Организация работ при испытании скважин

Испытание скважин на продуктивность -- завершающий этап цикла строительства скважин, который определяет результаты и эффективность производства всех предшествующих работ. В процесс испытания скважин на продуктивность входят: монтаж и демонтаж установок для испытания, оборудование устья скважин, спуск насосно-компрессорных труб, перфорация, вызов притока и исследование продуктивного горизонта, ремонтно-изоляционные работы по перекрытию пластовых вод, работы по интенсификации притока.

Организация процесса испытания скважин зависит прежде всего от уровня техники и технологии. В настоящее время для испытания скважин повсеместно используют передвижные специализированные агрегаты (А-40, «Бакинец» и др.). Если процесс испытания скважин на продуктивность занимает незначительное время, используют буровую установку.

Наиболее распространенный способ вызова притока нефти -- компрессорный, при котором в затрубное пространство закачивают газ, вследствие чего резко падает давление в скважине. При освоении скважин с низким пластовым давлением используют метод свабирования. После вызова притока нефти скважину исследуют (т. е. замеряют дебит, отбирают пробы, замеряют статическое давление) и сдают в эксплуатацию.

18. ОРГАНИЗАЦИЯ СДАЧИ И ПРИЕМА СКВАЖИНЫ ИЗ БУРЕНИЯ

Генеральный подрядчик по окончании работы предусмотренной проектом строительства скважины в течении 3 суток представляет заказчику акт приема-передачи и всю исполнительную документацию на скважину.

В течении 1 месяца с момента окончания работ по строительству скважин – финансовую документацию.

Заказчик в срок не превышающим 3 суток рассматривает представленную документацию и принимает скважину на баланс основной деятельности с момента предъявления ее к сдаче, или дает мотивированный письменный отказ.

Соблюдение установленного порядка передачи и приема законченной строительством эксплуатационных и нагнетательных скважин на баланс основной деятельности контролируется постоянным действующей комиссией ОАО «Татнефть».

Прием-передача законченной строительством скважины производится рабочей комиссией в составе от заказчика: гл. инженер, гл. геолог, начальник геологич отдела. Со стороны ЦДНГ: начальник цеха, зам, мастер по добыче. Представляется подрядчиком с составлением акта о качестве принимаемой скважины.

Принимаемая из бурения скважина должна соответствовать следующим требованиям:

1. Устье скважины д.б. загерметизировано, не иметь пропусков нефти и газа, к кондуктору скважины д.б. приварены к 2 проводникам заземления;

2. Обозначение № скважины д.б. выбито на муфте колонны;

3. Высота основной затрубной задвижки арматуры да земли после планирования территории д.б. нормальной длины.

Скважина считается законченной строительством и передается на баланс заказчикам когда:

1. Выполнены обязательства генерального подрядчика в соответствии с договором на строительство скважины

2. Выполнены и документально подтверждены все работы в соответствии с индивидуальным проектом на строительство данной скважины

3. Получена продукция из перфорационного интервала соответствующей насыщенности пласта по ГИС «геофизич исслед скважины», при стабильной обводненности и минерализации.

Руководство по обустройству и спуску скважины в эксплуатацию после бурения на кустовых площадках возлагается на начальников ЦДНГ.

Составляется паспорт скважины, акт испытаний, готовится вся документация, а скважина сдается промысловикам, вся площадка скважины приводится в надлежащий вид.

В настоящее время в составе УК ООО «ТНГ-групп» существует УК ООО «Татбурнефть», создан на базе коллектива «Татнефть Бурение», который управляет 2-мя предприятиями: ООО «Бурение», ТатБурСервис

Ранее из состава «ТН Бурение» (ныне Татбурнефть) были выведены самостоятельные предприятия: Управление ВМР УБР – создано Татбурмонтаж, УТТ – Татбуртранс, Лениногорское УБР – ООО ТНГ Ленбурнефть

19. Организация работ по поддержанию пластового давления

Работы по поддержанию пластового давления на нефтедобывающем предприятии проводит цех по поддержанию пластового давления ЦППД.

Задачей службы ППД является выполнение установленных и управляемых режимов закачки реагента (например, воды) в продуктивные горизонты в объемах, соответствующих утвержденному проекту разработки и, следовательно, обеспечивающих заданный отбор нефти, при минимальных затратах: энергетических, трудовых, материальных, с достижением максимального коэффициента извлечения нефти.

Обеспечение и поддержание заданной технологии закачки воды в продуктивные горизонты осуществляется цехом ППД, который подчиняется непосредственно начальнику НГДУ. Сюда поступает соответствующая информация, на основе анализа которой централизованно принимают решения о ведении технологических процессов по ППД.

Пластовая вода для ППД подготавливается в очистных сооружениях, размещенных на крупных товарных парках и на дожимных насосных станциях.

ЦППД обеспечивает заданный режим закачки воды, контролируя ее объем и качество с помощью контрольно-измерительных приборов, а также наблюдает за приемистостью скважины. Для этого в ЦППД есть персонал, занимающийся обслуживанием насосных станций и системы внутренних водоводов. Круглосуточное оперативное руководство работой по заводнению осуществляют начальники смен. ЦППД ведет ежесуточный учет закачки воды в продуктивные горизонты.

Как правило, в состав цеха ППД входят следующие объекты, возглавляемые мастерами:

1. Участки эксплуатации, имеющие в своем распоряжении водозаборы, насосные станции и нагнетательные скважины. Выполняют основную работу — нагнетание воды в пласт. Насосные станции круглосуточно обслуживаются машинистами и их помощниками, а нагнетательные скважины — слесарями-обходчиками.

2. Участок водоочистки, обеспечивающий контроль за качеством воды, нагнетаемой в пласт.

3. Участки по освоению нагнетательных скважин, имеющие в своем составе бригады операторов по освоению этих скважин и их исследованию.

4. Ремонтно-восстановительный участок, объединяющий ремонтных рабочих различных специальностей и ремонтные средства. Обслуживает и ремонтирует магистральные и разводящие водоводы; наземное оборудование нагнетательных скважин, оборудование насосных станций.

5. Диспетчерский пункт для сбора и передачи информации и аварийного обслуживания автоматизированных объектов.

При этом обеспечивается не только автоматизация отдельных процессов, но и централизация управления производством, оперативность в обслуживании всего нефтепромыслового хозяйства, а также совершенствование форм организации управления и труда. Диспетчерский пункт связан с датчиками и аппаратами, установленными на скважинах, пунктах систем ППД резервуарных парков и перекачивающих станций.

20. Организация работ по добыче нефти

Основным подразделением НГДУ, управляющим процессов добычи нефти в закрепленном за ним районе, являются цеха по добыче нефти и газа - ЦДНГ.

Главной задачей ЦДНГ является обеспечение выполнения суточных, месячных, годовых заданий по добыче нефти и газа с соблюдением установленных режимов работы производственных объектов.

Его функции:

1. Организация бесперебойной работы производственных объектов и осуществление оперативного контроля за выполнением норм отбора, обеспечение работы скважин в строгом соответствии с установленными технологическими режимами и правилами технической эксплуатации.

2. Своевременное и качественное выполнение работ по плану ОТМ, а также плановых (аварийных) работ на производственных объектах.

3. Обеспечение своевременной технологической подготовки и передачи производственных объектов ремонтным бригадам, прием после окончания ремонтных работ и оформление необходимой документации.

4. Контроль за выполнением строительно-монтажных работ по вводу в эксплуатацию скважин, законченных бурением и освоением.

5. Определение потребности в МТО, транспортном и ремонтном обеспечении, а также проведение исследовательских работ и т.д.

В соответствии с основной задачей начальник цеха (назначается освобождается начальником НГДУ): осуществляет руководство производственно-хозяйственной деятельностью цеха; обеспечивает разработку нефтяных месторождений в строгом соответствии с технологическим проектом разработки, а также соблюдение и выполнение утвержденных на планируемый период технико-технологических регламентов и показателей.

Мастер по добыче нефти и газа (подчиняются начальнику ЦДНГ) организует работы по выполнению бригадой установленного производственного задания отбора норм нефти и газа с соблюдением утвержденных технологических режимов работы эксплуатационных и других производственных объектов и добивается высокой культуры производства на всех вверенных объектах, своевременно доводит производственные задания до всех членов бригады, составляет маршрутные карты обходов, принимает оперативные меры по сокращению простоев скважин, организует выполнение подготовительных работ и передачу скважин, принимает меры по устранению выявленных нарушений.

Оператор по добыче нефти и газа (подчиняется мастеру) является основным работником ведущей профессии в добыче нефти. Его главной задачей является обеспечение выполнения установленных бригаде заданий по добыче нефти и газа и соблюдение установленных технологических режимов работы скважин, ГЗУ, ГЗНУ.

Определение численности рабочих на основе норм обслуживания в добыче: Ч_Р = n_скв / НР_ОБС

НР_ОБС = (Т_Р * К_СОВ * К_МП) / Т_З

где Ч_Р - численность работников; n_скв - количество обслуживаемых скважин; Т_Р – время работы скважины в смену; К_СОВ – коэффициент совпадения обслуживания скважин; К_МП – коэффициент микропауз; Т_З – время занятости оператора в смену.

21. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ПОДГОТОВКЕ И ПЕРЕКАЧКЕ НЕФТИ

Одним из основных технологических производств в НГДП является комплексная подготовка сырой нефти, хранение и сдача ее товарно-транспортному управлению.

Нефть и газ поступающие из скважин собираются по закрытой системе, обеспечивают сбор нефти и ее движение от пункта скважины до пункта сдачи в герметичных условиях.

Система сбора нефти должна обеспечить: 1. Отделение от нефти газа, 2. Очистку ее от воды и песка, 3. Замер дебита скважины, 4. Внутренняя транспортировка нефти ДНС, 5. Подготовка к ее переработке, 6. Замер всей добытой нефти и ее сдачу

Работа по сбору и перекачки сырой нефти от скважины до сборной установки осуществляют операторы по добыче нефти. Последние работы по перекачке, хранению, учету и сдачи проводят ЦППН. Наиболее сложный участок работы – подготовка и переработка нефти, включает: 1. Отстой от механич примесей, 2. Обезвоживание и обессоливание, в основном от хлористых солей, кальция, магния, натрия

ЦППН одновременно может выполнять функции отдела технич контроля, осущ контроль за качеством сдавшей нефти. В основном за счет совершенствования технологий деэмульсации, применение более эффективных расчетов более совершенного оборудования.

Для повышения возложенных на них функций ЦППН,так же как и ЦППД подчиняется отделу главного технолога, тот в свою очередь подчиняется 1 заму начальника НГДУ. Весь производственный процесс по подготовке, транспорту и реализации осуществляется только через центрально-инженерную службу. Весь поток информации о поступлении нефти, ее кондиции, работе агрегатов и установок по подготовке нефти, движение потоков нефти, ее отгрузке и тд. Систематически поступает в эту службу, где принимаются соответствующие решения о ведении технологических процессов.

В ЦППН входят бригады: по подготовке нефти, По перекачке нефти, По обслуживанию котельных и оборудования, закрепленных за цехами

Цех возглавляет начальник и имеет помощника – инженера ППН. В состав бригады по подготовке нефти входят операторы и их помощники, а также лаборанты, занятые контролем качества продукции. Бригады по перекачке нефти включают операторы и помощники, машинисты насосных станций, работой руководит механик.

ЦППН ведет суточный учет подготавливаемой на установках нефти, а также нефти принимаемой и сдаваемой цехом. На сдавшую нефть по каждому сорту и резервуару составляют паспорт, в которой указывают данные лабораторного анализа. Паспорт служит дополнительным подтверждением качества нефти при ее сдаче.

Основные задачи ЦППН: 1. Прием нефти ЦДНГ на пункты сепарации и резервуары при товарных парках, 2. Подготовку нефти на обезвоживающих установках, 3. Обеспечение бесперебойной работы системы измерения качества нефти, 4. Выработке широких фракций легких УВ, 5. Сдача подготовленной нефти в северо-западные магистрали, 6.Подготовка и откачка пластовых и сточных вод систем ППД

22. Роль и значение вспомогательного производства на нефтегазодобывающих предприятиях

Производство на предприятиях НГП представляет собой комплекс основных и технологических процессов, а также вспомогательное производство.

Непрерывный и нормальный ход основного производственного процесса невозможен без организации своевременного ремонта оборудования и регулярного ухода за ним, обеспечения предприятия и рабочих мест материальными ресурсами, всеми видами энергии, транспортными услугами и т.д. Вместе с тем, на предприятиях НГП наблюдается несоответствие между задачами и состоянием вспомогательных цехов и служб - их развитие значительно отстает от технического и организационного уровней основного производства.

Вспомогательное производство сдерживает дальнейшее повышение производительности труда и удешевление продукции предприятий, отвлекая значительное количество квалифицированной рабочей силы, что усиливает необходимость улучшения вопросов дальнейшего совершенствования организации вспомогательного производства.

Под вспомогательным производством понимается совокупность служб и подразделений предприятия по производственно-техническому обслуживанию основной его деятельности с целью обеспечения бесперебойного выпуска конечной продукции или проведения работ.

В геологоразведке, строительстве нефтяных и газовых скважин, добыче нефти и газа производственно-техническое обслуживание охватывает следующие виды деятельности:

1. Обеспечение рациональной эксплуатации нефтегазопромыслового, бурового оборудования и инструмента, их ремонт и восстановление, изготовление запасных частей.

2. Обеспечение производственных объектов электроэнергией, водой, паром.

3. Оснащение производственных объектов контрольно-измерительными приборами и их обслуживание.

4. Транспортное обслуживание.

Для отдельных производств существуют специфические виды деятельности. Например, в геологоразведке и бурении к ним относится приготовление промывочных жидкостей, в нефтедобыче – ПРС и КРС.

.

23. Организация капитального, текущего ремонта скважин

В НГДУ большой объем работ проводят по текущему и капитальному ремонту скважин. Текущий (подземный) ремонт - это комплекс мероприятий по поддержанию подземного эксплуатационного оборудования в работоспособном состоянии.

Как правило, ПРС проводят в порядке планово-предупредительного ремонта, восстановительных работ с целью ликвидации возможных нарушений нормальной эксплуатации скважин.

К текущему ПРС относятся: 1. смена насосов и отдельных деталей; 2. ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг; 3. смена НКТ или штанг; 4. промывка насосов; 5. чистка и промывка песчаных пробок; 6. ликвидация утечек в подземных трубах; 7. проверка рабочих муфт, пусковых приспособлен; 8. изменение погружения подъемных труб; 9. очистка насосного якоря; 10. спуск и смена пакера и т.д.

Подземный ремонт скважин производит цех подземного ремонта скважин.

На еженедельных графиках движения бригад ПРС рассматриваются скважины, на которых необходим ремонт и комплекс мероприятий, необходимых для ремонта.

После проведения графика бригада ПРС производит ремонт согласно предоставленного план-заказа с оформлением всей необходимой документации по охране труда и промышленной безопасности. В этом документе указывается способ эксплуатации скважин, тип подземного сооружения, подземного оборудования, характер подготовки работ, продолжительность ремонта, расценки за ремонт, размер премий за окончание в срок и досрочно ремонтных работ.

Каждый день до отправки вахты на основе выполненных накануне работ руководство ЦПРС с мастерами планируют перечень работ необходимых для выполнения в течение смены. Далее рабочие с мастером доставляются на скважину. Мастер на основе запланированных работ в вахтовом журнале прописывает необходимые работы с указанием времени их выполнения. В течение смены бригадой каждые 2 часа предоставляется сводка выполненных работ в диспетчерскую ПРС. Данные этой информации заносятся в корпоративную информационную систему «АРМИТС».

После окончания смены мастер выставляет фактически выполненные работы и время их выполнения. В соответствии с нормами и нормативами мастером ежемесячно рассматривается КТУ каждого работника рабочей вахты.

После окончания ремонтных работ цех ПРС представляет акт о сдаче и приемке скважин из ремонта. В данном документе указывается состояние скважин до и после ремонта, затраченные материалы и хим. реагенты, их стоимость, продолжительность работ и т.д.

Указанный акт подписывается мастером, технологом, начальником ЦПРС и сдается в ЦДНГ на проверку. После внесения изменений, если они есть, подписывается окончательно.

Показатели, характеризующие уровень организации ремонтных работ:

1. Число ПРС и отремонтированных скважин (определяют в соответствии с потребностью ПР согласно технологическому режиму работы скважин).

2. Продолжительность ремонтов (определяют по видам ремонта).

3. Коэффициент частоты ремонта К_Ч. Определяется как частное от деления числа подземных ремонтов (Р) за данный период времени на число отремонтированных скважин (n_рем) за тот же период:

К_ч = Р / n_рем

Данный показатель указывает на число ремонтов, которые в среднем приходятся на одну скважину за данный период времени.

4. МРП работы скважин – это отрезок времени между последовательно проводимыми ПРС.

Для определения среднего межремонтного периода эксплуатации скважин по участку из общего календарного времени всех действующих скважин вычитается общее время, планируемое на ремонт, и полученное число скважино-месяцев эксплуатации делят на суммарное число запланированных ремонтов по скважинам действующего фонда.

Задача работников, занятых текущим ремонтом скважин, заключается в том, чтобы сократить до минимума время, затрачиваемое на ремонт скважин тем самым сократить время остановок скважин, и следовательно увеличить межремонтный период работы скважин.

Ремонтные работы осуществляется за счет эксплуатационных затрат, которые включается в себестоимость добычи нефти и газа за период, когда они произведены.

Капитальный ремонт скважин имеет свои особенности в связи с тем, что работы проводят по восстановлению работоспособного состояния эксплуатационного горизонта и подземной части оборудования, а также проведения мероприятий по охране недр. КРС направлен на поддержание действующего фонда скважин в работоспособном состоянии, а также на восстановление бездействующих скважин. Каждая восстановленная скважина улучшает экономические показатели НГДУ.

Наиболее сложные работы, проводимые при КРС подразделяются:

1. изоляция объекта от посторонних вод,

2. изоляция объекта от подошвенных и нижних вод

3. возвраты на верхние или углубление на нижние горизонты,

4. ликвидация скважин,

5. ликвидация аварий,

6. прочие ремонтно-изоляционные работы.

В конце года подбираются скважины, на которых необходим КРС, создается инвестиционный портфель, в котором указывается вид ремонта, предполагаемая стоимость, продолжительность и сроки выполнения ремонта. На основании инвестиционного портфеля ежемесячно составляются графики движения бригад КРС.

Цехом добычи на основании графика предоставляются план-заказы, согласно которых геологическая служба КРС составляет план работ, который согласовывается со специалистами НГДУ. В соответствии с графиком бригада КРС осуществляет переезд на скважину и выполняет работы, указанные в план-заказе. В этом заказе указывается способ эксплуатации скважины, тип подземного оборудования, подземного сооружения, характер подготовки работ, продолжительность ремонта, расценки за ремонт, размер премии за окончание в срок и досрочно.

Продолжительность КРС устанавливают на основании действующих норм с учетом коэффициента производительного времени. После окончания ремонтных работ комиссия предоставляет акт о сдаче и приемке скважины из КР, в котором указывается состояние и скважины до и после проведения работ, описание проведенных работ, стоимость, продолжительность и т.д.

Основными показателями КРС являются:

1. Число законченных капитальным ремонтом скважин - считается скважина, в которой после проведения необходимых ремонтных работ и апробирования получен установленный дебит и которая принята промыслом для дальнейшей эксплуатации. К законченным КРС относятся также такие, которые после капитального ремонта используются как нагнетательные, наблюдательные или контрольные и те, у которых установлена полная непригодность дальнейшего использования и принято решение о ликвидации.

n_скв.з. = [(Н_д – Н_дп) / Н_д’] - n_скв.п., где Н_д – объем работ в нормо-днях; Н_д’ - средняя продолжительность одного капитального ремонта в нормо-днях; Н_дп - объем работ по переходящим на планируемый год скважинам в нормо-днях; n_скв.п. - количество переходящих ремонтных работ по скважинам.

2. Коэффициент производительного времени представляет собой отношение производительного времени по капитальному ремонту ко всему календарному времени ремонтных работ.

3. Объем работ КРС: выражается в бригадо-днях, в нормо-днях и в денежных единицах.

а) Объем работ в бригадо-днях (Б_д) определяется умножением количества бригад (Б) на календарное число дней в планируемом периоде (t_к): Б_д = Б * t_к

б) Объем работ в нормо-днях (Н_д) определяется умножением объема в бригадо-днях (Б_д) на коэф-т производительного времени (К_ПВ). Н_д = Н_д * К_ПВ

В связи с переводом бригад КРС на круглосуточный режим работы возникла необходимость обеспечения бригад автономным оборудованием. Это оборудование должно находиться при бригаде в процессе ремонта скважины, что обеспечит снижение до минимума простои бригад и транспортные затраты. К такому оборудованию относятся технологические НКТ, стационарный насосный блок, блок очистки технологической жидкости или желобная система, генератор или электростанция, необходимый набор механизмов и инструментов для производства спуско-подъемных и других технологических операций.

---

Дата добавления: 2015-07-11