Повышение добычи нефти путем проведения СКО на Спорышевском месторождении

Основная особенность эксплуатации скважин электроцентробежными насосными установками -- наличие токоведущих частей и электропривода в скважине, с работой которых связаны аварии, ведущие к травматизму прямо или

3.4 Соляно-кислотная обработка для удаления солеотложения

Кислотная обработка рабочих органов УЭЦН проводится на скважинах, где имеет место снижение производительности насосной установки, в результате выпадения в осадок отложений солей на рабочих органах насоса.

При проведении кислотных обработок, необходимо применять ингибиторы коррозии. Добавление ингибитора коррозии к рабочему раствору кислоты защищает металл от коррозии. Синол КМК БС отвечает этому требованию, т.к. в своем составе содержит ингибитор коррозии.

Проведение кислотных обработок УЭЦН. Необходимым условием кислотной обработки является присутствие кислотного раствора в интервале приема насоса и в самом насосе.

Способы проведения кислотных обработок:

1) при отсутствии обратного клапана в компановке НКТ;

2) при наличии обратного клапана в компановке НКТ;

3) при наличии поглащающего пласта или отсутствии циркуляции через насос;

4) обработка призабойной зоны пласта.

В первом способе, при отсутствии обратного клапана в компановке НКТ технологический процесс осуществляется следующим образом:

1) остановить УЭЦН;

2) закачать 2 м3 раствора Синол КМК БС в НКТ;

3) закачать объем продавочной жидкости (1% раствор ПАВ) в НКТ, из расчета присутствия 0,5-1 м3 раствора Синол КМК БС в УЭЦН и НКТ, и 1.5-1 м3 раствора КМК БС в затрубном пространстве, для того, чтобы во время реакции, при осаждении раствора Синол КМК БС, происходила очистка ПЭД от отложившихся солей;

4) оставить на реакцию в течение 1-2 часов;

5) после запуска УЭЦН следовать по правилам ВНР до снижения уровня равного рабочему динамическому.

Во втором способе, при наличии обратного клапана в компановке НКТ технологический процесс осуществляется следующим образом:

- для скважин без осложнения при запуске:

1) остановить УЭЦН;

2) закачать расчетный объем раствора Синол КМК БС в затрубное пространство;

3) закачать продавочную жидкость (1% раствор ПАВ) в затрубное пространство из расчета присутствия 0,5-1 м3 раствора Синол КМК БС в УЭЦН через прием насоса. Оставшийся объем раствора Синол КМК БС в затрубном пространстве, при осаждении во время реагирования, очистит ПЭД от отложившихся солей;

4) оставить на реакцию в течение 1-2 часов;

5) после запуска УЭЦН следовать по правилам ВНР до снижения уровня равного рабочему динамическому;

- для скважин с осложнением при запуске:

1) для УЭЦН-160 и выше производить закачку расчетного объема раствора Синол КМК БС и продавочной жидкости (1% раствор ПАВ) в затрубное пространство при работающей УЭЦН в течении не более 1 часа, после чего следует отключить установку и продолжить закачку оставшегося объема продавочной жидкости из расчета присутствия 0,5-1 м3 раствора Синол КМК БС в УЭЦН через прием насоса. Оставшийся объем раствора Синол КМК БС в затрубном пространстве, при осаждении во время реагирования, очистит ПЭД от отложившихся солей;

2) для УЭЦН-125 и ниже, либо после 1 часа закачки объемов раствора Синол КМК БС и продавочной жидкости (1% раствор ПАВ), либо при снижении рабочих токов, отключить установку на охлаждение и продолжить закачку согласно предыдущего пункта;

3) оставить на реакцию в течении 1-2 часов;

4) после запуска УЭЦН следовать по правилам ВНР до снижения уровня равного рабочему динамическому.

В третьем способе, при наличии поглащающего пласта;

1) закачку проводить при работающем УЭЦН;

2) закачать расчетный раствор Синол КМК БС в затрубное пространство;

3) закачать 1м3 продавочной жидкости (1% раствор ПАВ) в затрубное пространство, для смыва остатков кислотного раствора с НКТ;

4) объем раствора Синол КМК БС должен быть не менее объема жидкости, который может пропустить через себя УЭЦН в течении 2-ух часов.

В четвертом способе при спущенном в скважину УЭЦН и отсутствии или наличии обратного клапана в компановке НКТ технология проведения кислотной обработки аналогична технологии изложенной в первом и втором способах. После того, как кислотный раствор довели продавочной жидкостью до приема насоса, останавливаем УЭЦН на время необходимое для оседания кислотного раствора на забой. Скорость оседания кислотного раствора составляет в среднем 70-100 м в час. Объем раствора Синол КМК БС рассчитывается из условия его нахождения выше верхних отверстий интервала перфорации на расстоянии равном интервалу перфорации из расчета 1.2-1.5 м3 на 1 м вскрытой толщины пласта. Время реакции должно составлять 4-6 часов.

При возникновении связи с пластом продавить кислотный раствор в пласт, при давлении не более 40 атм.

После запуска УЭЦН следовать по правилам ВНР до снижения уровня равного рабочему динамическому.

Для всех перечисленных выше способов кислотных обработок, давление при закачивании раствора Синол КМК БС и продавочной жидкости не должно превышать 40 атм (давления опрессовки кабельного ввода).

3.5 Оборудование для кислотной обработки скважин

Для транспортирования и нагнетания в пласт жидкости при кислотной обработке призабойных зон скважин используются насосные установки УНЦ-160-500К (АзИНМАШ-30А) и АКПП-500, оснащенные трехплунжерным насосом 5НК-500 с приводом от тягового двигателя автомобиля (рис.4.14.).

Установка УНЦ1-160-500К имеет цистерну объемом 6м3 с гуммированными внутренними стенками, разделенную на два равных отсека. Вместимость цистерны на агрегате АКПП-500 3м3. Помимо этого агрегат АКПП-500 комплектуется кислотовозом КП-65 с цистерной объемом 6,5м3 для перевозки раствора ингибированной соляной кислоты (концентрацией 8-21%) и подачи ее на прием насосной установки или в другие емкости. Для перевозки кислоты предназначены также двухсекционные цистерны на автоприцепе ЦПК-6 объемом 6м3.

Для обвязки насосных установок между собой и с устьем скважины используются блоки манифольдов 1БМ-700 и 1БМ-700С. Они смонтированы на шасси автомобиля и состоят из напорного и приемораздаточного коллекторов.

3.6 Реагенты, применяемые при соляно-кислотной обработке скважин

Для уменьшения влияния соляной кислоты на металл оборудования в нее добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами. Защитные свойства ингибиторов определяются тем, что вследствие адсорбции их молекул и ионов или коллоидных частиц на катодных участках металла образуется положительно заряженный слой, препятствующий соприкосновению молекул водорода с металлом и разряду иона водорода электролита, что ведет к прекращению растворения железа кислотой.

Ингибиторы добавляют в кислотные растворы для предотвращения преждевременного коррозионного износа контактирующих с раствором (в процессе транспортировки, хранения и закачки) оборудования и труб: обсадной колонны, насосно-компрессорных труб, забойных фильтров, емкостей хранения, цистерн, насосных агрегатов, коммуникационных линий, запорной арматуры и т. д.

Основные требования к ингибиторам коррозии, добавляемым в рабочий раствор при СКО: снижение скорости коррозии в 25--100 раз при невысоких концентрациях; невысокая стоимость товарного ингибитора; хорошая растворимость в рабочем растворе; отсутствие влияния на подвижность раствора; отсутствие эффекта высаливания, т. е. не выпадение в осадок при снижении кислотности раствора; ингибитор не должен образовывать осадков с продуктами реакции основного процесса, т. е. с СаС12, МgСl2 и др.

Ниже приведен перечень (в алфавитном порядке) ингибиторов коррозии, которые применяли при СКО, и их основные свойства.

Реагент БА-6 ( ТУ 6-02-7-6 -- 73) -- продукт конденсации бензиламина с уротропином, представляет собой вязкую жидкость светло-коричневого цвета со слабым аминным запахом и плотностью 1,058 г/см3, вязкостью при 20 0С около 65 мПа * с, с молекулярной массой 250-- 260. Хорошо растворим в неорганических кислотах: соляной, серной, фосфорной -- и в органических растворителях: эфире, ацетоне, этиловом спирте, этилацетате и диоксане. Нерастворим в воде. Степень ингибирующего действия в 4NНС1 при концентрации ингибитора 1 г/л при температуре 100°С составляет около 98 %. Стабилен во времени и не коагулирует в присутствии солей трехвалентного железа. Нетоксичен.

Реагент В-2 -- обладает высокими защитными свойствами: при концентрации 0,25% снижает скорость коррозии стали марок Ст. 3 и стали 20 в технической соляной кислоте до 0,15 г/(ч-м2). Коэффициент торможения коррозии при 20 °С-- 260. Дозировка 2--10 г/л. Применим до температуры 100°С и концентрации НС1 до 36 %. Поставляется в составе ингибированной кислоты по ТУ 6-01-714--77.

Реагент И-1-А (ТУ 38103246--74) -- сложная композиция полиал-килпиридинов, получаемых конденсацией паральдегида с аммиаком на базе отходов производства синтетического каучука. Вязкая темно-коричневая жидкость с характерным запахом пиридинов с плотностью 1,01--1,03 г/см3 и вязкостью при 20 °С около 560 мПа-с. Температура застывания минус 5 °С, вспышки 114 °С, самовоспламенения 375 °С. Хорошо растворим в органических растворителях: спиртах:, ацетоне, кетонах; в сильных минеральных кислотах (соляной, серной и др.) частично в нефти, плохо -- в бензине; нерастворим в воде. Реагент относится к малотоксичным продуктам без канцерогенного действия.

Защитное действие реагента И-1-А по отношению к углеродистой стали при добавлении его в 15 %-ный раствор НС1 при температуре 50°С составляет 99 °/о, а в условиях сероводородной коррозии -- 97-- 100 %. Скорость коррозии в ингибированном реагентом И-1-А 20 %-ном растворе НС1 не превышает 0,1 г/(ч-м2).

Реагент эффективен при повышенных температурах (около 80-- 90 °С). Для использования при еще более высоких температурах (до 130 °С) к реагенту добавляют йодистый калий Кl. Рекомендуемая концентрация при обычной и повышенной температурах составляет соответственно 0,1 и 0,4 н%. При еще более высоких температурах (до 130 °С) --0,4 % с добавкой 0,01 % йодистого калия.

Реагент И-1-В (ТУ 103238--74) --смесь модифицированных поли-акилпиридинов, вязкая темно-коричневая жидкость с плотностью 1,25--1,35 г/см3 и вязкостью при 20° 800--1200 мПа-с. Температура вспышки 173°С, самовоспламенения 483 0С. Хорошо растворим в воде, спирте, соляной, серной и других сильных кислотах разлагается в течение 24 ч.

Рассмотрев проведенные за анализируемый период обработки ОПЗ и МУН можно сделать вывод о том, что многие технологии в условиях данного месторождения малоэффективны. В дальнейшем для интенсификации добычи нефти на рассматриваемом объекте рекомендуется продолжить применение технологий увеличения нефтеизвлечения. Особое внимание следует уделить системному проведению водоизоляционных работ. Полагается, что научно-технический прогресс обеспечит в последующем замену действующим в настоящее время технологиям усовершенствованными технологиями, эффективность которых при воздействии на пласты в аналогичных условиях окажется лучше предшествующих.

3.7 Техника проведения соляно - кислотной обработки нефтяных и газовых скважин

Для оценки эффективности воздействия кислоты на пласт в скважинах целесообразно проводить гидродинамические исследования до и после кислотной обработки.

Скважину до обработки необходимо тщательно очистить от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. Для очистки ее стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии при открытом забое и предупреждения попадания загрязняющих материалов в пористое пространство пласта при последующих обработках рекомендуется применять кислотные ванны. При этом кислоту закачивают на забой скважины и выдерживают ее там, не задавливая в пласт. Если установлено, что в нижней части пласта имеется подошвенная вода, то низ скважины изолируют от действия кислоты. Для этой цели через эксплуатационные трубы на забой нагнетают бланкет (раствор хлористого кальция плотностью 1200--1300 кгс/м3) или соленую воду, плотность которой на 100--150 кгс/м3 больше плотности кислотного раствора. Забой скважины заливают растворами хлористого кальция и при раздельной или выборочной обработке отдельных зон разреза. Для этой же цели можно применять пакеры и химические вещества, вводимые в скважину в жидком виде и превращающиеся там в гели, не смешивающиеся с кислотой (например, высоковязкая эмульсия раствора хлористого кальция в нефти).



Рисунок 3.6 Схема проведения кислотной обработки скважин

Чаще всего скважины обрабатывают при помощи заливочных насосно-компрессорных труб по схеме, приведенной на рис. 3.6. Сначала скважину заполняют нефтью и создают циркуляцию жидкости (положение I), затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем нефти, вытесненной из скважины через кольцевое пространство, измеряют в мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполняла трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта (положение II). После этого закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки заготовленного кислотного раствора под давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт (положение III). Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают в пласт водой или нефтью (положение IV).

При низких пластовых давлениях в скважинах не всегда удается установить циркуляцию при промывке нефтью вследствие поглощения ее пластом. В этом случае в скважину прокачивают с максимально возможной скоростью от 10 до 20 м3 нефти и при этом наблюдают за положением уровня в кольцевом пространстве с помощью эхолота или других приборов. Установив, что уровень перестал подниматься, не прерывая процесс, в скважину вслед за нефтью при той же скорости нагнетают весь рассчитанный объем кислоты, а затем закачивают нефть для вытеснения кислоты из труб.

Нагнетать кислоту в пласт необходимо с максимально возможной скоростью, чтобы кислота проникала на большие расстояния от ствола скважины.

Для кислотных обработок сконструированы специальные агрегаты. Агрегат Азинмаш-30, смонтированный на машине КрАЗ-257, состоит из гуммированной резиной цистерны емкостью 6 м3, дополнительной емкости на 6 м3, установленной на прицепе, баллона для химических реагентов (для плавиковой кислоты) и насоса трехплунжерного марки 5НК-500 с максимальной подачей 15,8 л/с. Максимально развиваемое давление 50 МПа. Агрегат АКПП-500 имеет цистерну емкостью 3 м3, оборудован насосом 5НК-500.

Кислоту с базы к скважинам доставляют в автоцистернах, внутренняя поверхность которых гуммируется. Кислотовоз КП-6,5 оснащен гуммированной цистерной емкостью 6 м3 и насосом с подачей от 29 до 60 м8/ч. Все оборудование, используемое при кислотных обработках (мерники, емкости, трубы для обвязки), необходимо защищать специальными покрытиями или использовать оборудование из материалов, не взаимодействующих с кислотой.

Количество и концентрацию кислоты для обработки выбирают, исходя из пластовых условий. В скважинах с высоким пластовым давлением, за счет которого после обработки может бить создана повышенная депрессия, применяют 15--25%-ную кислоту. Рекомендуемый объем кислоты, нагнетаемой в пласт, составляет 0,4--1,5 м3 на 1 м мощности обрабатываемой части пласта. При этом 0,4--0,6 м3/м используется для слабопроницаемых пород; 0,8--1 м3/м -- для пород средней проницаемости и 1 -- 1,5 м8/м -- для пород со значительной проницаемостью.

Срок выдерживания кислоты в пласте зависит от пластового давления, диаметра скважины, степени ее загрязненности, состава и свойств пород, наличия в растворе замедлителей реакции и устанавливается экспериментально по результатам двух-трех первых обработок и анализа нескольких проб выведенного на поверхность кислотного раствора.

Для кислотных обработок нагнетательных и эксплуатационных скважин, вскрывших некарбонатные коллекторы, применяют смесь соляной и плавиковой кислот. Эта смесь растворяет глинистые фракции и частично зерна кварцевого песка.

Рекомендуемые средние составы кислотного раствора:

НСL -- 8%, НF -- 4%

Плавиковая кислота реагирует с карбонатами по схеме:

СаСО3 + 2НF = СаF2 +СО2 +Н2О

Осадок СаF2 значительно ухудшает проницаемость породы. Глинокислотную обработку можно проводить лишь при отсутствии в составе пород карбонатов (или при содержании их не более 0,5%). Поэтому обработку смесью НСL + НF проводят после соляно-кислотной обработки.

Результаты обработки определяют по коэффициенту продуктивности скважины до и после ее обработки, а также по суммарному количеству дополнительной нефти, добытой после обработки скважины кислотой. Экономические показатели целесообразности обработок: количество дополнительной нефти, приходящейся на 1 т израсходованной кислоты, и себестоимость дополнительно добытой нефти.

Результаты обработок зависят от пластовых условий и технологии проведения процесса. Во многих случаях после обработки скважин кислотой отмечено увеличение дебитов как нефтяных, так и газовых скважин в 2--3 раза и более. Вместе с тем со временем всегда наблюдается уменьшение дебитов. При повторных обработках эффективность каждой последующей обработки снижается. Для улучшения результатов повторных обработок необходимо добиться, чтобы активная кислота проникала в пласт на значительное расстояние. Для этого используют, как уже упоминалось, замедлители реакций, глубокое охлаждение забоя, кислотные пены. В «горячие» скважины кислоту для замедления реакции нагнетают в виде нефтекислотной эмульсии. Для замедления реакции вместо соляной кислоты можно использовать уксусную, сульфаминовую и другие более слабые, чем НСL кислоты, растворяющие карбонаты.

При массовых кислотных обработках хранение кислот на кислотных базах и реагентов, подготовка скважин и кислотных растворов и доставка последних к скважинам должны быть максимально централизованы и механизированы.

Технология обработок постоянно совершенствуется. Найдены новые эффективные и термостойкие поверхностно-активные ингибиторы.

3.8 Состав и объемы рабочих растворов

При кислотных ваннах объем рабочего раствора равен объему полости скважины высотой, равной толщине обрабатываемой зоны пласта, а концентрация основного компонента завышена. Типовые составы растворов для кислотных ванн при обработке карбонатных коллекторов приведены ниже.

При простых кислотных обработках карбонатных коллекторов объем раствора берется из расчета на 1 м толщины пласта, м3.

Для слабопроницаемых пород ...........………………………0,4--0,6

Для высокопроницаемых пород ..........……………………0,6--1,0

Для трещиноватых пород .............………………………….0,6--0,8

При вторичных обработках норма расхода увеличивается на 50 %.

Типовые составы растворов для обработки карбонатных коллекторов слабой и высокой проницаемости даны в таблице 3.7. (Раствором номер I проводят кислотную ванну и первичную обработку; остальными растворами ведут внутрипластовую обработку ПЗП).

При высоконапорной кислотной обработке составы основных растворов и нормы закачки примерно такие же, что и при простой обработке. В составе же нефтекислотной эмульсии для сохранения ее устойчивости не допускается содержание уксусной кислоты, а концентрация ПАВ не превышает 0,1--0,15 °/о. Приведенные данные (см.табл. 3.2) свидетельствуют об определенной взаимозависимости схемы воздействия и состава рабочего раствора.

В таблице приведены рекомендуемые составы растворов для обработки карбонатных коллекторов, а состав и свойства рабочего раствора представлены в таблице 3.2

Таблица 3.2

Показатели	Содержание компонентов в растворе, %, при способе обработки
	Кислотная ванна	Простая кислотная обработка коллекторов
		карбонатных	Терригенных
№ раствора компонента	1	2	3	1	2	3	1	2	3
HCL	2 0	15	15	20/15	20/15	15/15	15	15	12
Уксусная кислота	-	3	3	-	-	5/3	-	-	2
Ингибиторы: Катамин - А В - 2 И - 1 - А	0,3 - -	- 0,2 -	- - 0,4	0,5/0,3 - -	- - -	- 0,3/0,2 -	- - -	- 0,3 -	- - 0,2
Уротропин	-	-	-	-	-	-	-	-	0,4
Поверхностно активные вещества: Марвелан - К (О) Катамин - А	- -	0,5 -	0,5 -	- -	0,8/0,5 -	0,5/0,5 -	- 0,2	0,3/0,5 -	0,3/0,5 -



3.9 Расчёт обработки соляной кислотой на рабочие органы ЭЦН

Рассчитаем объём кислоты и технической воды для обработки рабочих органов ЭЦН на скважине 30, 2 куста, по следующим данным (табл. 3.3)

Таблица 3.3 Исходные данные на СКО

Наименование	Значение
Длина НКТ от устья до пр.сетки ЭЦН, м	2107
Длина от Т заб до И.П. верх.отв., м	30,3
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м	0,13
Внутренний диаметр НКТ, м	0,059
Производительность скважины по жидкости, м3/сут	80

Рассчитаем объём кислоты для промывки рабочих органов ЭЦН:

V пром1 = Qжид\24 м3 (3.1)

где Qжид - производительность насоса ( м3\сут );

24 - количество часов в сутках;

V пром1 - объем кислоты для промывки р.о. ЭЦН;

V пром1 = 80/24 =3,33 м3

Рассчитаем объем тех.воды для вымыва продуктов реакции и соляной кислоты из р.о. и НКТ:

V пром2 = ((П ? Dвн2) \4) ? L м3 (3.2)

где П - 3,14

D вн2 - внутренний диаметр НКТ;

L - длина НКТ от устья до пр.сетки ЭЦН;

V пром2- объем для вымыва продуктов реакции.

V пром2 = ((3,14 ? 0,0592)/4) ? 2107 = 5,75 м3

Рассчитаем объем кислоты для реакции в интервале перфорации:

V пром3 = ((П ? Dвн.э2) \4) ? L м3 (3.3)

где П - 3,14;

Dвн. э2 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

L - длина от Т заб до И.П. верх. отв.

L = Т заб - И.П. верх. Отв = 2610,3-2580 =30,3

V пром3 = ((3,14 ? 0,132)/4) ? 30,3 = 0,40 м3

Рассчитаем объём технической воды для продавки кислоты до приема УЭЦН:

V пром4 = ((П * Dвн.э2) \4)*L э.колоны - V пром2 м3 (3.4)

где П - 3,14;

Dвн. э2 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

L э.колоны - длина колоны от устья до пр.сетки ЭЦН;

V пром4- объем продавочной жидкости;

V пром4 = ((3,14 ? 0,132)/4 ? 2107) - 5,75 = 22,20 м3

Рассчитаем время реагирования соляной кислоты в интервале перфорации.

Расстояние от нижних отв. перфорации до приемной сетки:

Н = Н И.П.ота. нижние - Н пр. сетки м (3.5)

где НИ.П.отв. нижние - расстояние от нижних отверстий перфорации до устья (м)

Н пр. сетки - расстояние от приемной сетки насоса до устья (м).

Н = 2710-2025 = 685 м

Рассчитаем время реакции:

T реакции = Н : U ч (3.6)

где Н - расстояние от нижних отв. перфорации до приемной сетки;

U - скорость падения соляной кислоты в скв. ( U = 82 м/час).

Т реакции = 685 / 82 = 8,35 (час.)

Таким образом время реакции составило 8,35 часов.

Рассчитаем объём кислоты и технической воды для обработки рабочих органов ЭЦН на скважине 28, 1 куста, по следующим данным (табл. 3.4)

Таблица 3.4 Исходные данные на СКО

Наименование	Значение
Длина НКТ от устья до пр.сетки ЭЦН, м	2119
Длина от Т заб до И.П. верх.отв., м	32
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м	0,13
Внутренний диаметр НКТ, м	0,059
Производительность скважины по жидкости, м3/сут	173

Рассчитаем объём кислоты для промывки рабочих органов ЭЦН по формуле (3.1):

V пром1 = Qжид\24 м3

где Qжид - производительность насоса ( м3\сут );

24 - количество часов в сутках;

V пром1 - объем кислоты для промывки р.о. ЭЦН;

V пром1 = 173/24 =7,2 м3

Рассчитаем объем тех.воды для вымыва продуктов реакции и соляной кислоты из р.о. и НКТ по формуле (3.2):

V пром2 = ((П ? Dвн2) \4) ? L м3,

где П - 3,14

D вн2 - внутренний диаметр НКТ;

L - длина НКТ от устья до пр.сетки ЭЦН;

V пром2- объем для вымыва продуктов реакции.

V пром2 = ((3,14 ? 0,0592)/4) ? 2119 = 5,8 м3

Рассчитаем объем кислоты для реакции в интервале перфорации по формуле (3.3):

V пром3 = ((П ? Dвн.э2) \4) ? L м3,

где П - 3,14;

Dвн. э2 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

L - длина от Т заб до И.П. верх. отв.

L = Т заб - И.П. верх. Отв = 2622-2590 =32 м

V пром3 = ((3,14 ? 0,132)/4) ? 32 = 0,42 м3

Рассчитаем объём технической воды для продавки кислоты до приема УЭЦН по формуле (3.4):

V пром4 = ((П * Dвн.э2) \4)*L э.колоны - V пром2 м3,

где П - 3,14;

Dвн. э2 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

L э.колоны - длина колоны от устья до пр.сетки ЭЦН;

V пром4- объем продавочной жидкости;

V пром4 = ((3,14 ? 0,132)/4 ? 2119) - 5,8 = 22,31 м3

Рассчитаем время реагирования соляной кислоты в интервале перфорации.

Расстояние от нижних отв. перфорации до приемной сетки по формуле (3.5):

Н = Н И.П.ота. нижние - Н пр. сетки м,

где НИ.П.отв. нижние - расстояние от нижних отверстий перфорации до устья (м)

Н пр. сетки - расстояние от приемной сетки насоса до устья (м).

Н = 2723-2030,1 =692,9 м

Рассчитаем время реакции по формуле (3.6):

T реакции = Н : U ч,

где Н - расстояние от нижних отв. перфорации до приемной сетки;

U - скорость падения соляной кислоты в скв. ( U = 82 м/час).

Т реакции = 692,9 / 82 = 8,45 (час.)

Таким образом время реакции составило 8,45 часов.

Рассчитаем объём кислоты и технической воды для обработки рабочих органов ЭЦН на скважине 295, 1 куста, по следующим данным (табл. 3.5)

Таблица 3.5 Исходные данные на СКО

Наименование	Значение
Длина НКТ от устья до пр.сетки ЭЦН, м	2134
Длина от Т заб до И.П. верх.отв., м	39,3
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м	0,13
Внутренний диаметр НКТ, м	0,059
Производительность скважины по жидкости, м3/сут	24

Рассчитаем объём кислоты для промывки рабочих органов ЭЦН по формуле (3.1):

V пром1 = Qжид\24 м3

где Qжид - производительность насоса (м3\сут);

24 - количество часов в сутках;

V пром1 - объем кислоты для промывки р.о. ЭЦН;

V пром1 = 24/24 = 1 м3

Рассчитаем объем тех.воды для вымыва продуктов реакции и соляной кислоты из р.о. и НКТ по формуле (3.2):

V пром2 = ((П ? Dвн2) \4) ? L м3,

где П - 3,14

D вн2 - внутренний диаметр НКТ;

L - длина НКТ от устья до пр.сетки ЭЦН;

V пром2- объем для вымыва продуктов реакции.

V пром2 = ((3,14 ? 0,0592)/4) ? 2134 = 5,83 м3

Рассчитаем объем кислоты для реакции в интервале перфорации по формуле (3.3):

V пром3 = ((П ? Dвн.э2) \4) ? L м3,

где П - 3,14;

Dвн. э2 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

L - длина от Т заб до И.П. верх. отв.

L = Т заб - И.П. верх. Отв = 2618,4-2579 =39,3 м

V пром3 = ((3,14 ? 0,132)/4) ? 39,3 = 0,52 м3

Рассчитаем объём технической воды для продавки кислоты до приема УЭЦН по формуле (3.4):

V пром4 = ((П * Dвн.э2) \4)*L э.колоны - V пром2 м3,

где П - 3,14;

Dвн. э2 - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

L э.колоны - длина колоны от устья до пр.сетки ЭЦН;

V пром4- объем продавочной жидкости;

V пром4 = ((3,14 ? 0,132)/4 ? 2134) - 5,83= 22,48 м3

Рассчитаем время реагирования соляной кислоты в интервале перфорации.

Расстояние от нижних отв. перфорации до приемной сетки по формуле (3.5):

Н = Н И.П.ота. нижние - Н пр. сетки м,

где НИ.П.отв. нижние - расстояние от нижних отверстий перфорации до устья (м)

Н пр. сетки - расстояние от приемной сетки насоса до устья (м).

Н = 2714,2 - 2011,7 = 702,5 м

Рассчитаем время реакции по формуле (3.6):

T реакции = Н : U ч,

где Н - расстояние от нижних отв. перфорации до приемной сетки;

U - скорость падения соляной кислоты в скв. ( U = 82 м/час).

Т реакции = 702,5 / 82 = 8,57 (час.)

Таким образом время реакции составило 8,57 часов.

3.10 Порядок проведения работ по соляно - кислотному воздействию на скважинах Спорышевского месторождения

Ознакомить звено с планом работ.

Провести инструктаж членов звена по действию при возможных нефтегазопроявлениях и по соблюдению природоохранного законодательства.

К работе по кислотной обработке допускаются лица, прошедшие инструктаж на рабочем месте.

Для работы необходимо иметь:

- АЦН -11 (для завоза воды и растворов ПАВ);

- ЦА-320 (для закачки растворов ПАВ и продавочной жидкости в скважину).

- УНЦ-160 (для закачки кислоты в скважину)

Необходимо завести:

- Необходимое количество раствора соляной кислоты рассчитанной концентрации;

- Необходимое количество раствора ПАВ рассчитанной концентрации;

Состав кислотного раствора:

1)Соляная (грязевая) кислота - 12%

2)Нефтенол-ГФ(ИВВ-1) - 1%

3)Нефтенол-ВВД- - 3%

4)Вода - остальное

Состав раствора продавки:

1) Нефтенол-МЛ(МЛ-81) - 0,5%

2) Вода - остальное

На расстоянии не менее 25 м, кабиной в сторону от устья скважины, установить агрегат ЦА-320, АЦН-11 и УНЦ-160.

Выхлопные трубы двигателя агрегата оборудовать искрогасителем.

От насоса агрегата ЦА-320 до фонтанной арматуры собрать нагнетательную линию из труб высокого давления БРС опрессовать на 1,5 давление от максимального рабочего.

При опрессовке обвязки и нагнетания рабочей среды в скважину нахождение персонала в опасной зоне запрещено, люди должны быть удалены на безопасное расстояние не менее 25 м от линии нагнетания.

Запрещается проводить дозакрепление соединений трубопроводов и арматуры, находящихся под давлением.

Технологический процесс осуществляется следующим образом. Бригада ПРС или др. спускают колонну НКТ до нижних отверстий интервала перфорации и поддерживают циркуляцию воды до устойчивого перелива ее из затрубного пространства.

Операторы ХОС при открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают раствор кислоты в объеме НКТ и затрубного пространства от башмака НКТ до верхней границы обрабатываемого пласта или интервал перфорации.

Закрывают затрубное пространство, продолжают закачивать оставшуюся часть раствора кислоты, а затем продавочную жидкость.

После продавливания всего раствора в пласт закрывают устье и скважину оставляют на реагирование.

При первичных обработках для более полного охвата всей толщины пласта, рекомендуемое давление продавливания раствора кислоты составляет 8-12 МПа.

При последующих обработках стремятся к максимально возможному увеличению скорости продвижения раствора кислоты по пласту для достижения наиболее глубокого проникновения в его пласт.

При обработке малопроницаемых пород рекомендуют несколько ограничить скорость продавливания раствора кислоты для более полного охвата толщины обрабатываемого пласта и исключения его разрыва.

Ориентировочные сроки выдерживания растворов кислот на забое скважины 0,5-4 часа.

По истечении времени реагирования производят промывку скважины через затрубное пространство (обратная промывка) водой или через НКТ (прямая промывка) нефтью с целью удаления с забоя продуктов реакции.

Схема обвязки наземного оборудования представлена на рисунке 5.4.

В нефтяных добывающих скважинах, находящихся в эксплуатации, при обратной промывке в затрубное пространство закачивают нефть.

Окончанием работы считается получение запланированного притока из пласта.

3.11 Эффективность кислотных обработок

Под эффективностью понимают увеличение дебита нефти добывающих и приемистости воды водонагнетательных скважин в течение некоторого времени после проведенной обработки пласта. Часто такую эффективность называют технологической.

Технологическую эффективность кислотных обработок лучше всего определять по изменению коэффициента продуктивности или приемистости, так как один и тот же дебит скважины может быть получен при разных дипрессиях на пласт. Для этого до и после обработки определяют забойное давление при трех-четырех режимах работы скважины. Используя известную величину пластового давления (обычно его определяют до обработки), рассчитывают депрессию на пласт для тех же трех-четырех режимов. При каждом режиме замеряют дебит скважины и строят так называемую индикаторную кривую.

Если нет возможности исследовать скважину, то эффективность обработки определяют путем сравнения среднего дебита нефти (или приемистости воды) за три-четыре месяца до обработки с дебитом нефти непосредственно после обработки.

Суммарный эффект обработки определяют путем сравнения того же среднего дебита нефти до обработки со средним дебитом нефти после обработки в течение всего эффективного периода работы скважины. Например, до обработки средний дебит нефти был равен 10т/сут, а после обработки скважину эксплуатировали со средним дебитом нефти 15т/сут в течении 100 дней. Тогда эффект будет равен: (15-10) 100=500т.

Необходимо иметь в виду, что при оценке эффективности путем сравнения дебитов режим эксплуатации должен быть одинаковым до и после обработки.

Эффективность кислотных обработок оценивается также путем сравнения профилей притока в добывающих скважинах и профилей приемистости в водонагнетательных скважинах. Профили отражают картину распределения притока нефти или приемистости воды по толщине продуктивного пласта. По профилям определяют так называемые коэффициенты охвата пласта притоком в добывающих скважинах и охвата пласта заводнением в водонагнетательных скважинах. Коэффициент охвата - отношение толщины пласта, охваченной притоком или заводнением, ко всей толщине пласта . Если коэффициент охвата увеличивается после проведенной обработки, то обработка считается эффективной. Данные о коэффициентах охвата пласта притоком или заводнением используются при анализе разработки месторождений с целью оценки характера и степени выработки продуктивных пластов.

Экономическая эффективность кислотных обработок в нефтяных добывающих скважинах определяется следующим образом.

Рассчитывается так называемая условно- переменная часть эксплуатационных затрат на 1 т дополнительно добытой нефти после обработки. Эта часть затрат включает в себя затраты на энергию по извлечению, подготовку, сбор и транспорт нефти, затраты на поддержание пластового давления путем нагнетания воды и геологоразведочные работы.

Определяется разница между отпускной ценой одной тонны нефти и условно- переменной частью затрат на одну тонну дополнительно добытой нефти в рублях; эта цифра умножается на весь объем дополнительно добытой нефти и получается экономия по добыче нефти.

Затем определяются затраты на проведение кислотной обработки, включающие стоимость подготовительно- заключительных работ и стоимость работ, связанных с непосредственным закачиванием раствора кислоты в скважину (стоимость работы насосных агрегатов и другого вспомогательного оборудования, кислоты, реагентов и т.д.).

Разность между экономией по добыче нефти и затратами на проведение кислотной обработки (т.е. стоимостью обработки)- экономическая эффективность.

Аналогично может быть определена и экономическая эффективность кислотных обработок в водонагнетательных скважинах.

Объем дополнительно закаченной в пласт воды определяется также, как и объем дополнительно добытой нефти. Затраты на закачивание дополнительного объема воды включает в себя затраты на ее добычу, подготовку, транспортирование и нагнетание в пласт.



4. ОХРАНА ТРУДА, ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

4.1 Техника безопасности при проведении соляно-кислотной обработки

При соляно-кислотной обработки производят закачку опасных кислот и реагентов при этом возможен разливы и выбросы эти опасных веществ. Кроме того, в качестве жидкости промывки применяют огнеопасные вещества. Для обеспечения нормального хода операции солянокислотной обработки на скважине должны строго соблюдаться правила техники безопасности и осуществляются противопожарные мероприятия.

Солянокислотные обработки производят по специальному плану, утверждённому главным инженером НГДУ. Руководителем работ и ответственным лицом по скважине является инженерно-технический работник.

Насосные установки и другую технику для солянокислотной обработки расставляют на расстоянии не менее десяти метров от устья скважины и одного метра друг от друга, их кабины должны быть обращены в противоположную сторону от устья.

Насосные установки соединяются с устьевой арматурой жёстко трубами. На нагнетательных линиях устанавливают обратные клапана, на насосах - предохранительные устройства, манометры. На устьевой арматуре устанавливается манометр.

После окончания обвязки устья скважины с насосными установками, все трубопроводы и оборудование устья проверяют на герметичность. При этом обслуживающий персонал удаляется на безопасное расстояние.

Во время запуска насосных установок в работу, закачивание и промывочной жидкостей в скважину, запрещается нахождение людей около устья скважины и нагнетательных трубопроводов. У насосных установок находятся только люди непосредственно связанные с их обслуживанием. В процессе работы насосных установок ремонтировать их и производить до укрепление соединений трубопроводов и устья запрещается.

Прежде чем отсоединить трубопровод от устья, необходимо закрыть кран и снизить давление в трубопроводах до атмосферного. Остатки жидкости слить с автоцистерн и насосных установок в специальный резервуар.

К работе в качестве оператора по солянокислотной обработки допускаются лица, прошедшие медицинский осмотр, специальное обучение, инструктажи по безопасному ведению работ и проверку знаний.

Операторы должны через каждые три месяца проходить периодический инструктаж по технике безопасности и не реже одного раза в год - проверку знаний. При внедрении новых видов оборудования и механизмов, новых технологических процессов, а так же при введение в действие новых правил и инструкций по охране труда оператор должен пройти дополнительное обучение или инструктаж.

Помимо знаний техники и технологии процессов оператор по соляно-кислотной обработки должен обладать навыками поведения на рабочем месте, выполнять свои обязанности таким образом, чтобы не допускать возникновения опасных и вредных ситуаций, а так же знать что при этом делать.

Предприятие должно обеспечить обслуживающий персонал спецодеждой, а так же средствами индивидуальной защиты, своевременно их заменять.

4.2 Охрана окружающей среды и недр

Район характеризуется специфическими особенностями (природными, социально-экономическими, свойствами добываемых флюидов - нефти сернистые, парафинистые), которые обусловливают повышенные экологические требования при освоении месторождения.

Попутный газ частично (около 10,4 %) утилизируется на УПСВ и котельных, в основном сжигается на факеле в нарушение природоохранных требований.

Исследовательские работы по изучению состояния компонентов окружающей среды проводились в 1996, 2002 (ХМРО РАЕН) и 2004 гг. Контроль состояния атмосферного воздуха. Результатом нефтедобычи явилось:

сильное нефтяное загрязнение водотоков на территории месторождения. Концентрация нефтяных углеводородов превышает ПДК для объектов хозяйственно-питьевого и рыбохозяйственного назначения во всех водных объекта. Значения ПДК для водных объектов рыбохозяйственного назначения превышаются: в мелких водных объектах до 70 раз и более; в реках - в 1,9-15 раз; в суходольных и внутриболотных - до 5 и 38,6 раза соответственно;

аккумуляция водорастворимых фракций нефти в донных отложениях;

нефтяное загрязнение подземных вод, в том числе хозяйственно-питьевого назначения - до нескольких ПДК;

отчуждение в постоянное пользование около 4 % площади горного отвода;

сильное загрязнение почв по сравнению с фоновым (прежде всего на участках буровых площадок: по концентрации натрия в 5-26 раз, хлоридов - в 4-20 раз, нефтяных углеводородов - в 1,4-1,8 раза; превышение загрязнением почв предельного уровня, не влияющего на плодородие: в 1,8 раза для лесных (подзолистых) почв, в 2,5 раза для аллювиальных почв.

В целом экологическая обстановка на территории планируемой деятельности оценивается как неблагоприятная.

Замечания:

1. Содержание и состав раздела не соответствуют требованиям действующих нормативно-методических документов: 1)не охарактеризованы проектируемые источники воздействия на окружающую среду; 2) не оценено воздействие планируемой деятельности на окружающую среду и социально-экономические условия; 3) не определен риск планируемой деятельности; 4)не оценены эколого-экономические показатели осуществляемой и планируемой деятельности; 5)не оценено воздействие осуществляемой деятельности на окружающую среду и социально-экономические условия.

2. Описание природной и социальной среды не соответствует в полной мере требованиям действующих нормативно-методических документов. Отсутствуют данные, необходимые для оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС): рассеивающая способность приземных слоев атмосферы, уклоны поверхности земли, возможные скорости поверхностного стока, ресурсы поверхностных (прежде всего в период зимней межени) и подземных вод, содержание ценных компонентов в пластовых водах и проч.).

Совершенно недостаточен и некондиционен картографический материал. Схема рек, озер, контура горного отвода и объектов обустройства месторождения (по существу ситуационная схема) (см. рис. 10.1) не читаема из-за мелкого (неуказанного) масштаба, не сопровождается условными обозначениями. Масштаб и информативность схемы не соответствуют стадии проектного документа. Необходимо привести ситуационную схему масштаба не менее 1: 50 000 с обязательным указанием всех существующих и проектных нефтепромысловых объектов включая скважину закачки жидких стоков), наиболее крупных участков замазученности (при невозможности карта замазученности должна быть представлена отдельно), полигона бытовых отходов г. Ноябрьск, а также водоохранные зоны (ВЗ), санитарно-защитные зон (СЗЗ), зоны санитарной охраны (ЗСО), пути миграции и оленей и проч.

Подраздел должен быть доработан в полном соответствии с требованиями СП 11-102-97, СП 11-105-97, СН и П 11-01-95.

3.Общие требования к состоянию окружающей среды, экологическим ограничениям перегружены извлечениями из нормативных документов, в части ВЗ, при недостаточности конкретных данных. Следует привести размеры ВЗ и ПП для малых рек, ручьев и крупных озер без названия, находящихся на территории планируемой деятельности. В экологические ограничения необходимо ввести пути миграции оленей Общие экологические требования к техническим решениям должны быть адаптированы к размещению проектируемых нефтепромысловых объектов.

4. Характеристика устойчивости природной среды должна быть «привязана» к конкретным экосистемам территории планируемой деятельности, отображенным на соответствующей карте. Следует указать техногенную нагрузку (существующую и планируемую) для каждого типа экосистем.

5. Факторы техногенного воздействия (фактически источники воздействия и реакция окружающей среды) рассмотрены только для осуществляемой деятельности в основном с общеметодических позиций, «не привязаны» к конкретным условиям, не соответствуют стадии проектного документа. Не охарактеризованы: 1)количество сжигаемого на факеле газа и валовым выбросам вредных веществ в приземные слои атмосферы (за год и за предшествующий период разработки месторождения), по классу опасности нефтепромысловых объектов и размерам СЗЗ; 2) водопотребление и водоотведение при нефтедобыче, водоотведение сточных вод г. Ноябрьск в реки, протекающие по территории планируемой деятельности, выше (по течению рек) границ этой территории; 3) состав, объемы, класс опасности применяемых химреагентов; 4) состояние фонда скважин, шламовых амбаров, трубопроводов различного назначения; 5) аварийные ситуациям при бурении скважин, на шламовых амбарах, при транспорте продукции (в том числе на переходах через р. Янгаяха, ее притоки и другие водные объекты); 6) качество поверхностных и подземных вод и почв на участках конкретных нефтепромысловых объектов, в том числе кустовых площадок; качество поверхностного стока по ложбинам; 7) развитие процессов термокарста, термоэрозии, подтопления (с соответствующим их картированием); 8) изменение напряженного состояния горного массива, деградация ММП в пределах горного массива, размеры изъятия водных ресурсов и ценных компонентов из недр; 9) размеры площади оленьих пастбищ, выведенных из оборота с учетом требований СанПиН 2.2.1/2.1.1.1031-01; 10) источники максимальной концентрации вредных веществ в приземных слоях атмосферы при аварийных ситуациях и др.

Следует установить причинно-следственные связи типа «источник воздействия - изменение компонента окружающей среды» (по результатам проведенных обследований), поскольку именно эти связи являются основой прогноза изменения состояния окружающей среды при реализации планируемой деятельности.

Подраздел должен быть доработан в полном соответствии с требованиями СП 11-102-97, СП 11-105-97, СН и П 11-01-95.

6. Меры по защите окружающей среды должны быть четко подразделены на осуществляющиеся и планируемые. Следует: 1) привести фактические сведения за годы разработки по ликвидации дефектных скважин, повышению качества цементации затрубного пространства, замене аварийных участков трубопроводов, рекультивации шламовых амбаров, наличию нефтеловушек и проч.; 2) предусмотреть мероприятия: а) по защите существующих кустовых площадок и дорог высотой менее 1 м; б)по рациональному использованию минеральных ресурсов, в т. ч. ценных компонентов пластовых вод; 3) пояснить, каким образом предусматривается покрыть существующие подземные трубопроводы наружной изоляцией для защиты от почвенной коррозии и оборудовать системой ЭХЗ; 4) обосновать допустимость: а) рекультивации только переполненных шламовых амбаров, а не всех, как предусмотрено РД 39-133-94; б)ликвидации замазученных участков посредством взрывной рекультивации и удаления верхнего слоя с последующей отсыпкой песка, в)захоронения отходов в отработанных песчаных карьерах, г)использовании предлагаемых нефтесборщиков на малых водотоках, в т. ч. ручьях; 5) определить приоритеты при принятии превентивных мероприятий по снижению риска возникновения аварийных ситуаций на нефтепромысловых объектах.

7.Мониторинг состояния окружающей среды должен включать мониторинг социально-экономических условий. Следует указать пункты осуществленного контроля.

Представленный раздел “Охрана окружающей среды и недр” не в полной мере соответствует требованиям действующих нормативных природоохранных документов, в том числе «Инструкции по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности».

4.3 Пожарная профилактика

Пожарная профилактика достигается правильным проектированием, эксплуатацией и обеспечением средствами пожаротушения. В зависимости от пожаро - и взрывоопасных свойств применяемых, производимых или хранимых веществ, все производство по степени пожарной опасности подразделяется на пять категорий: А, Б, В, Г, Д.

Категория А. Производство, связанное с получением, применением или хранением: жидкостей, имеющих температуру вспышки паров (280?С) и ниже; паров или газов с нижним пределом взрываемости 10% и менее в количествах, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси; горючих жидкостей при температуре нагрева их до 2500?С.

Категория Б. Производства, связанные с применением, получением, хранением или переработкой: жидкостей с температурой паров от 290 до 1200?С; горючих газов, нижний предел взрываемости которых более 10% к объему воздуха, при применении этих газов в количествах, которые могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси; производства, в которых выделяются горючие волокна или пыль в таком количестве, что они могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси.

Категория В. Производства, связанные с обработкой или применением твердых сгораемых веществ и материалов, а также жидкостей с температурой вспышки паров выше 1200?С.

Категория Г. Производства, связанные с применением или обработкой несгораемых веществ и материалов в горячем, раскаленном или расплавленном состоянии и сопровождающиеся выделением лучистой теплоты, искр и пламени, а также производства, связанные со сжиганием твердого, жидкого и газообразного топлива.

Категория Д. Производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в холодном состоянии.

Для тушения пожара используют следующие средства пожаротушения: ручные пенные огнетушители типа ОП, углекислотные огнетушители ОУ-2, пенопроизводящие установки - пеномесителя, воздушнопенные стволы, генераторы высококоратной пены, гидранты и другие средства. Первичные средства пожаротушения размещают в легко доступных местах. Огнетушители защищают от солнечных лучей, осадков. На промысле применяется следующие средства пожаротушения: огнетушители типа ОП-5 - ГОСТ (82-60). Также существуют противопожарные щиты, на которых находятся багры, ломы, ведра, огнетушители.

При пожаре вызываются пожарные машины из товарного парка, где расположена пожарная часть, отвечающая за пожарную безопасность Холмогорского и прилежащих месторождений.

Для улучшения условий труда необходимо намечать как можно большее количество позитивных мероприятий и соответствовать ГОСТам.

Продолжает оставаться актуальной проблема защиты объектов от статического электричества. Для предотвращения накопления зарядов используется антистатическое покрытие, антистатические прокладки (из хрома). Добавки таких присадок снимают способность горючих веществ к электронизации. Каждый производственный объект ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» имеет комплекс защитных устройств от грозовых зарядов. Все эти устройства предназначены для безопасности людей, сохранности зданий и сооружений, предотвращений возможных взрывов, загораний и разрушений, возникающих при воздействии молнии. Как правило, такими устройствами служат молниеотводы. На промыслах используются два типа молниеотводов.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовом проекте были рассмотрены вопросы повышения добычи нефти путем проведения СКО на Спорышевском месторождении.

Данный курсовой проект представлен следующими разделами:

- геологическим;

- технико-технологическим;

- охрана труда, промышленная безопасность и противопожарная защита;

- охрана недр и окружающей среды;

- графический.

В геологическом разделе приведены данные о геологическом строении пластов, стратиграфии, их литологическом составе, физико-химических свойствах и составе пластовых флюидов.

В технико-технологическом разделе представлена характеристика структуры фонда скважин Спорышевского месторождения, произведен анализ эффективности применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов на Спорышевском месторождении. Описано оборудование для кислотной обработки скважин, реагенты, применяемые при соляно - кислотной обработке скважин. Представлены сведения о методах и видах соляно - кислотных обработок, технике проведения соляно - кислотных обработок. В расчетной части технико-технологического раздела произведен расчет обработки забоя скважин соляной кислотой.

В разделе охраны труда, промышленной безопасности и противопожарной защиты представлены данные о мероприятиях направленных на охрану труда работников участвующих в работах по СКО, а также представлены данные о промышленной безопасности и противопожарной защите.



СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1 А. И. Акульшин, В. С. Бойко, Ю. А. Зарубин, В. М. Дорошенко Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра,2003 - 480с.

2 А. Т. Нагиев, В. В. Жеребцов, В. В, Мазепа Справочник мастера по добыче нефти и ремонту скважин. - Ноябрьск ЗАО ИД «Благовест» 2004.

3 Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. и др. Справочник по добыче нефти.- Уфа: 2012

4 Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.:, Недра 1990

5 В.И. Лапшин Поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт. - М: Недра, 1986 - 159с.

6 Василевский В.Н. Оператор по исследованию скважин. - М.: Недра, 2005

7 Василевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. - М.: Недра, 2009 - 271с.

8 Геологический отчет ОАО «Газпромнефть-ННГ» - г. Ноябрьск, 2009

9 Журналы по работе нагнетательного и эксплуатационного фонда Карамовского месторождения за 2004 - 2005 год