Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади

В 1999г. профилактические промывки скважин производились следующими растворами (дистиллятом смесью дистиллята с нефтью (НДС), горячей нефтью, водным раствором МЛ-80) в колличестве 1057 обработок за год. К 2002 г, этот показатель уменьшился и составил 142 промывки, а к 2003г -90 промывок.

Такое сокращение промывок связано с малой эффективностью применяемого метода и с внедрением более эффективных методов (скребков, НКТ с защитным покрытием и т.д.) Тенденция сокращения промывок имеет место и на сегодняшний день.

4 Пропарка манифолъда и нефтепровода.

С применением скребков - центраторов, колонна НКТ лучше защищена от отложений АСПО, в связи с этим отложение парафина все более смещается к устью скважины, а это ведет к запарафиниванию устьевой арматуры. В связи с этим, количество пропарок устьевой арматуры увеличилось и составило в 2003 году 76 пропарок манифолъда.

Если сравнить применяемые методы в 2002г, и в 2003г (рис 13, по табл 14), то можно сделать вывод, что к 2003г., увеличилось количество внедрения скребков, уменьшились профилактические промывки. Центраторы - депарафинизаторы, скребки завода «Радиоприбор», магнитные депарафинизаторы, микробиологические обработки не применялись.

На сегодняшний день не применяются:

1. Микробиологические обработки скважин, как не эффективные.

Магнитные депарафинизаторы, начиная с 1999 г, они не применяются, как не эффективные.

Ингибиторы парафиноотложения, из-за высокой стоимости затрат на внедрение.

Электропрогрев НКТ, как экономически не выгодный.

3.7 Контроль за работой скважин, на которых применяются методы борьбы с АСПО

В технологической службе промысла имеется список скважин парафинистого и осложненного фонда . Именно на этих скважинах применяются средства борьбы с АСПО и за ними ведется постоянный контроль. Контроль заключается в следующем:

1. Два раза в месяц снимается диннамограмма работы глубинно-насосного оборудования. Динамометрирование осуществляется при помощи приборов для записи или визуального наблюдения динамограмм - динамографов или динамоскопов. На промыслах применяется динамограф ДГ-3 (ГДМ-3). С помощью диннамограммы определяются качественные показатели работы глубинно-насосного оборудования: Во первых, определяются отдельные параметры пласта и скважины и проверяется режим работы насосной установки. Во вторых, проверяется исправность работы штангового насоса и выявляются механические неисправности отдельная узлов подземного оборудования: негерметичность приемного и нагнетательного клапанов насоса, влияние газа, прихват плунжера, обрыв штанг, неправильность монтажа насоса, негерметичность труб.

Динамограмма штангового насоса представляет собой замкнутую кривую. Она записывается на бумажной ленте в промежуточной системе координат. Размеры и форма динамограммы определяются длиной хода полированного штока и действующих на него усилий, которые, в свою очередь , зависят от глубины спуска и диаметра насоса, числа качаний и от характера нарушений в подземном оборудовании или гидростатической нагрузки на плунжер. Неисправности насосной установки и другого глубинно-насосного оборудования можно определить по динамограмме, т.к. они влияют на форму и размеры динамограммы.

2. На скважинах подверженных запарафиниванию проводят периодический демонтаж: устьевой арматуры и наблюдают за интенсивностью парафинизации. Задача работников промысла не допустить полной парафинизации оборудования устьевой арматуры. Для этого периодически проводят пропарку устьевой арматуры с помощью ППУ. Когда расстояние от насоса до устья защищено скребками-центраторами, центраторами-депарафинизаторами, применением НКТ с защитным покрытием), то отложение парафина происходит в устьевой арматуре, поэтому так важно следить за ее исправностью и своевременно применять меры по предупреждению и удалению парафина. Периодичность пропарки определяют по наличию парафина и скорости его отложения в устьевой арматуре.

3. Ежедневно производят замер дебита жидкости на групповых замерных установках и находят зависимость «дебит- динамический уровень» Изменения динамического уровня измеряют с помощью эхолота. Если дебит жидкости уменьшается то происходит увеличение столба жидкости в затрубном пространстве (при условии что Рпл. постоянно) При этом Ндин уменьшается. По мере уменьшения Ндин судят о запарафинивании НКТ, при котором происходит уменьшение проходного сечения труб, что ведет к уменьшению дебита и неполадкам в работе глубинно-насосного оборудования.

4.Замеряют давление с помощью манометра. Изменение давления во времени фиксируется при помощи манометра, установленного на манифольде устьевой арматуры. По результатам замеров забойного (или затрубного) давлений и дебитов строится индикаторная кривая восстановления давления, а на основании серии определений динамического уровня получается кривая воcстановления уровня.

По кривым воcстановления уровня или давления определяется коэффициент продуктивности скважины.

Контроль технического состояния объектов насосной нефтедобычи по замерам дебита и динамометрирования (телединамометрирования) осуществляется на нижнем уровне т.е., в цехе.

Вся информация о выявленных аварийных случаях передается в центральную инженерно-технологическую службу(ЦИТС). В центральной диспетчерской службе ЦДНиГ-1 формируются графики движения бригад текущего и капитального ремонтов.

3.8 Расчет подбора глубинно-насосного оборудования скважины при внедрении скребков

Исходные данные

Расчеты проводятся для скважины 6029. Глубина скважины L=1800 м, забойное давление Рзаб=9 МПа, планируемый дебит жидкости Qжд=25м3/с, объемная обводненность продукции 0,6, плотность дегазированной нефти 870 кг/м3, плотность пластовой воды 1180 кг/м, плотность газа 1,2 кг/м3, кинематическая вязкость жидкости 1,9*10-6м2/с, газовый фактор Г0=54м3/т, давление насыщения нефти Рнас=8 МПа, устьевое давление Ру=1,2 МПа, средняя температура скважины Т=343 К, объемный коэффициент нефти вн=1,13, процентное содержание воды в нефти nв=38%

Расчет и подбор глубинного оборудования.

Обоснование выбора компоновки ШСНУ.

1.Для откачки обводненной смеси давление на приеме насоса

Рпн = 0,3 * Рнас (1),

где Рпн - давление на приеме насоса, МПа

Рнас - давление насыщения МПа

2.Определяем глубину спуска насоса

(2),

где ссм - плотность смеси кг/м3

Нскв - глубина скважины м

Рн - давление на приеме насоса, МПа

Рзаб.опт - давление забойное опт., МПа

Рзаб.опт = Рнас

3.Определяем плотность пластовой жидкости с учетом процентного содержания воды в нефти 38%,т.к. nв 80% ,то

(3),

где в - объемный коэффициент нефти

сн - плотность нефти кг/м3

сг - плотность газа кг/м3

св - плотность пластовой воды кг/м3

G - газовый фактор м3/т

4.Определим расход газожидкостной смеси при давлении Рпн

(4),

где Qнд - планируемый дебит жидкости м3/с

Яв - объемная обводненность продукции

Qнд = 25* (1-0,6) = 10т/сут

5.Объемные коэффициенты нефти вн(р) и жидкости вж(р) рассчитываются:

(5),

где, вн - объемный коэффициент нефти

Рнас - давление насыщения нефти, МПа

где, вн - объемный коэффициент нефти

Рнас- давление насыщения нефти МПа

6.Расход жидкости.

(6),

7.Количество растворенного в нефти газа определяют:

(7),

где, Рнас- давление насыщения нефти МПа

8.Расход свободного газа.

(8),

9.Расход газонасыщенной смеси:

(9),

10. Выбираем тип СКН, диаметр насоса. ПШГН8-3-5500, Д=32мм.

11.Выбираем тип насоса с учетом глубины спуска насоса L=1232м.

Тип насоса RHAM 20-125.

12.Выбираем диаметр НКТ

Тип насоса -вставной; Условный диаметр-60мм. ;Наружный диаметр-60,3мм.; Внутренний диаметр-50,3мм.; Толщина стенки-5мм.

Расчет и подбор ступенчатых колонн насосных штанг со скребка-

ми - центраторами.

1.Длина нижней ступени насосных штанг

(10),

где Рж - вес столба жидкости над плунжером, равный глубине установки насоса

fшт2-площадь сечения штанг нижней ступени

qшт2- вес 1 м штанг нижней ступени ,qшт2=2,35кг

Максимально допустимое напряжение на растяжение в зависимости от группы прочности стали

С учетом скребков, принимая вес одного скребка 140гр, на штанге длиной 8м направляется 6 скребков, тогда вес 1м штанг будет равен:qшт2=2,425кг.

Коэффициент плавучести штанг: карх=0,94.

Фактор динамичности:

2.Длина верхней ступени штанг

(11),

где, fшт1 - площадь поперечного сечения штанг верхней ступени

qшт2=3,14кг, с учетом скребков, подобно нижней ступени, получим

qшт2=3,245кг

Общая длина двух ступеней:

Для того, чтобы колонна штанг была равнопрочной необходимо, чтобы длина верхней ступени штанг была соизмерима с длиной нижней колонны штанг, поэтому принимаем:

Расчет нагрузок, действующих на головку балансира.

1.Определим статические нагрузки.

(12),

где, gштi- вес 1м штанг i-й ступени в воздухе Н/м.

Рж- гидростатическая нагрузка ,обусловленная разницей давлений над и под плунжером при ходе его вверх, Н.

карх- коэффициент плавучести штанг

Рґшт- собственный вес колонны штанг, кН

2.Динамические нагрузки, к которым относятся вибрационная и инерционная, с наибольшей точностью рассчитывают по формулам А.С.Вирновского для хода вверх(вниз):

(13),

где, Рж- гидростатическая нагрузка ,обусловленная разницей давлений над и

под плунжером при ходе его вверх, Н.

Рґшт- собственный вес колонны штанг, кН

S - длина хода компрессорного штока

3.Для повышения точности А.Н.Адонин и М.Я.Мамедов предложили ввести в формулы А.С.Вирновского для расчета динамических нагрузок при ходе вверх и вниз поправочные коэффициенты: кдин.в=1,0 кдин.н=0,99

(14),

4.Для статических режимов откачки при µ<0,3-0,4 А.Н.Адонин предложил рассчитывать Рдин в и Рдин н по следующей зависимости:

(15),

где Рґшт- собственный вес колонны штанг, кН

Dпл - диаметр плунжера м

S - длина хода полированного штока м.

5.Определим максимальные и минимальные нагрузки.

(16),

где, Рж - гидростатическая нагрузка, обусловленная разницей давлений над и под плунжером при ходе его вверх, Н

Рґшт- собственный вес колонны штанг, кН

6.Оценим экстремальные нагрузки по упрощенным формулам:

(17),

формула Муравьева

 (18),

- формула И.А.Чарного

(19),

формула Д.С.Слоннеджера

(20),

-формула К.Милса

(21),

- формула Д.Джонсона

7.Определим силы сопротивления. Силу механического трения штанг рассчитывают, полагая, что угол отклонения ствола скважины от вертикали постоянен по всей длине и равен

(22),

где, Сшт-коэффициент трения штанг о трубы

8.Гидродинамическое трение штанг

(23),

для первой ступени штанговой колонны:

для второй ступени штанговой колонны:

9.Общая сила гидродинамического трения

10.Определим силу трения плунжера:

при смазке трансформаторным маслом

11.Сила гидродинамического сопротивления

12.Расчет экстремальных нагрузок

3.9 Выводы и предложения

В куровом проекте рассмотрены все методы и способы борьбы с парафином применяемые в НГДУ « ЛН». Каждый из рассмотренных методов имеет свои положительные и отрицательные стороны. Рекомендации для применения того или иного способа борьбы с парафином необходимо осуществлять для каждой конкретной скважины, основываясь на сведениях о её эксплуатации, анализируя затраты на проведение профилактических работ, причём приоритетным является такой метод, который является самым эффективным и экономически выгодным, не требующим больших затрат.

В НГДУ «Лениногорскнефтъ» самые эффективные результаты дает комбинация методов:

Скребки-центраторы производства НГДУ «Лениногорскнефть» или производства НГДУ «Иркеннефть».

Скребки-центраторы производства НГДУ «Лениногорскнефть» или производства НГДУ «Иркеннефтъ» в комплекте с НКТ с полимерным покрытием DPS БМЗ.

Как видно из анализа применения методов борьбы с АСПО, при этом происходит значительное увеличение межремонтного периода, снизились затраты на различные обработки, при неизменной добыче. В связи с внедрением более эффективных методов борьбы с АСПО, уменьшилось количество профилактических промывок. Осложненный фонд на 96% защищен различными средствами борьбы с АСПО. В 2004г. планируется защитить осложненный фонд на 100% различными средствами борьбы. На промыслах ведется строгий контроль за работой скважин осложненного фонда. Своевременно выполняется диннамограмма глубинно-насосного оборудования и по ней судят об исправностях и неполадках в работе глубинно-насосного оборудования.

Промывки эксплуатационных колонн при подземных ремонтах скважин увеличились до 123 ремонтов. Эффективность таких работ высокая, т.к., уменьшились отложения в насосе и в НКТ.

Для защиты подземного оборудования от АСПО на скважинах оборудованных скребками -- центраторами необходимо установить длину хода полированного штока не менее 1,6 м., при этом число качаний головки балансира уменьшится, что приведет к меньшему износу глубинно-насосного оборудования.

Для увеличения эффективности и снижения затрат при выполнении мероприятий по борьбе с АСПО, предлагаю:

1.Использовать системный подход при планировании мероприятий. При этом необходимо учитывать: экономическую и технологическую эффективность данного метода; количество выполненных подземных ремонтов по причине АСПО при использовании данного метода; область возможного применения и степень изученности данного метода; физико-химическая характеристика добываемой жидкости и технологический режим эксплуатации скважин.

2.По каждому применяемому методу вести расчет экономической эффективности с целью рационального выбора малозатратных технологий.

3.Необходимо повысить качество расследований всех случаев запарафинивания подземного оборудования с выявлением причин отказов.

4. Выявлять следствия отложений АСПО на глубинно-насосном оборудовании с классификацией по признакам: отложения АСПО являются основной причиной подземного ремонта, отложения АСПО привело к осложнениям в процессе ремонта и повлияло на отказ оборудования, отложения АСПО не привело к осложнениям в процессе ремонта.

5. Необходимо следить за максимальной нагрузкой на полированный шток.

6. Скребки-центраторы применять совместно со штанговращателем.

7. Периодически производить проверку работы штанговращателя.

8. Ежеквартально проводить анализ выполнения мероприятий по борьбе с АСПО.

9. Проводить конференции по итогам работы с парафинистым фондом.

10. Перенимать опыт работы в области борьбы с АСПО, у тех НГДУ, где есть хорошие результаты.

4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

4.1 Охрана труда и техника безопасности

Обеспечение безопасных и здоровых условий труда, недопущение производственного травматизма и профзаболеваний, пожаров и аварий на производственных объектах управления являются приоритетными в деятельности НГДУ «Лениногорскнефть». Никакие успехи любого предприятия в финансовой и хозяйственной деятельности не будут полными при отсутствии и необеспеченности гарантии права работников на труд в условиях соответствующих требованиям охраны труда. Эти требования определены Конституцией РФ, федеральными законами и другими нормативными правовыми актами в области промышленной и пожарной безопасности и охраны труда.

Все работы в нефтяной и газовой промышленности производятся в соответствии с правилами, разработанными научно-техническим центром Гостехнадзора с участием ведущих специалистов нефтяной и газовой промышленности и геологоразведочных организаций. Правила содержат организационные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным, для обеспечения безаварийной работы и создания здоровых и безопасных условий труда.

На основании этих правил и типовых инструкций на предприятиях, с учетом местных условий разработаны производственные инструкции по профессиям и видам работ.

Согласно Конституции РФ, дети до 14 летнего возраста к работе не допускаются, подростки до 18 лет имеют льготы и могут быть приняты на работу только после медицинского освидетельствования. Трудовое законодательство установило ряд специальных правил по охране труда женщин. Основными направлениями государственной политики в области охраны труда является:

1. Обеспечение приоритета сохранения жизни и здоровья работников.

2. Принятие и реализация федеральных законов и иных нормативно -правовых актов Российской Федерации об охране труда.

3. Государственное управление охраны труда.

4. Государственный надзор и контроль за соблюдением требований охраны труда.

5. Расследование и учёт несчастных случаев на производстве.

6. Установление компенсаций за тяжёлую работу и за работу с вредными и опасными условиями труда.

Главными задачами охраны труда нефтегазодобывающего предприятия являются:

1. Выявление и устранение производственных опасностей.

2. Ликвидация причин производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний.

3. Оздоровление условий труда.

4. Предупреждение взрывов пожаров и аварий и т.д.

Обязанности по обеспечению безопасных условий и охраны труда в организации возлагается на работодателя. Работодатель обязан обеспечить:

* Безопасность работников при эксплуатации зданий и сооружений;

* Применение средств индивидуальной защиты;

* Соблюдение режима труда и отдыха работников;

* Приобретение и выдача за счёт собственных средств: спец. одежду, спец. обувь и другие средства индивидуальной защиты;

* Обучение безопасным методам и приёмам выполнения работ по охране труда;

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6