Анализ ремонтно-изоляционных работ в условиях УПНП и КРС

Третье назначение изоляционных работ - изоляция существующего фильтра скважины при возврате скважины на вышележащий или нижележащий пласт. При возврате на вышележащий пласт, существующий фильтр изолируют установкой искусственной пробки (обычно цементной) в интервале между верхними отверстиями существующего фильтра скважины и подошвой пласта, на который скважина возвращается. При возврате скважины на нижележащий горизонт, существующий фильтр изолируют путем цементирования или с помощью дополнительной колонны-летучки.

Для изоляционных работ в скважинах применяют тампонажный цемент с различными добавками, улучшающими его свойства, пластические массы и некоторые другие вещества (например, кислый гель кремнекислоты). Изоляционные работы с применением, различных видов цемента называются цементированием.

Применение тампонажного цемента со свойствами, близкими к свойствам цемента, который употребляется при цементировании, эксплуатационной колонны, имеет следующие преимущества:

а) цемент, затвердевший в трещинах цементного кольца, образует с ним однородное по физико-химическим свойствам тело, которое хорошо сопротивляется внешнему давлению, влиянию забойной температуры и коррозийному действию среды;

б) цементный раствор не проникает в поры пласта, а образует на поверхности пористой среды непроницаемую цементную корку. Эта корка надежно предотвращает проникновение жидкости в породу или из породы в скважину на участке цементирования. В то же время она препятствует снижению проницаемости призабойной зоны после цементирования.

Цементный раствор из стандартного тампонажного цемента не способен проникать в мельчайшие трещины. Однако есть основания полагать, что разрушение цементного кольца во всех случаях происходит с образованием каверн и трещин, которые могут заполниться цементным раствором обычной дисперсности.

Ремонтно-изоляционные работы в скважинах с повышенным пластовым давлением

Одним из основных направлений интенсификации разработки нефтяных месторождений в настоящее время является применение методов заводнения с повышением давления на линии нагнетания выше начального пластового давления. В этих условиях значительно усложняется процесс разработки, в том числе и за счет проведения работ по капитальному и текущему ремонту скважин, являющихся средством реализации проектов разработки. При этом сложность проведения ремонтных работ в скважинах, эксплуатирующихся на участках с пластовым давлением выше гидростатического, прежде всего, заключается в необходимости предупреждения открытого их фонтанирования.

На практике в основном применяют три способа предупреждения фонтанирования:

- глушение скважин (создание противодавления на пласт) жидкостью повышенной плотности;

- использование специальных отсекателей пластов, обеспечивающих разобщение продуктивного пласта и ствола скважины;

- снижение пластового давления в районе фонтанируемой скважины ограничением или прекращением закачки воды в ближайшие к ней нагнетательные скважины.

Каждый из способов имеет свою область применения, обусловленную технологическими особенностями проводимых ремонтных работ, техническими возможностями и экономическими соображениями.

Наибольшее распространение получил способ глушения скважин, что обусловлено его универсальностью и простотой по сравнению с другими способами.

Специальные отсекатели, исключающие необходимость глушения скважин, могут быть использованы только при проведении текущего ремонта (в настоящее время еще отсутствует простая и надежная конструкция отсекателей).

Снижение пластового давления при ограничении закачки воды в ближайшие нагнетательные скважины, как правило, связано с потерей добычи нефти как в ремонтируемой, так и в окружающих скважинах.

Проведение РИР возможно лишь при отсутствии перелива жидкости из открытой скважины, исходя из чего при пластовом давлении выше гидростатического скважина должна быть заглушена или же пластовое давление должно быть снижено. С этой точки зрения необходимо иметь совершенно четкие представления о возможностях каждого из указанных методов и условиях их применения.

Ремонтно-изоляционные работы в скважинах со сложными гидродинамическими условиями

Большинство проводимых в настоящее время РИР осуществляется в сложных гидродинамических и температурных условиях, обусловленных одновременной эксплуатацией нескольких пластов одной скважиной, различием в величине пластового давления в различных пластах, разработкой продуктивных пластов высокими темпами и при пластовых давлениях, превышающих первоначальное (гидростатическое), закачкой громадных объемов воды с температурой, отличной от пластовой и т.п. Поэтому при проведении РИР возникают условия для дополнительного разбавления используемых тампонажных смесей и изменения их температуры до величины, значительно отличающейся от расчетной, принятой при обосновании рецептуры смесей. И то, и другое приводит к изменению физико-химических свойств тампонажных смесей и, в конечном счете - их изолирующей способности.

В наибольшей степени изменяются свойства тампонажных смесей на основе сланцевых фенольных смол ТСД-9 и ТС-10, которые хорошо растворимы в воде, обладают исключительно высокой реакционной активностью алкилрезорцинов к формальдегиду, повышенной чувствительностью скорости конденсации смол к температуре.

Влияние изменения температуры на срок отверждения водных растворов смолы ТСД-9 дают данные, приведенные на рис. 40.

Из рис. 40 видна исключительная чувствительность растворов смолы ТСД-9 к изменениям температуры и особенно растворов, приготавливаемых с добавлением катализатора (NaOH). Например, время отверждения раствора, приготовленного с добавлением NaOH в количестве 15 г/л, при понижении температуры с 30 до 25°С увеличивается с 4 до 50 мин. Время же отверждения этого раствора при температуре 20°С уже составляет 1 ч 20 мин, а при 15°С - 4 ч 10 мин. Наоборот, раствор, имеющий время отверждения при температуре 5С 1 ч. 10 мин, при температуре 10°С отверждается за 30 мин, а при 15°С - за 8 мин.

Дополнительное разбавление готовых растворов смол водой приводит к увеличению времени их отверждения, а также к ухудшению качества отверждённого полимера.

У растворов, приготовленных с добавлением катализатора, по мере разбавления водой также увеличивается время начала отверждения. Качество же получаемого при этом полимера начинает ухудшаться при большей степени разбавления и выражается в снижении прочностных свойств получаемого полимера.

Изложенное обосновывает необходимость детального изучения условий проведения РИР в скважинах со сложными гидродинамическими условиями и их учета при разработке технологии РИР.

Температурные условия в скважине при проведении РИР

При проведении РИР в скважинах температура применяемого изоляционного материала изменяется как в процессе закачки его по стволу скважины, так и в процессе задавки в изолируемый интервал,

Изменение температуры по стволу скважины определяется геотермическим градиентом в районе расположения скважины и процессами теплообмена, происходящими между извлекаемыми из пласта и закачиваемыми в него (в скважину) при эксплуатации и ремонте жидкостями, между трубами, цементным кольцом и стенками скважины.

Точное аналитическое решение задачи распределения температуры по стволу скважины сопряжено с большими трудностями. Чаще всего для этого используют упрощенные методы расчета, примененные и в данной работе для изучения изменения температуры закачиваемой в скважину жидкости при проведении РИР. Одновременно инструментально измеряли температуру при моделировании процесса РИР непосредственно в скважине для оценки точности и возможности использования выбранных методов расчета.

В основном время закачки при проведении РИР изменяется в пределах 600-3600 с и определяется объемом тампонаж кого раствора V = (1-5) м² и скоростью его закачки W = (2,03-10) кг/с. Для этих условий R_t (0,01 - 0,0З) м, что находится в пределах расстояния от НКТ до эксплуатационной колонны. В этих условиях теплопередача происходит лишь между закачиваемой жидкостью, находящейся в затрубном пространстве, температура же внешней стенки обсадной колонны соответствует температуре пласта. При этом относительная ошибка в определении температуры при изменении R_t=(0,01-0,03) м не превышает 5 %, Исходя из этого, время закачки в указанных пределах не будет оказывать существенного влияния на изменение температуры в стволе скважины.

Теплофизические свойства. Сведения о показателях большинства используемых тампонажных смесей, характеризующих их теплофизические свойства, могут быть оценены лишь приблизительно.

Температура закачиваемой жидкости. При проведении РИР возможны два случая:

а) температура закачиваемой жидкости ниже температуры «нейтрального слоя» земли;

б) температура закачиваемой жидкости выше температуры «нейтрального слоя» земли.

Геотермический градиент. В процессе длительной эксплуатации нефтяных скважин или закачки воды в нагнетательные скважины между скважинами и горными породами устанавливается псевдостационарный теплообмен. При этом характер распределения температуры по стволу скважины, обусловленный геотермическим градиентом, изменяется в соответствии с конструкцией скважины, величинами ее дебита или приемистости, длительностью работы, теплофизическими свойствами отбираемых или закачиваемых жидкостей и пород, слагающих разрез скважины и т.д.

В последующем, при остановке скважины происходит постепенное восстановление температуры до исходной геотермы. Скорость восстановления определяется величиной предшествовавшего изменения. При этом иногда РИР проводят при неустановившемся естественном температурном поле.



Рис. 2. Изменение температуры закачиваемой воды по стволу скважины при изменении геотермического градиента: 1,2,3,4 - условные геотермы соответственно для градиентов 0,014; (3,0105; 0,005 0°С/м; 1,2,3,4 - термограммы закачиваемой воды с поверхностной температурой 40°С в скважины с градиентами соответственно 0,014; 0,0105; 0,005; 0°С/м.

Для оценки характера изменения температуры закачиваемой воды по стволу скважины с нарушенной естественной геотермой на рис. 2 приведены результаты расчета, выполненного для различных условиях геотерм. Расчеты выполнены для Т_п = 40°С; W - 6 кг/с; условные геотермы построены изменением величины ?₀. Изменение геотермического градиента при эксплуатации скважины может существенно повлиять на характер изменения температуры закачиваемой воды по стволу скважины (см. рис. 2).

Для сопоставления результатов расчета и фактического распределения температуры по стволу скважины температуру измеряли с помощью термометров ТЭГ-36 и «Стаб». Перед проведением измерений скважину останавливают для восстановления естественного температурного поля. Для определения геотермического градиента снимают геотерму в скважине. Измерения проводили по следующей методике:

Термометр устанавливают на заданной глубине Н.

Измеряют исходную поверхностную температуру закачиваемой жидкости (воды) - Т_п.

Закачивают воду в скважину в объеме V с заданной скоростью W и замеряют температуру закачиваемой воды Т на глубине Н во времени t.

Измерения температуры закачиваемой воды проводили, устанавливая термометр на различной глубине, как и при закачке воды в пласт при закрытом затрубном пространстве, так и при закачке воды в НКТ при открытом затрубном пространстве.

Последнюю схему закачки тампонажной смеси в скважину широко применяют при проведении РИР в скважинах с высоким пластовым давлением и ограниченной поглотительной способностью пласта. При этом между нисходящим потоком закачиваемой в НКТ жидкости и восходящим потоком жидкости, выходящей из скважины по затрубному пространству, происходит теплообмен. Одновременно теплообмен происходит между восходящим потоком жидкости и стенками скважины. Расчет процесса теплообмена при закачке по данной схеме исключительно сложен и трудоемок.

Для окончательной оценки возможного изменения температуры закачиваемых тампонажных смесей при проведении РИР в скважинах необходимо оценить ее изменение в самом изолируемом интервале, что сопряжено с большими трудностями. Результаты исследований, посвященных изучению изменения температуры пласта в результате закачки в него жидкости с температурой, отличной от пластовой, не могут быть использованы применительно к процессу ремонтных работ, так как все они связаны с. закачкой больших количеств воды (заводнения, методы увеличения нефтеотдачи, обработки призабойной зоны пластов).

Процесс РИР характеризуется закачкой в пласт или в нарушении в цементном кольце небольших объемов тампонажной смеси, ограниченностью времени закачки в пористую среду пласта или трещины, обладающих значительной активной поверхностью для теплообмена с закачиваемой смесью. Перечисленные особенности позволяют предполагать, что закачиваемая за обсадную колонну тампонажная смесь в ограниченных объемах при температуре, изменяющейся в описанных пределах, очень быстро принимает температуру изолируемого интервала.

При фильтрации тампонажных смесей в пласт, вследствие резкого увеличения поверхности контакта смеси с породой скорость процесса теплообмена значительно увеличится. Тампонажную смесь закачивали в изолируемый интервал в течение времени, превышающего указанное. Таким образом, можно предположить, что при проведении РИР температура закачиваемой в изолируемый интервал тампонажной смеси становится равной температуре пласта уже в процессе закачки смеси. В целом проведенные исследования и расчеты позволяют сформулировать основные положения, характеризующие изменения температуры в самих скважинах и закачиваемых жидкостей при проведении в них РИР.

Текущая геотерма в каждой скважине может существенно отличаться от начальной естественной (до начала разработки месторождения) геотермы в данном районе.

При проведении РИР в скважинах исходная температура используемых тампонажных смесей изменяется в значительных пределах вследствие изменений погодно-климатических и технологических условий и может существенно отличаться от температуры в изолируемом интервале.

Температура закачиваемых тампонажных смесей может существенно изменяться при движении по стволу скважины и ко времени подхода смесей к изолируемому интервалу значительно отличаться от его температуры.

При проведении РИР температура тампонажной смеси становится равной температуре изолируемого интервала в процессе продавки смеси за обсадную колонну.

При проведении РИР в скважинах температура закачиваемой тампонажной смеси изменяется таким образом:

на поверхности в процессе движения по стволу скважины и ко времени подхода к изолируемому интервалу ниже температуры в изолируемом интервале;

на поверхности выше температуры в изолируемом интервале, но ко времени подхода к изолируемому интервалу температура смеси становится ниже температуры в нем;

на поверхности в процессе движения по стволу скважины и ко времени подхода к изолируемому интервалу остается выше температуры в изолируемом интервале.

Такие изменения должны учитываться при планировании и осуществлении РИР и, прежде всего проводимых с использованием материалов, особо чувствительных к температуре.

Например, для тампонажных смесей на основе фенольных сланцевых смол ТСД-9 и ТС-10 для отверждения при температуре ниже +25°С необходим катализатор. Добавление же катализатора при более высокой температуре приводит к резкому сокращению времени отверждения смеси и появляется возможность преждевременного ее отверждения в НКТ или обсадной колонне. При этом само смешение смолы, отвердителя и катализатора происходит с выделением теплоты, вследствие чего раствор разогревается и сокращается время его отверждения.

При планировании ремонтных работ в продуктивных пластах в малодебитных нефтяных скважинах в качестве исходной следует принимать температуру пласта по средней геотерме данного месторождения. Величина исходной температуры при планировании ремонтных работ в пластах, расположенных выше продуктивного, должна уточняться по данным специальных измерений.

В нагнетательных скважинах величину исходной температуры всегда необходимо уточнять специальными замерами.

3.7 Расчёт процесса изоляционных работ (цементирование)

Исходные данные:

Глубина скважины - 2450 м;

Диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм;

Приемистость скважины - 0,3 м³/мин;

Диаметр комбинированной колонны заливочных труб - 73?89 мм;

Глубина спуска заливочных труб - 2400 м (73-мм трубы на глубине 1600 м и 89-мм трубы на глубине 800 м);

Среднегодовая температура - 10°С

Расчёт:

Определяем температуру на забое скважины по формуле (1):

t_заб=t_ср+(0,01-0,025)*Н (1)

Принимаем второе слагаемое за 0,025*Н и подставив численное значение, получим

t_заб=10+0,025*2450=71,3°С

Выбираем тампонажный цемент для «горячих» скважин (ГЦ), время начала схватывания с момента затворения у которого равно 105 мин. Тогда допустимое время цементирования

Т_доп=0,75*Т_зат=0,75*105=79 мин. (2)

Определим объём колонны заливочных труб:

V=Д*(р/4)*(d²_в1*h₁+d²_в2*h₂), (3)

где d_в1 и d_в2 - соответственно внутренние диаметры НКТ диаметром 73 и 89 мм, м;

h₁, h₂ - соответственно длина секций колонны заливочных труб, м;

Д - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01-1,10 (принимаем1,02).

V=1,02*0,785*(0,062²*1600+0,076²*800)=4,9+3,7=8,6 м³.

Определим время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320М на 5-й скорости при диаметре втулок 115 мм.

мин. (4)

Время вымыва излишка тампонажного раствора при обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320М на 4-й скорости

мин. (5)

Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт

мин. (6)

где Т₀ - время на подготовительные и заключительные работы при затворении цемента (5-10 мин).

Определим объём тампонажного раствора, который можно закачать в пласт за 49 мин.:

м³. (7)

Однако раствор, исходя из приёмистости пласта, закачивают в несколько приемов. Поэтому принимаем

V_тр=7 м³.

Определим плотность тампонажного раствора по формуле:

, (8)

где m - жидкостно-цементное отношение (m=0,4-0,5);

и - плотность соответственно тампонажного цемента и жидкости затворения, т/м³.

Тогда

т/м³.

Количество сухого цемента, необходимое для приготовления 7 м³ раствора, определяем по формуле:

. (9)

Подставив численные значения получим:

т.

Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, составит:

, (10)

где К₁ - коэффициент, учитывающий потери при затворении тампонажного материала (при использовании цементосмесительных машин К₁=1,01, при затворении вручную К₁=1,05-1,15). Тогда

т.

Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного материала, определяется по формуле:

, (11)

где К₂ - коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении (К₂=1,05-1,10).

м³.

3.8 Анализ ремонтно-изоляционных работ

Работы производились на 68-х скважинах

Таблица 4. Показатели по ВИР скважин методом цементирования

Кол-во скважин	Кол-во нарушений	Кол-во заливок	Кол-во цемента, тн	Кол-во цемента на одно нарушение, тн	Кол-во цемента на одну скважину, тн	Кратность заливок на одно наруше-ние	Кратность заливок на одну скважину
68	90	101	389.7	4.33	7.3	1.12	19

Успешность ВИР методом цементирования

	Нагнетательные	Добывающие	Общее количество
Герметизация цементированием	25	% успешности	28	% успешности	53	% успешности
Успешно	16	64%	20	71.4%	36	68%
Безуспешно	9	36%	8	28.6%	17	32%

Показатели по скважинам загерметизированным методом цементирования

Количество заливок	Количество скважин шт./%	Количество нарушений шт./ %
с первой заливки	17	24
со второй заливки	10	17
с третьей заливки	6	10
с четвертой заливки	3	7

Методом цементирования не удалось загерметизировать 18 скважин (32 %) - 35 нарушений (38 %)

Успешность в общем составляет 68% (36 скв)

Из 58 нарушений с первого раза удалось устранить 17 нарушений, со второго раза - 10, с третьего раза - 6 нарушений, а остальные 7 нарушений в обсадной колонне зацементировали только с четвёртой попытки.

3.9 Выводы и предложения

Само проведение РИР в большинстве случаев связано с перекрытием отдельных пластов и их интервалов или ликвидацией путей сообщения скважины с другими пластами, являющимися в нефтяных скважинах источниками притока пластовой воды. Оценку качества успешности этих работ проводят с помощью методов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований.

Так, для оценки качества РИР по отключению отдельных пластов и ликвидации нарушений обсадных колонн используется определение герметичности колонны опрессовкой и снижением уровня.

Успешность РИР по отключению отдельных интервалов пластов оценивается по данным исследования профиля притока в нефтяных скважинах глубинными дебитомерами или профиля приемистости в нагнетательных скважинах глубинными расходомерами. Степень снижения продуктивности самого пласта может быть оценена и по кривым восстановления давления.

Успешность цементирования оценивается в 68 %, т. е., можно сказать, что из 100 ремонтируемых скважин эффект будет только в 68 скаважинах.

4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА

4.1 Охрана труда и техника безопасности при КРС

Инструкция по охране труда для операторов капитального ремонта скважин.

1. Введение

1.1. Обеспечение безопасных и здоровых условий труда на производстве возможно только при строгой трудовой и производственной дисциплине всех работающих, точном выполнении ими инструкций по безопасности труда. Без этого самая совершенная техника и технология не в состоянии создать безопасную обстановку на производстве и поэтому роль самих непосредственных исполнителей работ (рабочих) весьма велика.

1.2. Помимо знания технологии, рабочие по ремонту скважин должны обладать навыками поведения на рабочем месте, выполнять свои обязанности таким образом, чтобы не допускать возникновения опасности и вредности.

2. Общие требования безопасности

2.1. На оператора капитальногоого ремонта скважин возложена обязанность ведения технологических процессов по подземному ремонту скважин. При этом бригада производит следующие виды работ: смену лифтов, депарафинизацию труб, штанг, оборудования, изменение погружения глубинных насосов, ликвидация обрывов штанг и отворотов штанг, промывку нижнего клапана НГН и расхаживание плунжера, опрессовку и срыв пакера, профилактический уход за оборудованием и инструментом, выполнение погрузочно-разгрузочных работ, связанных с капитальнымым ремонтом скважин, монтаж и демонтаж передвижных агрегатов, установка и снятие механизмов по развинчиванию и свинчиванию труб и штанг.

Вышеперечисленные технологические процессы и операции являются сложными и требуют обязательного исполнения всех норм и правил по безопасности труда.

2.2. К работе оператора капитальногоого ремонта скважин допускаются лица не моложе 21 года, прошедшие медицинское освидетельствование, квалификационное обучение, вводный инструктаж, инструктаж на рабочем месте, практическое обучение (стажировку) не менее 4-х смен под руководством мастера и опытного специалиста и проверку знаний правил безопасности труда, пожарной безопасности, электробезопасности цеховой комиссией.

2.3. Через каждые три месяца работы, операторы проходят периодический инструктаж по безопасному ведению работ и не реже 1-го раза в год проверку знаний цеховой комиссией.

2.4. При внедрении новых видов оборудования, механизмов, новых технологических процессов, а также при введении новых правил и о делать при их возникновении. инструкций по охране труда, операторы проходят дополнительное обучение и инструктаж.

2.5. Оператор выполняет только те работы, которые на него возложены и предусмотрены планом-заказом на ремонт скважины.

2.6. Операторы обеспечиваются положенными по нормам и правилам средствами индивидуальной защиты. И обязаны пользоваться ими во время работы. Средства индивидуальной защиты должны быть исправными, испытываться в установленные сроки и каждый раз перед пользованием

2.7. При работах на скважинах, выделяющих газ, воизбежание искрообразования, необходимо пользоваться ударным омедненным инструментом или ударный и режущий инструмент обильно смазывать солидолом.

2.8, Применение открытого огня и курение на территории скважины запрещается, курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах. Проведение огневых работ в процессе ремонта на территории скважины разрешается по наряду - допуску, согласованному с ПЧ.

2.9. При загорании и пожаре немедленно вызвать пожарную охрану через диспетчера цеха, до прибытия пожарной команды тушение пожара производить первичными средствами пожаротушения.

2.10. Эксплуатация неисправного оборудования, механизмов, инструментов, приспособлений, пользование неисправными средствами индивидуальной защиты, а также работа при снятых или неисправных ограждениях, вращающихся частей механизмов - запрещается.

2.11. Оператор обязан знать и уметь, практически применять приемы и способы оказания первой медицинской помощи при несчастных случаях.

2.12. При несчастном случае очевидец (по возможности и сам пострадавший) должен немедленно сообщить мастеру или другому руководителю работ о случившемся, а также вызвать скорую помощь.

2.13. В каждой бригаде должна быть аптечка, укомплектованная необходимыми средствами оказания первой (до врачебной) помощи.

2.14. За несоблюдение требований настоящей инструкции оператор несет ответственность в установленном законом порядке.

3. Требования безопасности перед началом работ

3.1. С целью контроля безопасного проведения работ в бригаде ежедневно должны осуществляться следующие виды контроля:

1-зтап оперативного контроля;

самоконтроль рабочих;

взаимоконтроль рабочих.

1-этап оперативного контроля за состоянием безопасности труда в бригаде должен проводиться в соответствии с положением Единой системы управления охраны труда.

3.2. Оператор перед началом работы обязан ознакомиться с записями в вахтовом журнале о работе предыдущей смены и распоряжениями мастера. Проверить и привести в порядок спец. одежду и другие положенные ему средства индивидуальной защиты. Совместно с оператором предыдущей смены или мастером проверить обслуживаемое оборудование и состояние своего рабочего места, также наличие и исправность предназначенных для предстоящей работы инструментов и приспособлений и разместить их в безопасном и удобном месте.

В случае обнаружения неисправностей принять меры по их устранению. При невозможности устранить неполадки своими силами - доложить об этом мастеру или диспетчеру.

Записать в вахтовом журнале о приеме смены,

3.3. Ежесменно перед началом работ один из членов вахты назначается дежурным по охране труда, который принимает участие в работе 1-ступени оперативного контроля и в течение смены осуществляет контроль за безопасным проведением работ в бригаде,

3.4. До начала следующих видов работ (сложных) необходимо получить от руководителя работ дополнительный инструктаж при:

геофизических операций;

газоопасных и огневых работ;

ремонт скважин, выделяющих сероводород;

термо-газо-химических операций.

4. Требования безопасности во время работы.

4.1. при переезде.

4.1.1. Перед переездом мастер бригады обязан проверить трассу передвижения, записать маршрут в спец. журнал с указанием опасных участков дорог и ознакомить с маршрутом всех членов бригады под роспись в журнале.

4.1.2. При выборе трассы уклоны должны быть плавными, боковой уклон не должен превышать 10 градусов.

4.1.3. Переезд через замерзшие реки и мосты разрешается при наличии дорожных знаков и указателей, указывающих допустимую грузоподъемность транспорта и направления движения.

4.1.4. Переезжать на неисправном агрегате запрещается.

4.1.5. Запрещается передвигать агрегат с поднятой мачтой.

4.1.6. Сцепку-расцепку транспортного средства и прицепа должен производить три человека - водитель, рабочий, осуществляющий сцепку, и лицо, координирующее их работу.

4.1.7. Вхождение рабочего-сцепщика в зону между транспортным средством и прицепом разрешается только после полной остановки транспортного средства и принятия мер против его самопроизвольного движения. Дышло прицепного устройства должно иметь откидную стойку.

4.1.8. Запрещается нахождение людей во время переезда на платформе агрегатов и на всех видах транспортируемого оборудования.

4.1.9. Запрещается передвижение оборудования при скорости бокового ветра более 15 м/сек, во время грозы, ливня, сильных снегопадах, гололеде и тумане с видимостью менее 50 метров, а также работы на высоте, по монтажу и демонтажу мачты.

4.2. При подготовительно-заключительных работах.

4.2.1. Территория скважины должна быть спланирована, а в зимнее время очищена от снега и льда.

4.2.2. Приемные мостки устанавливаются горизонтально или с уклоном не более 1:25 при общей длине не менее 8 м.

4.2.3. Приемные мостки должны иметь боковые стойки в количестве не менее трех, предохраняющие трубы от раскатывания. Под стойки приемных мостков установить деревянные подушки.

4.2.4. Стеллажи должны обеспечивать возможность укладки всего комплекта труб и штанг.

4.2.5. Во избежание скатывания труб на мостки под каждый ряд труб следует подкладывать прокладки в количестве не менее трех.

4.2.6. Рабочая площадка должна быть размером 3 Х 4 и высотой не более 1 м. Настил должен быть ровным, без выбоин и щелей более 10 мм. Износ досок настила допускается не более 15% от первоначальной толщины. Допускается устройство рабочей площадки из рефленного металла, при этом сварные секции площадки должны надежно закрепляться между собой. В стесненных условиях (мешает фундамент станка-качалки) при подземном и не сложном капитальном ремонте скважин допускается уменьшение размеров до 2,25 Х 4 м.

4.2.7. Культбудка устанавливается на расстоянии, равном высоте мачты применяемого подъемника, плюс 10 м охранной зоны с наветренной стороны вне пределов охранной зоны линии передач.

4.2.8. Кабеленаматыватель и осветительная установка должны устанавливаться вне пожароопасной зоны, в радиусе не менее 5 м от устья скважины.

4.2.9. Кабельный ролик подвешивается при помощи цепи или специальной канатной подвески на кронштейне, прикрепленном к мачте хомутом и должен страховаться тросом диаметром 8-10 мм.

4.2.10. Кабельные линии к электроприемникам прокладываются по стойкам на высоте не менее 0,7 м от поверхности земли или с помощью тросовой подвески с устройством ворот на высоте не менее 3,5 м для обеспечения свободного проезда технологического транспорта.

4.2.11. Механизмы для свинчивания и развинчивания труб на устье следует устанавливать при помощи талевой системы и монтажной подвески и надежно укреплять на устьевом фланце шпильками.

4.3. При монтаже и демонтаже агрегатов

4.3.1. Перед началом работ на скважинах, оборудованных СКН, головка балансира должна быть откинута назад или отведена в сторону. 4.3.2. Скважина должна быть заглушена задавочной жидкостью.

4.3.3. Монтаж передвижных агрегатов следует производить согласно требованиям «Технических условий...» под непосредственным руководством мастера при разобранной манифольдной линии скважины и при соблюдении мер, обеспечивающих безопасность труда.

4.3.4. Перед подъемом мачты агрегата необходимо проверить:

исправность подъемных механизмов и каната;

подготовленность и исправность оттяжек, и крепление их к якорям;

знание обусловленных сигналов взаимодействия между членами бригады.

4.3.5. Агрегат устанавливается на горизонтальной площадке размеров 9000?4000 мм так, чтобы обеспечить удобное обслуживание агрегата и возможности наблюдения с пульта управления за работой на устье скважины и движения талевого блока.

4.3.6. Перед началом подъема мачты все работающие, не связанные с подъемом, удаляются в безопасную зону на расстояние не менее высоты мачты плюс 10 м.

4.3.7. Центровка мачты производится домкратами при наличии оттяжек, прикрепленных к якорям (кроме мачт, где оттяжки не предусмотрены).

4.3.8. Оттяжки должны располагаться в диагональных плоскостях, чтобы они не пересекали дорог и линий электропередач.

4.3.9. При монтаже безъякорного агрегата А3-37а должны устанавливаться передний и задние домкраты, упоры под колеса агрегата не менее 4-х, снизить давление воздуха в шинах автомобиля до 0,5 кгс/кв. см, натянуть грузовые оттяжки.

4.3.10. Подъем и выдвижение мачты подъемных агрегатов не разрешается при силе ветра более 15 м/сек, во время ливня, сильногоснегопада и тумана с видимостью менее 50 м. для агрегата АР-32 с безъякорным креплением скорость ветра более 8-10,7 м/сек.

4.4. При спуско-подьмных операциях

4.4.1. Поднимать или спускать трубы и вести ремонтные работы, связанные с расхаживанием инструмента и натяжкой труб не зависимо от глубины скважины, следует с индикатором веса, который устанавливается на высоту не более 3,5 м таким образом, чтобы были видны его показания обслуживающему персоналу.

4.4.2. До разгерметизации устья скважины давление в трубном и затрубном пространствах снизить до атмосферного.

4.4.3. Поднимать элеватор с устья скважины, а также делать посадку его на устье, при подъеме штанг и труб необходимо плавно, не допуская ударов и рывков.

4.4.4. При подъеме труб с жидкостью необходимо пользоваться приспособлением против разливания жидкости (юбкой),

4.4.5. При подъеме труб и штанг рабочие должны сопровождать взглядом движение элеватора.

4.4.6. При перерывах в работе по подъему и спуску штанг и труб, превышающих 30 минут, устье скважины должно быть надежно загерметизировано.

4.4.7. При шаблонировании труб оператор обязан следить за выходом пропускаемого шаблона и находиться сбоку от конца трубы, чтобы избежать удара выходящим шаблоном.

4.4.8. Отвинчивать штанги при заклиненном плунжере глубинного насоса следует только безопасным круговым ключом.

4.4.9. Подъёмный крюк должен свободно вращаться при завинчивании труб и штанг, иметь амортизацию (пружину) и исправную защелку.

4.4.10. При использовании механизмов для свинчивания и развинчивания труб и штанг устьевой фланец не должен превышать по высоте 0,4-0,5 м от пола площадки.

4.4.11. При спускоподъемных операциях запрещается:

приступать к работе при неполном составе вахты;

поднимать груз больше, чем допускается на данное сооружение.

4.4.12. Спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/сек и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 метров - запрещается.

5. Требования безопасности в аварийных ситуациях.

5.1. В случае газонефтепроявлений и открытых фонтанов оператор обязан:

немедленно сообщить мастеру или другому руководителю работ в местную службу по предупреждению возникновения и ликвидации открытых фонтанов;

действовать согласно плана ликвидации нефтегазопроявлений и открытых фонтанов, который имеется в бригаде.

6. Требования безопасности по окончании работ.

6.1. Загерметизировать устье скважины.

6.2. Талевый блок уложить на рабочую площадку.

6.3. Навести порядок на рабочем месте, в инструментальной будке, культбудке.

6.4. С оператором следующей смены проверить исправность оборудования и инструмента и сдать вахту.

4.2 Противопожарная защита

Инструкция по пожарной безопасности при производстве подземного и капитального ремонта скважин.

1. Введение.

Обеспечение пожаробезопасных условий труда на производстве возможно только при строгом соблюдении трудовой и производственной дисциплины всеми работающими, точном выполнении правил и инструкций по пожарной безопасности.

Каждый работник при выполнении своих трудовых обязанностей должен быть очень внимательным и выполнять все требования настоящей инструкции.

2. Общие требования.

2.1. Все работники бригад подземного и капитального ремонта скважин должны знать расположение противопожарного инвентаря и средств связи, постоянно держать в исправности и уметь ими пользоваться. Перед началом работы проверить состояние противопожарного инвентаря.

2.2. При возникновении загораний или пожара члены вахты должны действовать в соответствии требований первичных действий бригад по ПКРС при возникновении загораний и пожаров.

2.3. Территория скважины, оборудование и инструмент должны содержаться в чистоте и порядке, не допускать разлива нефти по территории. При подъеме труб с жидкостью иметь желобную систему сбора жидкости.

2.4. Подъемные агрегаты должны устанавливаться с наветренной стороны с таким расчетом, чтобы газ и брызги нефти не попадали на действующий подъемник.

2.5. Запрещается работа на территории ремонтируемой скважины подъемных агрегатов, ходовых тракторов, бульдозеров, ППУ и другой техники без исправного искрогасителя.

2.6. Отогревание замерзшей арматуры, трубопроводов производить только паром или горячей водой. Применение для этих целей открытого огня запрещается.

2.7. Промасленный, либо пропитанный горюче-смазочными материалами обтирочный материал должны сжигаться в пожаробезопасном месте или вывозиться с территории скважины.

2.8. Хранение горюче-смазочных материалов в к/будках, в будках РУ-0,4 кв., а также в открытых тарах запрещается.

2.9. Запрещается мойка полов, стен, чистка оборудования, а также стирка спец. одежды в бензине и других легковоспламеняющихся жидкостях.

2.10. Запрещается вешать и раскладывать одежду и другие предметы для просушки на электронагревательных приборах.

2.11. Сушка спец. одежды производится в сушильных шкафах в развешенном виде.

2.12. Руководитель смены (вахты) при сдаче вахты обязан непосредственно на рабочем месте предупредить руководителя работ следующей смены и записать в вахтовый журнал об имеющихся неисправностях оборудования, инструмента, приспособлений и первичных средств пожаротушения.

2.13. По окончании работы освещение, электропотребляющие приборы и оборудование должны быть отключены.

2.14. Устанавливать в предохранители «жучки» в электропроводке запрещается.

2.15. Скважина должна быть заглушена задавочной жидкостью, т. е. должны быть выполнены все мероприятия по предупреждению возникновения нефтегазопроявлений и открытых фонтанов.

2.16. В пожароопасной зоне в радиусе не менее 25м от устья скважины запрещается:

курить зажигать спички, пользоваться для освещения факелами и разводить костры;

разогревать подъемные агрегаты открытым огнем;

устанавливать подъемные агрегаты на замазученной площадке;

разливать нефть по территории скважины.

2.17. Распоряжением по цеху должны быть назначены ИТР, ответственные за пожарную безопасность.

2.18. Сварочные и другие огневые работы в бригадах подземного и капитального ремонта скважин должны проводиться в соответствии с «Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ» только после выполнения всех мероприятий, обеспечивающих проведение огневых работ, подтверждаемых подписями ответственных за подготовку и проведение огневых работ, согласно наряда-допуска, подписанного начальником или ведущим инженером цеха и согласованного военизированной пожарной частью.

3. Действия персонала при возникновении пожара.

3.1. Немедленно сообщить через диспетчера цеха в пожарную часть по телефону 01 о загорании с указанием маршрута расположения бригады.

3.2. Организовать тушение пожара имеющимися первичными средствами пожаротушения до прибытия пожарного подразделения.

3.3. Принять меры к эвакуации людей и материальных ценностей.

Влияние на окружающую среду.

При проведении работ ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

Работать с открытым огнём в радиусе 50 метров от устья скважины;

Проводить работы на незаземлённом оборудовании.

Линии, проложенные от ёмкости с жидкостью глушения для долива скважин, должны быть герметичными.

Выходящая жидкость из скважины при спуске оборудования должна отводиться в специальную ёмкость для её сбора по герметичным линиям.

5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в условиях ЛУПНПиКРС

Мероприятия по охране окружающей среды

С целью недопущения замазученности:

До начала всех работ на устье скважины должна быть установлена противовыбросовая задвижка, которая до этого проверяется и опрессовывается на давление, равное пробному давлению фонтанной арматуры. После установки задвижка и крестовик вновь опрессовываются на давление, не превышающее допустимого для данной эксплуатационной колонны. Результаты оформляются актом.

Линии, проложенные от ёмкости с жидкостью глушения для долива скважин, должны быть герметичными.

Выходящая жидкость из скважины при спуске оборудовании должна отводиться в специальную ёмкость для её сбора по герметичным линиям.

Общая экологическая безопасность при ремонте скважины.

Технология капитального ремонта скважин в АО «Татнефть» предусмотрена в герметизированном варианте.

Размещение оборудования и работы по ремонту скважин производится на отчуждённой территории размером 0,36 га. В аварийных ситуациях происходит загрязнение устья скважины скважинной и технологической жидкостью. По завершении работы все загрязнения подлежат утилизации, а почвенный слой территории культивируется.

Технологические ремонтные операции производятся по замкнутой схеме с применением земляных амбаров, изолированных полиэтиленовой оболочкой; циркуляционных систем; герметизирующих сальниковых устройств; быстросъёмных трубных соединений, предотвращающих попадания технологических жидкостей и других материалов на почву.

В процессе текущих и капитальных ремонтов используется пресная и техническая вода в качестве жидкости глушения и транспортирующей жидкости при разбуривании цементных мостов, при выполнении работ по интенсификации притока и по промывке скважин. В связи с этим вода загрязняется взвешенными твёрдыми частицами, хим. веществами и нефтью и собирается в циркуляционной системе.

При производстве работ по стимуляции скважин и повышению нефтеотдачи пластов все применяемые хим. вещества, растворители, гели, кислоты в полном объёме закачиваются в продуктивный пласт.

Пресная и техническая вода после использования в технологических процессах отстаиваются в циркуляционных ёмкостях. Выбуренная порода и цемент оседают на дно ёмкостей или герметизированных амбаров. Впоследствии осадок отправляется для намыва в зоны поглощения в бурящихся или ремонтирующихся скважинах. Осветленная отстоявшаяся вода закачивается в систему сбора нефти. Высоковязкие пастообразные смеси, содержащие нефть и нефтепродукты, а также АСПО перерабатываются на специальных установках, или используются в качестве тампонирующего материала для ликвидации зон поглощения при ремонте и бурении скважин, либо закачиваются в поглощающие скважины.

Капельные утечки технической и пресной воды, эмульсий и других материалов из сальниковых устройств и быстросъёмных сооружений трубопроводов могут образовывать отходы: нефтеасфальтосмолопарафинистые вещества до 20,5 кг на 1 ремонт, техническую воду - до 0,1 м3 на 1 ремонт.

Одной из концепций утилизации жидких отходов от технологических процессов нефтедобычи в АО «Татнефть» является их закачка в поглощающие горизонты фаменского яруса. Это осуществляется через специально пробуренные скважины. Для определения скважинной утилизации учтены все методы, применяемые на промыслах Татарстана. Это позволяет определять всевозможные сочетания различных реагентов в жидких отходах и объёмы отходов.

Практически все технологические процессы осуществляются по «разовой» технологии, и потому непродолжительны по воздействию на экосистему. Это сводит к минимуму риск загрязнения окружающей природной среды. Кроме того, все отходы при осуществлении технологических процессов скапливаются на рабочей площадке у устья скважины в виде шлама, загрязнённой почвы и продуктов нейтрализации кислот и щелочей, т. е. в твёрдом или пастообразном состоянии. Жидкие отходы могут быть представлены в виде водных растворов исходных хим. реагентов и вспомогательных жидкостей в самых различных сочетаниях и соотношениях.

Кроме того, жидкие отходы в виде водных дисперсий ПАВ могут образовываться при подготовительно-заключительных операциях: промывке автоцистерн и насосных агрегатов, а также ствола скважины и НКТ.

В ходе разработки технологии скважинной утилизации отходов процесса добычи нефти выделен ряд реагентов, отходы которых возможно утилизировать несколькими способами. Во-первых, в индивидуальном порядке в системе ППД для обработки призабойных зон ближайших нагнетательных скважин. При этом исключается необходимость транспортировки их к специальным скважинам для захоронения в поглощающие горизонты.

Кроме того, отходы соляной и плавиковой кислот можно закачивать в скважины, где проводится глинокислотная обработка призабойной зоны скважин. Однако в этом случае концентрации HCL u HF следует довести до 8-10% и 3-5%, соответственно.

Следует иметь в виду, что недопустимая утилизация отходов химических реагентов, при смешивании которых образуются осадки, гели, газы. Это может привести к резкому снижению приёмистости поглощающей скважины. В АО «Татнефть» разработан перечень таких нежелательных сочетаний.

Гидроизоляция земляных амбаров полиэтиленовой оболочкой исключила фильтрацию в грунт технической минерализованной воды и других химических веществ, а следовательно, предотвратила загрязнение подземных горизонтов пресных вод.

Оснащение всех бригад капитального ремонта комплексом этого оборудования позволит исключить использование земляных амбаров и предупредить попадание загрязнений на почву.

В АО «Татнефть» освоено производство устройства, обеспечивающее выполнение ремонтов нагнетательных скважин и скважин, оборудованных вставными насосами, без предварительного глушения. Ведётся разработка подобного устройства для ремонта других видов скважин.

На сегодня срок службы нефтепроводов значительно ниже достигнутых в мировой практике. Для существенного продления его требуются и происходят коренные изменения в стратегии применения защитных мероприятий, как в системе поддержания пластового давления. В результате применения защитных мероприятий порывы напорных нефтепроводов в АО «Татнефть» уменьшились с 0,23 до 0,18 порывов на километр.

С целью предотвращения коррозионного износа нефтяных коммуникаций совершенствуются существующие и разрабатываются новые методы защиты оборудования:

Новые материалы покрытий, менее склонных к накоплению АСПО;

Новые методы удаления АСПО;

Методики контроля осаждения и удаления отложений на нефтепромысловых трубах и насосных штангах;

Методики и организация сервисной службы по диагностике технического состояния трубопроводов;

Производство на базе местного сырья ингибиторов коррозии, бакцирицидов;

Производство новых материалов для повышения качества наружной изоляции и др.

Повысит экологическую безопасность нефтяного оборудования по всей технологической цепочке разработка и внедрение новых технологических решений. К примеру, поиск решения нейтрализации газовых выбросов, образующихся при добыче природных битумов с применением внутрипластового горения. Разработана технология, обеспечивающая очистку газа от сероводорода с получением элементарной серы и дожиганием всех вредных веществ. Внедрение установки позволит снизить выбросы серы на 640 т/год. Решается технология очистки попутного нефтяного газа от сероводорода окислением до элементарной серы на твёрдых катализаторах, разрабатывается технология и оборудование для очистки газа из затрубного пространства скважин с утилизацией его в систему нефтесбора. Внедрение оборудования также позволит существенно сократить выбросы углеводородов и сероводорода в атмосферу. Внедрение технологии улавливания паров лёгких нефтепродуктов, выделяющихся из резервуаров при наливе в автоцистерны, предотвратит выброс более 150 т углеводородов в год.

Охрана недр и очистка сточных вод за период 1998-2004 годов.

Очистка сточных вод осуществляется с применением резервуаров типа РВС с жидкостным гидрофобным фильтром (ЖГФ), буллитов типа ОГ с ЖГФ, буллитов, резервуаров-отстойников и резервуаров, оборудованных дополнительными устройствами для сбора качественных пластовых вод, не нуждающихся в дополнительной очистке. На одном объекте в состав очистных сооружений входит нефтеловушка, которая используется для совместной очистки ливневых стоков, а также сероводородной сточной воды Карабашского битумного завода.

Более 95% очищенных вод используется в системе ППД и около 5% закачивается в глубоко залегающие поглощающие горизонты. Здесь не мало важно совершенствование техники и технологии проведения работ в экологически безопасном режиме. В этом плане в АО «Татнефть» намечен большой комплекс работ.

Разработка и внедрение герметизированных аппаратов по очистке сточных вод для предотвращения вредных выбросов в окружающую среду, например, аппаратов АОСВ 2/2 производительностью 3000 м³/сут, позволит снизить содержание твёрдых взвешенных частиц и нефти в сбрасываемой воде до 20-30 мг/л и даст экономический эффект за счёт сокращения объёмов нефти, сбрасываемой со сточной водой в пласты уменьшит число ремонтов нагнетательных скважин и предотвратит попадание нефти в почву при порывах нефтепроводов.

Оснащение существующих очистных сооружений газоуравнительными линиями исключит выброс углеводородного газа и сероводорода в атмосферу и защитит крыши резервуаров от коррозии.

Дооборудование отстойных резервуаров и буллитов гидрозатворами и другими средствами поддержания уровня наполнения и межфазного уровня на заданных отметках позволит предотвратить возможные переливы сточных вод из буферных ёмкостей.

Осуществляя предварительный сброс и очистку пластовой воды на установках, расположенных вблизи кустовых насосных станций, можно уменьшить протяжённость трубопроводов и нефтепроводов, а также количество энергетических и материальных затрат на внутрипромысловую перекачку продукции скважин и сточных вод.

Практикуется систематический контроль за работой и техническим состоянием очистных сооружений для корректировки технологического регламента их эксплуатации и дооборудования.

В число обязательных и строго контролируемых мероприятий входит своевременное удаление и промышленная переработка нефтешлака, накапливающего в резервуарах и буллитах при очистке сточных вод во избежание загрязнения им территории, прилегающей к площадкам очистных сооружений.

Пути предотвращения загрязнения почв и грунтов нефтепродуктами и сточной водой.

Первостепенное значение в охране почвенных ресурсов нефтедобывающих районов имеет сокращение удельного расхода земель на строительство нефтепромысловых объектов. За последние годы в АО «Татнефть» сократили площади отчуждаемых земель. Так, удельный расход их на обустройство одной скважины уменьшился с 3,53 га в 1970 году до менее одного гектара в настоящее время.