Эффективность методов борьбы с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями в условиях НГДУ Нурлатнефть

3. Выработка запасов происходит неравномерно, активно разрабатываются лишь запасы нефти в песчаниках, добыча нефти из которых составляет около 98 % от суммарных отборов.

4. Существует необходимость ввода в активную разработку алевролитов, доля балансовых запасов которых составляет более 20 %.

5. Для более эффективной разработки залежи нефти пласта До-б+в необходимы:

а) совершенствование системы разработки пласта До-б путем формирования блочно-очаговой системы заводнения, которая позволит ввести в более активную разработку запасы зон, неохваченных заводнением, заводняемых пластовой водой и характеризующихся низкими охватами заводнением пластов по толщине, зон распространения алевролитов и пласта До-в;

б) ввод в активную разработку запасов части залежи Самарской области;

в) бурение дополнительных добывающих скважин, на участках с высокой плотностью удельных остаточных балансовых запасов и доведение плотности сетки скважин до оптимальной;

г) вовлечение в разработку запасов нефти пластов-алевролитов, находящихся на участках переслаивания их с пластами песчаников путем применения методов увеличения нефтеизвлечения, позволяющих выравнивать фильтрационные сопротивления коллекторов с различной проницаемостью (полидисперсные системы, этилы целлюлозы и др.).



3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Механизм и условия формирование АСПО в скважине

Технологические параметры разработки нефтяных месторождений значительной степени зависят от физических свойств пластовых нефтей.

Подавляющее большинство способов разработанных месторождений, применяющихся в настоящее время в практике ,связано с изменением в процессе разработки первоначальных пластовых условий - давления и температуры вследствие чего меняются в процессе разработки и физические свойства пластовых нефтей.

Так, при разработке месторождений на режиме растворенного газа пластовое давления в залежи снижается значительно ниже давление насыщения Pпл<Pнас; для месторождений, разработка которых производится с поддержанием давления, пластовое давления в залежине снижается, как правило, ниже давления насыщения. Однако при закачке в пласт больших количеств холодной воды, используемой для поддержания пластового давления на заданном уровне, может происходить снижение температуры нефти которых в первоначальных пластовых условиях имеют температуру насыщения нефти парафином существенно ниже температуры пласта, снижение пластового давления и температуры разработки не должно приводить к выпадению парафина из нефти.

Поэтому изучение условий выпадений из пластовой нефти парафина, при изменении первоначальных параметров пласта, происходящих в процессе разработки, представляет практический интерес, в особенности для месторождения, нефти которых насыщены или близки к насыщению парафином в первоначальных пластовых условиях



3.2 Состав АСПО

Без знаний о составе и основных свойствах АСПО - основного объекта исследований и борьбы на всех промыслах АО `Татнефть”. Не может вестись серьезная работа по анализируемой проблеме. АСПО - природный композитный материал, состоящий из 10 - 15 органоминеральных веществ и соединений.

Отложения представляют собой, как правило, мазеподобную суспензию или эмульсию с высокой алгезией к различным поверхностям. Компонентный состав АСПО девонская нефть, данные по исследованиям 1990-1995 г.г. : асфальтены - 15…64, смолы - 6…36 , парафин - 2…40, вода связанная - 4…49, мехпримеси - до15.

Растворимость АСПО в широко применяемых углеводородных растворителях дистиллат К-2 , ШФЛУ - продукты переработки нефти на УПКН составляет не более 55-60 % масс., диспергирующая способность - не выше 10-15 % масс. Поэтому в промысловой практике эффективность промывок лифтов дистиллатом, К-2 снижается, как правило, на поверхности НКТ и штанг остаются трудноудаляемые смолисто-асфальтеновые отложения.

Компонентный состав и структура современных АСПО значительно отличаются от традиционных описанных в литературе и справочной информации парафиновых отложений 60-70-х годов. Отметим основные особенности АСПО 90-х годов:

Чрезвычайно широкая гамма компонентного состава по объектам эксплуатации, не только по площадям, скважинам, но даже по месту выпадения в лифте одной скважины;

Резкое увеличение смолисто-асфальтеновых компонентов, что обусловливает увеличение поверхностей активности, адгезии и снижение отмываемости АСПО;

Значительные структурные изменения в АСПО, превалируют составы эмульсионного типа с повышенным адгезионными и когезионными силами взаимодействия;

Увеличение содержания мехпримесей и связанной воды, что увеличивает прочность структурного каркаса отложений и обусловливает трудноудаляемость их с поверхности металлического оборудования.

Возникает необходимость ориентирования на химреагенты комплексного действия с деэмульгирующим свойствами.

Таким образом, по мере разработки нефтяных месторождений на поздних стадиях начинают проявляться ряд факторов объективного, природного характера, осложняющие ситуацию в решении парафиновой проблемы и снижающие эффективность традиционных мероприятий.

3.3 Методы используемые в НГДУ “Нурлатнефть” по предотвращению отложений АСПО

3.3.1 Механические методы борьбы с АСПО и технология работ при их применении

Группа механических методов борьбы с парафином заключается в периодическом соскабливании его с поверхности НКТ. Для этой цели была создана целая гамма скребков различной конфигурации постоянного и переменного сечения, опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой. Созданы скребки, укрепляемые на штангах, известны «летающие» скребки и скребки-центраторы.

Скребки переменного сечения были выполнены так. что при движении вниз они уменьшают свой диаметр, что обеспечивает им свободный проход даже при наличии на стенках труб отложений парафина. При подъеме скребка один из ножей под действием сил, мешающих движению вверх (наличие парафиновых отложений) перемещается вниз, увеличивая режущий диаметр ножей, и срезает отложившиеся асфальто-смолистые вещества.

АДУ -- автоматическая депарафинизационная установка, осуществляющая подъем и спуск скребка в скважину. Одной из конструкций, получивших широкое применение в свое время, являлась установка АДУ-3.Ими оснащались фонтанные и скважины, эксплуатируемые УЭЦН

Дальнейшим усовершенствованием методов борьбы с парафином было применение летающих скребков конструкции УфНИИ. Принцип действия их состоял в том, что они оснащались ножами-крыльями, складывающимися при движении вниз и раскрывающимися при движении вверх.

Перед спуском летающего скребка в насосно-компрессорных трубах устанавливался нижний амортизатор сбрасываемого типа, состоящий из подпружиненного кольца и корпуса с плашками. Последний фиксируют в стыке труб на необходимой глубине. Второй амортизатор - верхний, устанавливался на буферной задвижке фонтанной арматуры взамен лубрикатора.

Движение вниз заменялось под действием собственного веса, вверх струей движущейся жидкости. При этом раскрывшиеся ножи соскабливали парафин с НКТ. Переключение движения на ход вверх или вниз происходило при воздействии скребка на концевой нижний или верхний амортизатор. Было установлено, что минимальными дебитами, при которых летающие скребки нормально работали, были 45-50 т/сут, а давление на буфере - 0,5-1,0 Мпа.

Верхняя предельная величина дебита 180-200 т/сут и буферное давление - 4,5-5,0 Мпа.

Летающие скребки получили ограниченное в применение из-за ряда осложнений. К ним относились постоянные остановки скребков из-за заклинивания в парафиновых отложениях, стыках труб или искривлениях колонны, избежать которых было практически невозможно.

В отдельных скважинах они работали удовлетворительно и могут сегодня использоваться в арсенале средств борьбы с парафином. Скребки для скважин, эксплуатируемых УШГН, могут выполнятся фигурными или пластинчатыми. На каждой штанге укрепляется до 8 скребков .Существенным недостатком пластинчатых скребков является способ их крепления.Он состоит в приварке пластины к хомуту, охватывающему штангу. При этом предполагается, что сварка не повредит штангу, а удерживаться пластина в заданном месте будет за счет деформации хомута при охлаждении.

На самом деле в процессе сварки нагревается и штанга, что, наверняка, вызывает изменении в структуре металла. Кроме того, имеют место случаи их сползания с места установки.

Очистка НКТ от парафина происходит в процессе вращения колонны штанг со скребками. Для этой цели применяют штанговращатели, монтируемые на устье скважины и поворачивающие колонну при движении вниз.

3.3.2 Тепловые методы

Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при воздействие тепла и выноситься потоком жидкости. Среди тепловых методов известны:

А) подача в скважину теплоносителей - пара и жидкостей;

Б) помещение теплоисточника в ствол скважины или на забой - электронагреватели, химические термогенераторы.

Промышленность выпускает для этих целей агрегаты и установки нескольких конструкций.

Промысловая паровая передвижная установка ППУА-1600/100 предназначается для депарафинизации оборудования паром, вырабатываемым специальным парогенератором, смонтированным на шасси автомобиля КрАЗ - 255Б1А.

Парогенератор - вертикальный прямоточный змеевиковый котел, превращающий воду в пар , в количестве 1.6м3/с с давлением 10мпа и температурой до 310 С . При воздействие пара на АСПО последние расплавляются, отделяясь от стенок труб и, смешиваясь с жидкостью, выносятся из скважины.

Агрегат депарафизационный предназначен для очистки скважин и оборудования от АСПО жидкостью, подогреваемой в нагревателе до 150 С и нагнетаемой насосом с производительностью 12м3/ч и давлением до 13мпа.

Электронагрев - один из способов тепловой обработки, состоящий в размещение источника тепла непосредственно в зоне воздействия, и обладающий наибольшей эффективностью: в этом случае удается избежать потерь тепла.

Для этой цели применяется специальная установка УЭС - 1500, включающая в себя каротажный подъемник типа ПК - 2 , смонтированный на автомобиле, и автотрансформаторе

3.3.3 Химические методы

Химические методы получили широкое развитие в последние годы, когда были созданы химические реагенты, активно воздействующие на парафин - ингибиторы парафинообразования. Среди них можно выделить несколько классов:

1) смачиватели создают на оборудовании защитную гидрофильную пленку, препятствующую прилипанию кристаллов парафина;

2) диспергаторы стимулируют взвешенное состояние кристаллов;

3) Модификаторы взаимодействуют с кристаллами парафина и диспергируют их.

В настоящее время вследствие высокой стоимости химреагентов проблема не в их приобретение, а в экономном использовании. Поэтому на первый план выдвигается разработка наиболее эффективных способов доставки реагентов в скважину. На практике получили применение три способа подачи реагента:

А) Залповый - разовая закачка большого объема химреагентов в пласт через определенные интервалы времени;

Б) Затрубный - дозирование в затрубное пространство устьевыми дозаторами;

В) Скважинный - дозирование к приему насоса скважинными дозаторами.

Залповый способ неэкономичен, так как реагент выносится вместе с жидкостью и используется по результатам исследований на 20-30%.

Учитывая высокую стоимость химических реагентов, особенно импортных, повсеместно применение этого способа вряд ли можно считать оправданным.

При дозирования в затрубное пространство реагент, проходя слой эмульгированной нефти, к приему насосов или башмаку труб поступает лишенным активности. С целью достижения эффекта приходится намеренно увеличивать дозу реагента, что снижает экономичность дозатора.

Следует иметь в виду еще один фактор: многие реагенты при снижение температуры окружающей среды увеличивают вязкость, а в зимнее время - замерзают. Это затрудняет операции с ними.

Скважинные дозаторы монтируют на приеме насосов и подают реагент непосредственно в область приема. Таким образом, реагент имеет высокую температуру, что усиливает его активность и немедленную реакцию.

Разработаны конструкции, позволяющие регулирование дозы и синхронную работу с насосом.

Опыт испытаний различных дозаторов, проведенный промысловыми инженерами и учеными, позволил выбрать следующие направления совершенствования и проектирования новых конструкций.

1) Простота устройства, позволяющая изготовить дозатор в условиях промысловых мастерских.

2) Незначительная масса ( в пределах 10-15 кг ) позволяющая транспортировать о монтировать его без привлечения грузоподъемных средств.

3) Простота монтажа, не требующая специальных дополнительных сооружений и сварочных работ на устье скважины.

4) Отказ от электропривода, как опасного, дорогостоящего и ненадежного, и использование в качестве привода движущих элементов СК.

5) Обеспечение подогрева химреагента.

3.4 Анализ причин ремонтов скважин оборудованных УШСН

Таблица 4. Причины ремонтов скважин, оборудованных УШСН в ЦДНГ № 3.

Причины ремонтов	01.01.05	01.01.06
Обрыв штанговых колон УШСН	15	13
Обрыв штанг по телу ( УШСН )	13	12
Обрыв укороченной штанги УШСН	0	0
Обрыв штанги по муфте УШСН	2	1
Негерметичность НКТ ( УШСН )	0	3
Обрыв НКТ по телу ( УШСН )	1	0
Обрыв НКТ по резьбе ( УШСН )	1	4
Износ резьбы НКТ ( УШСН )	3	0
Трещина в теле НКТ ( УШСН )	2	4
Трещина в муфте НКТ ( УШСН )	0	1
Износ НКТ истиранием ( УШСН )	1	0
Износ насоса ( УШСН)	3	2
Неисправность насоса (УШСН )	1	0
Отворот насоса ( УШСН )	0	1
Отложения парафина на приеме УШСН	4	4
Отложения гипса на приеме УШСН	0	0
Отложение солей на приеме УШСН	0	0
Всего	46	41



Уменьшение обрывов штанг связаны с выполнением мероприятий по снижению обрывов и отворотов штанговых колонн. Также с запуском на базе ПРЦГНО установки по дефектности штанги НКТ.

Увеличение ремонтов по причине отложения АСПО на приеме насоса может объяснить тем, что в 2006 году не было произведено тщательной профилактической промывки.

3.5 Анализ методов борьбы с АСПО и определение оценки эффективности применяемых методов

Таблица 5. Методы борьбы с АСПО в ЦДНГ №3.

	01.01.05	01.01.06
Промывки НДС	0	2
Скребки - центраторы	28	28
НКТ с покрытием БМЗ	13	18

Без единой методики определения результативности методов, способов и технологий предупреждения выпадения АСПО невозможно вести серьезную аналитическую работу.

Под эффективностью мероприятия понимается обеспечение стабильной производительной работы скважины без образования АСПО на оборудовании. В физическом отношении эффективность выражается без парафиновым периодом работы скважины, превышающим базовый период. Проблема заключается в точном фиксировании без парафинового периода работы за счет применения мероприятия.

Естественно, необходимо предварительно зафиксировать базовый период работы скважины. Вместо традиционных субъективных МОП и МРП предлагается система численных критериев.

- максимальная нагрузка на головку балансира станка-качалки.

- сила тока на электродвигателе станка-качалки при ходе вверх/вниз.

- дебит скважины.

Все эти численные показатели определяются известными, относительно несложными, измерениями. В частности, нагрузки на головку балансира определяется расчетным методом или вычисляется по диаграмме, сила тока на электродвигателе замеряется стандартным электроприбором, дебит замеряется устьевыми дебитомерами типа СКЖ-15-40М, СКЖ-30-40 или автоматическими устройствами на ГЗУ.

Каждый из трех численных показателей работы скважины является индикатором появления и накопления АСПО на поверхности НКТ и штанг.

Но в комплексе они взаимодополняют друг друга по чувствительности и информативности процесса. Общая схема анализа эффективности методов предупреждения выпадения АСПО заключается в следующем:

- получение базовых данных / замеры скважины до мероприятия, слежение за их динамикой от начальных значений до критических.

- проведение мероприятия по борьбе с АСПО / например , промывка лифта, закачка реагента в затрубное пространство, спуск дозатора с ингибитором, спуск НКТ с покрытием или др.

- замеры скважины, слежение за их динамикой в течение анализируемого периода.

- обработка данных, анализ, выводы.

3.6 Контроль за работой скважин на которых применяются методы борьбы с АСПО

При эксплуатации скважины в обычном режиме все показатели периодически замеряются с частотой, не менее 2-4 раза в месяц, в зависимости от темпа запарафинивания скважины. Одним из признаков этого момента является зависание штанг при ходе плунжера вниз. Величины контрольных параметров, снятых в этот период, назовем критическими.

Скважина останавливается. Производят подъем глубинно-насосного оборудования и его отчистку от АСПО. Скважина пускается в работу с применением того или иного мероприятия по предупреждению выпадения АСПО.

После выхода скважины на стабильный режим работы замеряются контрольные показатели. С периодичностью 2-4 раза в месяц снимаются замеры анализируемых показателей. Контроль за работой скважины ведут до момента достижения критических показателей, т.е. до момента полной парафинизации оборудования.

Аналогичным образом проводятся промысловые работы по замеру и слежению за контрольными параметрами при последовательном испытании других методов борьбы с АСПО на этой скважине.

3.8 Выводы и предложения

1. Мероприятия НГДУ по борьбе с АСПО в основном выполняются однако при планировании мероприятий не учитывается опыт применения данных методов в структурных подразделениях ОАО «Татнефть».

2. Осуществлять системный подход к парафиновой проблеме, нет четкого представления о способах и объемах применения различных методов борьбы с запарафиниванием.

3. Основным методом борьбы с АСПО в НГДУ остаются промывки.

Отмечена тенденция перехода от дорогих дистиллятных промывок не более дешевые промывки с применением МЛ-80. Однако, в НГДУ в большом объме применяются высокозатратные обработки скважин горячей нефтью и неэффективные обработки ингибитором парафиноотложений ТНПХ-1А.

4. Наибольшее количество ремонтов по причине запарафинивания приходится на фонд скважин с УШГН, где в качестве основного или дополнительного метода борьбы с АСПО применялись промывки, что свидетельствует об их низкой технологической эффективности.

5.В НГДУ отсутствуют свои разработанные технологические инструкции по проведению обработок скважин с обоснованием типа и объема промывки, порядка диагностирования скважины до и после проведения мероприятий.

6. Отсутствует полноценный анализ технико-экономической эффективности применяемых методов борьбы с АСПО. Использование нескольких методов борьбы с АСПО на одной скважине приводит к удорожанию и не позволяет выявить их индивидуальную технологическую эффективность.

7. В целом в НГДУ проблема борьбы с АСПО остается сложной, мероприятия, разработанные в НГДУ, не обеспечивают существенное снижение затрат при борьбе с АСПО.

1. Для увеличения эффективности и снижения затрат при выполнении мероприятий по борьбе с АСПО необходимо использование системного подхода при планировании данных мероприятий.

2. При планировании мероприятий необходимо учитывать:

- Экономическую и технологическую эффективность данного метода;

- Количество выполненных ПРС по причине АСПО при использовании данного метода;

- Область возможного применения и степень изученности метода;

- Технологический режим и физико-химические свойства добываемой продукции.

3.Необходимо увеличить темпы внедрения высокоэффективных и малозатратных механических методов борьбы с АСПО - скребков-центраторов.

4. Разработать мероприятий по снижению высокозатратных и неэффективных обработок. При разработке мероприятий необходимо планировать использование только одного метода на конкретной скважине. В исключительных случаях применение комбинации методов должно быть обосновано.

5. В актах на проведение ПРС фиксировать интервал формирования АСПО независимо от причины ремонта скважины.

6. Необходимо проведение ежеквартального анализа выполнения мероприятий по борьбе с АСПО с возможной их корректировкой.



4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

4.1 Техника безопасности и охрана труда при промывке скважины нефтедистелятной смесью и при работе с химреагентом

1 Основную массу дистиллята составляет растворитель, состоящий из ароматических углеводородов и их производных. Углеводороды этих классов огнеопасны, поэтому при работе с ними, при их хранении и транспортировке должны соблюдаться правила по применению, перевозке и хранению горючих и легковоспламеняющихся жидкостей.

2 Обработка скважин растворителями должна проводиться обученным персоналом под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по утвержденному плану.

3 Перед началом работ по обработке ответственный руководитель должен ознакомить работников:

- с характером предстоящих работ;

- с возможными опасными моментами и мерами по их предупреждению;

- со схемой расстановки агрегатов и автоцистерн у устья скважины;

- с правилами пожарной безопасности.

4 Обработку скважины растворителями следует производить только в светлое время суток. Во время грозы, при силе ветра больше10 м/с, во время ливня, при сильном тумане или снегопаде производство работ по обработке скважин запрещается.

5 На скважине должны быть первичные средства пожаротушения.

6 Во время работы пользоваться инструментом, не дающим искры.

7 Применение открытого огня на территории скважины, в т.ч. курение, на расстоянии ближе 50 м, не допускается.

8 При обработке скважины работать следует в спецодежде, спецобуви и рукавицах, исключающих прямой контакт кожи работающих с дистиллятом. При попадании дистиллята на кожу необходимо промыть ее чистой водой с мылом, так как реагент может вызвать дерматит.

9 Пары реагента раздражающе действуют на слизистые оболочки верхних дыхательных путей и глаз.

10 Площадка около устья и территория скважины должны быть очищены от замазученности, ненужные материалы, инструменты и оборудование убраны.

11 Установку агрегата на скважине следует производить на расстоянии не менее 25 м от устья скважины с наветренной стороны.

Выкидная линия агрегата должна быть оборудована исправными предохранительным клапаном и манометром.

Выхлопная труба двигателя агрегата должна быть выведена на высоту не менее 2 м от платформы и иметь исправный, надежно закрепленный искрогаситель.

12 У автоцистерн, занятых перевозкой дистиллята, труба глушителя должна быть выведена вперед, и оборудована искрогасителем, на цистерне должна быть надпись «Огнеопасно». Кроме того, автоцистерны должны быть снабжены заземляющими проводниками для отвода статического электричества.

13 Агрегат и автоцистерны должны быть укомплектованы огнетушителями, кошмой, лопатами, медицинской аптечкой.

14 Емкости автоцистерн должны заполняться дистиллятом - на 90%.

Сливные краны и штанги автоцистерн должны содержаться в полной исправности, а их состояние и крепление должно исключать подтекание и расплескивание жидкости.

15 Перед началом работ по обработке скважины необходимо нагнетательную линию насосного агрегата спрессовать на полуторократное ожидаемое рабочее давление. При опрессовке весь персонал удаляется в безопасную зону -- на расстояние не ближе 25 м с наветренной стороны.

16 Нахождение посторонних лиц на территории скважины во время обработки не допускается.

17 Во время обработки скважины растворителем в процессе ремонтных работ двигатель грузоподъемного агрегата должен быть заглушен, печь культбудки и все источники открытого горения потушены.

18 В случае разлива дистиллята через соединения нагнетательных трубопроводов следует немедленно остановить дальнейшие работы по его закачке в скважину, стравить давление до атмосферного, после чего устранить утечки дистиллята, места разлива засыпать сухим песком и произвести повторную опрессовку нагнетательной линии.

19 По окончании закачки растворителя в скважину произвести прокачку технологической жидкостью в объеме, достаточном для промывки насоса и нагнетательной линии, после чего закрыть задвижки на арматуре и оставить скважину на реагирование.

20 Если обработка скважины проводилась во время производства текущего или капитального ремонтов, ремонтная бригада имеет право приступить к ремонтным работам только после тщательной промывки дистиллята из скважины.

21 При необходимости вымывания дистиллята и скважинной жидкости в желобную или автоцистерну (при отсутствии нефтепровода) выкидная линия от скважины должна быть жестко закреплена на желобной или автоцистерне.

22 При сливе в желобную или автоцистерну не допускать «свободной» струи во избежание образования статического электричеств



5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды при условиях НГДУ «Нурлатнефть»

В соответствии с «Основами законодательства республик о недрах», «Основами водного законодательства» и «Водного кодекса РФ», действующим положением о Госгортехнадзоре по усилению охраны природы и улучшению использования природных ресурсов, разведка, разбуривание и разработка нефтяных месторождений должны осуществляться при полном и строжайшем соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что нефтегазодобывающая промышленность загрязняет атмосферу, почвы, поверхностные и подземные воды, между которыми существует тесная связь. Основными источниками загрязнения окружающей среды являются надземные и подземные нефтепромысловые сооружения. На распространение очагов загрязнения влияет ряд факторов:

§ физико-географические условия;

§ геолого-гидрогеологические особенности;

§ характер размещения нефтепромысловых сооружений и их состояние;

§ особенности разработки нефтеносных объектов и др.

Обязанности заместителя главного инженера по охране окружающей среды

- Организует и осуществляет контроль за соблюдением в управлении законодательства об охране окружающей среды, инструкций и других документов по охране природы, за выполнением постановлений и решений государственных органов, приказов и указаний выше стоящих органов, руководства объединения и управления, предписаний органов Госгортехнадзора, с учетом конкретной экологической обстановки в районах деятельности НГДУ;

Совместно со службами НГДУ (службой главного геолога, главного технолога, главного специалиста по добыче нефти и газа или начальником ПТО, главного маркшейдера, отделом капитального строительства и др.) разрабатывает перспективные и годовые планы по охране окружающей среды;

Разработанные для НГДУ планы согласовывает с межрайонными комитетами по охране природы санитарно эпидемическими станциями, утверждает их у начальника НГДУ или главного инженера НГДУ и направляет их для дальнейшего рассмотрения и согласования в объединение. Рассмотренные и согласованные мероприятия (планы) по охране окружающей среды в районах деятельности НГДУ доводит до исполнителей;

Своевременно обеспечивает представление отчетности о природоохранительных мероприятиях во все контролирующие организации: межрайонные комитеты природы, санитарно эпидемиологические станции, объединение;

Участвует или обеспечивает участие специалистов управления при расследовании причин загрязнения окружающей среды, а также в разработке мероприятий по их предупреждению и устранению;

Доводит до сведения начальников цехов, отделов и служб управления информацией о случаях загрязнения окружающей среды, происшедших на других предприятиях (по получению соответствующей информации от вышестоящей организации);

Организует заключение договоров с научными и другими организациями по вопросам охраны окружающей среды;

Совместно с главными специалистами НГДУ, специалистами цехов и служб при необходимости с учетом конкретной экологической обстановки, разрабатывает методики по предупреждению и устранению загрязнений, возникающих в районе деятельности НГДУ;

Рассматривает проекты обустройства месторождений НГДУ с точки зрения охраны окружающей среды и вносит по этим вопросам своих предложения и замечания;

Осуществляет периодические проверки состояния охраны окружающей среды в подразделениях и на объектах управления с привлечением к этой работе всех главных специалистов, ИТР отделов, служб;

Подготавливает проекты приказов, распоряжений, служебных записок по вопросам охраны окружающей среды и представляет руководству управления предложения по дальнейшему улучшению и оздоровлению экологической обстановки в районах деятельности НГДУ.

Права заместителя главного инженера по охране окружающей среды.

Имеет право:

Представлять в установленном порядке НГДУ в других организациях по вопросам, касающимся охраны окружающей среды (ООС);

Требовать в установленном порядке от всех подразделений НГДУ необходимую информацию для выполнения возложенных на службу охраны природы функций;

Представлять руководству НГДУ материалы о привлечении к ответственности работников управления и работников смежных предприятий, допускающих нарушения в области охраны окружающей среды уклоняющихся от выполнения требований службы ООС на территориях деятельности НГДУ;

Давать предложения руководству НГДУ о поощрении работников подразделений управления за активное участие в осуществлении мероприятий, направленных на оздоровление экологической обстановки в районах деятельности НГДУ.



Обязанности инженера 1 категории службы охраны окружающей среды

Ведает вопросами охраны труда;

Участвует в разработке, формировании и согласовании с природоохранительными органами месячных, годовых и перспективных планов и мероприятий по охране окружающей среды. Составляет отчеты по выполнению данных мероприятии и направляет их в соответствующие инстанции;

Осуществляет учет количества сбрасываемых и утилизируемых пластовых и сточных вод;

Ведет учет, отчетность и анализирует причины аварийных порывов нефтепроводов и водоводов промысловых сточных и пластовых вод и количества разлитых при этом нефти и воды;

Участвует в разработке мероприятий по сокращению порывов нефтепроводов и водоводов, повышению надежности их эксплуатации;

Принимает участие в разработке мероприятий по предотвращению загрязнения территории промыслов и близлежащих водоемов и следит за их выполнением. Ежеквартально составляет справку о результатах выполнения этих мероприятий;

Следит за состоянием открытых водоемов, расположенных на территории производственной деятельности НГДУ. Анализирует данные лабораторных исследований проб воды, отобранных в соответствии с графиками и схемами отбора проб и дает свои заключения и предложения.

Контролирует своевременность отбора проб по режимным сетям наблюдательных скважин, проводит их камеральную отработку, выдает рекомендации;

Участвует в разработке мероприятий по предупреждению загрязнения воздушной среды промышленными выбросами и следит за их выполнением. Ведет учет результатов замеров выбросов лабораториями ЛООС НПУ и межрегиональной инспекции, анализирует результаты и дает рекомендации;

Составляет годовые и ежеквартальные расчеты по плате за выбросы вредных веществ в атмосферу в экологические фонды районов и федеральный бюджет и согласовывает их с комитетами по экологии и налоговой инспекцией районов;

Составляет ежемесячный отчет по оплате в бюджет за водопотребление по районам;

Осуществляет контроль за выполнением постановлений, распоряжений, протоколов тех. советов, приказов, предписаний контролируемых органов в области охраны окружающей среды;

Составляет и проверяет предъявленные расчеты на штрафы со стороны природоохранных органов за факты нарушения природоохранной деятельности, достоверность расчетов в предъявленных претензиях на возмещение ущерба или упущенной выгоды со стороны землепользователей;

Имеет право:

Требовать в установленном порядке от всех подразделений НГДУ необходимую информацию для выполнения возложенных на службу охраны природы функций; Представлять руководителю службы ООС материалы о привлечении к ответственности работников управления и работников смежных предприятий, допускающих нарушения в области ООС, уклоняющихся от выполнения требований службы ООС на территориях производственной деятельности НГДУ.

На территории Аксубаево-Мокшинского, находятся нефтепромысловые сооружения: 13 ГЗУ, 1 ДНС, 1 КНС и 220 пробуренных скважин (из них 43 нагнетательные ).

При разработке и эксплуатации нефтяного месторождения в атмосферу попадают вредные для животного и растительного мира вещества: углеводороды, окислы серы, азота и углерода, сероводород.

На данный момент разработки месторождения, наблюдения за состоянием воздушной среды в населенных пунктах не ведется. На нефтепромысловых объектах (ДНС, КНС, ГЗУ) контроль за воздушной средой ведется ежесменно. Для охраны воздушного бассейна необходимо выполнять следующие мероприятия:

1. Герметизация всей системы сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды. Соблюдение регламента и правил технической эксплуатации.

2. Полное использование и утилизация нефтяного газа.

3. На скважинах, оборудованных станками-качалками, установить устьевые сальники двойного, уплотнения.

Ликвидация нефтяных амбаров, открытых очистных сооружений. Реализация этих мероприятий позволит решить проблемы экологической чистоты технологических процессов при разработке и обустройстве нефтяных месторождений, максимально снизить ущерб наносимый окружающей среде и обеспечить безопасность населения.

Охрана поверхностных и пресных вод. Состояние поверхностных вод

Качество вод поверхностных водоемов оценивается по СанПиНу 2.1.4.559.96.

Загрязнение нефтью и нефтепромысловыми сточными водами поверхностных водоемов характеризуется повышенными концентрациями хлоридов, сульфатов, высоким показателем общей минерализации воды.

Предельно допустимые концентрации ( ПДК ) для вод хозяйственно-бытового назначения составляют:

Хлориды	350мг/л
сульфаты	500мг/л
общая минерализация	1000мг/л
общая жесткость	7,0 мг-экв/л
водородный показатель	6,0-9,0

НГДУ «Нурлатнефть» регулярно (ежемесячно) ведет контроль за состоянием поверхностных водоемов на территории своей деятельности. На данном месторо-этот контроль отсутствует.

В мае месяце 2002 года сотрудниками ТатНИПИнефть на Аксубаево-Мокшинском месторождении был проведен разовый отбор проб воды из 2-х ручьев.

В пробе воды, отобранной из ручья содержится: хлоридов - 39 мг/л; сульфатов - 117 мг/л при общей минерализации - 907 мг/л. Гидрохимический состав воды - гидрокарбонатно-калиево-натриевый.

В пробе воды, отобранной из этого же ручья в другом месте содержится: хлоридов - 51 мг/л; сульфатов - 35 мг/л при общей минерализации - 635 мг/л. Состав воды - гидрокарбонатно-калиево-натриевый.

Вода содержит: хлоридов - 98 мг/л; сульфатов - 110 мг/л при общей минерализации. Состав воды - гидрокарбонатно-калиево-натриевый.

Таким образом, вода в поверхностных водоемах Аксубаево-Мокшинского месторождения не загрязнена и отвечает нормам СанПиНа.

Охрана окружающей среды в НГДУ «Нурлатнефть»

Деятельность предприятия по добыче нефти не должна определяться негативным воздействием на окружающую среду. Для выполнения этой задачи предлагается осуществлять следующие мероприятия:

а) с целью своевременного обнаружения и устранения негерметичности нефтепромыслового оборудования вести систематический контроль за герметичностью поверхностных и подземных нефтепромысловых сооружений, использовать для химической защиты высокоэффективные ингибиторы коррозии; б) регулярно проводить исследования состояния загрязнения атмосферного воздуха в населённых пунктах, на объектах добычи и ремонта скважин;

в) запретить бурение, эксплуатацию нефтяных, нагнетательных скважин и прокладку водоводов и нефтепроводов в пределах санитарно- защитной зоны ;

г) не реже одного раза в год проводить проверку герметичности оборудования всех скважин, используемых для добычи нефти;

д) улучшить работу бригад подземного и капитального ремонта скважин по недопущению разлива жидкостей;

е) при ремонтных работах запретить применение земляных амбаров и использование желобных систем;

ё) утилизацию продуктов реагирования кислоты и других отходов производить в специально отведённых местах.

Ситуационная карта площади Аксубаево - Мокшинского месторождения с обозначением санитарно - защитных зон.

Охрана окружающей среды при осуществлении кислотных обработок призабойных зон пласта

Разлившаяся в воду кислота опасно изменяет состав и свойства воды, превращая её в токсичное вещество. При разлитии кислоты на почву, она изменяет физико-химические свойства плодородной земли, разрушает почвенную структуру.

Выделяясь в атмосферу сероводород создает опасность и для жизнедеятельности животного и растительного мира. Природный минерал, представляющий собой маслянистую жидкость от тёмно-коричневого до белого цвета со специфическим запахом

Категория взрывоопасности нефти ПА-Т3 по ГОСТ 12.10.11-78 . В чистом виде нефть в природе почти не встречается и на практике, приходится иметь дело с нефтью, содержащей различные примеси газ, воду, различные соли, механические взвеси. Нефть и её фракции (бензиновая, керосиновая), а также предельные и непредельные углеводородные газы и ароматические вещества (бензол, толуол, ксилол) являются одновременно наркотическими ядами и ядами крови. Токсичность нефтей значительно возрастает при содержании в них сернистых соединений (H2S, SO2, SO3 и

др.). Даже кратковременное вдыхание паров этих веществ при концентрациях выше предельно-допустимой концентрации может привести к замедлению пульса, понижению кровяного давления, потери сознания и смерти.

Особенно опасны пары бензина с ароматическими соединениями, способные в течение 10 мин., при концентрации 10 мл/л вызвать расстройство нервной системы и всего организма с симптомами головокружения, головной боли, сердцебиения, тошноты, судорог, потери сознания. Сырая нефть, попадая на кожу человека, обезвоживает, сушит её, вызывая зуд, красноту, пигментацию. При этом происходит растрескивание ткани, развиваются кожные заболевания (экзема и дерматит). Нефть и её пары могут вызвать острые и хронические отравления всего организма. Пагубное воздействие разлившаяся нефть оказывает на почву. Проникая в плодородную землю, она изменяет её физико-химические свойства, изменяет соотношение между углеродом и азотом, изменяет режим почв и корневого питания растений. Загрязнение почвы опасно и для человека, поскольку влияние нефти может проявиться через пищевые цепи (сельскохозяйственные продукты).

Расчет КОП НГДУ «Нурлатнефть»

Категория опасности определяется в зависимости от массы и состава выбрасываемых в атмосферу загрязняющих веществ, рассчитывается по формуле:

где M_i - масса выброса i-го вещества, т/год

ПДК_i - среднесуточная предельно допустимая концентрация i-го вещества, мг/л

n - количество загрязняющих веществ, выбрасываемых предприятием

a_i - безразмерная константа, позволяющая соотнести степени вредности

i-го вещества с вредностью сернистого газа, определяется по таблице 6

Таблица6. Степень вредности сернистого газа

Константа	Класс опасности
	1	2	3	4
ai	1,7	1,3	1,0	0,9

Расчет предприятия НГДУ «Нурлатнефть» на категорию экологической опасности представлен в таблице 6. Таким образом, НГДУ «Нурлатнефть» относится ко II классу опасности. Для сокращения вредных выбросов необходимо следить за сальниковым уплотнением и за арматурой во избежание утечек. При своевременной замене сальников и проведении техосмотров вредные выбросы могут быть сокращены.

Таблица 7. Расчет категории опасности НГДУ «Нурлатнефть»

Вредные вещества	Mi, т/год	ПДКi, мг/м3	Класс Опасности	ai
Бензин	4991,37	1,5	4	0,9	1467,11
Сероводород	12,599	0,008	2	1,3	21494,01
Углерода окись	180,742	3,0	4	0,9	39,9893
Азота двуокись	20,0669	0,04	2	1,3	1251,67
Ангидрид сернистый	11,744	0,05	3	1,0	234,88
Сажа	9,63	0,05	3	1,0	192,6
Метан	0,954	50	-	1,7	0,0629
Спирт метиловый	0,0578	0,5	3	1,0	0,11562
Спирт изобутиловый	0,175	0,1	4	1,7	2,5892
Ингибиторы	2,432	0,5	-	1,7	14,7194
Бенз(а)пирен	0,0002432	0,000001	1	1,7	11379,89
Пятиокись ванадия	0,0641	0,002	1	1,7	363,0008
Железа окись	0,0629	0,04	3	1,0	1,5725
Марганца оксид	0,0045	0,001	2	1,3	7,066
Кремния диоксид	0,0046	0,02	-	1,7	0,0822
Фториды плохо растворимые	0,0046	0,03	2	1,3	0,0874
Фториды газообразные	0,0039	0,005	2	1,3	0,7239
Сумма					45833,41
Категория опасности Предприятия					II



6. ОРГАНИЗАЦИОННО - ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

6.1 Организация труда бригады ПРС

Организация труда и рабочего места бригады ПРС

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

Все распоряжения, относящиеся к производственной деятельности бригады передаются рабочим через мастера , а в его отсутствие старшего по вахте.

Указание мастера является обязательным для всех подчиненных ему рабочих и рабочих других структурных подразделений НГДУ «НН», участвующих в технологическом процессе ремонта скважин и могут быть отменены руководством цеха только через него.

Бригада активно участвует в разработке и внедрении передовых и безопасных методов и приемов труда, автоматизации и механизации производственных процессов, внедрение мероприятий научной организации труда применения типовых проектов организации рабочих мест, повышения эстетики и культуры труда, принимает активное участие в изобретательстве и рационализации производства, за счет чего добивается повышения производительности труда.

Бригада принимает активное участие в разработке организационно-технических мероприятий по повышению эффективности производства и качества работы, добивается улучшения коэффициента использования рабочего времени, укрепления производственной и трудовой дисциплины.

Бригада по подземному ремонту скважин предоставляется план-заказ, утвержденный начальником ЦДНиГ, согласованный с начальником ЦП и КРС. Бригаде выдается нормированный наряд с указанием общей нормативной продолжительности работ на:

-переезд на скважину - 4 ч.

-подготовительно-заключительные работы - 4,5 ч.

-подъем-спуск глубинного оборудования,

-глушение,

-промывка перед запуском,

-пропарка НКТ, штанг - 3 ч.

-мелкие ремонтные работы.

Дополнительные операции, которые могут возникнуть в процессе ремонта скважин, прилагаются отдельным перечнем работ к наряду бригады на ремонт скважины. Перечень дополнительных операций при проведении ПРС

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

2. Закачка ингибитора, спуск-подъем воронки

3. Геофизические исследования

а) со спуском-подъемом труб - по норме

б) без спуска-подъема труб - по факту

4. Ремонт запарафиненных скважин - по факту

5. Ликвидация аварий, технологических осложнений - по факту

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

Планирование и учет работы бригады по хозрасчету осуществляется по укрупненной бригаде (участку). Показатели планируются на квартал с разбивкой по месяцам. Материальные затраты по участку отражаются в лимитно-заборной карте, которая служит накопительной ведомостью для ведения лицевого счета экономии.

Для выполнения возложенных задач и функций за бригадой закрепляется оборудование и приспособления:

- ключ механический для свинчивания и развинчивания труб

- приспособление для установки и снятия мех. ключа

- блок талевый

- крюк трубный

- крюк штанговый

- элеваторы трубные и штанговые

- ключ штанговый

- ключи трубные

- приспособление для заворота штанг при помощи КМ

- ключи стопорные КСМ

- вилка для подтаскивания труб

- патрубки подъемные и монтажные

- штангодержатель разрезной

- набор полуштанг

- ключи гаечные

- лопата штыковая

- клещи для крепления и снятия поясков кабеля ЭЦН

- ловитель штанговый

- инструментальный стол

- культбудка, инструментальная будка, приемные мостки

- предохранительный пояс

- переводники трубные и штанговые

- перчатки диэлектрические

Орган рабочего места предусматривает:

а) рабочая площадка сооруженная вокруг устья скважины должна иметь размер не менее 4х6 м² при оборудованной скважины вышкой и не менее 3х4 м² при оборудованной скважины мачтой.

б) мостки должны быть шириной не менее 1м, стеллажи должны иметь размеры обеспечивающие возможность укладки труб и штанг без свисания их концов.

в) в случае возвышения мостков более чем на 0,5 м с них должны быть устроены сходни.

г) можно применить передвижные мостки и стеллажи изготовленных из обработанных 114 мм бурильных труб или НКТ.

д) для защиты от непогоды применяется культбудки.

6.2 Технико-экономические показатели ЦП и КРС, их анализ

ТАБЛИЦА 8.

Выполнение планово - оценочных показателей по ЦП и КРС.

Наименование показателей	Ед. измере-ния	2003 г. факт	2004 год	% к прошлому году
			план	факт
Количество скважин законченным ремонтом а) подземный б) капитальный	скв. скв. скв.	1757 571	1800 516	1735 607	98,7 106,3
Смета затрат на производство	Т.руб.	41552	99853	93769	225,7
Стоимость одного текущего ремонта	руб.	28383	66569	64851	228,5
Норматив простоя скважин ПРС и ОПРС	скв.	82,3	90,6	82,3	100,0
МРП	сут.	687	645	657	95,6
Плановые недоборы нефти	т.н.	81643	92367	74201	50,5
Средняя зар.плата одного работника	руб.	3828		6485	169,4
Численность работников	чел.	248	294	284	117,8
Фонд заработной платы	Т.руб.	11069,7		22102,2	199,7
Стоимость одного КРС		245850	278540	294650	115,7
Производительность труда	скв./чел	5,9	5,1	5,1	86,4

б) влияние изменения численности

(5. Стр. 11.) (2)

в) (5. Стр. 11) (3)

Производительность труда уменьшилась на 0,8 скв/чел. Это произошло из-за того, что количество скважин законченным ремонтом уменьшилось, а численность работников увеличилась. За прошедший период на одного работника приходилось отремонтированных 5,9 скв/чел, а в данный период 5,1 скв/чел.

2. Проанализируем использование фонда оплаты

а) влияние численности

(4. Стр. 12.) (4)

б) влияние средней заработной платы.

(4. Стр. 12) (5)

(5. Стр. 12.) (6)

Фонд заработной платы в 2003 году составил 11069,7 рублей, а в 2004 году - 22102,2 рубля; то есть увеличился на 99,7%. Это произошло из-за увеличения численности работников.

7.3 Расчет сметы затрат

Смета затрат на промывку одной скважины горячей нефтью по НГДУ «Нурлатнефть» составляется в планово- экономическом отделе. Смета содержит поэлементную группировку всех расходов на производство данного вида



ТАБЛИЦА 9 .Смета затрат на промывку горячей нефтью одной скважины по НГДУ «Нурлатнефть»

Статьи затрат	Единица измерения	Затраты
Материалы Зарплата основная Зарплата дополнительная, 32% Отчисления на соц.нужды, 36,4% Транспортные расходы Итого: Цеховые расходы, 213% Итого: Общепроизводственные расходы, 20% Всего затрат:	рублей рублей рублей рублей рублей рублей рублей рублей рублей рублей	4751 61 20 29 22,96 71,57 129 72,86 1457 8744

К смете затрат составляется справка

ТАБЛИЦА 10. Справка к расчету затрат на промывку.

Статьи затрат	Ед. изм.	Расход	Цена за ед. р.	Затраты руб.
1	2	3	4	5
Материалы - нефть Итого материалов:	тн	7	405,00	2835,00 2835,00
Заработная плата основ. - оператор по добыче нефти итого затрат по зар. плате		4 час.	тариф 8,938	60,78 60,78
Транспортные работы - агрегат АНЦ -320 -бензовоз	Кол-во 1 2	часы 4 4	224,00 175,00	896,00 1400,00
Итого расходов				2296,00

Внедрение скребков для борьбы с АСПО требует дополнительных

эксплуатационных затрат на наплавку скребков на штанги, а при сочетанием с внутренним покрытием НКТ - капитальных вложений на покрытие. При расчете принимаем, что покрытие НКТ осуществляется на весь срок службы НКТ, оснащение скребками происходит периодически каждые 2 года.

ТАБЛИЦА 11. Затраты на внедрение скребков.

Показатели	Ед. изм.	Затраты
Цена за 1 т. Нефти без акциза и НДС Условно-переменные затраты на 1 тн. Налоги: на имущество На прибыль В дорожный фонд На недра На ГРР На ветхое жилье	Т.р. Т.р. % % % % % %	4,09 0,95 2 24 1 6 10 1
Количество скребков на 1 скв. Количество труб НКТ с покрытием Стоимость покрытия 1 п.м. НКТ Кап. Вложения на покрытие Стоимость наплавки одного скребка Затраты на наплавку скребков Стоимость одного ПРС Затраты на ПРС годовые без внедрения с внедрением Условно- переменные затраты на дополнительную добычу нефти Эксплуатационные затраты без внедрения скребков с внедрением скребков	шт п.м. т.р. т.р. т.р. т.р. т.р. т.р т.р т.р т.р. т.р.	500 700 0,315 201,5 0,0754 15,65 100 128,07 113,35 21,2 321,7 251,3

В скважинах наиболее дешевые механические методы не достаточно эффективны, в частности, когда в составе АСПО преобладают смолы и асфальтены, зона отложений смещена на прием насоса или начинается непосредственно над ним, тогда возникает необходимость в применении более дорогих методов борьбы с АСПО, в том числе тепловых. К этому методу можно отнести промывку горячей нефтью.

На 1.11.2001 года фонд, который поддерживается в работоспособном состоянии за счет промывок горячей нефтью, составляет 101 скважину. При выходе этих скважин в ремонт - промывка будет сокращаться за счет других методов защиты от АСПО - в частности внедрением скребков с применением НКТ с покрытием.

С целью уменьшения периодичности необходимо улучшить анализ своевременности промывок горячей нефтью.

С внедрением на скважинах скребков и НКТ с внутренним покрытием.

Коэффициент эксплуатации увеличился с 0,831 до 0,867 долей единиц.

Межремонтный период также увеличился с 285 до 322 . В связи с этим добыча нефти за год увеличилась с 1213 тн. до 1266 тн. Дополнительная добыча нефти от сокращения потерь составила 53 т. Выручка от реализации нефти составила 110,2 т.р. ежегодно.

6.4 Расчёт экономической эффективности применения скребков-центраторов

За 10 месяцев 2001 г. По ЦДНГ-1 было сделано 186 промывок горячей нефтью, из них на 25 скважинах были неудачи:

- 10 скважин заклинили при промывке, на них провели ПРС и внедрили скребки.

- на 15 скважинах прекратили промывку из-за отсутствия циркуляции, но скважины находились в работе.

Эффективность промывок бывает разная, что показано в таблице 8 на примере 10 скважин. Экономический эффект по этим 10 скважинам за 3 месяца за счет дополнительно добытой нефти составляет 250 тыс. рублей. Но так как наиболее эффективным и более дешевым методом борьбы с АСПО являются скребки, то мере их внедрения промывка скважин будет сокращаться

В среднем на одну скважину экономический эффект от дополнительно добытой нефти за счет своевременных промывок горячей нефтью за один год составит 100 тыс. рублей.

Рассмотрим экономическую эффективность от внедрения скребков на одной скважине, исходя из затрат внедренных, Эффективность внедрения скребков на одной скважине представлено в таблице 12.

ТАБЛИЦА 11. Эффективность промывок горячей нефтью.

№ скв.	Дата послед-него ПРС	Qтеор м3/сут	Qреж м3/сут

Подобные документы

• Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади

  Факторы, осложняющие эксплуатацию нефтедобывающих скважин. Процесс образования и технология борьбы с АСПО (асфальтно-смоло-парафинными отложениями). Физические и химические методы. Подбор глубинно-насосного оборудования скважины при внедрении скребков.
  
  дипломная работа [363,1 K], добавлен 25.06.2010
  

• Методы борьбы с АСПО

  Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин, осложненных формированием асфальто-смолистыми и парафиновыми отложениями, анализ режимов работы. Факторы, влияющие на формирование отложений. Расчет на прочность, долговечность, безопасность скважин.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 18.12.2015
  

• Проблема борьбы с отложениями при эксплуатации месторождений с высоким содержанием парафина на примере ОАО "Удмуртнефть"

  Характеристика Ельниковского месторождения, физико-химические параметры добываемой нефти. Механизм образования асфальто-смолистых и парафиновых отложений. Технология химического метода. Оценка безопасности и экологичности разрабатываемого проекта.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 11.03.2012
  

• Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти, применяемых в НГДУ "Арланнефть"

  Геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения нефти. Описание текущего состояния разработки по НГДУ "Арланнефть". Технологии предотвращения образования сульфидосодержащих солей в скважинах. Экономическая эффективность удаления осадков.
  
  дипломная работа [386,0 K], добавлен 16.05.2015
  

• Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН"

  Анализ состава АСПО и условия их образования на нефтепромысловом оборудовании. Особенности глубиннонасосного оборудования. Техника и оборудование, применяемое для депарафинизации скважин в условиях НГДУ "ЛН". Расчет на прочность стеклопластиковых штанг.
  
  дипломная работа [996,5 K], добавлен 25.06.2010
  

• Обоснование технологии борьбы с асфальтосмолопарафиновымы отложениями на Кравцовском нефтяном месторождении

  Геолого-физическая характеристика и анализ текущего состояния разработки месторождения. Анализ эффективности методов интенсификации добычи углеводородов. Расчёт профиля скважины с горизонтальным окончанием. Выбор режима работы газовой скважины.
  
  дипломная работа [5,8 M], добавлен 27.05.2015
  

• Борьба с солеотложениями путем периодической закачки ингибитора солеотложений в призабойную зону пласта

  Причины и условия образования солей в скважине. Выбор наиболее эффективного способа удаления солевых осадков. Выбор методов предотвращения возникновения отложений. Расчет потребного оборудования и материалов. Контроль над работой скважин с наслоением.
  
  курсовая работа [45,4 K], добавлен 13.01.2011
  

• Мероприятия по борьбе с АСПО в добывающих скважинах оборудованных ШСНУ на Степановском месторождении

  Стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность Степановского месторождения. Методы борьбы с асфальто-смолистыми и парафиновыми отложениями. Техника и оборудование для депарафинизации скважин. Анализ добывных возможностей скважин и технологических режимов.
  
  курсовая работа [2,8 M], добавлен 11.03.2013
  

• Реконструкция условий осадконакопления отложений ордовика и силура в разрезе скважины Ледянская 358

  Палеотектонические условия отложений ордовика и силура. Климатическая и биогеографическая зональность, полезные ископаемые. Состав и строение осадочных горных пород. Разрез палеозойско-мезозойских образований. Описание шлифов скважины Ледянская 358.
  
  курсовая работа [6,2 M], добавлен 27.03.2013
  

• Бурение поисково-разведочной скважины на месторождении каменного угля

  Геолого-технические условия бурения. Проектирование конструкции скважины. Выбор и обоснование способа бурения. Выбор бурового инструмента и оборудования. Проектирование технологического режима бурения. Мероприятия по предупреждению аварий в скважине.
  
  курсовая работа [927,4 K], добавлен 30.03.2016
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам