерование, и отворот труб нужно рассчитать так, чтобы конец остающейся в скважине трубы обязательно был отфрезерован. Вырезание бурильный, а также насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм производят при помощи наружных труборезов, НКТ диаметром 89 и 115 мм вырезают внутренними труборезами, а обсадные трубы – внутренними труборезами с выдвижными резцами гидравлического действия. Отдельные предметы из скважины извлекают после предварительного обследвания свинцовыми печатями (рис.5)характера и места их нахождения. Возможно применение труболовок, колокола, метчиков, овершота, магнитных фрезеров и фрезеров-пауков. Ловильные работы обязательно проводят с промывкой скважины. Если предмет не удается захватить целиком и извлечь из скважины, его фрезеруют или дробят на мелкие куски, которые потом захватывают ловильными инструментами и поднимают на поверхность. Канат, кабель и проволоку можно извлечь с помощью удочки, крючка и т.п. Необходимо помнить лишь одно простое правило – все спускаемые в скважину ловильные инструменты должны иметь ограничители, диаметр которых не должен превышать диаметра шаблона для размера соответствующей обсадной колонны. Решение о прекращении работ по ликвидации аварии принимает техническая служба нефтегазодобывающего предприятия по согласованию с геологической службой и Госгортехнадзором России. В особо ответственных случаях это решение утверждает руководство предприятия.

1-корпус, 2-клапан, 3-шток, 4-стяжки, 5-диск-толкатель, 610-стержни,7,9-плиты, 8-прокладки, 11-камера

Рисунок 5 – Скважинная печать по а.с.1121400

2.3.2.                 Конструктивные параметры, материал пластыря

Основным материалом для восстановления герметичности обсадных колонн методом установки заплат служит пластырь - тонкостенная продольно-гофрированная стальная труба.

С целью повышения качества герметизации пластырь покрывают пластичным герметизирующим материалом.

Для герметизирующего покрытия применяют следующие материалы:

-       полимерный состав на основе эпоксидной смолы ЭД-5, ЭД-6;

-       гуммировочный состав на основе наирита НТ (ТУ 38-10518-77).

Для качественного восстановления герметичности скважин при ремонте обсадных колонн важно правильно выбрать оптимальную форму, периметр поперечного сечения и материал пластыря. Он должен свободно проходить в обсадной колонне с зазором 6-10 мм с последующим плотным прижатием без механического нарушения к внутренней поверхности ре­монтируемого участка трубы. Для этого поперечному сечению пластыря придают вид фигуры, состоящей из сопряженных участков выступов и впадин.

Периметр пластырей может быть рассчитан по методике, применяемой для звездообразных труб. Для пластырей с гофрами длину периметра определяют по формуле:

L_n=(R+kh)*(2β+α)                                             (1)

Где: n - количество гофр; R - радиус выступов и впадин; k - коэффициент, учитывающий положение нейтрального слоя при изгибе; h - толщина стенки пластыря; а - угол между соседними выступами; β - угол, определяющий длину дуги впадины.

1 — обсадная колонна; 2 — гофрированный пластырь

Рисунок 6 - Поперечный профиль пластыря:

Расчетное число гофр пластыря можно определить по формуле:

n=0,049Dii                                                      (2)

где: D _{I I} - внутренний диаметр обсадной колонны.

Ниже в таблице 3 приведены принятые количества гофр (лучей) для труб разного диаметра.

Для изготовления таких труб в качестве заготовки можно использовать тонкостенные цилиндрические стальные трубы, выпускаемые промышленностью по ГОСТ 8734 - 75 и 8732-78.

 Гофрированные пластыри изготавливаются на роликовых установках протягиванием труб (НПО «Бурение»).

Таблица 3 – Принятые количества гофр для труб разного диаметра

Наружный диаметр обсадной колонны, мм…….	140	146	168	178	194	219	245	273	299	325
Число гофр пластыря (выступов и скважин)	6	6	8	8	8	10	12	12	14	14

а - механическая: 1 - корпус, 2 - цанговые калибрующие плечики с упругими свойствами материала;  б - механическая: 1 - комбинированный конус с цанговыми калибрующими плечиками, 2 - расширяющий конус; в - механическая: 1 - калибрующие плечики "ласточкин хвост", 2 - конус с направляющими "ласточкиного хвоста" д - гидравлическая с гладким конусом: 1 - корпус, 2 - гладкий конус, 3 - манжета, 4 - калибрующие секторы; е - гидравлическая с профильным конусом: 1 - профильный конус, 2 - корпус, 3 - манжета, 4 - калибрующие секторы;

Рисунок 7 - Дорнирующие головки к устройствам типа ДОРН

а - модификация Д-1 первого исполнения: 1 - упор, 2 - пластырь, 3 - конус, 4 - разделительная камера, 5 - манжета, 6 - калибрующие секто­ры, 7 - штанга, 8 - силовой телескопический гидравлический цилиндр, 9 - обратный клапан; б - модификация Д-1 второго исполнения: 1 - упор, 2 - пластырь, 3 - конус, 4 - калибрующие секторы, 5 - манжета, 6 - штанга, 7 - силовой гидравлический цилиндр, 8 - обратный клапан; в - модификация Д-1 третьего исполнения: 1 - сливной клапан, 2 - залив­ной клапан, 3 - силовой гидравлический цилиндр, 4 - пластырь, 5 - штан­га, 6 - гидравлическая дорнирующая головка; г - модификации Д-2: 1 - циркуляционный клапан, 2 - гидравлический якорь, 3 - пластырь, 4 - гидравлическая дорнирующая головка

Рисунок 8 - Устройство для транспортировки и установки пластырей в обсадных колоннах типа ДОРН

2.3.3.   Выбор и подготовка пластыря

Пластырь, предназначенный для восстановления герметичности осадной колонны, выбирают по длине и диаметру в зависимости от размера дефекта и внутреннего диаметра обсадной колонны.

Длина пластыря

L = l_A  + 2l                                                            (3)

где: I_A -длина дефекта по образующей обсадной колонне; I - длина отрезка от торца пластыря до дефекта,

I = R Ö3 (t - µ²) Ö                                                (4)

Здесь: R - радиус срединной поверхности пластыря после придания ему цилиндрической формы; M - коэффициент Пуассона; h - толщина стенки пластыря.

С учетом накопленного опыта и технических возможностей при изготовлении трубных заготовок длину пластыря без сварки встык принимают от 3 до 9 м. Периметр пластыря в поперечном сечении берут равным внутреннему периметру обсадной колонны в месте ее негерметичности или несколько больше его, так как натяг не должен превышать +3,5 %. При этом осевые усилия запресовки будут не более 200 кН.

Перед спуском в скважину наружную поверхность пластыря покрывают герметизирующим составом толщиной не более 1 мм. На нижний конец пластыря, надеваемый на конус дорнирующей головки на участке длиной 300 мм, покры­тие не наносят. Этот участок обеспечивает достаточно надежное предварительное сцепление с обсадной колонной.

Выдержка перед нанесением герметизирующего покрытия до спуска пластыря в скважину определяется временем схватывания (затвердевания) герметизирующего материала.

Так, гуммировочный состав на основе наирита (НТ) по ТУ 30-10518-77 рекомендуется наносить за несколько суток и освежать последним слоем за 2-3 ч до спуска в скважину; применение полимернго состава на основе эпоксидных смол ЭД5, не должно превышать 2-4 ч.

2.4.          Опрессовка отремонтированной обсадной колонны

Качество ремонта колонны определяют как наружным, так и внутренним давлением. Время выдержки 30 мин.

Наружная опрессовка обеспечивается снижением уровня в колонне (опорожнением) до расчетной по техническим условиям эксплуатации отметки.

Внутренняя опрессовка обеспечивается созданием избыточного расчетного давления как всей колонны, так и локально отремонтированного ее участка.

Опрессовка колонны без подъема устройства на поверхность через опрессовочную головку.

Такой способ опрессовки сокращает одну спускоподъемную операцию, экономит время и снижает стоимость ремонта.

В случае негерметичности операцию «калибровка пластыря дорнирующей головкой» повторяют один-три раза, повышая в ней давление до 18-20 МПа. Опрессовку повторяют.

Опрессовка отремонтированного участка обсадной колонны двойным пакером

Двойной пакер спускают в скважину к месту опрессовки участка и устанавливают так, чтобы пластырь находился между резиновыми баллонами пакера. Длину штанг между ними принимают на 500 мм больше длины пластыря. Трубы заполняют жидкостью при спуске в скважину через обратный клапан пакера.

Через опрессовочную головку создается гидравлическое давление в трубах до 10(15) МПа. При этом осуществляется распакеровка резиновых баллонов и параллельно создается давление через отверстия штанги между баллонами на стенки и торцы установленного пластыря.

В случае появления расхода жидкости и падения давления пакер поднимают и повторяют операцию калибровки пластыря, спуская в скважину дорнирующую головку с циркуляционными клапанами без силовых цилиндров (якоря) и повышая давление до 18(20) МПа.

При положительных результатах опрессовки ремонт скважины заканчивают и ее сдают в эксплуатацию, оформив соответствующий акт.

2.5.          Методы определения негерметичности обсадной колонны

Места негерметичности обсадных колонн связанные перетоками флюидов устанавливаются:

-       резистивиметрией,

-       влагамет,

-       плотностемет,

-       термометрией,

-       изотопов,

-       кислородным

-       расходометрией.

Негерметичность обсадной колонны с помощью резистивиметрии определяется по притоку или поглощению воды, отмечающейся по удельному электрическому сопротивлению от промывочной жидкости ствола скважины. Приток воды в скважину вызывается методом оттартывания. Место притока воды на кривой сопротивления отмечается повышением или понижением показаний р в зависимости от величины удельного сопротивления поступающей в скважину воды. Интервал негерметичности колонны, связанный с притоком жидкости, отмечается резким изменением показаний на кривой сопротивления.

Поглощение воды затрубным пространством из скважины через место негерметичности в колонне вызывается методом продавливания. С этой целью в ствол скважины закачивают порцию воды, резко отличающейся по удельному сопротивлению от воды, заполняющей скважину, и попутно с продавливанием жидкости производят измерения резистивиметром. Интервал негерметичности колонны, связанный с поглощением жидкости, фиксируется по прекращению изменений сопротивления жидкости в стволе скважины.

При сильных нефтегазопроявлениях при определении мест негерметичности колонны и лифтовых труб следует использовать метод продавливания жидкости.

Данные влагометрии позволяют установить места негерметичности колонны по притокам флюидов с диэлектрической проницаемостью, отличающейся от относительной проницаемости смеси в стволе скважины.

Места негерметичности обсадной колонны и лифтовых труб успешно определяют по данным обычной и высокочувствительной термометрии. В случае хорошей приемистости скважины измерения термометрией проводятся с применением закачки в нее воды под давлением, в случае низкой приемистости ‑ после снижения уровня жидкости в скважине. В первом и во втором случаях проводятся:

1) контрольный замер термометром в остановленной скважине;

2) замер термометром после закачки воды в скважину или после снижения уровня жидкости в ней.

Определение негерметичности колонны с помощью снижения уровня жидкости в скважине позволяет установить место поступления флюида по величине дроссельного эффекта на кривой термометрии (рис. 9). В случае притока воды или нефти эффект положительный, в случае притока газа ‑ отрицательный. В приведенном примере фиксируется поступление воды через негерметичное муфтовое соединение на глубине 1380 м. На кривой резистивиметра отмечается изменение удельного сопротивления жидкости, что подтверждает вывод о месте негерметичности колонны.

Места негерметичности обсадной колонны выше интервалов перфорации выделяются по увеличению градиента температур по сравнению с градиентами температур выше и ниже интервала негерметичности. При установлении мест негерметичности в интервалах между перфорированными пластами для более уверенной интерпретации следует использовать результаты механической и термокондуктивной расходометрии. Характерными признаками негерметичности обсадной колонны в зумпфе по данным термометрии являются:

1) резкое увеличение температуры в перемычках между пластами;

2) резкое приращение температуры в интервалах пластов- коллекторов, не вскрытых перфорацией;

3) отсутствие проявления дроссельного эффекта в перфорированном пласте на термограмме действующей скважины;

4) нулевой градиент температуры в зумпфе (термограмма располагается параллельно оси глубин).

Однако однозначно судить по этим признакам о негерметичности колонны нельзя, так как они являются одновременно и признаками затрубной циркуляции флюидов. Поэтому в таких случаях для выявления интервалов негерметичности колонны необходимо привлекать данные расходометрии и методов определения состава флюидов.

I ‑ геотерма; II ‑ замер после снижения уровня жидкости в стволе скважины на 200 м; 1 ‑ глина, 2 ‑ алевролит, 3 ‑ песчаник, 4 ‑ место притока воды

Рисунок 9 -. Определение негерметичности колонны по данным термометрии и резистивиметрии в скважине

Метод изотопов может быть использован для локализации мест негерметичности обсадных колонн в комплексе с другими связанный с методами ГИС.

Приток воды в скважину, работающую нефтью с водой, вследствие негерметичности колонны отмечается на плотностеграмме снижением показаний Igg от нефти к воде (рис. 10).

Наличие дефектов в цементном кольце и обсадных колоннах является причиной возникновения затрубной циркуляции флюидов и поступления воды в скважину.

I ‑ прямой зонд 50 см, II ‑ обращенный зонд 25 см; 1 ‑ цемент в затрубном пространстве, 2 ‑ приток нефти, 3 ‑ приток воды, 4 ‑ песчаник водоносный, 5 ‑ глина, 6 ‑ алевролит, 7 ‑ песчаник нефтеносный, 8 ‑известняк

Рис. 10. Выявление затрубной циркуляции воды в действующей скв. месторождения по данным комплекса ГИС [5]

2.6.          Расчет обсадной колонны

При расчете обсадных колонн на прочность определяются:

-       наружные избыточные давления (рассчитывают трубы на сопротивление смятию);

-       внутренние избыточные давления (рассчитывают трубы на сопротивление разрыву)

-       осевые растягивающие нагрузки (расчет на страгивание резьбовых соединений труб)

Основными расчётами обсадных колонн, являются расчёты на наружное и внутреннее избыточное давление и расчёт на растяжение.

Расчёт на внутреннее давление действующее на колонну.

Определим давление на устье при условии, что скважина заполнена пластовой жидкостью:

P_y = P_пл  – p_н g L =26,5×10⁵ – 840×9,8×2700 = 4,5 МПа             (5)

Определим давление опрессовки на забое:

P_оп = P_{оп у}  + p_оп g L =12500000 + 1000×9,8×2700 = 39 МПа    (6)

где P_{оп у}  - опрессовочное давление на устье скважины.

Определим давление в конце эксплуатации:

Pкэ = pн  g (L - hкэ) =  840×9,8×(2700 – 1200) = 12, МПа         (7)

Построим график внутренних давлений.

Рисунок 11 - График внутренних давлений

Расчёт на наружное давление действующее на обсадную колонну.

В не зацементированном интервале заполненным промывочной жидкостью, наружное давление определяется, как гидростатическое от столба промывочной жидкости.

Pн = pж g h                                                                (8)

В зацементированном интервале до затвердевания цемента, давление определяется по давлению столба промывочной жидкости и цементного раствора.

 Pн = pн g h  + pup g (L - h)                                      (9)

В случае когда обсадная колонна зацементирована разной плотности, то допускается использовать среднюю плотность раствора с учётом длины каждого интервала.

Pyp  =  =   = 1,585 г/см.³   (10)

Отсюда получим наружное давление до затвердевания цемента:

P_н=p_ж g h+p_up g(L-h)=1200*9,8*440+1585*9,8*(2700-440)=40,3 МПа     (11)

Определим наружное давление после затвердения цемента:

Pн = Pаст +P                                                                                       (12)

где P_аст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости содержащейся в порах затвердевшего цемента.

Pн=Pаст+P=Pн=pжgh+pupg(L-h)=1200*9,81*440+1100*9,8*(2700-440)=29,5МПа                                                                                     (13)

Построим график наружных давлений.

Определим внутренние избыточные давления действующие на обсадную колонну

В общем случае внутренние давления определяются как разность внутренних и наружных давлений на один и тот же момент времени, когда внутреннее давление в колонне достигает максимальных значений. Как правило это бывает при опрессовке обсадной колонны. Избыточное давление определяется для характерных точек, а распределение давления между ними принимается линейно.

Рисунок 12 - График наружных давлений

При определении внутреннего избыточного давления в продуктивной зоне пласта вне осложнённых условий, вводится коэффициент разгрузки цементного кольца – К. Это обусловлено допущениями которые приняты при составлении методики расчёта. Для обсадных колонн диаметром 146 мм, К=0,25.

3                   Экономический раздел

3.1  Организационная структура  ЦК и ПРС

Рис. 13. Организационная структура ЦП и КРС

ВСЕГО работников - 237 чел.

В том числе рабочие – 192 чел. РСиС - 45 чел.

В состав ЦП и КРС входят следующие бригады:

- бригада ПКРС.

- бригада по ремонту НКТ, штанг и доставки оборудования на скважины;

- бригада по глушении и приготовлению раствора;

- бригада по ППР инструмента и оборудования;

- бригада по ремонту НГН.

Бригада по подземному ремонту скважин является основным производственным подразделением цеха подземного ремонта скважин и первичным звеном трудового коллектива НГДУ.

Бригада ПиКРС выполняет следующие функции: монтаж и транспортировка оборудования; перебазирование подъемных агрегатов, транспортировка культбудки и оборудования, закрепленного за бригадой; подготовительно - заключительные работы при ремонте скважин; спуск - подъем подземного оборудования.

Основной задачей бригады по ремонту НКТ и штанг является своевременное обеспечение бригад ПКРС качественными трубами и штангами и выполняет следующие виды работ мойку НКТ. дефектоскопию НКТ, реставрацию резьбовых соединений НКТ. калибровку, отбраковку, сортировку НКТ. Эти работы выполняются на трубной базе ЦПКРС.

Основной задачей бригады по глушению скважин и приготовлению раствора является своевременное и качественное выполнение плана - графика подготовки скважин к подземному ремонту в целях недопущения простоя бригад подземного ремонта скважин и освобождение их от вспомогательных работ.

Для выполнения основной задачи бригаде по подготовке скважин к подземному ремонту возлагаются следующие функции:

- глушение скважин для выполнения подземного ремонта с использованием для этих цепей специализированной техники, материалов и необходимых данных по скважине;

- полив, слив и транспортировка жидкостей для глушения, приготовления

растворов;

- сборку нагнетательной линии для глушения скважин;

- сборку выкидной линии;

- разрядки скважин (стравливание давления) после глушения;

- ведение процесса химической обработки скважин.

Основной задачей бригады по ППР инструменты и оборудование является поддержание в работоспособном состоянии оборудования и инструментов, используемых в цехе и бригадах подземного ремонта скважин.

Бригада по ППР инструмента и оборудования в соответствии с основной задачей обеспечивает своевременный и качественный ремонт автоматов и подземного ремонта; ключей КНУ. механических и др.; мостков передвижных; автонаматывателей; осветительных установок; культбудок; устьевых арматур и т.д.

Основной задачей бригады по ремонту глубинных насосов является обеспечение бригад текущего и капитального ремонта качественно отремонтированными глубинными насосами.

Бригада по ремонту глубинных насосов в соответствии с основной задачей выполняет следующие функции:

- проводит ревизию и испытание новых насосов;

- отчистку, реставрацию, испытание насосов бывших в эксплуатации;

- разборку насосов для определения причин выхода в ремонт;

- подготовки насосов к отправке и отгрузки насосов в бригаду;

- ведет накопительную документацию к отправке насосов, причинам ремонтов.

Бригада по подземному и капитальному ремонта скважин является первичным звеном трудового коллектива цеха подземного и капитального ремонта скважин НГДУ.

Работой бригады руководит мастер по капитальному и подземному ремонту скважин, который назначается на должность и освобождается от нее начальником НГДУ по представлению начальника цеха.

Все распоряжения, относящиеся к производственной деятельности бригады, передаются рабочим только через мастера по капитальному и подземному ремонту скважин, а в его отсутствие - старшего по вахте. Указания мастера являются обязательными для всех подчиненных ему рабочих и рабочих других структурных подразделений НГДУ , участвующих в технологическом процессе ремонта скважин и могут быть отменены руководством цеха (управления), распорядителями работ по капитальному ремонту скважин отдела КРС НГДУ, представителями департамента супервайзерской службы ОАО  только через него.

3.2  Численно-квалификационный состав бригады ЦК и КРС

Количественно-квалификационный состав бpигады устанавливается в зависимости от сменности pаботы, сложности pемонтов скважин в соответствии с ноpмативами, утвеpжденными и ноpмативов численности, занятых в цехах и хозяйствах нефтегазодобывающих упpавлений.

Состав вахты бригад по капитальному и подземному ремонту скважин:

Старший вахты (оператор по подземному ремонту скважин или бурильщик КРС) – 1 чел.

Помощник (оператор по ПРС или помощник бурильщика КРС) – 1 чел.

Машинист подъемника – 1 чел.

Организация труда и рабочего места бригады ЦП и КРС

Бригада по подземному и капитальному ремонту скважин является основным производственным подразделением цеха подземного ремонта скважин и первичным звеном трудового коллектива НГДУ.

Непосредственное руководство бригадой осуществляет мастер. Все распоряжения, относящиеся к производственной деятельности бригады передаются рабочим только через мастера, а в его отсутствия старшего по вахте.

Бригада ПРС выполняет следующие функции:

- монтаж и транспортировка оборудования, перебазирование подъемных агрегатов, транспортировка культбудки и оборудования, закрепленного за бригадой подготовительно-заключительные работы при ремонте скважин, спуск-подъем подземного оборудования;

- внедряет прогрессивные методы работ, совершенствует материальное стимулирование непосредственно на рабочих местах, организует свою деятельность на условиях хозяйственного расчет;

- обеспечивает безопасность ведения работ, соблюдения противопожарных правил промышленной санитарии, гигиены труда и охраны окружающей среды на рабочих местах.

Таблица 6 - Численно-квалификационный состав бригады ПРС

Профессия	Разряд	Численный состав по категориям сложности
			I категории сложности	II категории сложности
Оператор по подземному ремонту скважин Машинист подъемника	6 5 4 6 5		- 1 1 - 1	1 - 1 1 -
Итого			3	3

Под рабочим местом при ПРС понимается часть рабочей зоны, оснащенная оборудованием и другими материально-техническими средствами труда, в которой постоянно или периодически находится рабочий (рабочие) при выполнении тех или иных операций процесса КРС.

Рациональная планировка рабочих мест составленная с учетом следующих требований

- максимальное освобождение рабочей площадки от оборудования, приспособлений и инструмента, неиспользуемого при выполнении данной работы;

- минимальные затраты времени на подноску и подготовку к работе инструментов и приспособлений;

- постоянство мест их размещения;

- обеспечение безопасности при выполняемых работах.

Бригада по ПРС устанавливается план-заказ, утвержденный ведущим геологом ЦДНГ, согласованный ведущим инженером и технологом ЦПиКРС. Бригаде выдается нормированный наряд с указанием общей нормативной продолжительности работ на:

- переезд на скважину;

- подготовительно-заключительные работы;

- подъем - спуск глубинно-насосного оборудования;

- глушение,

- промывка перед запуском;

- пропарка НКТ, штанг;

- мелкие ремонтные работы.

В период с 1 ноября по 31 апреля к нормам времени применяется коэффициент 1,2.

Дополнительные операции, которые могут возникнуть в процессе ремонта скважин прилагаются отдельным перечнем работ к наряду бригады на ремонт скважины.

Перечень дополнительных операций при прободении ПРС

1. Промывка забоя, спуск - подъем пера - по норме

2. 3акачка ингибитора, спуск-подъем воронки - по норме

З. Геофизические исследования

а) со спуско-подъемом труб - по норме

б) без спуска - подъема триб - по норме

4. Ремонт запарафиненных скважин - по факту

5. Ликвидация аварий, технологических осложнений - по факту

6. Экспериментальные работы при внедрении новых технологий и оборудования - по факту

Причины повторных работ и осложнений расследуются комиссией в составе представителей ЦДНГ, ведущего инженера и инженера ЦП и КРС.

План-заказ, пронормированный инженером по организации и нормированию труда, является основный исходный документом для начисления заработной платы.

Дополнительный перечень работ, неуказанный в план -заказе также нормируется и уплачивается после утверждения акта ведущий инженером (инженером - технологом 1 категории) ЦП и КРС.

По истечению отчетного месяца мастер ПКРС составляет наряд - задание с указанием соответствующих данных членов бригады, нормативные и фактической продолжительности выполненных ремонтных работ.

Рабочие занимающиеся капитальным ремонтом скважин оплачивается по сдельно-премиальной системе.

Технологические необходимые работы и технологические перерывы на которые нет норм времени оплачиваются по временным тарифным ставкам рабочих бригад ЦКРС.

Рабочие занимающиеся текущим ремонтом скважин оплачиваются по повременно-премиальной системе с выдачей нормированных заданий, за конечные результаты труда. Оплата производится по разряду выполняемой работы за фактически отработанное время согласно табельного учета рабочего времени.

Оплата работы в вечернее и ночное время, простоев, ликвидации аварий и брака при ремонте скважин производится по действующему законодательству и в соответствии с отраслевыми постановлениями.

Бригада ПРС, при выполнении работ по поддержанию закрепленного за нею фонда скважин в работоспособном состоянии меньшим числом рабочих производится доплата за расширение зоны обслуживания, в пределах фонда заработной платы бригады и высвобожденной численности против нормативов.

3.3 Экономическая эффективность применения стальных пластырей для ликвидации негерметичности обсадной колонны

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что область применения тонкостенных продольно-гофрированных стальных пластырей не ограничивается только восстановлением герметичности обсадных колонн эксплуатационного фонда. Они могут быть использованы при строительстве и закачивании скважин, а также для повышения прочностных свойств обсадных труб в скважинах с аномальным давлением и другими геологическими особенностями.

В скважинах эксплуатационного фонда широкое применение получили стальные продольно-гофрированные пластыри, которые устанавливают на поврежденные или негерметичные резьбовые соединения, перфорационные отверстия, локальные повреждения (трещины, износ, коррозия), а также при восстановлении герметичности разорванных труб.

Установка пластырей в открытом стволе скважины является перспективным техническим решением для временной и промежуточной изоляции поглощающих и проявляющих горизонтов при строительстве скважин. Стендовые и промышленные испытания показали, что наиболее перспективны стальные двухканальные профильные перекрыватели.

3.5  Расчёт экономической  эффективности от внедрения  метода  ремонта обсадных колонн стальными пластырями

Одним из перспективных направлений ремонтно-изоляционных работ является метод ремонта обсадных колонн стальными продольно-гафрированными пластырями.

Сущность метода заключается в усилении крепи скважин в месте ее повреждения путем расширения и запрессовки стального пластыря внутри обсадной колонны. Процесс транспортировки, расширения запрессовки осуществляется специальным устройством «Дорном».

В интервале ремонта после запрессовки пластыря образуется двухслойная обсадная труба, зазоры между слоями которых заполняется уплотняющим составом, нанесенным на наружную поверхность пластыря. Весь процесс расширения и запрессовки происходит за один спуск инструмента в скважину.

   База сравнения и метод расчета эффективности.

За базу сравнения принимается метод герметизации обсадных колонн цементными заливками, имеющий широкую область применения и обеспечивающий наилучшие результаты в сопоставимых условиях среди существующих методов устранения негерметичности обсадных колонн.

Экономическая эффективность ремонтных работ в общем виде формируется за счет следующих основных эффектообразующих факторов:

сокращение времени проведения одного ремонта;

снижение стоимости проведения одного ремонта;

повышение успешности выполняемых работ;

увеличение времени межремонтного периода.

Исходные данные и расчет годового экономического эффекта.

Источником получения исходных показателей для расчета годового экономического эффекта от применения стальных пластырей являются акты внедрения новой технологии, отчетные данные служб УПНС и КРС,НГДУ.

Годовой экономический эффект от внедрения стальных пластырей определяется по формуле:

Э1=(С1*∆К,                               (14)

где С1, С2 – стоимость проведенного ремонта скважины по вариантам;

У1, У2 – коэффициенты успешности по вариантам;

А2 – годовой объем ремонтов, скважин;

Ен – коэффициент сравнительной эффективности, Ен=0,15;

∆К – дополнительные капитальные вложения.

Таблица  4 - Исходные показатели для расчета годового экономического эффекта от применения стальных пластырей

№ п/п	Показатели	Базовый вариант: цементная заливка	Новый вариант: стальной пластырь
1	2	3	4
1.	Объем внедрения, скважин	27	27
2.	Коэффициент успешности	0,6	0,9
3.	Общее количество проведенных ремонтов	45	30
4.	Среднее производительное время одного успешно проведенного ремонта, час	355	314
5.	Стоимость 1 часа бригады КРС, руб	710	710
6.	Средняя стоимость выполненного ремонта, руб.	710*355= 252050	710*314= 222940
7.	Среднее время действия эффекта сохранения герметичности, У1, У2	9	12
8.	Затраты на НИР, руб.	-	350000

 Э=(252050* *   -222940**27-0,15*350000=8331400 руб.    (15)

или 310  тыс. рублей в расчете на одну скважину.

 4.4  Технико-экономические показатели деятельности ЦК и ПРС

Таблица 7 - Технико - экономические показатели ЦП и КРС, их анализ

Наименование	Ед.	Год		Абс.	Относ.
	изн.	2014	2015	откл.	откл.
1	2	3	4	5	6
Кол-во закон, скважин	скв.	1563	1620	57	103,6
в т.ч. подземным рем-м	скв.	1056	1170	114	110,8
Численность	чел.	103	107	4	3,9
Кол-во бригад	шт.	23	23	-	-
из них бр.подз.рем. бр. кап.рем.	шт.	18	18	-	-
	шт.	5	5	-	-
Объем выпол.работ	Т.Р.	20441,4	60189,6	39748,2	194,4
Кол-во вахт	вахт	161	161	-	-
Производительность труда	тр/ч	198,5	562,5	364	183,4
Производительность труда ПРС	скв/ч	1,796	1,991	0,195	10,9
Количество скважин на одну вахту ПРС	-	8,81	9,38	0,57	6,5
Нормативное время текущ. в т.ч. КРС	бр/ч	37271	42258	5037	13,5
Стоимость выполненного объема Всего В т.ч. ПРС КРС	т.р.	20651,6 19069,9 1581,7	37858,1 31196,1 6662,0	17206,5 12126,2 5080,3	88,3 63,6 321,2
Стоимость 1бр/ч всего	руб	555	896	341	61,4
Время по зак.скваж.	бр/ч	39373	43057	3684	9,4
Сред. продол. ремонта	ч.	213	202	-	-
Козф.производ.времени	козф	0,923	0,924	0,01	100,1
Средняя з/пл. 1-го работ.	руб.	5478	6309	831	107,9
Фонд з/платы всего	т.р.	2121,8	4245,0	2223,2	104,8
Стоимость по закон. скв. в т.ч. ПРС КРС	т.р.	2076,4 18718,7 1691,7	40530,3 29924,4 10600,4	20113,9 11205,7 8908,7	985 59,9  324,4
Средняя стоим, ремонта в том числе ПРС КРС	т.р.	110,4 120,0 58,5	190,3 193,1 182,8	79,9 73,1 124,3	72,4 60,9 223,5

4.Охрана труда

Закачка рабочих агентов в пласт осуществляется подготовленной бригадой под руководством ответственного лица из числа ИТР, назначенного приказом по предприятию, производящему работы. До проведения закачки должны быть разработаны план производства работ на конкретной скважине и план ликвидации возможных аварий, утвержденные главным инженером предприятия.

Ответственный за закачку реагентов обязан:

а.       знать инструкцию по технике безопасности;

б.     ознакомить исполнителей с характером работ, мерами предосторожности, расположением оборудования и режимом его работы;

в.      произвести проверку применяемого оборудования;

г.      не допускать расстановку агрегатов, автоцистерны и спецоборудования под действующими линиями электропередач;

д.     обеспечить место работ средствами пожаротушения (огнетушители, кошма, песок).

Работы должны проводится в светлое время суток или при освещении 20 люкс.

Технические средства, используемые для подготовки и закачки рабочих агентов, должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-74, ОСТ 39064-74, РД 39-32-617-81. Не допускается использование неисправных технических средств.

Передвижное оборудование и спецтехника должны располагаться с наветренной стороны на расстоянии не менее 20 м от скважины на площадке с уклоном не более 3° и оборудоваться искрогасителями.

Токсикологические характеристики реагента СНПХ-5313

Реагент относится по токсикологическим характеристикам к малоопасным веществам (4 класс опасности).

Реагент обладает кумулятивными свойствами; кожно-резорбтивными, местно-раздражающими, аллергенными и мутагенными свойствами не обладает.

Реагент действует на слизистые оболочки глаз, при ингаляционном поступлении раздражает верхние дыхательные пути. Ориентировочно безопасный уровень воздействия (ОБУВ) для воздуха рабочей зоны-8,45 мг/м³.

Ориентировочно допустимый уровень (ОДУ) для источников хозпитьевого назначения-0,08 мг/л.

Пожароопасные свойства реагента СНПХ-5313.

По пожароопасным свойствам реагент СНПХ-5313 относится к группе легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ).

Температура вспышки реагента СНПХ-9633-230 °С.

Температура воспламенения реагента СНПХ-5313 (от открытого источника огня)- минус 14 °С, температура самовоспламенения- 560 °С.

При возникновении загорания применяют песок, асбестовое одеяло, пенные и углекислотные огнетушители.

При работе с СНПХ-5313 необходимо пользоваться спецодеждой, защитными очками, резиновыми сапогами перчатками из кислотостойкой резины и фартуками из кислотостойкой ткани, респираторами РИГ-673. При работе в замкнутом помещении, без тяги или при сильном испарении химреагентов необходимо использование противогаза марки БКФ.

Обслуживающий персонал должен до начала работ пройти специнструктаж, а также подвергаться предварительному и периодическим медицинским осмотрам.

При появлении признаков отравления (головной боли, головокружения, тошноты, рвоты, потери аппетита, сна) следует обратиться к врачу и сообщить руководителю работ.

Категорически запрещается принимать реагенты для нужд, не связанных с их прямой целью.

В зоне работы с химреагентами запрещается хранение и прием пищи и воды на расстоянии не менее 30 м.

При попадании кислоты на кожу или в глаза немедленно приступают к обильной промывке глаз водой и раствором 2 %-ного карбоната натрия для нейтрализации остаточной кислоты. После оказания первой помощи пострадавший срочно направляется в медицинское учреждение.

Категорически запрещается попадание химреагентов в водоемы, канализационные системы, почву.

С целью исключения попадания химреагента в воздух рабочей зоны требуется обеспечить необходимую герметичность емкостей, оборудования, коммуникаций.

Охрана окружающей среды обеспечивается, в основном, мероприятиями, выполняемыми при обустройстве и эксплуатации нефтяных месторождений:

-       Изоляция водоносных горизонтов в скважинах от продуктивных пластов;

-       Контроль качества подземных вод, являющихся источником водоснабжения, путем сбора и анализа проб;

-       Использование замкнутой системы сбора, подготовки и закачки обратно в пласт отделенных от нефти вод;

-       Герметичность запорной арматуры и нагнетательных линий, которые должны быть опрессованы на 1,5- кратное ожидаемое давление нагнетания и исключение попадания химреагентов на землю и в водоемы;

-       Утилизация жидкостей, извлекаемых из скважины, в соответствии с требованиями окружающей среды;

-       Наличие металлической емкости в объеме не менее 25 м для аварийного сброса технологических жидкостей;

-       Детальное ознакомление производителей работ с технологией использования химических продуктов, со свойствами этих продуктов, правилами работ с ними на промысловых объектах, контроль за проведением работ.

5 Противопожарная защита

Нефть и попутный нефтяной газ являются горючими и взрывоопасными веществами. По пределам воспламенения, температуре вспышке и температуре самовоспламенения они относятся к весьма взрывоопасным (нижний концентрационный предел взрываемости менее 10% по объёму в воздухе) и легко воспламеняющимся (температура вспышки до 45° С) веществам. В связи с этими требуется строгое соблюдение мер пожарной безопасности.

Взрыв или пожар могут возникнуть при следующих необходимых условиях: наличие горючего в определённом соотношении с воздухом (в пределах взрывоопасных концентраций), появление источника или импульса воспламенения с достаточной для зажигания энергией.

Отсутствие хотя бы одного из этих условий исключает возможность горения – быстрого пламенного окисления с большим выделением тепла и продуктов сгорания (газы, пары, сажа, дым).

Причинами воспламенения могут быть открытый огонь, сильный нагрев, искры от электрооборудования, ударов, трения, разрядов статического и атмосферного электричества, самовозгорание пирофоров (отложения сернистого железа, промасленная ветошь, сажа, уголь и др.).

Строго запрещается пользование огнём на пожароопасных объектах. Огневые работы (газопламенная резка, сварка) проводятся по специальному разрешению при тщательной подготовке, гарантирующей пожарную безопасность. Чтобы исключить высекание искр при ударах, пользуются омеднённым слесарным инструментом, спецобувью без стальных гвоздей и подковок, выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания снабжаются искрогасителями, а дыхательная арматура резервуаров – огнепреградителями. Автоматические электрические датчики должны быть искробезопасными, что достигается ограничением электрического напряжения и силы тока в цепях с различной индуктивностью. В этом случае возникающие искры не обладают энергией, достаточной для воспламенения горючих паров и газов (менее 0,2 мДж).

Для защиты от статического электричества, возникающего при трении ременных передач, перемешивании и разбрызгивании нефти, истечении газов и паров с механическими примесями, применяется надёжное заземление всех металлических частей (цистерны, резервуары, трубопроводы, эстакады, наконечники шлангов и др.), на которых может создаваться опасный электрический потенциал. Электризуются вещества, обладающие высоким удельным электрическим сопротивлением (около 109 Ом·м).

От прямых ударов молнии и вторичных её проявлений (статическая и электромагнитная индукция) производственные объекты защищают стержневыми или тросовыми молниеотводами с сопротивлением заземления не выше 10 Ом. Защитная зона одиночного стержневого молниеотвода представляет собой конус с ломаной образующей, радиус основания которого в 1.5 раза больше его высоты. Все металлические части должны быть соединены в единую электрическую цепь и также заземлены.

В качестве огнегасительных веществ применяют воду в виде струй, пара или в распылённом состоянии, твёрдые вещества (песок, кошмы), инертные газы (азот, двуокись углерода), галоидопроизводные составы, пены (химическая и воздушно-механическая).

Пожар можно ликвидировать механическим воздействием на пламя, изоляцией его от воздуха, охлаждением или удалением горючих веществ из очага горения. Для этой цели используют огнегасительные вещества и противопожарное оборудование: водяные гидранты, шланги, стволы, пеногенераторы, пенокамеры, пенозакидные мачты и др.

У скважин и других объектов должен быть первичный инвентарь для пожаротушения: ящики с песком, лопаты, совки, ломы, топоры, кошма огнетушители пенные (ОП–5) и углекислотные (ОУ–2, ОУ–5). Этот инвентарь используется только по прямому назначению. Обслуживающий персонал должен уметь его эффективно применять.

При освоении, эксплуатации и ремонте нефтяных скважин могут возникнуть опасные открытые фонтаны, которые воспламеняются от искр и огня. Для их тушения используют мощные струи воды, газовый поток от реактивной установки, взрывчатые вещества. Для закрытия фонтанов применяют специальные приспособления и устройства (фланцы, лубрикаторы, арматуру, труборезки и др.).

С пожарной командой должна быть обеспечена надёжная связь. Команда имеет необходимое оснащение (пожарные машины, цистерны, насосы и др.).

В НГДУ дополнительно создаются специализированные части (горноспасательные, военизированные, по ликвидации фонтанов).

Контроль за выполнением противопожарных мероприятий осуществляет Госпожнадзор, управление охраны труда и военизированных специальных частей.

6        Охрана недр и окружающей среды

Воздух.

Под загрязнением окружающей среды понимается всякое искусственное или естественное изменение физических, химических и биологических характеристик атмосферы, земли и воды, ухудшающее условия жизнедеятельности растительных или животных организмов немедленно, а также в будущем.

В нефтяной промышленности множество объектов и различных технологических процессов, служащих источниками утечек углеводородов (или других рабочих агентов) и загрязнения окружающей среды. Наиболее губительны для здоровья людей токсичные соединения свинца и серы.

Атмосфера в районах добычи нефти загрязняется сернистыми соединениями в результате сжигания минерального топлива в стационарных установках. Сера может содержаться в виде соединений в угле, нефти, природном и нефтяном газе некоторых месторождений. При сжигании газа в факелах сернистые соединения улетучиваются в атмосферу.

При эксплуатации нефтегазовых месторождений воздух загрязняется главным образом при подготовке, транспорте и хранении нефти и газа из-за неисправности элементов оборудования замерных установок, системы сбора продукции скважин и испарений нефти из ёмкостей, отстойников, резервуаров, открытых амбаров и др.

Общее количество вредных выбросов в районах добычи нефти и газа можно снизить совершенствованием технологических процессов и широким внедрением различных методов утилизации и очистки газа.

Почва и растительный мир. В процессе разработки нефтегазовых месторождений почва загрязняется нефтью, нефтепродуктами, различными химическими веществами и высокоминерализованными сточными водами.

При разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений предотвратить загрязнение почвы и сохранить растительный мир можно в результате следующих мероприятий:

1. Разработки и внедрения эффективных методов и средств отделения выбуренной породы (шлама) от буровых сточных вод и вывоза его в специально отведённые места.

2. Уменьшение объёмов использования промывочных растворов за счёт повторного использования буровых сточных вод, улучшения техники и технологии их очистки.

3. Закачки отходов бурения в поглощающие и под продуктивные пласты и внедрения новых способов передвижения буровых вышек.

4. Строительства ледовых дорог с учётом особенностей северных районов.

5. Разработки и внедрения микробиологической очистки почв от загрязнений нефтью и нефтепродуктами.

6. Ускорения строительства систем сбора и переработки нефтяных газов и газоконденсата.

7. Прокладки трубопроводов (в высоких широтах) наземным способом на опорах или насыпном основании.

8. Строгого регламентирования передвижения транспортных средств в зонах промышленных и сельскохозяйственных земель.

Недра.

В процессе бурения и эксплуатации нефтяных месторождений создаются условия для нарушения экологического равновесия недр. Так, длительная практика заводнения продуктивных пластов на некоторых нефтяных месторождениях показывает, что с ростом объёмов закачки существенно уменьшаются минерализация пластовой воды и концентрация хлоридов и увеличивается концентрация сульфатов.

Закачка в пласты пресных, промысловых, сточных и морских вод и смещение их в различных сочетаниях изменяют химический состав пластовых вод. К закачке сточных вод в поглощающие горизонты нефтяных месторождений предъявляются повышенные требования, и допускается она в определенных гидрогеологических условиях, а именно – при достаточной толщине и значительном простирании пласта, его высокой проницаемости, значительной глубине залегания и наличии надёжных водоупорных слоёв, изолирующих поглощающий горизонт от горизонтов с пресными или целебными водами, достаточном удалении от области питания данного горизонта.

Предотвратить загрязнение недр и подземных водных источников можно при выполнении следующих мероприятий:

1. Широкое внедрение в районах добыче нефти замкнутых систем водоснабжения с ограниченным забором свежей воды и максимальным использованием для заводнения пластов промысловых сточных вод.

2. Внедрение эффективных методов и способов подготовки нефти, газа и пластовых вод с целью снижения потерь углеводородов.

3. Замена водяного охлаждения действующих систем (УКПН, газокомпрессорных станций и др.) воздушным.

4. Использование передвижных металлических ёмкостей для сбора нефти при освоении, глушении и подземном ремонте скважин с последующей транспортировкой её на нефтесборные пункты.

5. Внедрение надёжных методов защиты оборудования и коммуникаций от коррозионного воздействия.

6. Использование эффективных диспергирующих средств, для удаления нефти и нефтепродуктов с поверхности водоёмов.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ). ПАВ при закачке в пласт адсорбируется на поверхности поровых пространств, на границах раздела нефть – вода и понижает поверхностное натяжение. Некоторые ПАВ даже при небольшой концентрации значительно снижают поверхностное натяжение на границе с нефтью и твёрдой поверхностью.

ПАВ представляют собой органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, входящих в состав нефти, а также из спиртов, фенолов, жирных кислот и щелочных солей – мыл и выпускаемых нефтехимической промышленностью синтетических жирозаменителей и моющих веществ. Некоторые ПАВ помимо уменьшения поверхностного натяжения способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т.е. ухудшают их способность смачиваться водой. При закачке ПАВ в пласт, поверхность после адсорбции становится гидрофобной. Плёночная нефть, отрываясь от твёрдой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.

Гидрофобизация стенок поровых каналов породы пласта также способствует повышению водоотдачи и снижению водонасыщенности призабойной зоны. В результате обработки призабойной зоны раствором ПАВ проницаемость породы для нефти увеличивается, а для воды уменьшается. Следовательно, при этом восстанавливается дебит скважин по нефти и уменьшается дебит воды. Раствор ПАВ способствует удалению из поровых каналов твёрдых тонко- и мелкодисперсных частиц.

Преимущество применения водных растворов ПАВ для увеличения нефтеотдачи – малый объём капитальных вложений, простота изготовления и обслуживания установок по приготовлению и дозировке, возможность их быстрого использования на нефтедобывающих предприятиях. Таким образом, применение ПАВ – один из наиболее простых методов, повышающих эффективность разработки нефтяных месторождений.

При разработке месторождения для обеспечения безопасности населения должны руководствоваться с действующими законами, постановлениями и положениями.

При бурении и эксплуатации скважин проводятся следующие мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей среды:

1. Рациональная схема снятия и сохранения плодородного слоя почвы при строительстве нефтяных скважин и восстановление земель по окончании строительства.

2. Замкнутая система водоиспользования на буровой.

3. Переход на стационарную ёмкостную циркуляционную систему для бурового раствора по мере поступления соответствующего оборудования.

4. Реализация комплекса мероприятий по обеспечению герметичности цементного кольца за колонной в условиях повышенных перепадов давлений между разобщёнными пластами.

5. Изоляция поглощающих горизонтов в необсаженном стволе скважины до крепления колонны.

6. В ликвидированных скважинах против интервалов продуктивных пластов устанавливают цементные мосты, а устья скважин должны быть оборудованы цементной тумбой.

7. В эксплуатационных скважинах при необходимости производить термометрирование и исследование резистивиметром для определения состояния колонны и заколонного пространства.

8. Нагнетательные скважины, закачивающие сточные воды оборудуются пакером, футерованным НКТ, а межтрубное пространство заполняется антикоррозионной жидкостью.

9. В скважинах, оборудованных ШГН, применяют самоуплотняющийся сальник СУСГ-2.

10. В нагнетательных скважинах исследуется герметичность колонн.

11. Сбор продукции скважины осуществляется в герметизированной системе.

12. Предусматривается максимальная утилизация газа.

13. Сбор и подготовка нефти и воды осуществляется в соответствии с «Унифицированными технологическими схемами и комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды в нефтедобывающих районах».

14. Предусматривается очистка сточных вод, используемых в системе ППД, до установленных кондиций.

15. Строительство установок для предварительного сброса попутной воды, добываемой с нефтью.

16. Территория скважины оборудуются бетонированной площадкой.

17. Для технологической жидкости (глинистый раствор, пластовая вода и другие промывочные жидкости) применяют оборудование с герметизированной системой.

18. Производят обвалование территории вокруг нефтепромысловых объектов и скважин.

19. Осуществляется проверка и ревизия скважин с целью выявления и ликвидации пропусков нефти и газа.

20. Контролируется состояние родников и колодцев.

7        Безопасность жизнедеятельности

Согласно «Конституции Российской Федерации», статья 37 п.3, каждый человек имеет право на труд в условиях, отвечающих требованиям безопасности и гигиены. На основании этого разработан Трудовой кодекс РФ (ТК РФ), который обязывает работодателя обеспечивать безопасность и условия труда, соответствующие государственным нормативным требованиям охраны труда (обеспечить безопасность жизни и здоровья рабочего, предотвратить возникновение и развитие профессиональных заболеваний, а так же обеспечить благоприятные условия труда). При выполнении вышеперечисленных требований повысится производительность и уменьшиться себестоимость выпускаемой продукции.

В настоящем разделе:

-       проведен анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на рабочего;

-       дана оценка безопасности рассмотренных опасных и вредных производственных факторов на рабочего;

-       проведен анализ существующих средств защиты от воздействия рассмотренных опасных и вредных производственных факторов на рабочего;

-       проведена разработка инженерного решения по расчету молниезащиты буровой площадки

Анализ наиболее опасных и вредных производственных факторов, воздействующих на оператора при бурении скважины.

Рабочее место располагается на открытом воздухе, где находится обслуживаемое оборудование (буровая установка, насосные агрегаты, трубопроводы, автоцистерны, блок манифольда), а также инструменты и приспособления для выполнения ремонтных работ на производстве.

На рабочего действует большое количество опасных и вредных производственных факторов, которые могут привести к травме или другому внезапному резкому ухудшению здоровья и заболеванию или снижению работоспособности. Рассмотрим подробно наиболее опасные и вредные производственные факторы, возникающие при выполнении работ. (ГОСТ 12.0.003-74 ССБТ «Опасные и вредные производственные факторы. Классификация»).

Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека

Оборудование, находящееся в пределах рабочей площадки (насосы, ротор, подъемник), работает от электрического тока. Как следствие, существует вероятность поражения электрическим током рабочего. Проходя через человека электрический ток воздействует на организм следующим образом:

Биологическое воздействие. Выражается в раздражении и возбуждении живых клеток организма, что приводит к непроизвольным судорожным сокращениям мышц, нарушению нервной системы, органов дыхания и кровообращения. При этом могут наблюдаться обмороки, потеря сознания, расстройство речи, судороги, нарушение дыхания (вплоть до остановки). Тяжелая электротравма нарушает функции мозга, дыхания, сердца до полной их остановки, что приводит к гибели пострадавшего. Наиболее частой причиной смерти от электротравмы является фибрилляция желудочков сердца, при которой нарушается сократительная способность мышц сердца.

Электролитическое воздействие. Проявляется в разложении плазмы крови и др. органических жидкостей, что может привести к нарушению их физико-химического состава.

Термическое воздействие. Сопровождается ожогами участков тела и перегревом отдельных внутренних органов, вызывая в них различные функциональные расстройства. Ожоги вызываются тепловым действием электрического тока или электрической дуги.

В настоящее время, согласно ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ «Средства защиты работающих. Классификация», существуют следующие средства защиты от повышенного значения напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека:

-       оградительные устройства;

-       устройства автоматического контроля и сигнализации;

-       изолирующие устройства и покрытия;

-       устройства защитного заземления и зануления;

-       устройства автоматического отключения;

-       устройства выравнивания потенциалов и понижения напряжения;

-       устройства дистанционного управления;

-       предохранительные устройства;

-       молниеотводы и разрядники;

-       знаки безопасности.

Литература

1. Амиров А.Д., Карапетов К.А., Лемберанский Ф.Д., Яшин А.С.,

Джафаров Н.А.  Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин. - М., 2014.

2. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г Юсупов М.Г. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. - М., 2014.

3. Блажевич В.А., Умрихина Б.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений., - М., 2013.

4. Временное методическое руководство на основные виды водоизоляционных работ.-ТатНИПИнефть, Бугульма, 2012.

5. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А. Тампонажные (изоляционные) материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. - Уфа, 2014.

6. Справочное руководство по изоляции водопритоков в скважинах. - ОАО «Татнефть», Альметьевск, 2013.

6.                 В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев Справочник мастера  по капитальному ремонту скважин. М., 2013.

7.                 Е.И. Бухаленко, В.Е. Бухаленко. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М., 2012.

8.                 Ю.И. Вадецкий. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., 2013.

9.                 Т.И. Колесникова, Ю.Н. Агеев. Буровые растворы и крепление скважин. М., 2014.

10. П.В. Куцын. Охрана труда в нефтяной промышленности. М., 2012.

11.  http://www.refsru.com/referat-6325-5.html