Техника и технология проведения ПРС на скважинах с ШСНУ на Курганном месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефте

Техника и технология проведения ПРС на скважинах с ШСНУ на Курганном месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад

От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме.
Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера бригады ТРС в соответствии с планом-заказом, утвержденным должностными лицами в зависимости от категории скважины.
Так как на месторождении скважины оборудованы станками-качалками, то и ремонты связаны с этим оборудованием.
Показываю чертеж Схема ШСНУ

Перед выполнением технологических операций с устьевым оборудованием на скважинах оператор по подготовке скважин к капитальному и подземному ремонту должен знать типы, устройство и порядок работы устьевого оборудования.
Осмотр скважины, оборудованной ШГНУ.
1. Проверить отключение скважины (ШГНУ).
Для этого необходимо:
 Проверить станцию управления ШГНУ.
 Убедиться, что редуктор станка-качалки надёжно зафиксирован на ручной тормоз.
2. Проверить герметичность и исправность фланцевых соединений.
3. Проверить герметичность и исправность резьбовых соединений.
4. Проверить герметичность устьевого сальника.
Закрывание крана необходимо производить в следующем порядке:
 Проверить герметичность фланцевых соединений, герметичность соединения крышки и корпуса крана.
 Проверить положение рукоятки крана.
 Закрыть кран, повернув рукоятку на 90°.
Показываю чертеж Работы по подготовке скважины к ремонту

Для проведения ремонта используется агрегат подъемный для ремонта скважин АПРС-40М.
Агрегат предназначен для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными сооружениями для производства тартальных работ, для очистки песчаных пробок желонкой.
Показываю чертеж Агрегат АПРС-40М

В результате проведения ПРС произошло увеличение дебита скважины на 3,2 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 1134 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1739,58 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности проведения ПРС.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели



Вопрос1. Для чего предназначены элеваторы?
Ответ: Элеваторы предназначены для захвата и удержания на весу насосно-компрессорных труб в процессе спуско-подъемных операций.

Вопрос 2. Что должен выполнить оператор до начала ремонтных работ?
Ответ:
До начала выполнения работ оператор должен:
 Получить под роспись задание на выполнение работ.
 Ознакомиться с условиями безопасного выполнения работ, указанными в наряде-допуске на производство работ и пройти инструктаж.
 Ознакомиться со схемой размещения скважин.
 Произвести проверку средств индивидуальной защиты на пригодность к применению.
 Приготовить и проверить инструмент для проведения работ.

Вопрос 3. Что такое коэффициент эксплуатации скважин.
Коэффициент эксплуатации скважин – это отношение количества отработанного скважиной времени к календарному времени. Его значение 0,95-0,99.

Вопрос 4. Назначение колонны штанг?
Ответ: Колонна насосных штанг соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг. Штанги имеют длину по 8 м, диаметр 16, 19, 22, 25 мм и соединяются друг с другом посредством муфт. Первая, верхняя штанга имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой штангой.
ВВЕДЕНИЕ

Любой из способов эксплуатации скважин не обеспечивает непрерыв-ного функционирования скважины в течение всего периода его применения. Это обусловлено следующими причинами. Во-первых, внутрискважинное оборудование, предназначенное для подъема продукции пласта, закачки в него жидкости или газа нуждается в периодическом ремонте. Для его выпол-нения необходимо прекратить эксплуатацию скважины, поднять на поверх-ность оборудование и спустить в скважину новое или отремонтированное. Во-вторых, в процессе вытеснения пластовой жидкости или газа из пласта изменяются его свойства; размеры пор и трещин, по которым течет пласто-вая жидкость, уменьшаются из-за отложения на стенках различных веществ, выделяющихся из нефти, или даже совсем закупориваются. Для дальнейшей эксплуатации скважины в таких случаях необходимо воздействовать на часть пласта, прилегающую к забою скважины, для его очистки от отложений и улучшения притока пластовой жидкости, увеличения размера пор и трещин. В-третьих, технология разработки месторождения может потребовать пре-кращения эксплуатации какого-либо пласта или группы пластов, ввести в эксплуатацию новые и т. п.
Работы, связанные с выполнением операций по воздействию на обору-дование, находящееся в скважине, скважину или прилегающие к ней участки пластов, называются подземным ремонтом скважин. Его принято подразде-лять на текущий и капитальный ремонт.
От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме. Межремонтным периодом работы скважин (МРП) называется про-должительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта. МРП определяется делением числа скважинно-суток, отработанных в квартале, на число текущих ремонтов за то же время в данной скважине. Обычно он исчисляется в среднем за год по отдельной скважине, по цеху добычи нефти и газа, НГДУ, объединению в це-лом и по способам эксплуатации.
Повышение МРП приводит к повышению эффективности работы пред-приятия, позволяет в несколько раз сократить закупки нового оборудования и увеличить прибыль предприятия.
Работа бригад ТРС (текущего ремонта скважин) планируется ежене-дельно с составлением план-графика движения бригад.
Все скважины, включаемые в план-график текущего ремонта, рассмат-риваются заместителем главного инженера по технологии, главным техноло-гом и заместителем ЦПРС на основании предоставленных ЦЦНГ план-заказов на производство ТРС. В план-заказе, составленном ст. технологом и ст. геологом ЦЦНГ, должно быть отражено:
- наличие резервного объема задавочной жидкости, соответствующего удельного веса, исходя из категории по опасности НГП и конкретных геоло-гических и других условий;
- вид противовыбросового оборудования (устьевой герметизатор типа УГУ-2-14О или превентор);
- категория скважины;
- газовый фактор скважины;
- пластовое давление и дата его замера, который производится не реже 1 раза в 3 месяца;
- информация о ранее проведенных исследованиях;
Текущий ремонт скважин производится под руководством мастера бригады ТРС в соответствии с планом-заказом, утвержденным должностны-ми лицами в зависимости от категории скважины.
План-заказ на ремонт скважин 1 категории согласовывается начальни-ками ЦПРС, ЦЦНГ и утверждается главным инженером и заместителем начальника управления по геологии.
Ремонт скважин II и III категорий согласовывается с начальником ЦПРС и утверждается начальником ЦДНГ.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1. Состояние разработки месторождения

Республика Калмыкия относится к регионам с доказанной промышлен-ной нефтегазоносностью и является высокоперспективной для дальнейших поисков месторождений нефти и газа. Калмыцкая нефть высококачественная, с незначительным содержанием серы (0,1 – 0,4 %), но с высоким процентом парафина (до 23%), что снижает её стоимость на рынке. Согласно имеющейся информации, начальные суммарные ресурсы (НСР) углеводородов состав-ляют 2,81 млрд. тонн условного топлива, том числе жидких – 1,208 млрд. тонн. Степень разведанности начальных суммарных ресурсов углеводоро-дов составляет лишь 2,3%.
Курганное месторождение выявлено в 1987 году по результатам поис-ково- разведочных работ непосредственно на Курганной площади. В пре-делах этой площади залежь нефти было установлено в скважине No 321 в песчаниках нижнего апта. В 1989 г. на структуре, расположенной к северу от Курганной площади, был получен приток нефти из скважины No 371, из пес-чаников неокомского подъяруса. Месторождение получило название Северо-Курганное.
Залежь аптского яруса вступила в пробную эксплуатацию в 1989 г., со-гласно уточненному проекту пробной эксплуатации.
В 1990 г. был составлен проект пробной эксплуатации залежи нефти неокомского подъяруса. В результате дальнейшего проведения разведочных работ 1990 -1992 гг между указанными месторождениями скважин 377,379,390 была установлена их пространственная общность. Уточнение геологического строения залежей нефти и площадей распространения про-дуктивных пластов позволило объединить Курганное и Северо-Курганное месторождения в одно единое - Курганное. Углубленный анализ всего накопленного геологического, промыслово-геофизического материала и экс-плуатационные характеристики добывающих скважин позволили выявить на месторождении несколько залежей: две в нижнеаптском подъярусе (I и ПА пласт), две в неокомском подъярусе III и IIIA, и залежи нефти в верхнеюр-ских отложениях (IV пласт).
Структура запасов и степень изученности Курганного месторождения дают возможность его комплексного освоения и соответствовать требованиям к материалам подсчета запасов инструкций ЦКЗ. Подсчитанные запасы на 1.01.2001г. в целом по ме-сторождению составили балансовые 9543,8 тыс. т. и извлекаемые 2976,1 тыс. тонн. За-пасы же газа в газовой шапке составляют 259,44 млн. мЗ.
Региональные сейсмические исследования на площади проводились в начале 70-х годов. Детальные сейсмические работы осуществлялись в 1979-89гг. В 1985-86гг в результате сейсморазведочных работ, проводимых трестом «Грознефтегеофизика» выявлены Курганное и Северо-Курганное поднятия. Поисково-разведочное бурение проводилось Астраханским УБР в 1987-92гг.
1.2 Порядок выполнения подготовительных работ к ремонту скважин

В процессе выполнения работ по подготовке скважин к капитальному и подземному ремонту оператор осуществляет технологические операции с устьевым оборудованием на скважинах. Без знания приёмов правильного и безопасного выполнения данных работ их выполнение может привести к аварии, несчастному случаю или нарушению технологического процесса.
Перед выполнением технологических операций с устьевым оборудова-нием на скважинах оператор по подготовке скважин к капитальному и под-земному ремонту должен знать типы, устройство и порядок работы устьево-го оборудования.
До начала выполнения работ оператор должен:
 Получить под роспись задание на выполнение работ.
Задание выдаёт мастер по подготовке скважин к капитальному и под-земному ремонту.
 Ознакомиться с условиями безопасного выполнения работ, указанными в наряде-допуске на производство работ и пройти инструктаж.
Мастер по подготовке скважин к капитальному и подземному ремонту должен ознакомить оператора с условиями безопасного выполнения работ, поскольку работы выполняются на скважинах (опасные производственные объекты), которые эксплуатируются сторонними организациями.
 Ознакомиться со схемой размещения скважин.
Схему размещения скважин должен выдать мастер. Она необходима, чтобы знать маршрут к скважине, на которой требуется выполнить работы.
 Произвести проверку средств индивидуальной защиты на пригодность к применению.
 Приготовить и проверить инструмент для проведения работ.
Инструмент должен быть изготовлен из цветного металла, обмеднён или обильно смазан солидолом, во избежании образования искры!
Перед проведением работ на скважине необходимо произвести отбор и анализ проб воздушной среды в месте проведения работ.
По результатам анализа воздушной среды сделать вывод о необходи-мости применения средств индивидуальной защиты.
Осмотр скважины, оборудованной ШГНУ.
1. Проверить отключение скважины (ШГНУ).
Для этого необходимо:
 Проверить станцию управления ШГНУ.
 Убедиться, что редуктор станка-качалки надёжно зафиксирован на ручной тормоз.
Ручной тормоз станка-качалки должен быть затянут по часовой стрелке (вручную, до упора).

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате проведения ПРС произошло увеличение дебита скважины на 3,2 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 1134 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1739,58 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от внедрения мероприятия интеллектуальных скважин в сумме 3,4 тыс. руб. Фактическая сумма прибыли составила 7,53 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 5,79 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 1739,58 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности проведения мероприятия.




ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В современных условиях, когда финансовые возможности компании сильно ограничены, решающее значение приобретает снижение эксплуатационных затрат и издержек производства на всех его этапах и повышение экономической эффективности глубинно-насосной добычи. Одно из важных направлений этой работы - повышение качества ремонта оборудования и уменьшение затрат при ремонте, эксплуатации и обслуживании ШСНУ.
С целью повышения работоспособности установок штанговых глубинных насосов надо создать участки по входному контролю, правке и ремонту насосных штанг, штанговых насосов и насосно-компрессорных труб. Решение данной проблемы в компании ведется по двум направлениям:
• создание собственных специализированных участков, где сервис осуществляется собственными силами;
• создание специализированных участков совместно с заводами-изготовителями оборудования, где сервис осуществляется силами заводов-производителей (Пермская компания нефтяного машиностроения и “Мотовилихинские заводы”).
Так, специально для участка по входному контролю и ремонту ШГН были приобретены и внедрены оборудование и приборы измерения и контроля прямолинейности канала и диаметра внутренней поверхности цилиндра (“ПИКА”), приборы измерения и контроля диаметра плунжера, определения группы посадки. Приборы обладают высокой степенью точности и имеют программное обеспечение, позволяющее все результаты измерений вносить в банк данных в виде графиков.
Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных работ, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Качество выполненного ремонта оценивается непосредственно на устье - когда скважину пускают в работу и она начинает работать в нормальном режиме эксплуатации. Еще качество ремонта оценивается временем ее выполнения: чем быстрее бригада ПРС выполнит ремонт- тем больше она получит премиальной оплаты. Так как, СПО занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, то качество ремонта будет зависеть от времени проведения СПО и, чем быстрее производятся операции по СПО в процессе ремонта скважины, тем качественнее будет ремонт. Данное условие достигается за счет создания надежных автоматов для свинчивания и развинчивания труб и штанг. В современном этапе взамен ключам АПР-2ВБ и КМУ созданы подвесные ключи марок Oil Country, ГКШ-1200МТ, КПР-12, работающие от гидросистемы или пневмосистемы подъемных агрегатов и которые ускоряют процесс свинчивания и развинчивания НКТ и соответственно проведение СПО и всего ремонта в целом. В настоящее время в России были приобретены импортные комплекты «Гибкая труба» объединениями «Юганскнефтегаз» и «Сургутнефтегаз». Данная установка исключает поочередное свинчивание (отвинчивание), а СПО сводятся к непрерывному спуску (подъему) труб и штанг с намоткой их на барабаны. Все виды работ могут проводиться под давлением, без глушения скважин. Экономическая целесообразность применения гибких труб и штанг очевидна.
Насосно-компрессорную колонну труб барабанной намотки широко применяют ведущие зарубежные нефтяные компании для выполнения широкого спектра работ. При помощи этих установок выполняются не только работы связанные с очисткой ствола скважины, восстановление циркуляции, газлифт, кислотная или химическая обработка, но и работы связанные с зарезкой вторых стволов, выполнение ловильных работ в скважинах, бурение горизонтальных стволов, произведение ремонта скважин с горизонтальными стволами.