Геологические процессы и документы

В работе руководствоваться  утвержденной «Инструкцией по охране труда при выполнении работ в  реагентном хозяйстве» и соответствующими регламентами.

За соблюдение технологии применения ингибитора коррозии, которая  включает непрерывное дозирование  реагента, проверку исправности технических  средств закачки реагента и узлов  контроля за скоростью коррозии (при  их наличии) отвечает зам. начальника цеха по производству

Технология  периодического дозирования

• заключается в периодической закачке (1 раз в месяц) больших порций ингибитора ХПК-002(120) в затрубное пространство высокообводненных скважин, с последующим его выносом в нефтепровод посредством глубинно-насосного оборудования скважин.

Объем разовой  закачки ингибитора определяется расчётным  путём.

Обработка скважин методом  периодического дозирования в затрубье начинается с наиболее удаленного куста и  производится в следующей последовательности :

• перед обработкой сбросить избыточное давление из затрубного пространства  в выкидную линию;
• проверить затрубную задвижку со стороны обратного клапана, если она открыта- закрыть (на период обработки);
• подсоединиться к свободной затрубной задвижке;
• опрессовать нагнетательную линию на полуторократное рабочее давление;
• закачать расчетное количество ингибитора в межтрубное пространство при давлении, не превышающем давления опрессовки эксплуатационной колонны, а на скважинах, оборудованных УЭЦН не ваше 60 атм;
• затрубную задвижку со стороны обратного клапана оставить в закрытом положении в течении суток.

Работы проводятся согласно утвержденных инструкций  по безопасному  ведению работ.

5. Методы борьбы с  коррозией глубино - насосного  оборудования:

• применение ингибиторов коррозии;
• применение ГНО в антикоррозионном исполнении;
• изготовление узлов и деталей ГНО с применением полимеров и порошковой технологии;
• установка магнитных активаторов жидкости.

Защита ГНО осуществляется методом периодического дозирования  реагента в затрубье добывающих скважин. Для этих целей используют ингибитор коррозии марки ХПК-002(120) -  подвижную жидкость темно-коричневого цвета плотностью 0,85-0,92г/см3.

Объем разовой закачки  определяется по формуле:

V =  Vo х Qв x T x 10 ^{- 3} / р,  

где:       Vo - удельный расход ингибитора (40 г/м3)

             Qв -  суточный дебит скважины по воде, м3 /сут

              T – периодичность дозирования, сут (30 сут)

               р – плотность ингибитора (по ТУ)

Обработка скважин методом  периодического дозирования в затрубье производится в следующей последовательности:

• перед обработкой сбросить избыточное давление из затрубного пространства  в выкидную линию;
• проверить затрубную задвижку со стороны обратного клапана, если она открыта - закрыть (на период обработки);
• подсоединиться к свободной затрубной задвижке;
• опрессовать нагнетательную линию на полуторократное рабочее давление;
• закачать расчетное количество ингибитора в межтрубное пространство при давлении, не превышающем давления опрессовки эксплуатационной колонны, а на скважинах, оборудованных УЭЦН не ваше 60 атм;
• затрубную задвижку со стороны обратного клапана оставить в закрытом положении в течении суток.

Работы проводятся согласно утвержденных инструкций  по безопасному ведению работ.

 

6. Техника и технология снятия замеров, методика подсчета.

      В нефтепромысловой  практике широко используют два  способа снятия замеров жидкости, добываемой из скважин:

1. автоматический замер с использованием системы телемеханики;
2. ручной замер по показаниям счетчика.

Автоматический замер.

      Для  автоматического измерения количества  жидкости, добываемой из нефтяных  скважин, с последующим определением  дебита скважин используют ГЗУ  и БМА.

Принцип действия.

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в ПСМ. При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

         С помощью регулятора расхода  и заслонки, соединенной с поплавковым  уровнемером, обеспечивает циклическое  прохождение накопившейся жидкости  через ТОР1 50(10) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

         За время продавки жидкость  проходит через счетчик ТОР  и направляется в общий трубопровод.

         Счетчик ТОР выдает на БУИ  импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

          Управление переключением скважин  осуществляется БУИ по установленной  программе или по системе телемеханики.

          При срабатывании реле включается электродвигатель ГП-2 и в системе гидравлического управления повышается давление.

          Привод переключателя ПСМ под  воздействием давления гидропривода  ГП-2 перемещает поворотный патрубок  переключателя и на измерение  подключается следующая скважина.

           Длительность измерения определяется  установкой реле времени. Время  измерения устанавливается на  промысле в зависимости от  конкретных условий дебита скважины, способов добычи, состояния разработки  месторождений и др. Точность замера повышается с увеличением времени замера.

Ручной замер.

           Для снятия ручного замера  в ГЗУ устанавливаем переключатель  ПСМ на конкретную скважину. По  срабатыванию счетчика ТОР определяем  заполнение сепарационной емкости,  что свидетельствует началу прохождения жидкости через замерное устройство. Исходя из показания счетчика ТОР фиксируем положение стрелки и начинаем отсчет времени. По отклонению стрелки от фиксированного положения определяем количество жидкости, прошедшей за определенный интервал времени.

           Для условий Когалымского региона  по скважинам, оборудованным ЭЦН,  минимальное время замера от 2ч  до суток,  а по скважинам,  оборудованным ШГН - минимальное  время замера от 6ч до суток.

            Для получения фактического дебита скважины с единицей измерения - м³/сут производим перерасчет количества литров по показанию счетчика делением на время замера (в часах) и умножением на суточной переводной коэффициент 0,024.

            С 28 декабря 2005 года приказом  №411СТ утверждён национальный стандарт           ГОСТ Р 8.615-2005, которому с 01 марта 2006 года АГЗУ «Спутник» АМ-40-(8/14)-400 не соответствуют. При замене вышедших из строя АГЗУ или при вводе новых в эксплуатацию в дальнейшем необходимо использовать АГЗУ «весового» типа, которые позволяют замерять одновременно количество газа, воды и нефти в добываемой жидкости (ОЗНА-Импульс, г.Октябрьский, Башкирия) В данном случае снять ручной замер оператор д/нефти самостоятельно не сможет, т.к. отсутствует ТОР в обычном исполнении. Снимается специальными устройствами только мнгновенный замер совместно с работниками, обслуживающими систему телеконтроля в ЦДНГ.

 

7. Работы, относящиеся к текущему и капитальному ремонту скважин.

Текущий ремонт скважин включает в себя работы, связанные с:

• заменой вышедшего из строя ГНО (насос, НКТ, штанги)
• переводом скважин с одного способа эксплуатации на другой (с ШГН на ЭЦН и обратно, фонтан на мех.добычу и т.д.)
• оптимизацией режима эксплуатации (переход на больший или меньший типоразмер насоса)
• выполнением технологических операций (ОПЗ, скреперование ЭК, шаблонирование ЭК, промывка забоя скважины)

Капитальный ремонт скважин объединяет все виды работ, требующих длительного времени, больших физических усилий и привлечения многочисленной разнофункциональной техники. Включает в себя работы:

• РИР (ликвидация заколонных перетоков, селективная изоляция обводненных пластов);
• устранение негерметичности ЭК;                              - исследование скважин;
• устранение аварий (полетов ГНО);                            - перевод в другую категорию;
• ВЦ;                                                                                - ввод нагнетательных скважин;
• переход на другие горизонты;                                   - консервация и расконсервация скважин;
• забуривание 2-х стволов;                                            - ликвидация скважин;
• ОПЗ, перфорация;                                                        - подготовка к ГРП, освоение после ГРП.

 

8. Техника и технология проведения горячей обработки скважин.

      Промывка горячей нефтью является одним из наиболее распространенных способов удаления АСПО из стволов скважин, рабочих колонн НКТ, сборных коллекторов.

        Горячая промывка  состоит из двух основных циклов:

• разогрев оборудования и расплавление  АСПО;
• промывка горячей нефтью с расходом, обеспечивающим необходимую скорость потока  для выноса АСПО.

       Промывка  горячей нефтью производится  при работающем глубинно - насосном  оборудовании.

       Горячая  обработка скважины производится  по непрерывному циклу, т.е. расчетный обьем горячей нефти закачивается с небольшим перерывом при переключении с одного бойлера на другой.

 

Обслуживающая техника:

• АДПМ    - 1 шт – устанавливается не ближе 25 метров от устья скважины;
• АЦ –10  - 2-3 шт – устанавливаются не ближе 25 метров от устья скважины и не ближе 10м от АДПМ;
• ППУ ( в зимнее время)       - 1 шт;

Технология  проведения  горячей обработки.

1. Оператор д/н и газа подготавливает скважину к обработке, разряжает давление в затрубном пространстве скважины до атмосферного.
2. Собирается нагнетательная линия и опрессовывается на полуторакратное рабочее давление, но не более 160 атм.
3. Машинист АДПМ подает горячую нефть в затрубное пространство работающей скважины.
4. Затем, убедившись в стабильной работе всех систем агрегата и в герметичности системы обвязок, проводит закачку на 1-й или 2-й скорости с поддержанием запланированного режима при температуре (100-120 градусов для ШГН и не более 70-и градусов для УЭЦН) и с контролем давления (для ШГНУ -  не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, для УЭЦН – не более 60атм (для ТПП «Урайнефтегаз»).     
5. По мере разогрева ГНО и отложений в скважине произойдёт рост давления. Оператор д/н и газа обязан при контроле давления выявить момент окончания роста давления и начало его падения.
6. После этого оператор д/н и газа даёт команду машинисту АДПМ на увеличение скорости закачки. При этом контролирует изменения температуры и давления на АДПМ.
7. Далее объём прокачки горячей нефти обязан составить 3-5 объёмов скважины.
8. По окончании закачки запланированного обьема  звено по проведению горячей обработки  отсекает нагнетательную линию затрубной задвижкой скважины, отсоединяет нагнетательную линию со сливом остатков нефти в переносную емкость и отсоединяет всасывающую линию от бойлера и сдает скважину представителю ЦДНГ.

9.Вывод скважин  на режим

Вывод скважин на режим  на предприятиях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» осуществляется в соответствии со «Стандартом предприятия», утвержденным 02.12.99г. Первым заместителем генерального директора ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

        Основные положения Регламента  таковы:

• УЭЦН, УШГН в период освоения скважины работают в осложненных условиях, т.к. в скважинах находится жидкость глушения с высоким удельным весом. Поэтому, даже при откачке уровня жидкости из скважины на величину напора насоса, пласт не полностью включается в работу.