Для соединения напорной линии с головкой на устье скважины установка снабжена вспомогательным напорным трубопроводом. Он состоит из четырех насосно-компрессорных труб с условным диаметром 50 мм, длиной 4,3 м с быстросоединяющимися наконечниками и четырех гибких шарнирных сочленений. Для заполнения водой из промысловой сети цистерны оборудованы специальными трубопроводами диаметром 50 мм.

Цистерна на прицепе (поставляется по требованию заказчика) разделена на два отсека вместимостью по 3 м³. Внутренние стенки отсеков гуммированы. Оборудование ее такое же, как и у основной цистерны.

Установка АКПП-500

Установка предназначена для транспортирования и нагнетания в скважины жидких сред при солянокислотной обработке призабойной зоны нефтяных и газовых скважин в районах с умеренным климатом. Установка состоит из насоса, цистерны, вспомогательного трубопровода, манифольда и другого оборудования.

Насос трехплунжерный горизонтальный с силовой передачей установлен на раме за кабиной автомобиля. Привод насоса осуществляется от тягового двигателя автомобиля через раздаточную коробку, коробку отбора мощности, карданную передачу и редуктор. Для обеспечения всего диапазона давлений и подач насос укомплектован сменными плунжерами двух типоразмеров.

Цистерна, установленная на раме за насосом, служит для транспортирования соляной кислоты. Она оснащена поплавковым указателем уровня. Внутренняя поверхность цистерны гуммирована.

Манифольд включает в себя всасывающую и нагнетательную линии. На последней расположены предохранительный клапан со срезным стержнем, запорная арматура и манометр.

Кислотовоз КП-6,5

Кислотовоз предназначен для перевозки раствора ингибированной 8?12 %-ной соляной кислоты и подачи ее на прием насосной установки или в другие резервуары в районах с умеренным климатом. Кислотовоз включает в себя цистерну, центробежный насос, вакуумную систему, манифольд и силовую передачу, смонтированные на автошасси.

Цистерна - гуммированная, разделена на два отсека по 3 м³ каждый, оснащена поплавковым указателем уровня.

Центробежный насос приводится от тягового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности, карданную передачу и редуктор.

Вакуумная система, состоящая из газоструйного эжектора, вакуумного клапана, а также механизмов управления, предназначена для заполнения насоса перекачиваемой жидкостью перед началом работы.

При отсутствии специальных кислотных агрегатов в некоторых случаях скважины обрабатывают при помощи обычных передвижных насосных или промывочных агрегатов с последующей тщательной промывкой водой гидравлической части насосов.

Устьевое оборудование

При солянокислотной обработки пласта и других технологических операциях устье скважины оборудуют специальной арматурой, которая носит название арматура устья скважины универсальная типов 2АУ-70 и 2АУ-70СУ. Этой арматурой можно пользоваться также при гидропескоструйной перфорации и цементировании скважин. Арматура устья состоит из крестовины с патрубком диаметром 80 мм, устьевой головки с сальником, пробковых кранов и других элементов. У крестовины имеются три горизонтальных отвода, к двум из которых через пробковые краны присоединяют напорные линии от насосных агрегатов. На крестовине установлен манометр с разделителем, заполненным маслом. Устьевая головка имеет четыре отвода. Три отвода с пробковыми кранами, а к четвертому крану присоединены манометр и предохранительный клапан гвоздевого типа. На нижнем конце головки нарезана резьба для присоединения к эксплуатационной колонне диаметром 168 мм. К колонне другого размера головку присоединяют при помощи переводника или фланца. Арматура может присоединяться к подъемным трубам диаметрами 73 и 89 мм. Отводы арматуры имеют гибкие соединения.

Арматура устья укомплектована проходными кранами с цилиндрическими пробками, легко управляемыми при любом давлении.

Техническая характеристика устьевого оборудования:

Трубная головка:

Рабочее давление, МПа 70

Число присоединительных линий 2

Условный проход присоединяемых линий, мм 50

Устьевая головка:

Рабочее давление, МПа 32

Число присоединяемых линий 2

Условный проход присоединяемых линий, мм 50

Пробковые краны:

Условный проход линии, мм:

нагнетательной 50

контрольной (с зубчатым сектором) 25

Габаритные размеры арматуры устья, мм 1828х1695х1532

Масса арматуры в сборе, кг 500

В соответствие с рисунком 2 рассмотрим арматуру устья 2АУ-70



1-манометр; 2-трубная головка; 3-пробковые краны; 4- устьевая головка.

Рисунок 2 - Арматура устья 2АУ-70

2.4 Сущность соляно-кислотной обработки. Применение химических реагентов

Солянокислотная обработка может применяться в скважинах, эксплуатирующих карбонатные, трещинно-поровые пласты любой толщины. Объектами обработок могут быть некачественно освоенные (после бурения или капитального ремонта) скважины и скважины, существенно снизившие дебит в процессе эксплуатации. Обработки назначаются по определению текущего и потенциального коэффициентов продуктивности.

Для проведения солянокислотной обработки нагнетательных скважин следует выбирать скважины, которые должны удовлетворять следующим требованиям:

а) проницаемость вскрытых пластов - 300?600 мД

б) приемистость скважины более 500 м³ /сутки и со временем снижения до 100 м³ /сут и ниже;

в) скважина должна изливать;

г) устьевая арматура и эксплуатационная колонна должны быть герметичными.

Солянокислотная обработка призабойных зон скважин предназначена для очистки поверхности забоев (фильтровой части) скважин и увеличения проницаемости призабойной зоны пласта в целях увеличения дебита добывающих или приемистости нагнетательных скважин, сокращения сроков их освоения.

Солянокислотная обработка основана на способности растворения карбонатных пород (известняков и доломитов) соляной кислотой в результате химических реакций, протекающих при взаимодействии соляной кислоты с породами следующим образом.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - двухлористый кальций (СаСl₂) и двухлористый магний (MgCl₂) хорошо растворяются в воде. Эти продукты вместе с остатками прореагировавшей кислоты извлекаются на поверхность при промывке скважины. Углекислый газ (СО₂) в зависимости от давления выделяется в виде свободного газа или растворяется. В результате реакции соляной кислоты с карбонатными породами и вымыванием продуктов реакции в призабойной зоне пласта образуют поровые каналы большого сечения, что ведет к увеличению проницаемости призабойной зоны пласта, а следовательно, и производительности (приемистости) скважин.

Эффективность солянокислотлых обработок скважин зависит от концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характера пород и других факторов. Для проведения кислотных обработок объем, и концентрация раствора кислоты планируются для каждого месторождения и каждой скважины индивидуально, так как точно подсчитать эти параметры затруднительно. Предельные значения этих параметров обычно следующие: объем - 0,4?1,5 м³ на 1 м обрабатываемой мощности пласта: концентрация 12?16 % HCI с уменьшением ее в отдельных случаях до 8 % и увеличением до 20 %.

Наименьшие объемы кислоты в 0,4?1,0 м³ на 1 м мощности обрабатываемого интервала пласта применяют для малопроницаемых карбонатных пород при малых начальных дебатах скважин. Для этих условий принимают наиболее высокую концентрацию раствора - с 15?16 % HCI, а при отдельных обработках и 20 % НСl.

Для скважин с высоким начальным дебитом и породами высокой проницаемости следует планировать 1,0?1,5 м³ раствора кислоты на 1 м мощности обрабатываемого пласта.

Для песчаных коллекторов первичные обработки рекомендуется начинать с малыми объемами раствора кислоты (0,4?0,6 м³ на 1 м мощности) при сниженной до 8,0?10 %-ной концентрации кислоты.

При повторных обработках во всех случаях объем кислотного раствора постепенно увеличивают по сравнению с предыдущими обработками до максимального.

Процесс солянокислотной обработки скважины заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом или самотеком, если пластовое давление низкое).

Порядок работ при этом следующий. Скважину очищают от песка, грязи, парафина и продуктов коррозии. Для очистки стенок скважины от цементной и глинистой корки и от продуктов коррозии при открытом забое применяют «кислотную ванну». При этом раствор кислоты подают на забой скважины и выдерживают ее там, не продавливая в пласт. Через несколько часов отреагировав кислоту вместе с продуктами реакции вымывают на поверхность обратной промывкой, нагнетая промывочную жидкость (нефть или вода) в затрубное пространство скважины.

Кислотная ванна предупреждает попадание загрязняющих материалов в поровое пространство пласта при последующей обработке. Поэтому кислотная ванна считается одним из первых и обязательных этапов кислотного воздействия на пласт.

Перед обработкой скважины у ее устья устанавливают необходимое оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полуторократное рабочее давление. В случае закачки раствора кислоты самотеком опрессовку оборудования не производят.

Параллельно с обвязкой устья скважины к месту работы подвозят подготовленный раствор соляной кислоты или готовят его тут же у скважины.

Сначала скважину заполняют нефтью и устанавливают циркуляцию. Затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем нефти, вытесненной из скважины через кольцевое пространство, измеряют в мернике. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполняла трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на отводе из затрубного пространства и остатки заготовленного кислотного раствора под давлением закачивают в скважину. Кислота при этом поступает в пласт. Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту также продавливают в пласт водой или нефтью.

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

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

После продавливания кислотного раствора в пласт скважину оставляют на некоторое время в покое для реагирования кислоты с породой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.

Технология проведения солянокислотных обработок неодинакова и может изменяться в зависимости от физических свойств пласта, его мощности и прочих условий. В простейшем случае процесс обработки сводится к обычной закачке кислоты в пласт насосом или самотеком, как описано выше.

При обработке слабопроницаемых пород часто не удается прокачать в пласт сразу значительное количество кислоты. В этом случае хорошие результаты дает двухстадийная обработка. На первой стадии в пласт закачивают 2-З м3 раствора кислоты и выдерживают скважину под давлением в течение нескольких часов. После того как давление в закрытой скважине снизится, закачивают вторую порцию кислоты в количестве 5?7 м³.

Другой разновидностью солянокислотных обработок являются серийные обработки, заключающиеся в том, что скважину последовательно 3?4 раза обрабатывают кислотой с интервалом между обработками 5?10 дней. Серийные обработки дают хорошие результаты в скважинах, эксплуатирующих малопроницаемые пласты.

Эффект от солянокислотной обработки определяется разностью в величине коэффициента продуктивности скважин до и после обработки, а также количеством дополнительной нефти, добытой из скважины после ее обработки.

Кислотную обработку газовой скважины проводят так же, как и нефтяной. При этом глушение газового фонтана производится нагнетанием в скважину нефти, воды или глинистого раствора. Наряду с этим применяется также метод кислотной обработки под давлением без глушения скважины. Тогда после закачки в скважину кислоты ее продавливают в пласт воздухом или газом при помощи компрессора.

В последнее время получены успешные результаты при кислотных обработках «под давлением». Сущность метода заключается в том, что давление нагнетания кислоты в пласт искусственно повышается до 15?30 МПа путем предварительной закачки в высокопроницаемые пропластки высоковязкой нефтекислотной эмульсии. Высокое давление продавливания кислоты способствует уменьшению скорости реакции, глубокому проникновению кислоты в пласт, охвату кислотным раствором малопроницаемых пластов и участков, что значительно повышает эффективность кислотных обработок.

Успешно применяются также специальные кислотные обработки скважин через гидромониторнне насадки - направленными струями кислоты высокого напора, которые способствуют быстрой и хорошей очистке открытого ствола скважины.

2.5 Расчет объема кислоты, химикатов и продавочной жидкости

Выбираем кислоту, концентрацию соляно-кислотного раствора и норму его расхода. Для соляно-кислотной обработки скважины выбираем техническую соляную кислоту синтетическую марки Б, имеющую наибольшую концентрацию 31,5 % и наименьшее количество вредных примесей (см. таблицу 3). Концентрацию раствора выбираем в зависимости от проницаемости и пластового давления, и повторности обработки - 10 %. Этими показателями руководствуемся при выборе нормы расхода на 1 метр обрабатываемой мощности пласта (см. таблицу 4) и составляет 1 м^3. На основание таблицы 3 рассмотрим характеристику соляной кислоты.

Объем соляно-кислотного раствора:

V_p = n · h ,

где n - норма расхода раствора на 1 м мощности пласта, м³ / м;

h - мощность пласта, м



Таблица 3 - Характеристика соляной кислоты

Наименование	Нормы, обусловленные стандартом
	абгазовая соляная кислота	синтетическая HCl (техническая)
	марка А	марка Б	марка А	марка Б
Содержание HCl, %	22	20	35	31,5
Содержание HF, %	-	до 1	-	-
Содержание серной кислоты, %	-	-	не более 0,005	не более 0,005
Содержание железа, %	0,03	0,03	0,015	0,015
Действующий ГОСТ	ТУ6-01-714-77	ГОСТ 857-78

Расчет количества концентрированной кислоты, воды и добавок.

В соответствие с таблицей 4 рассмотрим рекомендуемую концентрацию раствора и нормы расхода.

Таблица 4 - Рекомендуемые концентрации раствора и нормы расхода

Характеристика пласта	HCl, %	Норма расхода, м3 / 1 м
Для карбонатной породы с высокой проницаемостью, при низком пластовом давлении	10 ? 12	1,0 ? 1,5
Для карбонатной породы с низкой проницаемостью, при высоком пластовом давлении	12 ? 15	0,5 ? 0,6
Для песчаников с карбонатным цементом при средних показателях проницаемости и пластового давления	8 ? 10	0,8 ? 1,0

Объем товарной кислоты определяем по формуле:

где V_p - объем соляно-кислотного раствора, м³

a - переводной коэффициент (берется из таблицы 5 в зависимости от концентрации товарной кислоты и концентрации раствора)

В качестве химических реагентов при соляно-кислотной обработке используют стабилизаторы (замедлители реакции), ингибиторы коррозии и интенсификаторы.

Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4 % серной кислоты, которую нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого рассчитывают по формуле:

где c - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, % с - 0,4 %

х_р - концентрация соляно-кислотного раствора, %

х_к - концентрация товарной соляной кислоты, %

Так как в выбранной кислоте содержание серной кислоты не превышает 0,05 %, добавку хлористого бария считаю не целесообразной. На основании таблицы 5 рассмотрим значение переводного коэффициента.

Таблица 5 - Значение переводного коэффициента

Концентрация кислотного раствора, %	Концентрация товарного коэффициента, %
	32	31	30	28	27	24	22	20
8	4,470	4,325	4,160	3,847	3,690	3,236	2,938	2,647
9	3,954	3,820	3,680	3,400	3,260	2,861	2,599	2,341
10	3,541	3,420	3,295	3,047	2,920	2,563	2,328	2,097
11	3,204	3,100	2,980	2,755	2,645	2,298	2,106	1,892
12	2,923	2,825	2,720	2,514	2,412	2,097	1,921	1,730
13	2,685	2,600	2,500	2,312	2,217	1,943	1,765	1,590
14	2,481	2,400	2,310	2,133	2,048	1,803	1,631	1,469
15	2,305	2,230	2,145	1,983	1,903	1,669	1,515	1,365
16	2,151	2,075	1,998	1,849	1,775	1,556	1,414	1,273
17	2,015	1,943	1,872	1,732	1,663	1,458	1,324	1,193
18	1,894	1,827	1,760	1,628	1,563	1,370	1,245	1,121



В качестве стабилизатора используют уксусную кислоту, объем которого рассчитывают по формуле:

где - норма добавки 100% уксусной кислоты = 3%;

- объемная доля товарной уксусной кислоты = 80%.

В качестве ингибитора используют реагент В-2, объем определяют по формуле:

где - норма добавки ингибитора, % = 0,2 %;

- объемная доля товарного ингибитора, % = 100%

В качестве интенсификатора используют Марвелан-К. Его объем определяют по формуле:

где - норма добавки интенсификатора, % = 0,5 %;

- объемная доля товраного интенсификатора, % = 100 %

При необходимости в качестве ингибитора и интенсификатора можно взять другие вещества, нормы добавки которых представлены в таблицах 6 и 7.

Объем воды для приготовления кислотного раствора равен:

Расчет процесса обработки скважин

В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена нефтью.

Зумпф скважины изолируется закачкой бланкера - концентрированного раствора хлористого кальция. Трубы спускают до нижних отверстий интервала перфорации и при небольшой подаче насоса УНЦ1-160-500К закачивают раствор СаСl₂ плотностью 1200 кг/м³.

Объем закачиваемого бланкета в (м³):

где - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

- глубина зумпфа, м.

В соответствие с таблицей 6 рассмотрим применяемые ингибиторы.



Таблица 6 - Применяемые ингибиторы

Ингибитор	Оптимальное дозирование, % объема раствора кислоты	Пластовая температура 0С
Формалин	0,60,8	2040
Уникол ПБ-5	0,250,5	2040
Катапин-А	0,050,1	2040
Катапин-К	0,050,1	2040
Катамин-А	0,050,1	2040
Уротропин	0,20,25	2040
U-1-А + уротропин U-1-А + уротропин + йодистый калий	(0,1+0,2)(0,4+0,8) 0,4+0,8+0,01	2040

Для получения 1 м³ раствора СаСl₂ плотностью 1200 кг/м³ требуется 540 кг СаСl₂ и 0,66 м³ воды. Для изоляции зумфа потребуется:

Транспортировка бланкета осуществляется продавкой нефтью в объеме выкидной линии длиной 25 метров и НКТ длиной:

Объем выкидной линии в (м³):

На основание таблицы 7 рассмотрим применяемые интенсификаторы.



Таблица 7 - Применяемые интенсификаторы

ПАВ	Оптимальное дозирование, %	Необходимость ингибитора
Катапин-А	0,3	Не нужен
Катамин-А	0,3	Не нужен
Карбозолин-О	0,5	Не нужен
Марвелан-КО	0,5	Желательно
Са-Дс	0,3	Обязательно
УФЗв	0,3	Желательно
ОП-10	0,3	Обязательно

Объем НКТ:

Общий объем продавочной нефти составляет:

Трубы приподнимают и устанавливают на = 1-2 метров выше нижних отверстий перфорации, размещают и обвязывают оборудование:

Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии, НКТ и ствола скважины вдоль интервала перфорации:

Закрывают задвижку на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор:

Для задавливания кислоты в пласт закачивают нефть в объеме

Затем закрывают задвижку на выкидной линии. Буферное давление падает. Продолжительность реагирования кислоты (210) часов (6 часов).

Выбор оборудования для проведения обработки

Для закачки соляно-кислотного раствора необходим насосный агрегат УНЦ1-160-500К, который состоит из цистерны (6 м³), имеющий два отсека, трубопровода и трехплунжерного насоса 5НК-50, приводимого в движение двигателем автомобиля КРАЗ-257Б1А.

Для транспортировки кислотного раствора используют кислотовоз КП-6,5, который состоит из цистерны, центробежного насоса 3Х-98-3-51 и трубопровода, смонтированных на шасси автомобиля КРАЗ-255Б. Для перевозки промывочных и продавочных жидкостей использует автоцистерны. Количество спецтехники обусловлено объемами перевозимой жидкости. Чтобы подобрать агрегаты нужно знать объем кислотного раствора и промывочно-продавочных жидкостей, необходимых для проведения обработки и объемы емкостей, установленных на выбираемых агрегатах.

Расчет режима работы насосного агрегата

Определяем необходимое давление на выкиде насоса при закачке продавочной жидкости на разных скоростях:

где - максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа

где - теоретическая подача насоса л/с (см. таблицу) при 100 мм плунжере насоса

К - коэффициент приемистости м³/сут, МПа, принимаем К=5,5

В соответствие с таблицей 8 рассмотрим техническую характеристику насоса на агрегате УНЦ1-160-500К.

Таблица 8 - Техническая характеристика насоса на агрегате УНЦ1-160-500К

Скорость	Плунжер диаметром 100мм	Плунжер диаметром 120мм
	Теоретическая подача насоса, q, л/с	Давление, МПа	Теоретическая подача насоса, q, л/с	Давление, МПа
2	2,50	47,6	3,60	33,2
3	4,76	25,0	6,85	17,4
4	8,48	14,0	12,22	9,7
5	10,81	11,0	15,72	7,6



- гидростатическое давление столба продавочной жидкости плотностью 850кг/, МПа

- потери давления на трение, МПа

где - коэффициент гидравлического сопротивления;

- скорость движения жидкости по трубам, м/с.

где d - внутренний диаметр промывочных труб, м;

- динамическая вязкость продавочной жидкости.

где Re - число Рейнольдса

- коэффициент гидравлического сопротивления

Тогда потери на трение составят:

Давление на выкиде насоса составит:

Как видно из расчета закачку и продавку соляно-кислотного раствора можно вести на II скорости, когда требуемое давление 29,79 МПа меньше развиваемого агрегатом УНЦ1-160-500К 47,6 МПа.

Продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора на II скорости:

где - объем кислотного раствора, м³;

- объем продавочной нефти, м³;

- подача насоса на выбранной скорости, л/с.

Вывод: Для проведения соляно-кислотной обработки в скважине № 970 Бобровского месторождения требуется 14 м³ соляно-кислотного раствора 10 % концентрации, продавочной жидкости 7,54 м³.

Транспортировку, закачку и продавку кислотного раствора производим агрегатом УНЦ1-160-500К на II скорости. Продавочную и промывочную жидкость доставляем к устью скважины в автоцистернах ППЦ-23.

2.6 Порядок проведения работ

1 Переезд на скважину бригады КРС;

2 Разрядка скважины;

3 Установить емкости V = 25 м³, заполнить нефтью p = 788 кг/м³;

4 Монтаж УПА-60;

5 Разборка устьевой арматуры (сорвать планшайбу);

6 Установить ГКО, опрессовать (5 МПа);

7 Подъем УЭЦН с глубины 2370 метров;

8 Демонтаж УЭЦН;

9 Демонтировать ГКО;

10 Установить ОГС;

11 Спуск НКТ в скважину до нижнего интервала перфорации - 2543 метров;

12 Изоляция зумпфа, СаСl₂ V = 0,133 м³;

13 Продавить СаСl₂ нефтью V = 7,54 м³;

14 Приподнять НКТ на 1 метр до 2542 метра;

15 Агрегат УНЦ1-160-500К с прицепом, 2 автоцистерны устанавливают на территории скважины с соблюдением правил техники безопасности;

16 Обвязка техники между собой и устьем скважины осуществляется согласно схеме;

17 Производится опрессовка нагнетательных линий и устья скважины при закрытых задвижках на устье, на полуторократное ожидаемое рабочее давление в процессе обработки;

18 На нагнетательной линии от агрегата, закачивающего кислоту в скважину, устанавливается обратный клапан;

19 Прокладывается выкидная линия от затрубья к емкости для сбора задавочной жидкости;

20 Промывка скважины до устойчивого перелива из затрубного пространства в объеме V = 30 м³;

21 Закачивается раствор в скважину в объеме 7,54 м³ на произвольной скорости и при открытом затрубном пространстве;

22 Закрыть задвижку на отводе из затрубного пространства и продолжить закачку оставшегося раствора в объеме 6,46 м³ уже на сильно сниженной скорости;

23 Продавить раствор в скважину нефтью в объеме 7,54 м³;

24 Закрыть скважину и оставить на реакцию, срок выдержки кислоты зависит от температуры пласта и от активности применяемых мер защиты металла от кислотной коррозии - 6 часов;

25 Демонтировать ОГС, установить АФТ;

26 После выдерживания кислотного раствора продукты реакции и хлористый кальций вымываются на поверхность с помощью промывки нефтью. В объеме 35 м³ с допуском до забоя 2553 метра;

27 Приподнять НКТ на 2520 метров;

28 Освоить скважину свабированием, отобрать 40 м³ жидкости;

29 Снять при освоении КВУ в течении 2-х часов;

30 Долить скважину;

31 Демонтировать АФТ;

32 Установить КГО, опрессовать;

33 Подъем НКТ с глубины 2520 метров;

34 Монтаж УЭЦН;

35 Спуск УЭЦН до 2370 метров;

36 Демонтаж КГО;

37 Монтаж устьевой арматуры;

38 Вывод установки на режим;

39 Демонтаж подъемника;

40 Уборка территории.



3. Охрана труда и противопожарная защита

3.1 Основные правила техники безопасности при проведении кислотной обработки

Для безопасного ведения работ каждый работник капитального ремонта скважин должен знать основные правила обращения с оборудованием, механизмами и инструментами, правила пользования ими и правила поведения работника во время проведения работ.

Каждую вышку необходимо периодически осматривать и испытывать на прочность статической нагрузкой превышающей номинальную на 50 %.

До начала работ необходимо проверить состояние рабочего места, используемого оборудования, инструментов, приспособлений и в случае их обнаружения принять меры к их устранению путем ремонта или замены.

Категорически запрещено стоять под поднимаемыми грузами. Главное внимание должно уделяться состоянию рабочей площадки у устья скважины, т.к. она должна быть всегда чистой, без посторонних предметов.

Кислотную обработку проводят только под руководством инженерно-технических работников. До начала работ проверяют исправность оборудования. Нагнетательная линия опрессовывается на ожидаемое рабочее давление с коэффициентом запаса прочности. Опрессовку производят водой.

Во время закачки раствора кислоты в скважину запрещается ремонтировать трубопроводы. При необходимости ремонта прекращают закачку кислоты, снижают давление до атмосферного и промывают трубопроводы водой.

На месте проведения работ по закачке агрессивных реагентов следует иметь:

1) запас чистой пресной воды;

2) нетрализационные компоненты для раствора.

Запрещается закачивать кислоту при силе ветра 12 м/с, при тумане и в темное время суток.

Правила техники безопасности при проведении СКО.

1) Химическая обработка скважин (кислотная, растворителями, поверхностно-активными веществами) должна осуществляться под руководством мастера или другого инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инженером предприятия.

2) Рабочие бригады должны быть обеспечены защитными средствами, предусмотренными при работе с кислотами.

3) Слив кислоты, растворителей из бидонов в емкости (автоцистерны) должен быть механизирован.

4) Сосуды, предназначенные для хранения и транспортирования кислот и запорные устройства к ним должны быть кислотостойкими и герметичными.

5) Бутыли с кислотами должны храниться, перевозиться и переноситься в плетеных корзинах или деревянных ящиках с ручками.

6) На крышке мерника, используемого для приготовления раствора кислоты, должно быть не менее двух отверстий: одно для залива кислоты, другое для отвода ее паров. У отверстий должны быть козырьки или защитные решетки.

7) Для выливания кислоты из бутылей в мерник должна быть оборудована удобная площадка, позволяющая работать на ней двум рабочим. Переносить бутыли необходимо по трапам с перилами.

8) При приготовлении раствора во избежание разбрызгивания кислоту следует вливать в воду, а не наоборот.

9) При наполнении автоцистерны кислотой оператор должен следить за ее уровнем, находясь с наветренной стороны.

10) В случае перелива из автоцистерны кислота, растворители и раствор ПАВ должны засыпаться песком или смываться водой. Плавиковая кислота смывается только водой.

11) Сальники насосов для перекачки кислоты должны быть закрыты специальными щитками, которые снимаются только во время ремонта.

12) Для закачки раствора кислоты (растворителей, ПАВ) в скважину нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление, но не выше давления, указанного в паспорте насоса.

13) Запрещается ремонтировать нагнетательную линию или ударять по ней в процессе закачки химреагента.

14) При необходимости ремонта нагнетательной линии следует прекратить закачку кислоты (растворителей, ПАВ), снизить давление до атмосферного, а линию промыть водой.

15) Запрещается производить химическую обработку скважин при силе ветра более 12 м/с, при тумане и в темное время суток.

16) После окончания работ по закачке кислоты в скважину все оборудование и коммуникации должны быть промыты водой. Перед разборкой трубопроводов давление должно быть снижено до атмосферного.

17) На местах работы с химреагентами должен быть необходимый запас воды и песка.

3.2 Противопожарные мероприятия

Опасность возникновения пожаров на нефтегазодобывающих предприятиях определяется прежде всего физико-химическими свойствами нефти, попутного нефтяного и природного газов и других горючих материалов, которые используются или получаются в процессе производства.

Степень пожарной опасности зависит и от особенностей технологического процесса добычи нефти и газа: наличия большого количества нефти и нефтепродуктов, возможности воспламенения нефтяных паров и газа, наличия аппаратов, трубопроводов, электроаппаратуры и разнообразных механизмов, работающих под высоким давлением и с высокими температурами.

Для устранения этих опасных моментов работникам нефтегазо-добывающих предприятий необходимо соблюдать противопожарные мероприятия и строго выполнять следующие правила безопасности при ведении работ.

Территория нефтегазодобывающего предприятия и особенно площадки, на которых расположены замерные и сепарационные установки, резервуарные парки, установки по подготовке нефти, газосборные пункты, должны содержаться в чистоте. Разлитую нефть необходимо собирать, а загрязненную площадь зачищать.

На каждом объекте промыслового хозяйства необходимо иметь комплект первичных средств пожаротушения: ящики с сухим песком, лопаты, огнетушители и т. п., количество и перечень которых устанавливаются в соответствии с нормами.

Основные объекты нефтегазодобывающих предприятий должны быть обеспечены водой для тушения пожара в соответствии с противопожарными нормами.

Резервуарные парки (или индивидуальные резервуары) должны быть обвалованы согласно нормам пожарной безопасности. Резервуары должны быть заземлены.

Электропривод и электрооборудование насосов для откачки нефти, датчики и средства автоматики, установленные на резервуарах и аппаратах, а также осветительная аппаратура должна быть выполнена во взрывозащищенном исполнении.

Применение электрооборудования в нормальном исполнении и его установка допускаются лишь в местах, где исключено проникновение и накопление нефтяного газа.

Индивидуальные и групповые сборно-замерные сепарационные установки необходимо оборудовать факельными стояками, вынесенными не менее чем на 80 м от ближайшего пожароопасного объекта.

При отсутствии утилизации трапного газа последний должен сжигаться через стояки.

Факельные стояки необходимо ограждать земляной обваловкой во избежание распространения пламени при случайном выбросе нефти.

Передвижные агрегаты с двигателями внутреннего сгорания при работе на скважинах и нефтесборных установках должны иметь на выхлопной трубе искрогаситель.

При ремонтных работах в местах, где возможно скопление газа (в колодцах, внутри насосных зданий, у люков резервуаров и т. п.), пользоваться инструментом, не дающим искр.

Курить на территории нефтегазодобывающего предприятия разрешается только в специально отведенных местах.

При работе на объектах добычи нефти и газа и несоблюдении правил техники безопасности возможны взрывы и пожары, как результат нарушения герметичности газовых систем и разливов нефти, поэтому при проведении капитального ремонта площадка вокруг скважины не должна быть залита нефтью, а в случае разлива она должна быть очищена и засыпана песком. На каждом производственном объекте необходимо иметь песок и огнетушитель. Каждый работник должен уметь владеть огнетушителем.

В качестве огнегасительных веществ используют воду, твердые вещества (песок), такие газы как азот, углекислый газ, пены. Для ликвидации пожара механически воздействуют на пламя, изолируя его от воздуха, охлаждают или удаляют горючие вещества из очага горения. Для этого используют водяные гидранты, шланги, стволы, пеногенераторы, пенокамеры, пенозакидные мачты и др.

При возникновении пожара необходимо немедленно оповестить пожарную охрану, пользуясь радиосвязью.



4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Источники загрязнения окружающей среды в нефтяной промышленности

Нефтяная и газовая промышленности остаются потенциально опасными по загрязнению окружающей среды и её отдельных объектов. Возможное воздействие их на основные компоненты окружающей среды (воздух, воду, почву, растительный, животный мир и человека) обусловлено токсичностью природных углеводородов, их спутников, большим разнообразием химических веществ, используемых в технологических процессах.

Все технологические процессы в нефтяной промышленности (разведка, бурение, добыча, сбор, транспорт, хранение и переработка нефти и газа) при соответствующих условиях могут нарушать естественную экологическую обстановку. Нефть, углеводороды нефти, нефтяной и буровой шламы, сточные воды, содержащие различные химические соединения, способные опасно воздействовать на воздух, воду, почву, растительный мир и человека.

Наиболее тяжелыми и опасными по последствиям являются загрязнения подземных и наземных пресных вод и почвы. К основным их загрязнителям в глобальном масштабе относится нефть. Загрязнение окружающей среды возможно при добыче и промысловой обработке газа. Вредные жидкие отходы в данном случае представлены дренажными водами, содержащими значительное количество метанола, поступающего от установки регенерации. Загрязнителями атмосферы на объектах дальнего транспорта являются природные газы от газоперекачивающих агрегатов, их спутники и т.д. Мощным источником опасных загрязнителей воздушного бассейна нефтяной и газовой промышленности продолжают оставаться продукты сгорания нефти, конденсата, природного нефтяного газа в факелах.

Источниками загрязнения атмосферного воздуха в процессе эксплуатации действующих и проектируемых нефтепромысловых объектов являются:

1) организованные источники - вытяжная вентиляция замерных установок;

2) неорганизованные источники - утечки через неплотности оборудования и фланцевые соединения на устьях скважин и технологических сооружениях ДНС.

Основными загрязняющими веществами являются: сероводород, окислы азота, сажа, группа суммации «сернистый ангидрид + сероводород».

К возможным источникам загрязнения вод относятся аварийные порывы нефтегазосборных коллекторов, для предотвращения аварийных сбросов предусматривается следующее:

Контроль сварных стыков, испытание трубопроводов и сооружений на прочность и герметичность в соответствии с действующими нормативными документами.

Для защиты от коррозии высоконапорных водоводов системы заводнения предусматривается ввод ингибитора коррозии «Нефтехим». Кроме того, с этой целью все трубопроводы, коллекторы и водоводы покрываются наружной изоляцией.

С целью исключения разлива нефтепродуктов на устьях нефтяных скважин предусматривается установка клапанов-отсекателей, срабатывающих при понижении давления в выкидных трубопроводах, обваловка нефтяных скважин;

Для предотвращения разлива нефтепродуктов, находящихся в аварийных емкостях, предусмотрено ограждение площадки бетонной стенкой высотой 0,5 м. Сброс дождевых сточных вод с бетонных площадок, ограждённых бордюрным камнем, предусмотрен в канализационные ёмкости объёмом 5 м³ каждая.



4.2 Мероприятия по охране окружающей среды при проведении СКО

Все завозимые на скважину химические реагенты и материалы должны быть упакованы в специальную тару или контейнеры и храниться в закрытом помещении.

При ремонте скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприятия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекцией должны быть разработаны дополнительные мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых и паводковых вод вредными веществами.

Запрещается выпускать в атмосферу газосодержащие вредные вещества без сжигания или нейтрализации.

По окончании ремонта скважины необходимо:

- вывести оставшиеся растворы для повторного их использования или регенерации;

- очистить загрязненные нефтью участки вокруг скважины;

- бытовой и производственный мусор, как в процессе ремонта скважины, так и после его завершения, следует собирать и вывозить в места свалки.

В процессе ремонта скважин каждая смена должна начинать работу с анализа экспресс-методом воздуха, взятого у открытого устья. Результаты анализа регистрируются в специальном журнале.

В случае газопроявлений в процессе ремонта (за счет колебания уровня закачиваемой жидкости) всякая работа на скважине должна быть прекращена.

Также при капитальном ремонте скважин проводят следующие мероприятия охраны окружающей среды:

- использование закрытой системы циркуляции промывочной жидкости, включающей слив отработанной или оставшейся жидкости в специальную емкость, нефтеловушку или канализацию;

- обваловка площадки вокруг скважин;

- применение ПВО;

- рекультивация территории, примыкающей к скважине, для сельскохозяйственного и иного пользования, в случае причинения ущерба.



Список использованных источников

1 Е.И. Бухаленко «Нефтепромысловое оборудование», М. «Недра» 1990-590с.

2 А.Д. Амиров, С.Т. Овнатанов, А.С. Яшин «Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин», М. «Недра», 1975-470с.

3 А.Д.Амиров, К.А. Карапетов «Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин» М. Недра, 1979 г.

4 А.Т. Молчанов «Подземный ремонт скважин», М. «Недра», 1986-380с.

5 Н.С. Горохов «Справочник по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин», М. «Недра», 1988-350с.

6 Е.И. Бухаленко, В.Е. Бухаленко «Оборудование и инструмент для ремонта скважин», М. «Недра», 1991-459с.

7 А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин «Практические расчёты при текущем и капитальном ремонте скважин», М. «Недра» 1984-347с.

8 А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин «Техника и технология капитального ремонта скважин», М. «Недра», 1987-460с.

9 Ш.К. Гиматудинов «Справочная книга по добыче нефти» М. Недра, 1980 г.

10 Б.М. Сучков «Причины снижения производительности скважин» Нефтяное хозяйство, 1988 г., №5.

Размещено на Allbest.ru