ФНГ / РЭНГМ / Отчет по практике на НГДУ «Азнакаевскнефть»
(автор - student, добавлено - 19-11-2012, 13:59)
СКАЧАТЬ:
Введение. Нефтегазодобывающее управление (НГДУ) «Азнакаевскнефть» является крупным структурным подразделением АО «Татнефть» ». Оно действует на принципах хозяйственного расчета, осуществляет первичный бухгалтерский учет финансово-хозяйственных операций. Основа деятельности любого предприятия является производственный процесс, который представляет собой совокупность взаимосвязанных основных, вспомогательных и обслуживающих процессах труда, направленных на изготовление продукции, выполнение работ. Основной целью деятельности нефтегазодобывающего управления (НГДУ), как и любого другого предприятия, является получение прибыли. Основная задача НГДУ «Азнакаевскнефть» сводится к добыче запланированного объема нефти при плановых затратах. Основными видами деятельности НГДУ являются: - разработка нефтегазовых и битумных месторождений; - добыча нефти, газа, битумов, пресных и минеральных вод, других полезных ископаемых, их транспортировка различными видами транспорта, в отдельных случаях переработка и реализация; - ремонтно-строительные работы; - жилищно-бытовое и культурно-оздоровительное обслуживание; - выполнение изыскательных и маркшейдерских работ; - проведение дефектоскопии нефтепромыслового, -технологического оборудования, нефтепроводов, водоводов и - газопроводов; - осуществление подготовки кадров (основных профессий) для объектов нефтяной и газовой промышленности; - производство асфальта, раствора, бетона, щебня; - геофизические и гидродинамические исследования скважин; - производство товаров народного потребления и оказание платных услуг населению; - осуществление других видов производственной, научно-технической, коммерческой и иной деятельности, не противоречащей Уставу ОАО «Татнефть» и действующему законодательству. Основными производственными единицами НГДУ являются цеха по добыче нефти и газа (ЦДНиГ №1, ЦДНиГ №2, ЦДНиГ №3, ЦДНиГ №4, ЦДНиГ №5 ЦДНГ №6,ЦДНГ №7), цех поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта (ЦППД), цех подземного и капитального ремонта скважин (ЦПКРС), цех комплексной подготовки и перекачки нефти (ЦКПиПН), прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭиЭ), прокатно-ремонтный цех глубинно - насосного оборудования (ПРЦГНО). Кроме того, на данной организационной структуре представлены и вспомогательные цеха. В новых экономических условиях, определяемых рыночными отношениями, предприятия организуют производство и сбыт продукции с целью удовлетворения потребностей рынка и получения прибыли. 1.Общие сведения о промысловом объекте. Азнакаевская площадь расположена в восточной части Ромашкинского месторождения. На северо-западе она граничит с Ташлиярской и Чишминской площадями на западе с Алькеевской и Холмовской, на юге с Карамалинской. В административном отношении расположена в Азнакаевском районе Татарстана. Из населенных пунктов можно отметить г. Азнакаево, села: Сапеево, Тумутук, Уразаево, которые связаны друг с другом шоссейными и грунтовыми дорогами. В орогидрографическом отношении площадь расположена на водораздельном пространстве реки Ик и ее левого притока Мелли, протекающего в меридиональном направлении. Район описываемой площади характеризуется низким эрозионным рельефом, высотами по отношению к урезу реки Ик до 240 м. Так, для южной части территории весьма характерными формами рельефа являются горы-останцы, типа "столовых гор" эрозионного происхождения. Климат района является резко выраженным континентальным – суровая, холодная зима с сильными ветрами и буранами и жаркое лето. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру от –13,7 С до –14,4 С. Абсолютный минимум температуры достигал в некоторые годы –49 С. Наиболее теплым месяцем является июль. Средняя месячная Температура колеблется от +18,5 С до +20,5 С. Наибольшее количество осадков выпадает в июле (до 44 мм), минимальное в феврале (до 12 мм). По растительному покрову территория относится к зоне лесостепи. Почвы в основном черноземные. В пределах Азнакаевской площади расположены месторождения нефти, строительных материалов, таких как известняки, гипс, песчаники, гравий, суглинки. Условия водоснабжения месторождения благоприятные. Основным источником водоснабжения являются реки Ик и Кама. Электроэнергией район снабжается от Куйбышевской ГЭС, Заинской и Уруссинской ГРЭС, входящих в систему РУЗ «Татэнерго». Для района характерно наличие отраслей нефтедобывающей, строительно—монтажной индустрии и сельскохозяйственного производства. 2. Геолого – физическая характеристика промыслового объекта. 2.1 Характеристика геологического строения. Ромашкинское месторождение многопластовое, здесь выявлены залежи нефти по 18 промышленно-нефтеносным горизонтам палеозоя (в терригенных отложениях — горизонты Д IV, Д III,Д II живетского яруса, Д I- пашийского, ДО - кыновского горизонтов франкского яруса, тульско- бобриковские отложения визейского яруса; в карбонатных отложениях).В горизонтах Д IV, Д III,Д II терригенного девона залежи в основном. пластовые сводовые (ДII, ДIV) и литологические экра-нированные (ДII со- держат в подошве воду.)В бобриковском горизонте на Азнакаевской площади также выявлен ряд залежей нефти, который находится в промышленной разработке. Кол лекторами нефти являются мелко - и крупно — зернистые песчаники и алевролиты. Пористость их достигает 30% (В среднем 18. . .24%), проницаемость в большинстве случаев превышает 0,I мкм2, достигая 0,4мкм2. Залежи от носятся, в основном, к пластовым сводовым. Средний дебит нефти составляет 2...З т/сут. Нефть нижнего карбона значительно тяжелее нефти терригенного девона. В ней в два раза больше серы (2,6%) и кокса (7,5%). вязкость в пластовых условиях на порядок выше (до 3,0...4,0 мПа*с) газовый фактор значительно ниже (10...272 м3/т). В газе содержится свободный сероводород (3,9...10,8%). В пермских отложениях нефтепроявления отмечены в обнажениях по род и по керну в ассельских, сакмарских, уфимских и казанских отложениях. В уфимских отложениях коллекторами являются высокопористые песчаники, в остальных горизонтах — пористые, кавернозные и трещиноватые доломиты и известки. Основным объектом эксплуатации являются залежи нефти пашийского и кыновского горизонтов. Так, на долю этих отложений приходится 72,6% потенциальных и 87,1% разведанных геологических ресурсов месторождения. Между Азнакаевской и примыкающими к ней с востока и юга Павловской и Ю. Ромашкинской площадями также не существует структурной границы или иной границы геологического порядка :Как правило, абсолютные отметки пластов по всему кольцу нагнета тельных скважин на 26м ниже, чем в прилегающих эксплуатационных рядах. В центральном разрезающем ряду отметки подошвы «верхнего известняка» обычно на 1...8 м выше, чем в ближайших эксплуатационных скважинах. При этом для всего плоского структурного плана в пределах Азнакаевской площади характерно его осложнение незначительными локальными погружениями и поднятиями, имеющими амплитуду 3...10 м. В целом по площади 7,5% скважин имеют абсолютные отметки подошвы «верхнего известняка» минус 1430...1439,9 м; 55% скважин (больше поло вины) минус 1440,0...1449,9 м; 34% скважин - минус 450...1459,9 м и 2,6%скважин - минус 1460...1463,0 м. 2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Исследования глубинных проб нефти пласта ДΙ ( приведённые в таблице №1 ) показывают, что давления насыщения изменяются по площади от 89.4 до 94.7 МПа ; коэффициент сжимаемости в интервале от 175 до 100 атм - от 8,59х10 до 10.27х10 атм ; объемный коэффициент от 1.1423 до 1.1787 ; газовый фактор приведенный к 20°С от 54.2 до 61.1 м3/т ; удельный вес дегазированной нефти от 0.8664 до 0.8730 г/см3; вязкость пластовой нефти от 2.9 до 4.5 сП Минеральный состав пластовых вод представляет собой крепкие рассолы хлор-кальциевого типа, с общей минерализацией 262 – 282 г/л, плотностью 1.182 -1.191 г/см3 и вязкостью в сред. 1.94 сП . (при 20 °С в поверхностных условиях). Они характеризуются отсутствием или незначительным содержанием сульфат-ионов до 73 мг/л, и гидрокарбонат — ионов - до 24 мг/л. Из микрокомпонентов присутствует йод —6-8 мг/л, бром — 920 -1050 мг/л, бор—10-12 мг/л. В естественных, не нарушенных разработкой условиях, газонасыщенность пластовых вод составляет 0.23-0.40 г/л. В составе водо-растворенного газа преобладают азот и метан. Содержание углеводородных газов несколько превышает 50% объемных. В нарушенных разработкой условиях, в частности, при закачке пресных вод с целью ППД, общая минерализация пластовых вод снижается до 150 г/л и ниже, а также снижается плотность (до 1.1г/см3) и вязкость воды. При наличии в закачиваемой пресной воде сульфат сульфат- вос- танавливающих бактерий, при взаимодействии с нефтью в результате процессов биохимической сульфатредукции вблизи забоев нагнетательных скважин образуется сероводород. Содержание растворенного в воде сероводорода в этом случае достигает 30-90 мг/л. При подтягивании этой воды к эксплуатационным скважинам увеличивается скорость коррозии нефтепромыслового оборудования. Таблица №1 № Наименование показателей Номера скважин Сред нее по 5 скв 2619 4306 4401 4579 4277 1 2 3 4 5 6 7 8 1 Температура, С0 40 37 40 40 40 40 2 Давление насыщения, МПа 92.2 89.4 94.4 94.4 93.2 93.4 3 Коэф. сжимаемости нефти в инт-ле 175- 100 атм, х10атм 9.43 9.51 8.59 8.59 10.27 9.72 4 Объемный коэффициент 1.142 1.174 1.158 1.158 1.173 1.1654 5 Газовый фактор м3/т, приведённый к 0° С к 20° С 50.5 53.5 54.8 54.8 56.9 54.4 54.2 57.4 58.8 58.8 61.1 58.4 6 Плотность пластовой нефти при 175 атм. г/см3 0.816 0.794 0.81 0.81 0.799 0.8049 7 Плотность газа при 20° С приО°С 1.33 1.43 1.33 1.43 1.31 1.41 1.31 1.41 1.3 1.39 1.33 1.3 8 Удельный вес разгазированной нефти, г/см3 0.869 0.866 0.872 0.872 0.869 0.87 9 Вязкость пласт нефти в сП при 175 атм 2.86 - - - 4.5 3.7 10 Вязкость разгазированной нефти в сП при 175 атм - - 17 17.6 16.3 17 11 Содержание асфальтенов, % 1.39 1.65 1.71 1 1.3 1.41 12 Содержание серы, % 1.65 1.71 1.19 1.14 1.82 1.562 13 Содержание смол, % 28 32 44 40 44 37.5 14 % хлор-соли . 0.0044 0.0063 0.046 0.17 0.093 0.0659 3.Анализ текущего состояния разработки. 3.1 Характеристика показателей разработки. По состоянию добывающего фонда скважин на 01.01.12 по НГДУ «Азнакаевскнефть» эксплуатационный фонд составляет 2448 скважин, из них в действующем фонде находятся 2094 скважины, или 85,54%, в бездействующем фонде - 350 скважин, или 14,30%, в освоении находятся 4 скважины, или 0,16%. Из действующего фонда скважин дают продукцию 1957 скважин, находятся в простое - 491 скважина, находятся в освоении - 4 скважины. Сведения по малодебитному и высокодебитному фонду скважин по НГДУ «Азнакаевскнефть» представлены в таблице 1: Таблица 1 Категории скважин Всего скважин с дебитами Рентабельный фонд с дебитами Нерентабельный фонд с дебитами Кол-во по по Кол-во по по кол-во по по жидкости скважин нефти жидкости скважин нефти жидкости скважин нефти 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 Действующ ий фонд 2094 4,8 43,3 1260 7,4 49,9 834 0,9 33,2 2 Бездейству ющий фонд 350 13 30 54 3,9 23 296 0,8 313 З Фонд скважин в 189 0,8 8,1 14 4,2 4,7 175 0,6 8,4 консервации 3.2 Распределение фонда скважин по объектам разработки , перечень основного оборудования , применяемого при различных способах эксплуатации. Фонд скважин НГДУ «Азнакаевскнефть» характеризуется в таблице .2. Таблица 2 Состав фонда На 01.01. На 01.01. Отклонение 2008 года 2009 года (-, + ) 1 2 3 4 1 Эксплуатационный фонд 2454 2448 -10 1.1 действующий 2178 2094 -84 - фонтанные 1 + 1 -ЭЦН 735 689 -46 -СКН 1443 1404 -39 1.2 бездействующий 276 350 + 74 - после эксплуатации 273 346 + 73 - в освоении после бурения 3 4 + 1 % бездействующего фонда 11,2 14,3 + 3,1 2 Нагнетательный фонд 1061 1097 + 36 2.1 действующий 972 985 + 13 - под закачкой 924 678 -246 - остановлены в отчетном месяце 21 20 -1 - остановлены по техническим причинам 27 287 + 260 2.2 бездействующий 89 112 + 23 - после закачки 84 99 + 15 - в освоении 5 13 + 8 % бездействующего фонда 8,4 10,2 + 1,8 3 Скважины, дающие технологическую воду 103 88 -15 4 Поглощающие скважины 0 0 0 5 Контрольные скважины 439 443 + 4 - наблюдательные скважины 21 22 + 1 - пьезометрические скважины 418 421 + 3 6 Эколого-гидрогеологические 158 160 + 2 6.1 экологические 98 100 + 2 6.2 гидрогеологические 60 60 0 7 В консервации 186 189 + 3 8 В ожидании ликвидации 68 65 -3 9 Ликвидированные 122 121 -9 9.1 после бурения 418 418 0 9.2 после эксплуатации 809 800 -9 10 Весь пробуренный фонд 5696 5718 + 22 Сведения по процентам обводненности действующего фонда скважин на 01.01.2012г. представлены в таблице 3: Таблица 3 Процент обводненности Количество скважин Удельный вес, % 1 2 3 Всего скважин, в том числе: 2094 100,0 До 2% 18 0,8 От 2% до 20% 372 17,8 От 20% до 50% 276 13,2 От 50% до 90% 697 33,3 Больше 90% 731 34,9 Из табл. 3 видно, что из 2094 скважин действующего фонда в рентабельный фонд входит 1260 скважин, что составляет 60,2%. В неретабельный фонд скважин из действующего фонда входит 834 скважины, или 39,8%. Из 350 скважин бездействующего фонда скважин в рентабельный фонд входит 54 скважины - 15,4%. В нерентабельный фонд скважин входит 296 скважин или 84,6 % . Из табл. 3 видно, что большая часть скважин действующего фонда НГДУ «Азнакаевскнефть» - 731 скважина (34,9%) имеют уровень обводненности свыше 90%. 697 скважин (33,3%) являются обводненными от 50% до 90%. То есть, можно говорить о том, что большая часть скважин действующего фонда - 68,2% являются высокообводненными. Фонтанная эксплуатация скважин. В залежах, обладающих очень большими запасами естественной пластовой энергии, которых достаточно не только для продвижения жидкости по пласту, но также и для подъема ее на поверхность, осуществляется фонтанная эксплуатация скважин. Обычно эксплуатацию каждой скважины, можно разделить на два периода. В первый период, когда запасы природной энергии в залежи велики, скважина фонтанирует. Этот период эксплуатации скважины характеризуется высокой производительностью; нередки случаи, когда скважина за время фонтанного периода дает свыше 70% общего количества нефти, полученной за весь период эксплуатации. Второй период ,по мере падения пластового давления и обводнения залежи пластовой водой интенсивность фонтанирования скважин уменьшается; происходят периодические выбросы нефти, чередующиеся с бесполезным истечением свободного газа. Оставшейся пластовой энергии уже хватает лишь для подъема жид-кости в скважине лишь на некоторую высоту. Оборудование фонтанной скважины состоит из следующих основных элементов: 1.подъёмных (насоснно-компрессорных) труб ; 2.устьевой фонтанной арматуры; 3.выкидных линий; 4.трапно-замерной установ. Эксплуатация скважин штанговыми насосами. Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН) Самым распространенным способом механизированной эксплуатации скважин является эксплуатация скважинными штанговыми насосами. Большинство скважин эксплуатируется при помощи глубинных штанговых насосов (рис.1). Штан¬говый глубинный насос устанавливается на конце подъемных труб под уровнем жидкости в скважине; его поршень (плунжер) приво¬дится в движение шатунно-кривошипным механизмом, называемым станком-качалкой (рис. 2). Рис. 1. Схемы глубинных насосов. 1 — кожух с цилиндром; 2 — плунжер; 3 — клетка нагнетательного кла¬пана; 4 — клетка всасывающего клапана; 5 — ловильный шток; в — седло конуса; 7 — наружная рубашка; 8 — упор; 9 — посадочное гнездо; Установка скважинного штангового насоса (УСШН) состоит из следующих обязательных частей: Рис. 2. Станок-качалка СК 1 — балансир; 2 — грузовые плиты; 3 — подвеска; 4 — траверсы; 5 — стойка; 6— шатуны; 7 — противогруз; 8 — кривошип; 9 — редуктор; 10 — клиновидные ремни; 11 — электродвигатель. Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд жидкость (процесс нагнетания). При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ. Станок-качалка является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью – колонны штанг. Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами. Недостаточно высокая подача штанговых насосов, необходимость установки громоздкого оборудования, опасность обрыва штанг при больших глубинах подвески и добыче вязких нефтей и другие причины ограничивают область их применения. Для эксплуатации обводненных, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин широко распространены погружные центробежные электронасосы (УЭЦН). Отличительная черта таких насосных установок — расположение двигателя непосредственно у насоса и устранение штанг. Установка погружного центробежного электронасоса состоит гидрозащитой, необходимой для предотвращения попадания пластовой жидкости в полость электродвигателя из насосного агрегата, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах, кабеля, арматуры устья, станции управления и автотрансформатора. Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры, трансформатора и станции управления. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электродвигателю и спускаемом с установленного на поверхности барабана. Кабель крепится к насосно-компрессорным трубам с помощью крепильного пояса. Станция управления позволяет вручную или автоматически запускать или останавливать установку и контролировать ее работу. Устьевая арматура предназначена для отвода продукции скважин в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из него при чрезмерном увеличении его давления. Применяют оборудование устья типа ОУЭ или фонтанную арматуру типа АФК 1-65x140 или АФКЗ-65х21. Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления поступает по кабелю к электродвигателю, в результате чего начинают вращаться его вал и насос. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приеме насоса, и поднимается по НКТ на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того , под насосом предусмотрен клапан для слива жидкости и из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины. Шифр центробежных электронасосов, например насоса УЭЦН5А-160-1750, означает: установка центробежного электронасоса группы 5 А с подачей 160 м3/сут и напором 1750 м. Погружные центробежные электронасосы выпускают в трех конструктивных исполнениях: обычном, повышенной износостойкости и повышенной коррозионной стойкости с подачей от 40 до 500 м3/сут и напором от 575 до 1800 м. Выбор типоразмера установки погружного электронасоса определяют по заданному дебиту скважины по жидкости, содержанием в ней нефти, воды и газа, плотностью и вязкостью этих составляющих, содержанием в отбираемой жидкости механических примесей, глубиной залегания пласта, температурой пластовой жидкости, пластовым давлением, внутренним диаметром обсадной колонны, коэффициентом продуктивности, буферным давлением. 4. Организация процесса ППД на промысловом объекте. 4.1 Источники водоснабжения. В настоящее время метод заводнения является основным методом разработки нефтяных месторождений .Для заводнения используются пресные поверхностные , подземные , сточные , подземные минерализованные воды. Использование пресных поверхностных и подземных вод для заводнения нефтяных месторождений на юго-востоке РТ , где ресурсы их ограничены , требуют поиска альтернативных источников. Одним из таких источников являются подземные минерализованные воды карбонатного и терригенного девона , которые по своим физическим и химическим свойствам идентичны пластовым водам продуктивных отложений . Использование этих вод наряду с нефтепромысловыми сточными водами в системе поддержания пластового давления нефтяных месторождений РТ позволит значительно сократить расход пресной воды , закачиваемой в нагнетательные скважины . Для поддержания добычи нефти на достигнутом уровне на поздней стадии разработки вовлекаются разработка запасов , сосредоточенных в глинистых коллекторах пашийского горизонта . Опыт использования высокоминерализованных вод терригенного девона в НГДУ «Азнакаевскнефть» показывает , что запасы этих коллекторов эффективнее разрабатываются закачкой пластовой воды . Опыты проведенные в «ТатНИПИнефть» по совместимости вод , показывают что для закачки эффективнее использовать подземные воды, принадлежащие к тому же водоносному комплексу , что и виды продуктивных отложений. 4.2 Оборудование нагнетательных скважин. Устевая арматура нагнетательной скважины. Эта арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по улучшению приемистости пласта и исследовательных работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры — трубная головка и елка. Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны насосно-компрессорных труб и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстро сборного соединения. Елка служит для закачки жидкости через колонну насосно-компрессорных труб и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Для оборудования устья нагнетательных скважин применяется арматура типов АНК1-65Х210 и АНК1-65Х350 . Устевая арматура типа АНК-1 (рис 2)для нагнетательных скважин состоит из: 1-трубная головка ; 2- быстросборное соединение ; 3- раз- делитель под манометр ; 4- задвижка ЗМС-1 ; 5- обратный клапан; Рис.2 Устевая арматура АНК-1. В качестве запорного устройства в арматуре используется прямоточная задвижка типа ЗМС1. Детали затвора, шпиндель (шток) и уплотнительная прокладка фланцевых соединений изготовлены из коррозионностойкой стали. В остальном детали задвижки и арматуры унифицированы с соответствующими де¬талями задвижки и фонтанной арматуры. Обратный клапан, установленный на боковом отводе елки, служит для исключения возможности обратного перетока жид¬кости из скважины при временном прекращении нагнетания или повреждения водовода. Обратным клапан состоит из корпуса, седла, хлопушки двух возвратных пружин и переводного фланца, с помощью которого клапан присоединяется к задвижке на боковом отводе елки. Под действием потока жидкости, зака¬чиваемой в скважину, хлопушка обратного клапана поворачи¬вается на оси, скручивая пружины. В случае прекращения за¬качки или при повреждении водовода поток жидкости из сква¬жины в возвратные пружины возвращают хлопушку в исходное положение, и она, прижимаясь уплотнительной поверхностью к седлу клапана, перекрывает поток жидкости На отводе трубной головки арматуры устанавливают быстро-сборное соединение, предназначенное для подключения нагнетательной линии к затрубному пространству при проведении ремонтных и профилактических работ (промывки скважины, мероприятий по увеличения приемистости скважины и др.). Для предотвращения нарушении показаний манометров, вызванных засорением отводов в арматуре предусмотрены разделители под манометры. Модификация арматуры шла ЛНК1-65Х21 — малогабаритная арматура типа АНК-65Х21 с прямоточными задвижками типа ЗМ. Подземное оборудование нагнетательной скважины: колонна НКТ и пакер, предназначенный для герметизации затрубного кольцевого пространства во избежание вредного влияния высокого давления закачки на эксплуатационную колонну. 4.3 Требования к закачиваемой воде. 1. Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов в нагнетательных скважинах должны соответствовать требованиям, предусмотренным в проектах на строительство данной категории скважин. 2. Конструкции нагнетательных скважин (диаметры их обсадных колонн, высота подъема цемента и др.) обосновываются в технологических проектных документах на разработку месторождений. Они должны обеспечивать: • возможность закачки предусмотренных в проектах объемов воды и проведение геолого-технических мероприятий при заданных рабочих давлениях; • производство всех видов ремонта и исследований с использованием соответствующего оборудования, аппаратуры, приборов и инструмента; • надежное разобщение пластов и объектов разработки. 3 Для обеспечения запроектированных показателей приемистости и охвата закачкой всего вскрытого продуктивного разреза. Конструкция забоя нагнетательной скважины должна быть такой, чтобы фильтрующая поверхность пласта была максимально откры- той. 4. Физико-химические свойства воды, закачиваемой в пласт должны обеспечивать продолжительную устойчивую приемистость пласта и высокую нефтеотмывающую способность, не ухудшая свойств нефти, газа и пласта. 5. Используемая для заводнения пласта вода по своим свойствам должна быть совместима с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью ( не вызывать образование осадка в пласте и эксплуатационном оборудовании ). Требования к качеству закачиваемой воды определяются проектными технологическими документами на разработку, в которых допустимое содержание в воде механических и химических примесей, железа в окисной форме, нефтепродуктов, кислорода, водорослей и микроорганизмов устанавливается в зависимости от кол- лекторских свойств и литологической характеристики продуктивных пластов, разбухаемости глинистых частиц, конкретные способы, технлогия очистки и подготовки воды обосновываются в проектах обустройства месторождения, подлежат строгому соблюдению при осуществлении процесса заводнения. 6 .При закачке в пласты сточных или других коррозионно – агрессивных вод для защиты водоемов, обсадных колонн скважин и другого эксплуатационного оборудования от коррозии применяются защитные покрытия, ингибиторы коррозии , герметизация затрубного пространства и т.д. защита от коррозии должна быть определена в проекте обустройства. 7. Нестабильные воды, склонные к выделению и отложению солей в сооружениях системы ППД , в пласте и оборудовании добывающих скважин перед закачкой в пласты должны обрабатываться ингибиторами солеотложения. 8. Для приготовления закачиваемых в пласт водных растворов ПАВ, кислот, щелочей и полимеров следует использовать воду, исключающую деструкцию реагентов и не образующую с ними соединений, способных выделяться в осадок после контакта с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью. 5.Осложнения при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Из всех возможных осложнений, которые могут возникнуть при эксплуатации скважин, обычно выделяются отказ оборудования и проблемы со скважиной. Иногда эти проблемы могут потребовать капитального ремонта скважины. Рассмотрим типичные сбои, в добыче для Азнакаевской площади более подробно. Отказ оборудования – пожалуй, наиболее часто встречающийся вид осложнений при добыче. Например, в насосной скважине может обломиться штанга, что потребует доставки к скважине специального оборудования, которе называется сервисной или подъёмной установкой, чтобы вытащить штангу из скважины и снова начать добычу из неё. Подъёмная установка обычно монтируется на грузовике – или, если это очень большая установка для глубоких скважин, на трейлере – и обслуживается собственной бригадой. Если над скважиной нет вышки, - а над большинством современных скважин их нет, - установка будет состоять из мачты и лебёдки для извлечения оборудования из скважины. Другая типичная проблема при добыче – отказ глубинного насоса, вызванной чаще всего физическим износом одной или нескольких подвижных деталей насоса. Если это случается, подъёмная установка может быстро вытащить насос, приосединяемый к штангам, и произвести необходимый ремонт .Если в насосно – компрессорной колонне появится течь или трещина из-за коррозии или механических напряжений , на скважину снова вызывают подъемную установку. Насосно – компрессорная колонна извлекается из скважины, повреждённая секция заменяется и колонну возвращают в скважину. При газлифте может возникать отказ газлифтных клапанов. Клапан может застрять либо в открытом, либо в закрытом положении; но в любом случае его надо срочно достать и починить. Один из видов газлифтных клапанов вставляется с помощью троса в специально предусмотренный карман насосно – компрессорной колонны, называемый камерой газлифтного клапана. Если происходит отказ клапанов такого типа, нет необходимости в извлечении насосно – компрессорной колонны. Вместо этого маленький грузовик с лебёдкой и тросом извлекает и заменяет неисправный клапан ( если происходит отказ обычной газлифтной установки, для починки неисправного оборудования приходиться извлекать всю насосно – компрессорную колонну). Бой по жидкости. Если механизированная добыча из скважины продолжается достаточно долго, чтобы стабилизироваться, идеальная ситуация достигается, когда скорость притока в скважину совпадает со скоростью откачивания при такой глубине погружения насоса, которой достаточно, чтобы насос полностью заполнялся при каждом рабочем ходе. Насос может заполняться полностью ли почти полностью, только если добываемый газ отделяется по обсадной колонне при совпадении скоростей подачи насоса и притока. Газовый якорь (скважинный газосепаратор) способствует отделе- нию газа в скважине . В целом давление в обсадной колонне следует поддерживать на самом низком уровне чтобы давление в забойной зоне было как можно ниже по сравнению с давлением в пласте. Если скорость откачивания превысит скорость притока, скважина опустеет и насос не будет полностью заполняться во время хода вверх. При ходе вниз насоса будет бить по несжимаемой жидкости, вызывая в ней ударные волны. В результате возникает ударная нагрузка на штанговую колонну, наземное оборудование и редукторы. Сильный бой по жидкости легко обнаруживается по динамограмме или по вибрации сальникового штока. Его можно устранить, сокращая число рабочих ходов в минуту или длину рабочего хода. Если скважина продолжает опорожняться после того как достигнут нижний предел скорости откачивания посредством снижения скорости и длины рабочего хода, бой по жидкости можно прекратить с помощью проведения периодического откачивания скважины. Установку можно включать и выключать вручную с помощью таймера или отключающего регулятора. Следствием боя поршня по жидкости являются дорогостоящие ремонт и простой оборудования. Режим периодического откачивания может снизить эти затраты. Тем не менее насосная установка, соответствующая притоку в скважину, будет более продуктивной и экономически оправданной. Пескообразование. В скважины, ведущие добычу в рыхлых песчани- ках , вместе с нефтью обычно поступает некоторое количество песка. Несмотря на то, что часть этого песка выносится на поверхность, большая его часть накапливается на дне скважины. Продолжающиеся накопление песка в скважине рано или поздно сократит скорость добычи нефти и может полностью остановить производство. Если возникает такая проблема, известная под названием пескообразование вызывают подъёмную установку, оборудованную песочным насосом. Песочный насос – это специальная желонка для удаления песка из скважины. Если пескообразование скважины продолжается, могут потребоваться профилактические мероприятия. Одним из наиболее часто применяемых методов борьбы с пескообразованием является устройство гравийных фильтров. В скважине устанавливается гравийный фильтр, на уровне продуктивного пласта помещается щелевая гильза и тщательно подобранный по размеру гравий засыпается снаружи по периметру гильзы. Гравий крупнее песка, но достаточно мелок, чтобы песчинки не могли проходить через его слой. Таким образом, гравий образует пробку, через которую может проходить нефть, но не песок. Повреждение пласта. Это типичное затруднение наблюдается, если с пластом, окружающим скважину, происходит что-то, снижающее добычу нефти. Например, избыточное нарастание обводнения в окрестностях скважины затормаживает ток нефти. Глинистая пробка – накопление бурового раствора вокруг скважины в продуктивном интервале, также может снизить скорость тока нефти. Во многих сланцевых продуктивных пластах буровой раствор, используемый при капитальном ремонте, может вызвать набухание глины и полностью прекратить приток нефти. Скважина с таким типом повреждений обрабатывается кисло- тами , реагентами или другими специальными химикатами. Эти материалы закачиваются в пласт и через какое то время выкачиваются на поверхность. Это высококвалифицированные операции , требующие специальных насосных грузовиков и оборудование. Их, обычно , выполняют компании по обслуживанию скважин. Парафин. Отложение парафина в насосно – компрессорной колонне и наземных выкидных трубопроводах – это проблема, возникающая в тех районах, где добывается особый вид сырой нефти, называемый парафинистая сырая нефть. Парафин, являющийся на самом деле частью этой сырой нефти, осаждается в твёрдом виде в результате снижения температуры. Таким образом, накопление парафина редко вызывает затруднения на дне скважины, но становится острой проблемой вблизи поверхности, где температура ниже. Для борьбы с отложением парафина существуют различные методы. В поверхностных выкидных трубопроводах может оказаться достаточным периодически пропускать через трубы скрепки для удаления накопляющегося парафина. В насосно – компрессорных колоннах скребки можно установить на насосных штангах, возвратно – поступательное движение которых будет способствовать частичному удалению отложений с поверхности колонны НКТ. Эмульсия нефти в воде. Образование эмудьсий из нефти и воды – четвертая типичная проблема. В определенных условиях нефть и вода образуют эмульсию не разделяющуюся на поверхности без специальной обработки. Это также является проблемой , поскольку разрушение эмульсий стоит очень дорого . Методы деэмульгирования включают тепловую и химическую обработку, а также различные комбинации химической обработки. Коррозия. – одна из наиболее дорогостоящих проблем,поражающих нефтяную скважину . Соленая вода , извлекаемая вместе с нефтью , обладает высокой коррозионной агрессивностью и большая часть нефтей содержит различные количества сероводорода , который тоже вызывает коррозию . Антикоррозийные меры – введение химических ингибиторов коррозии в кольцевой зазор между обсадной колонной насосно – компрессорной колонной , а также использование специальных сплавов и труб с цементным покрытием. 6. Текущий и капитальный ремонт скважин. В период разработки залежи возникает необходимость изменения технологического режима или способа эксплуатации скважины; профилактики, замены и ремонта скважинного оборудования, воздействия на призабойную зону пласта, ликвидации отдельных объектов или скважины в целом, ввод в разработку новых объектов. Все работы, связанные с выполнением операций по воздействию на скважинное оборудование, скважину как техническое сооружение и на пласты к ней прилегающие, называют подземным ремонтом скважин. Подземный ремонт является одним из производственных процессов разработки месторождений и в зависимости от сложности и трудоемкости условно подразделяют на т е к у щ и й и к а п и т а л ь н ы й. Четкого разграничения между видами ремонта нет. Текущий ремонт - комплекс работ по исправлению или изменению режима работы внутрискважинного и устьевого оборудования, поддержанию скважины в работоспособном состоянии. Виды работ выполняемые при текущем ремонте , ревизия и частичная или полная замена скважинного оборудования, оптимизация режимов эксплуатации, очистка и промывка забоя скважины, выполнение запланированных геологических и технологических мероприятий. Капитальный ремонт – комплекс работ по восстановлению рабо- тоспособного состояния скважин , воздействию на продуктивные пласты , а также выполнение сложных работ, которые не могут быть выполнены посредством текущего ремонта. Виды работ, выполняемые капитальным ремонтом можно сгруппировать по следующим направлениям: охрана недр и окружающей среды, изоляционные работы по перекрытию и ограничению путей поступления воды в продукцию скважины, воздействие на продуктивные пласты, восстановление и ликвидация аварий в стволе скважины. Характерной особенностью подземного ремонта скважин является то, что при различных его назначениях, продолжительности и сложности в большинстве случаев выполняются одни и те же операции с использованием одних и тех же специальных машин и инструментов. Оборудование для выполнения подземного ремонта скважин: 1) грузоподъемное оборудование - предназначено для проведения спуско-подъемных операций и состоит из вышек (матч), талевых систем, лебедок, и их привода, которым чаще всего является двигатель транспортного средства. Параметры грузоподъемного оборудования определяются массой спускаемого инструмента и следовательно , глубиной спуска и конструкцией скважинного оборудования. 2) агрегаты для подземного ремонта скважин - нашей промышленностью выпускается широкий спектр таких агрегатов (АзИНМАШ-37 на базе КраЗ-2255; АПРС-32 на базе КраЗ-225; АПРС-32-01 на базе КраЗ-260,260Г и т.д) 3) инструменты для выполнения спуско-подъемных операций: Элеваторы-предназначены для задержания и удержания на весу подземного оборудования. Спайдеры-предназначены для захвата и удержания на весу НКТ при спуско-подъемных операциях. Трубные ключи- применяются для свинчивания и развенчивания НКТ, бурильных труб в процессе ремонта. Скважину считают подготовленной к ремонту, если созданы условия для проведения в ней всех необходимых операций при соблюдении охраны труда, исключения загрязнения окружающей среды и потерь продукции . 7. Методы увеличения производительности скважин. По характеру воздействия на призабойную зону методы улучшения её проницаемости можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые. Иногда наилучшие результаты даёт комбинированное или последовательное применение этих методов. Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в карбонатных породах, в песчаниках, скреплённых карбонатными цементирующими веществами. Механические методы обработки обычно применяют в пластах, сложенных плотными породами. Тепловые методы воздействия используют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон. Солянокислотная обработка забоев скважин основана на способ¬ности соляной кислоты растворять известняки и доломиты. Обрабатывать известняки и доломиты другими кислотами (напри¬мер, серной кислотой) нельзя, так как в результате реакции обра¬зуются нерастворимые в воде соли, осаждающиеся на забой сква¬жины и закупоривающие поры. При солянокислотной обработке скважину очищают от песка, грязи, парафина и т.п. Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают её без промывки, вымы-вают ("кислотная ванна”) отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции. Если в скважине возможно установить циркуляцию, то сначала её заполняют нефтью, затем в трубы нагнетают раствор соляной кислоты. Вытесняемую нефть замеряют в мернике (количество кислоты, нагнетаемой в скважину, должно быть равным объёму насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в интервале расположения обрабатываемого горизонта). После закачки расчётного количества кислоты закрывают задвижку на выкиде из затрубного пространства и под давлением в скважину нагнетают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из труб продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии оставляют скважину и пускают в эксплуатацию. При кислотных обработках используют специальные агрегаты (например, агрегат типа Азинмаш-30) или обычные передвижные насосные агрегаты, смонтированные на автомобили или тракторе 1.Скважина; 2.Насосный агрегат ; 3.Резервуар для нефти; 4.Резервуар для соляно кислотного раствора ; Лучший сорт кислоты – соляная синтетическая с добавками реагентов-ингибиторов: уникола ПБ-5 катапинов вида A и K для предупреждения коррозии метала; стабилизатора (уксусной кислоты) для предупреждения выпадения осадков железа из раствора; интенсификаторов для облегчения удаления продуктов взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины. Солянокислотную обработку в любом варианте применяют для обработки карбонатных пород. Если продуктивные горизонты сложены песчаниками с глинистым цементом, применяют грязевую ванну (смесь плавиковой кислоты с соляной). Вначале целью удаления цементной и глинистой корки делают соляно кислотную ванну. Затем для растворения в призабойной зоне карбонатов в скважину закачивают 10-15% -ный раствор соляной кислоты. После удаления продуктов реакции в пласт закачивают грязевую кислоту, выдерживают её определённое время, очищают забой от продуктов реакции и пускают скважину в работу. При соляно кислотной обработке скважин используются следующие агрегаты: АНЦ 32/50 . Агрегат для кислотной обработки собран на базе Урал-55571-1121-40. Агрегат предназначен для транспортировки соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при солянокислотной обработке призабойной зоны скважин. Установка насосная кислотная УНК- 16/5 предназначена для транспортировки соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при соляно – кислотной обработке . Насосная установка монтируется на шасси автомобилей КрАЗ 65101-100 и Урал 4320-1912-30, и включает в себя насос высокого давления, трансмиссию, цистерну, манифольд, вспомогательный трубопровод и другое оборудование. В настоящее время технологии по обработке скважин соляной кислотой продолжают совершенствоваться Соляная кислота разъедает металл. Поэтому для предохранения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавляют специаль¬ные вещества, называемые ингибиторами, которые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воздействие кислоты на металл. Продукты взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого процесса в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, называ¬емые интенсификаторами. В соляной кислоте иногда содержится значительное количество окислов железа, которые при обработках скважин могут выпадать из раствора в виде хлопьев и закупоривать поры пласта. Для удер¬жания окислов железа в кислоте в растворенном состоянии приме¬няются стабилизаторы. Сущность метода воздействия на призабойную зону сква¬жины – гидравлический разрыв пласта – состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забой скважины. В образовавшиеся трещины под тем же давлением вместе с жидкостью нагнетают отсортированный крупнозернистый песок , который не дает трещине сомкнуться после снятия давления. Обычные ГРП состоят из следующих последовательно проводимых этапов: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин в пласте; 2)закачка жидкости-песконосителя с песком; 3)закачка продавочной жидкости для продавки песка в трещины. Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяются при эксплуатации скважин, дающих парафинистые и смолистые нефти. При прогреве тем или иным способом призабойной зоны парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Скважины, снизившие свои дебиты из-за отложений парафина и смол, восстанавливают их после тепловой обработки забоя. 8. Промышленная безопасность и охрана труда на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности. В задачи охраны труда на нефтегазодобывающих предприятиях входит выявление, ослабление и устранение производственных опасностей и профессиональных вредностей, ликвидация причин производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний работающих, оздоровление условий труда, предупреждение аварий, взрывов и пожаров, обеспечение охраны природы, защита соседних населенных пунктов и предприятий от неблагоприятных и опасных влияний. Ответственность за обеспечение охраны труда на нефтяных промыслах возложена на дирекцию НГДУ (директор, главный инженер), руководителей участков и подразделений. Безопасность работ в цехе обязан обеспечить начальник цеха, который, отвечает за правильную организацию труда, трудовую дисциплину, обучение рабочих и ИТР правилам безопасности и соблюдение их. Мастер производственного участка обязан организовать проведение всех работ в точном соответствии с требованиями технологии и правил безопасности, проводить в установленные сроки инструктаж рабочих по безопасным методам работы, осуществлять контроль за исправностью и правильной эксплуатацией оборудования, инструмента, приспособлений, оградительных и предохранительных устройств, за выполнением работающими правил и инструкций по безопасности труда, пожарной безопасности, по внутреннему трудовому распорядку. Он должен также следить за тем, чтобы работающие пользовались спецодеждой и СИЗ , за работой санитарно- бытовых и противопожарных устройств, за чистотой и порядком, участвовать в расследовании причин каждого несчастного случая. Применение безопасной технологии и техники при фонтанной эксплуатации скважин 1)Фонтанная арматура, рабочий манифольд, затрубные и трубные задвижки должны соответствовать рабочему давлению ожидаемому на устье конкретной скважины, давление испытание арматуры должно превышать в1,5 раз рабочее. 2)Фонтанирующие скважины следует оборудовать устройствами перекрывающими поток жидкости превенторами срабатывающими автоматически или физическим воздействием. 3)Конструкция фонтанной арматуры должна предусматривать герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства , связь с ними проведение глубинных исследований, отбор проб, контроль устьевого давления и температуры. 4)При использовании устройств для дозирования химических реагентов в скважину через затрубное пространство следует исключить проникновение газа в емкость с реагентом. 5)При тепловых обработках скважин следует предусмотреть применение термоустойчивых прокладок и сальниковой набивки в задвижках. Безопасная эксплуатация установки штангового насоса 1) Для проведения работ по уравновешиванию СК необходимо обеспечить перемещения противовесов, кривошипы следует установить наклонно к линии горизонта с помощью тормоза. 2)Монтаж канатной подвески производить со специальной площадки. 3)Нормальная работа СК обеспечивается числом текстропных ремней не менее 3, соответствующих профилю, длине и силе натяжения. 4)При обнаружении каких-либо дефектов СК должен быть остановлен обо всех неисправностях доложить диспетчеру. 5)Устьевая арматура должна быть оснащена клапаном сброса газа из затрубного пространства в трубопровод. 6)Станок-качалка должен быть остановлен и заторможен для проведения ТО и ТР на пусковом устройстве вывесить плакат «Не включать-работают люди» Меры безопасности при проведении подземного ремонта скважин Для создания безопасных условий труда при подземном ремонте скважин в начале работы надо проверить: 1)Техническое состояние спускоподъемного оборудования, приспособлений, механизмов и инструментов. 2)Отбраковку произвести в соответствии с требованиями. 3)Неисправности, обнаруженные при осмотре устранить до начала работы. 4)Подъемный агрегат должен быть отцентрирован. 5)Скважина перед началом работ должна быть заглушена, оснащена противовыбросовым оборудованием. Иметь запас «тяжел.» жидкости. Основные требования безопасности при кислотных обработках. 1)Работа выполняется специализированной бригадой по плану , утвержденному главным инженером под руководством ИТР. 2)Перед выполнением работы должен быть проведен инструктаж в котором отмечается специфика работы именно на этой скважине. 3)Технологические трубопроводы опрессовать на давление , в 1,5раз превышающее рабочее. 4)Соляная кислота не является взрывоопасным и пожароопасным веществом однако при окислительных реакциях может вызвать пожар, в процессе которого выделяются вредные газы. 5)При смешивании кислоты с водой для получения необходимой концентрации необходимо наливать кислоту в воду, а не наоборот. Охрана атмосферного воздуха Охрана атмосферного воздуха является одним из приоритетных направлений защиты окружающей среды. По данным НПП «Мониторинг» показатели удельной техногенной нагрузки отраслей хозяйства по Азнакаевскому району (в условных баллах) составляют: нефтяная промышленность –1,53; энергетический комплекс – 0,11; сельское хозяйство – 1,29; автотранспорт –2,35; жилищно-коммунальное хозяйство –2,49; Суммарная удельная техногенная нагрузка равна 7,77 условных баллов. Предельно допустимые концентрации (ПДК) наиболее вредных веществ в атмосферном воздухе приведены в таблице 3 Таблица 3 - Предельно допустимые концентрации Загрязнитель воздуха ПДК в рабочей зоне, мг/м 3 ПДК в населенном пункте, мг/м 3 Н2S - сероводород 3,0 0,008 SO2 - серный ангидрид 10,0 0,05 С1-С10 -углеводород 300,0 5,0 СО - окись углерода 20,05, 5,0 Основными источниками загрязнения атмосферы являются промысловые резервуарные парки, энергетические установки (работающие на нефти, каменном угле, дизельном топливе), факела всех типов, автотранспорт, порывы нефтепроводов и водоводов со сточной водой, неплотности сальников (торцевых уплотнителей) магистральных насосов, задвижек, фланцевых соединений, ремонты скважин и другое. Охрана поверхностных и пресных вод Загрязнения нефтью и нефтепромысловыми сточными водами поверхностных водоемов характеризуются повышенными концентрациями хлоридов, сульфатов высокими показателями общей минерализации воды. Предельно допустимые концентрации для вод ГОСТу 2874-82 «Вода ливневая» составляют: хозяйственного назначения по Хлориды – 350мг/л Сульфаты – 500мг/л Общая минерализация - 1000,0 мг/л Общая жесткость – 7,0 мг/л. Охрана недр. Недра являются частью земной коры, расположенной ниже почвенного слоя и дна водоемов, простирающейся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения. Основными требованиями в области охраны недр являются: -гидроизоляция дна и стенок земляных амбаров полимерных материалов; -обязательный подъем цемента за кондуктором и эксплуатационной колонной до устья во всех вновь бурящихся скважинах, не зависимо от их первоначального предназначения; -геофизические исследования по выявлению технического состояния эксплуатационных колонн, заколонных перетоков и своевременное устранение нарушений; -бурение скважин дублеров взамен скважин с неисправными эксплуатационными колоннами, ликвидация дефектных скважин; -перевод отработавших (обводненных) скважин в наблюдательные, пьезометрические. Список использованной литературы. 1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1990. – 427 с. 2. И.М. Мищенко Скважинная добыча нефти. Второе издание. Москва 2007г 3. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений: - М.: Недра, 1975. – 257 с. 4. Журнал «Нефтяное хозяйство», номер 1 – 12, 1997 – 2005. Похожие статьи:
|
|