Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УШГН в ЦДНГ-1 ООО НГДУ "Октябрьскнефть"

Дверь шкафа станции управления имеет механическую блокировку с блоком рубильник-предохранитель, трансформаторы тока защищены сеткой в месте подвода высокого напряжения. Ручка станции управления снабжена замком с ключом.

Для устранения ложных срабатываний защитных реле при сотрясении станций от срабатывания контактора релейный блок укреплен на амортизаторах.

Станция предназначена для установки в помещении сарайного типа или в южных районах под навесом. Транспортировка и хранение станций могут быть при температурах от -35С до +40С. Масса станции 160 кг, габариты 1300 x 850 x 400 мм.

Станции управления монтируют в соответствии с «Правилами устройства электроустановок» и эксплуатировать в соответствии с “Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей” и “Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей” (1969 г.), с “Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности” (1968 г.) и “Инструкцией по монтажу и эксплуатации установок погружных центробежных электронасосов”.

геологический физический скважина нефтеотдача

3.2 Осложнения при работе скважин, оборудованных УЭЦН

Основные осложнения при работе скважин, оборудованных УЭЦН. на Троицком месторождении, представлены в таблице 3.1

Добыча водонефтяных эмульсий

Нефть по своему химическому составу склонна к образованию эмульсии, так как содержит активные эмульгаторы-асфальтены и смолы. Наличие в добываемой жидкости частиц глины и песка, являющихся продуктами разрушения пласта или принесенных с поверхности при технологических операциях, а также минеральных солей способствует образованию вокруг глобул воды стабилизирующих оболочек. Все это дает основание утверждать, что в нефтяных скважинах образуются эмульсии, свойства которых зависят от способа добычи, обводненности, типа оборудования 12.

Наиболее вязкими и устойчивыми являются водонефтяные смеси, образующиеся в скважинах, продукция которых обводнена на 50-60%, при плотности пластовой воды 1190-1195 кг/м³.

Водонефтяные смеси с водосодержанием более 70% неустойчивы и полностью разделяются в процессе отстоя на нефть и воду.

Исследования показали, что процессы добычи обводненной нефти погружными центробежными электронасосами сопровождается образованием вязких и устойчивых водонефтяных смесей. Таким образом, неудовлетворительная работа погружных центробежных насосов на водонефтяных смесях обусловлена изменением свойств жидкости, оказывающими влияние на работу отдельных рабочих ступеней многоступенчатого насоса. Исследованиями работы ЭЦН на обводненной нефти установлено, что ступени ЭЦН образуют эмульсии, вязкость которых во много раз превышает вязкость нефти. По результатам исследований устьевых проб жидкости известно, что погружные центробежные насосы образуют водонефтяные смеси, обладающие большей дисперсностью по сравнению с другими способами добычи нефти. Однако эти данные не позволяют судить о диспергирующих особенностях ЭЦН, так как водонефтяная смесь в процессе движения от выкида насоса до устья скважины существенно изменяется.

Добыча нефтегазовых смесей

Газ является спутником нефти и его присутствие в ней изменяется в широких пределах. Количество газа, выделяющегося из жидкости в процессе ее движения по стволу скважины, является величиной переменной и зависит от термодинамических условий и характеристики газожидкостной смеси.

Влияние газа в рабочих органах насоса проявляется, во-первых, ухудшении энергообмена между рабочим колесом и жидкостью, и, во-вторых, в создании условий для интенсивного выделения газа из жидкости. Последнее приводит к коалесценции пузырьков газа в каналах рабочего колеса, образованию газовых каверн, величина которых соизмерима с сечением канала. И в первом, и во втором случае параметры работы насоса ухудшаются.

Добыча парафинистых нефтей

Нефти многих нефтяных месторождений содержат парафин, который при определенных условиях выпадает и нефти, откладываясь на поверхности оборудования. Интенсивность отложений может достигать значительных величин, что приводит к пробкообразованию и остановке работы скважины. Интенсивность отложений на узлах УЭЦН несколько ниже вследствие нагрева последних. В зависимости от подачи повышение температуры в насосе по данным составляет 5-10 ⁰С. Максимальная величина нагрева относится к выкиду насоса. В области же приема вследствие резкого снижения давления и интенсивной сепарации газа температура ниже и процесс выделения парафина усиливается. По этой причине наиболее частым видом отказа УЭЦН является запарафинивание приема и приемных ступеней насоса.

Добыча солесодержащих эмульсий

Пластовые воды насыщены солями различного химического состава. Изменение термодинамических условий в скважине, а также смешение пластовых вод с водами, закачиваемыми для поддержания пластового давления, ведет к интенсивному; выпадению солей из раствора и отложению их на эксплутационном оборудовании.

Кристаллы солей откладываются на наружной поверхности погружного двигателя, на рабочих органах насоса, на токоведущем кабеле. На погружном двигателе, протекторе и насосе отложения солей охватывают всю поверхность толщиной 1,5-2 мм. В уплотнениях рабочих колес и на самой поверхности отложения имеют толщину в десятые доли миллиметра при значительной прочности.

Уменьшение отложений солей наблюдается в направлении от первых рабочих колес к последним. Отложениям не могут воспрепятствовать и гладкие поверхности.

Отложение солей во всех случаях приводит к осложнениям. Накапливаясь на наружной поверхности узлов установки, уменьшают свободное пространство между насосом и эксплутационной колонной; при подъеме возможны случаи заклинивания установки в скважине, рабочих колес в уплотнениях. Это приводит к слому вала или сгоранию ПЭД.



3.3 Методы увеличения нефтеотдачи на скважинах, оборудованных УЭЦН

При водонефтяных эмульсиях повысить подачу ЭЦН можно искусственным увеличением обводненности добываемой жидкости. Водонефтяная смесь становится весьма неустойчивой и практически разделяется при увеличении обводненности свыше 70%. В этих условиях насосы начинают работать более эффективно. Учитывая это, был разработан и осуществлен метод повышения подачи ЭЦН путем возвращения в скважину части отделенной на устье воды, и, таким образом, получение на приеме насоса неустойчивой водонефтяной смеси. Способ весьма прост в осуществлении и эффективен для скважин, дающих вязкую водонефтяную смесь.

Вредное влияние газа уменьшают созданием на приеме насоса оптимального давления. В связи с разноречивостью мнений по указанному вопросу различен и подход к выбору величины погружения ЭЦН под динамический уровень. Поэтому для правильного выбора глубины погружения насоса весьма важно знать характер влияния свободного газа в откачиваемой из скважин жидкости на работу ЭЦН и в широком диапазоне изменения газосодержания 16.

При интерпретации данных экспериментов оценка газосодержания проводилась по результатам разгазирования глубинных проб нефти. Однако такая оценка не всегда может оказаться объективной, поскольку при этом не учитываются существование пересыщенных зон и процессы сепарации газа у приема насоса. Размеры пересыщенных зон и коэффициента сепарации даже в одной и той же скважине зависят не только от давления, но и в значительной степени от производительности.

При создании на приеме ЭЦН давления меньшего, а на выкиде большего, чем давление насыщения нефти газом, ступени будут работать при непрерывно меняющемся газосодержании смеси: от некоторой величины, соответствующей давлению на его приеме, до нулевого значения.

При откачке газожидкостной смеси рабочие характеристики отличаются друг от друга вследствие изменения физических свойств смеси по мере движения ее через ступени насоса. Наименьшее давление развивают первые рабочие ступени насоса. С увеличением порядкового номера ступени повышается развиваемое ею давление, то есть незначительное количество свободного газа, содержащегося в смеси при давлении выше 5 МПа не оказывает существенного влияния на работу ступеней.

Критерием оптимизации подбора ЭЦН к скважинам является минимум затрат при обеспечении заданного дебита скважины. Весомой частью этого критерия являются энергозатраты, зависящие, в свою очередь, от режима работы насоса, характеризуемого коэффициентом полезного действия (КПД).

Таким образом, оптимальным условием работы насоса при откачке ГЖС из скважины является работа его в оптимальном режиме при минимально допустимой подвеске в скважине.

Нужный дебит жидкости обеспечивается при этом соответствующим подбором типоразмера насоса, таким, чтобы сумма подачи жидкой и газовой фаз в условиях входа в насос была близка к номинальной подаче насоса.

Сжатие газовой фазы от ступени к ступени приводит к изменению вязкости и уменьшению расхода смеси по длине насоса, то есть к смещению режима работы ступени по основной характеристике влево. При этом, если первая ступень работает вправо от оптимума, то КПД может повышаться и затем падать, а если слева от оптимума, он может только понижаться 17.

Из сказанного следует, что перекачка газожидкостной смеси диктует необходимость изменения конструкции насоса: каждая ступень такого насоса должна быть рассчитана на различный режим подачи.

На практике может дать эффект более простая схема - комбинация насоса из двух типоразмеров ступеней с установкой на входе насоса ступеней большей подачи.

Этот метод наиболее прост, поэтому и широко распространен

Современные методы предупреждения процесса отложений парафина в скважинах, оборудованных УЭЦН, включают в химические и тепловые методы, а также применение подъемных труб с защитными покрытиями.

Химические методы, получившие широкое распространение можно отнести к комплексным методам, так как их влияние распространяется одновременно на несколько факторов. В качестве химических реагентов применяются отечественные и импортные вещества, испытанные с положительным эффектом в нефтяных районах. Зачастую в выборе реагента преобладают чисто организационные причины: близость производства реагента, простота его доставки и другие. Так, в Башкирии широко применяется газолин, в Татарии - шугуровский дистилат, жидкие продукты пиролиза. Повсеместно получили применение ПАВ различных марок - 4411, 4422, ОП-10. Современными ингибиторами парафиноотложений являются СНПХ-7841, СНПХ-7870, ПАП 27^а, ПАП 28^а, ПАП 29.

Солевые отложения приводят к отказу насоса и преждевременному его подъему из скважины. Повторное использование рабочих колес, направляющих аппаратов и других деталей также становится невозможным из-за отложений. Известные же методы очистки трудоемки и малоэффективны. Группой исследователей разработана методика очистки отложений на поверхности металлических деталей с использованием 10%-го раствора фосфорной кислоты Н₃РО₄. Раствор готовят на подогретой до +70⁰С воде. Продолжительность воздействия определяется степенью загрязненности, но не более одних суток. Температура раствора должна быть не ниже +50⁰С. Рекомендуется постоянное или периодическое воздействие (лучше вибрация). Очищенные детали необходимо промыть проточной водой, удаляя размягченные, но не полностью удаленные осадки, просушить и поместить в машинное масло для предотвращения коррозии. Метод опробирован, позволяет повторно использовать детали насосов.

В качестве ингибиторов солеотложения используют инпредол-1, диффонатт, ДПФ (диффоно-1,2-диоксидановая кислота).

3.4 Повышение нефтеотдачи пластов путем применения реагента СНПХ-9633

В процессе эксплуатации продуктивных отложений залежей происходит обводнение продукции при низкой выработке запасов. Прогрессивное обводнение связано с подтягиванием подошвенной или прорывом нагнетательных вод. Технология предназначена для улучшения показателей работы добывающих скважин в залежах с неоднородными карбонатными или терригенными коллекторами при пластовых температурах 20-40⁰С и различной минерализации попутно добываемых вод 11.

Физико-химические основы технологии

Технология основана:

1) на способности реагента СНПХ-9633 при взаимодействии с минерализованной водой, обводняющей скважину, образовывать в промытых зонах высоковязкие устойчивые эмульсии с внешней углеводородной фазой (селективная изоляция);

2) на повышении проницаемости нефтенасыщенных зон за счет гидрофобизирующего действия реагента; (ПАВ гидрофобизируют поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. Это происходит благодаря адсорбции ПАВ из его раствора поверхностным слоем поровых каналов. Пленочная вода при этом отрывается от твердой поверхности и, превращаясь в мелкие капельки, выносится потоком нефти из призабойной зоны пласта в скважину.

В результате обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ проницаемость породы для нефти увеличивается, а для воды уменьшается, то есть дебит скважин по нефти увеличивается, а по воде уменьшается.

3) на способности реагента растворять и диспергировать асфальто-смоло-парафиновые отложения.

Состав закачиваемого реагента (марка реагента) подбирается из типа и минерализации (плотности) попутно-извлекаемых вод и пластовой температуры.

Материалы и оборудование, применяемые в технологическом процессе

В процессе проведения обработки призабойной зоны пласта реагентом СНПХ-9633 применяются следующие материалы и оборудование (рисунок 4):

1) реагент СНПХ-9633 ТУ 39-05765670-ОП-180-93;

2) вода пластовая (девонская) хлоркальциевого типа плотностью 1180 кг/м3;

3) цементировочный агрегат ЦА-320;

4) автоцистерны, предназначенные для транспортировки легко воспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ);

5) автоцистерны, предназначенные для транспортировки воды;

6) металлическая емкость для аварийного сброса жидкости объемом не менее 30 м3 (на базе цеха).

Реагент СНПХ-9633 представляет собой раствор углеводородной композиции поверхностно-активных веществ. На внешний вид - однородная прозрачная жидкость темно-коричневого или зеленого цвета, плотностью при 20⁰С, в пределах 800-930 кг/м3, вязкость при 20⁰С, не выше 2,5-3,0 Мпа*с. Температура застывания, не выше минус 25⁰ С.

Реагент готовится в соответствии с техническими условиями, поставляется и закачивается в скважину в товарном виде.

Токсикологические характеристики реагента СНПХ-9633

1) реагент относится к умеренно-опасным веществам (3 класс опасности);

2) кумулятивные свойства слабо выражены, обладает кожно-резорбтивным действием, действует на слизистые оболочки глаз.

Пожароопасные свойства реагента СНПХ-9633:

1) СНПХ-9633 относится к группе ЛВЖ;

2) Температура вспышки реагента СНПХ-9633 - минус 13⁰С;

3) Температура воспламенения реагента СНПХ-9633 (от открытого источника огня - минус 14⁰С), температура самовоспламенения - 560⁰С.

Требования к выбору объектов применения

Обработку реагентом СНПХ-9633 лучше проводить в скважинах (таблица 3.2), где продуктивные пласты представлены карбонатными или терригенными коллекторами, где есть наличие значительных запасов нефти, а также присутствие высокой обводненности извлекаемой продукции (свыше 90%, желательно более 95%). Также требуется наличие приемистости скважины перед закачкой реагента СНПХ-9633, отсутствие непосредственно перед обработкой реагентом СНПХ-9633 закачки высоковязких систем (гипан, прионефтесернокислотная смесь и др.). По возможности минимальная депрессия на пласт в ходе эксплуатации (желательно не выше 1 Мпа, особенно после обработки).

Таблица 3.2

Характеристика малодебитного фонда скважин

№ п/п	Скважина	Qжид т/сут	Qн т/сут	обводненность,%	Пласт	Ндин	Нст.нас	Тип насоса УЭЦН
1	588	30	0,8	97	ДII	1002	1456	50х1300
2	597	25	0,8	96	ДII	1158	1400	50х1300
3	598	20	0,7	96	ДII	1320	1581	20х1800

Требования к техническому состоянию скважин:

1) Устьевая арматура и эксплуатационная колонна должны быть герметичными;

2) Эксплуатационная колонна должна быть опрессована при давлении, превышающим рабочее давление;

3) Цементный камень за эксплуатационной колонной должен быть поднят выше “башмака” кондуктора;

4) Пресные воды за кондуктором должны быть надежно разобщены цементным камнем от нижележащих минерализованных;

5) Забой скважины должен обеспечивать проведение ГИС.



Схема реализации технологии

1) До ремонта скважины определяется дебит, обводненность продукции, плотность попутно-добываемой воды, пластовое и забойное давление, источник обводнения, пластовая температура, и снимается кривая восстановления давления.

2) Затем определяется приемистость скважины на пластовой воде. При давлении нагнетания превышающем давление гидроразрыва методами ОПЗ (кислотная ванна) снижается давление приемистости.

3) Поднимается подземное оборудование.

4) Промывается скважина с допуском пера до забоя.

5) Скважина оборудуется пакером.

6) Закачивается расчетное количество реагента СНПХ-9633 при давлении, не превышающем давление раскрытия трещин (гидроразрыва) в карбонатных коллекторах, марка реагента выбирается исходя из минерализации извлекаемых вод.

Рекомендуемый объем реагента на одну скважино-обработку 4-6 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта (ПТП). В том случае, если перфорированная толщина составляет менее 5 м, то целесообразно определять расход реагента из величины 6 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, но не менее 10-13 м³ на 1 скважино-обработку. Если перфорированная толщина пласта 5-10 м, то количество определяется из расчета 5 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта, а если более 10 м, то 4 м³ на 1 м перфорированной толщины пласта соответственно.

Реагент продавливается в пласт расчетным количеством пластовой девонской воды. Объем продавочной жидкости определяется из объема закачиваемого реагента СНПХ-9633 (таблица 3.3).

Объем продавочной жидкости не должен быть менее чем внутренний объем НКТ плюс 2 м³. Скважина закрывается на реагирование на 24-48 часов.

Затем промывается от продуктов реакции. Опускается подземное оборудование и скважина пускается в эксплуатацию.

После вывода скважины на режим определяется следующие параметры: дебит скважины, обводненность продукции, плотность извлекаемой воды, коэффициент продуктивности, снимается кривая восстановления давления и сравнивается с аналогичными характеристиками до обработки.

Таблица 3.3

Определение объема закачиваемого реагента СНПХ-9633

Реагент	Требуемый объем продавочной жидкости
менее 20 м3	V нкт+6 м3
20-40 м3	V нкт+9 м3
более 40 м3	V нкт+12 м3

Мероприятия по предупреждению осложнений

1) В случае повышения давления нагнетания (выше давления опрессовки эксплуатационной колонны) закачку реагентов прекратить, обратной промывкой нефтью вымыть реагенты из скважины и НКТ;

2) жидкости, извлекаемые из скважины, собрать в емкость;

3) грунт, пропитанный реагентом при разливе, собрать и утилизировать в местах утилизации грунтов, облитых нефтью.

Применение СНПХ-9633 в НГДУ “Октябрьскнефть”

Закачка реагента СНПХ-9633 марки А в скважину №588 Троицкой площади.

С целью проведения ремонтно-изоляционных работ по пласту DII были проведены следующие работы:

19.12 опрессовали 5” колонну на 100 атм, через 30 мин снижения не наблюдалось, колонна герметична. Начальная приемистость составила 2,5 м³ за 3 мин при 90 атм.

25.12 в пласт закачали реагент СНПХ-9633 марки А плотностью 0,856 г/см³ в объеме 17,4 м³ при Р=110 атм.

Продавили реагент в пласт соленой водой плотностью 1,19 г/см³ в объеме 12 м³ при Р=30 атм.

На реакции скважина находилась с 20 ч. 16.12.98г. до 12 ч. 18.12.98г.

До проведения обработки по скважине №588 Троицкого месторождения обводненность составила 98%, дебит - 0.8 т/сут. После обработки пласта реагентом СНПХ-9633 скважина начала работать с дебитом нефти 0.9 т/сут, а обводненность составила 91%

Исходя из данных обработки скважины №588 результаты замеров дебитов жидкости показали, что применение реагента СНПХ-9633 эффективно. Такую же обработку применили в скважинах №494 по пласту ДI, №598 по пласту ДII Троицкой площади и в скважине №5 Константиновской площади по пласту С 121 бобриковского горизонта, в скважинах №303, 296 на Серафимовском месторождении. Данные после обработок показаны в таблице №3.4.

Таблица 3.4

Результаты применения реагента СНПХ-9633

Номер скважины	Месторождение	Дата окончания ремонта	Дебит нефти, т/сут до обработки	Дебит нефти, т/сут после обработки	Дополнительная добыча нефти, т
303	Серафимовское	12.96	3.0	7.6	1132
5	Серафимовское	07.97	3.3	7.3	663
296	Серафимовское	10.97	1.0	5.3	336
494	Троицкое	01.97	1.9	9.2	1219
597	Троицкое	01.97	1.8	4.1	369
598	Троицкое	598	1.0	2.4	318
Итого				4037



4. Безопасность и экологичность эксплуатации скважин с применением УЭЦН в ООО НГДУ «Октябрьскнефть»

4.1 Основные опасности и вредности анализируемого технологического процесса в ООО НГДУ «Октябрьскнефть»

В процессе эксплуатации нефтяных месторождений возникают следующие виды опасностей: производственные опасности (внезапное разрушение оборудования, несущих конструкций, взрывы, пожары, аварийные утечки токсичных веществ); чрезвычайные ситуации; профессиональные вредности (чрезмерные мышечные и нервно-психические напряжения отдельных органов и систем организма, монотонность труда, нерациональная рабочая поза, неблагоприятные метеорологические и другие условия); случаи травматизма; аварии и отравления 15.

По виду произошедших событий чрезвычайные ситуации делят на 3 группы:

техногенные (крупномасштабные пожары; сильные взрывы;

выброс в окружающую среду опасных веществ;

деформация, потери прочности и разрушение;

экологические бедствия, связанные с хозяйственной деятельностью людей);

природные (геологически опасные явления, гидрологически опасные явления;

метеорологически опасные явления;

ландшафтные пожары;

массовые инфекционные заболевания;

природные экологические катастрофы);

военно-политические (одиночное или случайное применение оружия массового поражения;

военный конфликт с использованием оружия массового поражения и обычного оружия).

На нефтепромыслах ООО НГДУ “Октябрьскнефть” возможно возникновение опасностей, таких как: пожаровзрывоопасность, поражение электрическим током, отравление нефтяными газами, различными ингибиторами, опасность травмирования движущимися частями оборудования, опасность травмирования транспортными средствами, спецтехникой, опасность ожогов при работе с паропередвижной установкой.

Очень важным фактором для безопасного процесса добычи нефти является анализ и выявление чрезвычайных потенциальных ситуаций. Проанализировав природные, технологические и политические факторы можно заключить, что основными опасностями в плане предотвращения крупного ущерба окружающей среде и человеку в условиях ООО НГДУ “Октябрьскнефть” являются ЧС техногенного характера:

1) крупномасштабные пожары могут возникнуть по причине возгорания пролитой горючей жидкости (нефти, нефтепродуктов, применяемых в процессе добычи и подготовки горючих реагентов). Возгорание горючих жидкостей в резервуарах товарных парков, емкостях и технологических аппаратах. Пожары на скважинах в результате неконтролируемого фонтанирования. Пожары в результате разгерметизации газопроводов и нефтепроводов. Причинами образования пожароопасных концентраций паров нефти или нефтяного газа в смеси с воздухом, а также токсических и вредных веществ являются недостаточная герметизация оборудования, несовершенство технологических процессов, отсутствие установок по улавливанию ядовитых и опасных газов, паров и пыли, неэффективная вентиляция и другие. Поэтому проводятся работы по исследованию и ликвидации возможных источников пожара;

2) сильные взрывы скопившегося газа и легких фракций нефти при утечках на скважинах, на пункте подготовки нефти и при утечках из технологических резервуаров. Также возможны взрывы на складах веществ, применяемых при перфорации и в других процессах;

3) выброс в окружающую среду опасных веществ, например, паров углеводородов, кислот, реагентов; возможно загрязнение окружающей среды разливами большого количества сточных вод, вод применяемых при поддержании пластового давления. Эти воды отличаются высокой минерализацией и коррозирующей способностью, а также часто содержанием различных реагентов. Закачка происходит под давлением, поэтому возможен порыв нагнетательных линий и возникновение масштабного разлива этих вод;

4) аварии на скважинах с неконтролируемым фонтанированием из скважин вскрывших высоконапорный водоносный или нефтегазоносный пласт. В результате фонтанирования возможны масштабные выбросы нефти, газа и минерализованных вод, наносящих огромный ущерб сельскохозяйственным землям, природе леса и животному миру. Плодородная почва сильно страдает от загрязнения нефтепродуктами, нарушается кислородный, азотный и водосолевой баланс почвы, восстановление плодородия почвы происходит через очень большой промежуток времени даже при небольшом загрязнении.

4.2 Анализ состояния охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды при осуществлении технологического процесса в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”

В задачи обеспечения безопасности на нефтяных месторождениях ООО НГДУ “Октябрьскнефть” входит выявление, ослабление и устранение производственных опасностей и профессиональных вредностей, ликвидация причин несчастных случаев и профессиональных заболеваний работающих, облегчение условий труда и т.д.

В задачи производственной санитарии входит разработка санитарно-гигиенических рекомендаций и устройств для защиты работающих от производственных опасностей и профессиональных вредностей 8.

Ответственность за обеспечение охраны труда на нефтепромыслах возложена на дирекцию НГДУ, руководителей участков и подразделений. Главные механики и энергетики отвечают за исправное состояние и своевременное испытание паровых котлов, аппаратов, компрессорных, насосных и газовых установок. Начальник транспортного цеха отвечает за правильное содержание и безопасную эксплуатацию транспортных средств. Мастер производственного участка обязан организовать проведение всех работ в точном соответствии с требованиями технологии и правил безопасности, проводить в установленные сроки инструктаж рабочих. Рабочие места должны иметь плакаты или знаки по технике безопасности согласно утвержденному Министерством перечню.

Основные задачи службы безопасности в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”: руководство проектной, конструкторской и строительной работой по вопросам инженерной охраны труда, обеспечение технической информацией, инструктаж, пропаганда и проверка знаний по охране труда. Вопросы охраны труда обсуждаются на оперативных производственных совещаниях, где дают оценку работы по обеспечению безопасности труда.

Рабочие, поступающие на работу по новой профессии, проходят обязательный инструктаж вводный и на рабочем месте (первичный, периодический, внеочередной и специальный (целевой)) в объеме не менее 10 часов со сроком стажировки под руководством опытного работника в течение 1-5 рабочих смен. Работники к самостоятельной работе допускаются только после прохождения инструктажей по безопасному ведению работ, проверки знаний, в необходимых случаях, и соответствующего производственного обучения и стажировки.

Инструкции по технике безопасности на предприятиях пересматриваются и переутверждаются один раз в 3 года. Инструкции должны также пересматриваться при введении новых правил и норм, типовых инструкций, новых технологических процессов, установок, машин, аппаратуры.

За последние несколько лет произошли следующие несчастные случаи: поражение электрическим током в результате неудовлетворительной организации производства работ и личной неосторожности пострадавшего; получение травм в процессе ремонта автомобиля в результате личной неосторожности; получение огнестрельных ранений в результате грубого нарушения трудовой дисциплины; взрыв в результате воспламенения реагента из-за несоблюдения правил техники безопасности при сварочных работах на объектах с категорией взрывоопасности В-1 со смертельным исходом 7.

Анализируя эту статистику, можно сделать вывод, что основными причинами несчастных случаев на нефтепромыслах ООО НГДУ “Октябрьскнефть” являются: неисправность применяемого оборудования и инструмента, применение неправильных и опасных приемов работы, недостаточная подготовка рабочего места или неудовлетворительное содержание его в процессе работы, неудовлетворительная постановка обучения и инструктажа рабочих, не использование защитных средств и приспособлений по технике безопасности, а также нарушения трудовой дисциплины.

4.3 Комплекс мероприятий, обеспечивающих безопасные условия труда и предотвращающих загрязнения окружающей среды

При эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН предъявляются следующие требования:

- устье скважины должно быть оборудовано арматурой с манифольдом для выпуска газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и разрядки затрубного пространства, а также глушения скважин и проведения исследовательских работ. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение;

- силовой кабель должен быть проложен от станции управления к устью скважины в траншее или на специальных стойках-опорах;

- разрабатываемые установки погружных электронасосов необходимо оснащать датчиками для получения информации на станции управления о давлении на приеме насоса и температуре масла в электродвигателе;

- монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал;

- кабельный ролик должен подвешиваться на кронштейне при помощи цепи или на специальной канатной подвеске;

- кабель, пропущенный через ролик, при спуско-подъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли;

- при свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу;

- скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с;

- намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами;

- при ремонте скважины барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы барабан, кабельный ролик и устье скважины находились в одной вертикальной плоскости;

- ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса;

- устье скважины, эксплуатирующейся насосами, должно быть оборудовано сальниковым устройством;

- системы замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя должны иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.

Обеспечение пожаробезопасности

Мероприятия в ООО НГДУ “Октябрьскнефть” по пожарной безопасности разделяются на четыре основные группы:

1) предупреждение пожаров;

2) ограничение сферы распространения огня;

3) максимальное сохранение ценностей в зоне пожара;

4) создание условий эффективного тушения пожаров.

На каждом участке предприятия устанавливается, соответствующий их пожарной опасности, противопожарный режим, в том числе:

- определяются и оборудуются места для курения;

- определяются места и допустимое количество единовременно хранящихся в помещении сырья, полуфабрикатов и готовой продукции;

- устанавливается порядок уборки горючих отходов и пыли, хранения промасленной одежды;

- определяется порядок обесточивания электрооборудования в случае пожара и по окончании рабочего дня.

Регламентируются порядок проведения временных огневых и других пожароопасных работ, порядок осмотра и закрытия помещений после окончания работы, порядок действия работников при обнаружении пожара.

На предприятии определен порядок и сроки прохождения противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму, а также назначены ответственные за их проведение.

Для защиты производственного персонала от токсичных веществ, устранения или уменьшения опасности вредных веществ для человека ограничивается применение их по числу и объему, а где возможно, замена высокотоксичных на менее токсичные, сокращение длительности пребывания людей в загрязненном воздухе и наблюдение за эффективным проветриванием производственных помещений. В особо опасных условиях применяются индивидуальные средства защиты: для органов дыхания - фильтрующие противопылевые средства защиты, газо-пылезащитные средства, шланговые противогазы ПШ-1, кислородно-изолирующие приборы (КИП), автономные дыхательные аппараты (регенеративные и с запасом кислорода); для глаз - очки, маски, светофильтры; для тела - противопылевые комбинезоны; для рук - перчатки и т.д.

Объекты, выделяющие газ, дым, пыль и создающие шум по отношению к ближайшему жилому району должны располагаться с подветренной стороны и отделяться от них санитарно-защитной зоной шириной 1000-3000 м. Не допускается соединение сети хозяйственно-питьевого водопровода с техническим. Для проверки степени загрязнения воздуха применяют газоанализаторы переносные и лабораторные различного физико-химического действия.

Обеспечение электробезопасности

При использовании оборудования электроподогрева руководствуются общими правилами техники безопасности при эксплуатации электротехнических устройств в нефтяной промышленности.

Автотрансформатор, станция управления заземляются перед включением электрооборудования в сеть, измеряется сопротивление заземления. Около зажимов кабельного ввода и рубильников на станции управления устанавливают изолирующие подставки. Около трансформатора и смотанного кабеля вывешиваются плакаты “высокое напряжение”.

Повышенная опасность поражения человека электрическим током возникает при чрезмерной перегрузке токоприемников, прикосновении к токоведущим частям электрооборудования, контакте с обычно нетоковедущими металлическими частями, случайно оказавшимися под напряжением, при резком снижении сопротивления изоляции. Электрическая сеть при коротком замыкании отключается при помощи быстродействующих реле выключателей, установленных плавких предохранителей. Все эти устройства предельно сокращают время возможного действия электрического тока на человека.

Применяется защитное заземление, преднамеренное соединение с землей металлических частей оборудования, обычно не находящихся под напряжением. Заземляются металлические корпуса соединительной коробки кабеля, вторичные обмотки трансформаторов, щиты, управления, броня кабеля, сопротивления корпуса. Заземление должно быть не более 40 м, согласно ПУЗ.

Наиболее эффективный способ защиты - защитное отключение: с помощью универсального устройства (прибор индикатор, автоматический выключатель) аварийный участок сети может быть отключен за доли секунд.

Предусматривается применение средств индивидуальной защиты: резиновые перчатки, диэлектрические боты.

Обеспечение герметизации оборудования при производственных процессах

Повышенные требования предъявляются к герметичности оборудования, арматуры и трубопроводов, работающих под давлением, с горючими, взрывоопасными и токсичными газами или жидкостями. В этих случаях наличие даже незначительных утечек может привести к выбросам в атмосферу, за короткий промежуток времени, больших количеств вредных газов, паров и жидкостей и, как следствие, к взрывам, пожарам и несчастным случаям.

Герметичность фланцевых соединений обеспечивается плотностью прилегания поверхностей деталей, что достигается правильным выбором фланцев и прокладочных материалов, а для резьбовых соединений - применением соответствующей герметизирующей подмотки и смазки. Также проводятся систематические проверки герметичности технологического оборудования: установок по подготовке нефти и газа, товарных и сырьевых резервуаров и т.д.

Устье скважины после спуска кондуктора или промежуточной обсадной колонны оборудуется превенторной установкой. Обвязка превенторов выполняется по типовой схеме, утвержденной нефтегазодобывающим объединением или территориальным геологическим управлением, которая согласуется с органом Госгортехнадзора и военизированной частью по предупреждению и ликвидации нефтяных и газовых фонтанов.

Защита людей от движущихся механизмов, частей оборудования

Для защиты людей от механического травмирования применяют: предохранительные тормозные, оградительные устройства, средства автоматического контроля и сигнализации, знаки безопасности, системы дистанционного управления.

Все подъемные устройства и вспомогательное оборудование до начала эксплуатации в обязательном порядке регистрируются в соответствующем подразделении Госгортехнадзора и периодически (один раз в год) подвергаются техническому освидетельствованию и испытанию.

Всякое подъемное устройство (стационарные и передвижные краны, автопогрузчики и т.д.) оборудуется защитным устройством от перегруза (по грузу и предельно допустимому опрокидывающему моменту), ограничителем перемещения и подъема, ограничителем скорости движения, вращения и подъема (поперечные и продольные краны), тормозными устройствами, а также средствами контроля качества изоляции, прочности несущих канатов и конструкций и т.д.

Повышение экологичности процесса добычи нефти и газа

Наибольшую экологическую опасность при возникновении аварийных ситуаций представляют неуправляемые поступления пластовых флюидов по скважинам (открытые фонтаны и выбросы). Вторым по значимости фактором потенциальной экологической опасности является разливы жидких углеводородов из хранилищ и трубопроводов.

Мероприятия по предупреждению и ликвидации разливов включают эффективные средства удержания разлитых жидкостей на месте для сведения до минимума последствий разливов и утечек.

В планах ликвидации аварий необходимо учитывать возможный объем и тип разливаемой жидкости, указывать типы технических средств для борьбы с разливами, потребность в рабочей силе, организационные мероприятия, обеспечивающие эффективную ликвидацию больших и малых разливов, а так же перечень наиболее уязвимых и чувствительных участков вместе со средствами их защиты.

План так же предусматривает способы удаления разлитой нефти, загрязненного грунта и мусора, а так же доставку на место персонала, привлеченного к ликвидации разлива. При применении химических диспергаторов для борьбы с разливами нефти необходимо иметь разрешение санитарных и природоохранных органов на их использование.

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха предусматривается ряд мероприятий по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу: полная герметизация системы сбора и транспорта продукции скважин; защита оборудования и трубопроводов от коррозии; оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, в которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований “Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением”; утилизация попутного нефтяного газа.

Наземное технологическое оборудование обеспечивает сбор и подготовку к транспорту или хранению не только нефти и газа, но и попутно добываемых кондиционных продуктов (конденсата, инертных газов, микроэлементов и так далее).

Сокращению потерь и утилизации углеводородов при эксплуатации месторождений нефти и газа способствует применение закрытых герметизированных систем сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и конденсата, улавливание и использование низконапорного нефтяного газа с установок товарной подготовки нефти и концевых ступеней сепарации с помощью вакуумных и компрессорных установок с последующей переработкой этого ценного сырья на газоперерабатывающих заводах.

Обеспечение надежной, безаварийной работы систем, сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти и газа имеет весьма важное значение для предотвращения потерь добываемых полезных ископаемых и, следовательно, охраны недр и рационального использования природных ресурсов.

Внешняя и внутренняя коррозия при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений является одной из главных причин преждевременного выхода из строя наземного нефтегазопромыслового оборудования, подземных коммуникаций и трубопроводов. Защита этого оборудования от коррозии, обеспечение плановых сроков его службы, особенно в условиях его контакта с высокоагрессивными, коррозионно-активными средами, представляет собой чрезвычайно важную и сложную задачу. Для ее решения осуществляют широкий комплекс мер технологического и специального плана.

К технологическим методам защиты оборудования и трубопроводов от коррозии относят различные мероприятия предупредительного характера, направленные на сохранение первоначально низких коррозионных свойств сред или создание таких условий эксплуатации, которые при одной и той же агрессивности среды обеспечивали бы ее минимальное коррозионное воздействие на поверхность металла. Основными задачами таких методов являются: предотвращение попадания в добываемую нефть, нефтяной газ и сточные воды кислорода; предотвращение смешивания сероводородсодержащих нефтей, вод и газов с продукцией, не содержащей его; снижение коррозионной агрессивности среды с помощью деаэраторов и других средств; создание противокоррозионных условий для надежной эксплуатации действующего оборудования (изменение конструкции, снижение механических нагрузок и др.).

В связи с тем, что эти меры необходимо предусматривать для всех систем нефтедобычи, технологические методы защиты от коррозии должны носить комплексный характер и применяться одновременно на всех объектах подготовки нефти и газа и утилизации сточных вод.

Технологии нейтрализации и утилизации отходов

Для предотвращения загрязнения почв при проектировании объектов обустройства нефтепромыслов ООО НГДУ “Октябрьскнефть” предусматривается: полная герметизация систем сбора, сепарации и подготовки нефти и газа; автоматическое отключение скважин отсекателями при прорыве выкидной линии; установка стальных гидрофицированных задвижек на нефтегазосборных сетях; покрытие изоляцией усиленного типа магистральных нефтепроводов со 100%-ным просвечиванием стыков на однониточных переходах через искусственные и естественные преграды; использование бессточных систем канализации промышленно-ливневых и фекальных стоков; сброс загрязненных нефтью ливневых стоков с групповых замерных установок в специальные канализационные колодцы при капитальных ремонтах; полное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в продуктивные пласты и поддержания пластового давления; внутреннее противокоррозионное покрытие трубопроводов, перекачивающих пластовую воду.

Горнотехническая рекультивация земель выполняется в строгом соответствии с утвержденными проектами на строительство конкретного объекта (трубопровода, установки по подготовке нефти и т.п.).

Пластовая вода, являющаяся отходом при добыче нефти, используется для поддержания пластового давления. Закачка в пласт может рекомендоваться так же как средство избавления от отходов, требующих особого внимания. Закачка в пласт требует особого внимания и мер предосторожности, соблюдения технологического регламента, надлежащим уходом и контролем за оборудованием, используемым для закачки.

Жидкости для обработки скважин фильтруются, а отработанные кислоты и жидкости для ремонта скважин - химически нейтрализованы перед сбросом в разрешенных или подходящих местах за пределами площадки.

Органические отходы, включая бумагу, дерево, пропитанную нефтью ветошь, бытовые отходы и прочие воспламеняющиеся материалы ликвидируются на месте в установке для сжигания, рассчитанной на низкий уровень выбросов. Неорганические отходы, такие как куски металла и проволоки, тара и пластмасса по возможности утилизируются, либо отвозятся на свалки или захороняются в подходящих местах за пределами площадки.

Защита природной среды от опасных веществ и материалов осуществляется следующими мероприятиями: работа с опасными веществами и материалами только лицами, прошедшими специальную подготовку и аттестацию; строгое соблюдение инструкций производителя и обеспечение контроля за применением химреагентов, их сбором и удалением после отработки, с учетом требований нормативных природоохранных документов; специальными мерами работы, включающими: строгое соблюдение правил их перевозки; наличие на всех транспортных средств материалов для ликвидации небольших разливов и утечек; хранение всех видов топлив и химреагентов в безопасных местах - на обвалованных, не подверженных затоплению участках, а так же с четкой маркировкой; применение правильно подобранных методов ликвидации отходов поставщику; подготовку и обучение персонала работе с опасными веществами и материалами, а так же их сбору и удалению после обработки.

Таким образом, на основе анализа опасностей, возникающих в процессе эксплуатации нефтяных месторождений в НГДУ “Октябрьскнефть”, оценке эффективности мероприятий по обеспечению безопасности технических систем и технологических процессов, можно сделать вывод, что комплекс всех мероприятий по обеспечению безопасности труда работников, а также меры, предпринимаемые по охране недр и окружающей среды, позволяют обеспечить надежный уровень организации безопасности труда и природоохранных мероприятий.

В ООО НГДУ «Октябрьскнефть» планируются следующие мероприятия по промышленной безопасности и охране труда на 2003 год

- внедрение систем устройств автономного и дистанционного управления и регулируемого производственным оборудованием.

- модернизация и замена технологического, подъемно-транспортного и другого производственного оборудования.

- совершенствование технологического процесса в целях устранения воздействия на работников опасных и вредных факторов.

- внедрение систем автоматического контроля и сигнализации уровней опасных и вредных производственных факторов на рабочих местах.

- внедрение и совершенствование технических устройств, обеспечивающих защиту работников от поражения электрическим током.

- снижение до регламентированных уровней вредных веществ в воздухе рабочей зоны.

- устройство новых и реконструкция имеющихся отопительных и вентиляционных систем.

- приведение естественного и искусственного освещения на рабочих местах к нормам.

- приведение зданий, сооружений, помещений, строительных и промышленных площадок к нормам.



5. Расчет экономической эффективности от использования мероприятия «Обработка добывающих скважин композицией СНПХ-9633» в ООО НГДУ «Октябрьскнефть»

В дипломной работе предполагается провести обработку композицией СНПХ-9633 скважины на Троицком месторождении. Эффективность данного мероприятия выражается в приросте добычи нефти, снижении себестоимости, росте прибыли и производительности труда 14.

1. Прирост дополнительной добычи нефти от проведения мероприятия:

ДА = (q₂-q₁)*365*k_э- ДА_р , (5.1)

ДА = (4,5-1,8)*365*0,92- 15*1,8=879,66 т/год

где q₂, q₁ - среднесуточный дебит по скважине по нефти до и после внедрения новой техники, т/сут;

k_э - коэффициент эксплуатации скважин до и после внедрения новой техники;

ДА_р - расход нефти на проведение мероприятия и потери нефти в результате простоя скважин при проведении мероприятия, т;

365 - число дней в году.

2. Определение себестоимости добычи нефти до и после проведения мероприятия.

Себестоимость добычи нефти до внедрения мероприятия определяется на основе фактических данных ООО НГДУ «Октябрьскнефть» в базовом периоде. Проведение мероприятия оказывает влияние на отдельные статьи затрат, поэтому методику расчета изменения затрат рассматриваем по всем статьям калькуляции добычи нефти.

1) Расходы на энергию по извлечению нефти определяются по формуле:



ДЗ_э= ДА*С_эу*К₁ , (5.2)

ДЗ_э=879,66*24,72*1=21745,19 руб

где ДА - дополнительная добыча нефти, тыс.т;

С_эу - удельные затраты на 1 т нефти по статье «Расходы на энергию по извлечению нефти»;

К₁ - удельный вес условно-переменных затрат по статье «Расходы на энергию по извлечению нефти», К₁=1.

2) Расходы по искусственному воздействию на пласт определяются:

ДЗ_нВ= ДА*С_нв*К_{2 ,} (5.3)

ДЗ_нВ=879,66*16,13*1=14188,9 руб.

где С_нв- удельные затраты на 1 т нефти по статье «Расходы по искусственному воздействию на пласт»;

К₂- удельный вес условно-переменных затрат по статье «Расходы по искусственному воздействию на пласт», К₂=1.

3) Изменение расходов по основной, дополнительной заработной плате и отчислениям по социальному страхованию.

Изменение расходов по основной, дополнительной зарплате и отчислениям на социальное страхование определяют в том случае, когда внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или изменению их квалификации. Проведение мероприятия не ведет к изменению численности работающих, вследствие этого изменение расходов по основной, дополнительной заработной плате и отчислениям на социальное страхование не произойдет.

4) Расходы на амортизацию скважин

Расходы по амортизации скважин рассчитываются, если внедрение мероприятия предусматривает ввод новых скважин. Проведение мероприятия не ведет к вводу новых скважин, значит, расходы по этой статье остаются неизменными.

5) Расходы по сбору и транспортировке нефти определяются:

ДЗ_ст= ДА*С_ст*К₃, (5.4)

ДЗ_ст = 879,66*7,58*1 = 6667,8 руб.

где С_ст - удельные затраты на 1 т нефти по статье «Расходы по сбору и транспортировке нефти»;

К₃- удельный вес условно-переменных затрат по статье «Расходы по сбору и транспортировке нефти»; К₃=1.

6) Расходы по технологической подготовке нефти определяются:

ДЗ_тп= ДА*С_тп*К₄ , (5.5)

ДЗ_тп = 879,66*14,25*1 = 12535,155 руб.

где С_тп- удельные затраты на 1 т нефти по статье «Расходы по технологической подготовке нефти»; К₄- удельный вес условно-переменных затрат по статье «Расходы по технологической подготовке нефти»; К₄=1.

7) Расходы на подготовку и освоение производства при определении экономической эффективности мероприятий, проводимых в ООО НГДУ «Октябрьскнефть», обычно остаются без изменения.