Для приведения в действие бесштанговых насосов используют электрические или гидравлические двигатели, располагаемые в скважине в непосредственной близости от них. Широко используются установки, в которых погруженный в пластовую жидкость электродвигатель приводит в действие многоступенчатый центробежный или винтовой насос.
Установка погружного центробежного электронасоса (ЭЦН) (рисунок 2) состоит из погружного насосного агрегата, включающего электродвигатель, протектор и многоступенчатый насос, спущенный в скважину на колонне подъемных труб, закрепленных на устье скважины. Электродвигатель соединен кабелем со станцией управления и автотрансформатором, расположенными на поверхности у устья скважины. Часть неиспользованного кабеля наматывают на барабан, установленный у устья скважины.
Пластовая жидкость, поступающая из пласта в эксплутационную колонну, обтекает двигатель, протектор и через боковой вход поступает в насос, из которого по подъемным трубам поднимается на поверхность и через устьевую арматуру отводится в промысловую сеть.
На выходе насоса устанавливают обратный клапан для предотвращения обратного течения жидкости в подъемных трубах при остановке двигателя и спускной клапан для слива жидкости из труб перед подъемом их из скважины.
Рисунок 2. Схема установки погружного электро-центробежного насоса: 1-электродвигатель с гидрозащитой, 2-насос, 3-кабельная линия, 4-колонна насосно-компрессорных труб, 5-пояса, 6-оборудование устья скважины, 7-станция управления, 8-трансформатор.
3 МЕРОПРИЯТИЯ, ОСУЩЕСТВЛЯЕМЫЕ НА ПРОМЫСЛЕ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ МРП
МРП (межремонтный период) - средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами.
|
|
Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:
МРП = Т Ч Ф Ч Кэкспл/N,
где Т - календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366);
Ф - среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года;
Кэкспл - коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год;
N - число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата.
Для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.), за исключением:
- повторных (скважина не проработала с момента запуска 48 часов);
- ремонтов, связанных со спуском оборудования в новые скважины;
- геолого-технических мероприятий, выполняемых на рабочих скважинах, не связанных с выходом из строя подземного оборудования;
- ремонтов по внедрению новой техники;
- ревизий устьевых арматур.
Для нагнетательных скважин показатель N включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины.
Настоящая методика определения межремонтного периода введена с 1 января 1998 года.
Для увеличения МРП на Восточно-Сургутском месторождении необходимо:
· Проводить мероприятия по депарафинизации скважин.
· Производить ревизия НКТ.
· Использовать качественные жидкости для глушения: солевые растворы – водные растворы MqCI, CaCI,MqCI.
|
|
· Начать внедрение противополетных устройств, служащих для глушения вибраций УЭЦН.
· Качественное соединение отдельных узлов установки.
· При выборе глубины учитывать интенсивность набора крывизны.Она не должна превышать 3 мин. на 10 метров.
· Проводить анализ причин преждевременных отказов и повторных ремонтов скважин.
· Проводить качественно СПО.
· Улучшить качество работ при монтаже и демонтаже УЭЦН.
· Вести замену НКТ согласно графика.
· Производить поузловое испытание отремонтированного оборудования со снятием рабочих характеристик и вносить их в выдаваемый на скважину эксплуатационный паспорт.
· Ежемесячно проводить анализ причин неэффективных ремонтов и аварий.
· Разрабатывать мероприятия по их устранению.
· Контролировать выполнение запланированных мероприятий.
· При обнаружении каких либо отклонений на подземном оборудовании брать пробу на химический анализ и передать ее в технологическую группу ЦИТС.
· Все обнаружения нарушений и недостатки заносить в «акт сдачи скважины из ПРС, КРС» в графу «замечания при монтаже и демонтаже УЭЦН».
С целью предупреждения полетов УЭЦН на забой скважины следует производить замену корпусов сбивных и обратных клапанов, переводников и пяти нижних НКТ -2,5, отработавших год и более к моменту последующего ремонта скважин, на новые.
Исключить допускной патрубок на УЭЦН из подвески.
В скважинах, в которых произошли полеты с УЭЦН в числе мероприятий предусмотреть снятие монограмм по эксплуатационной колонне с помощью гироскопа.
|
|
При снижении подачи установки на 20% и более от первоначальной, организовать выяснения причин, дополнительные исследования для определения необходимости подъема УЭЦН, данные по этим скважинам необходимо предоставить в технологическую группу ЦИТС.
По скважинам с УЭЦН, отработавших 600 суток и более, организовать дополнительные исследования с анализом результатов на предмет подъема установки или продолжения ее дальнейшей эксплуатации.
Для предотвращения повреждения кабеля при трении его об угол обсадной колонны при СПО, устанавливают пьедестал.
4 ПРИЧИНЫИ МЕТОДЫОБНОРУЖЕНИЯ НЕПОЛАДОК В РАБОТЕ СКВАЖИН И МЕТОДЫИХ УСТРАНЕНИЯ
Основными причинами отказов УЭЦН являются: выход из строя погружных электродвигателей (ПЭД) по причинам разгерметизации и перегрева, износ рабочих органов насоса или их засорение механическими примесями, отложениями солей. Перегрев отдельных узлов УЭЦН приводит также к повреждению части кабельной линии, проходящей непосредственно по корпусу УЭЦН.
Одной из проблем эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, является падение на забой отдельных частей или в целом установок ЭЦН. Основной из общепризнанных причин данных аварий является вибрация установки при работе, причем уровень вибрации определяется как изначальным качеством УЭЦН, так и условиями эксплуатации.
Основными факторами, приводящими к росту вибрации при работе, являются: кривизна ствола скважины в месте работы установки, несоблюдение технологии спуско-подъемных операций при ПРС, износ рабочих органов насосов из-за механических примесей, несоответствие напорно-расходных характеристик насоса и добывных возможностей скважин.
Предложения по улучшению работы фонда УЭЦН:
1. Производить стопроцентный подбор УЭЦН с помощью ПС «Автотехнолог». Контроль за соблюдением технологической дисциплины.
2. Продолжить внедрение хвостовиков для УЭЦН из НКТ 2”.
3. На скважинах часторемонтируемого фонда, с отказами по причине износа рабочих органов, применять УЭЦН в износостойком с внедрением ТМС.
4. Сократить обработку УЭЦН в скважинах, подверженных солеотложению, раствором соляной кислоты за счет внедрения технологии закачки ингибитора и глубинных контейнеров Трил-СВ против солеотложений.
5. Увеличить внедрение УЭЦН с рабочими органами из композитных материалов на скважинах, подверженных солеотложению.
6. Продолжить внедрение станций управления с частотным преобразователем на скважинах УЭЦН осложненного фонда.
7. Провести опытно-промышленные работы по внедрению УЭЦН габарита 3 для использования в скважинах с промежуточными колоннами.
8. Продолжить внедрение УЭЦН с вентильным приводом и системой телеметрии для оптимизации режимов периодических скважин и их сокращению.
9. Продолжить внедрение УЭЦН с вентильным приводом на скважинах с потенциальным приростом добычи (ввод из бурения, ЗБС).
Основными причинами отказов ШГН являются обрывы штанговых колонн и выход из строя клапанных узлов насоса.
В настоящее время в НГДУ опробовано или имеет промышленное применение различное дополнительное оборудование, позволяющее многократно повысить эффективность работы ШГН. Квалифицированный подбор компонентов установки ШГН позволяет снизить вероятность неэффективных ремонтов и увеличить наработку на отказ.
Вместо механического динамографа применяются современные электронные приборы, позволяющие достаточно быстро и качественно определить работоспособность подземного оборудования. Применение данных методов диагностики позволяет значительно снижать непроизводительные затраты при проведении подземных ремонтов.
Общераспространенным осложнением для всех способов эксплуатации является асфальтосмолопарафиноотложения (АСПО), что приводит к осложнениям при работе скважин и отказам насосов. Эффективное использование методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ. Обоснованный межочистной период (МОП), разбитый на категории, позволяет свести к минимуму неэффективное использование средств борьбы с АСПО.
Предложения по улучшению работы фонда ШГН:
1. Сократить количество ШГН, работающих, с коэффициентом подачи менее 0,6.
2. Замена подвесок штанг на часторемонтируемом фонде ШГН на новые, спуск штанг с наплавленными скребками-центраторами 100 %.
3. Замена подвесок НКТ на скважинах, где произведено 4 спуско-подъёма или проведено 5 горячих обработок АДП.
4. Оборудование УШГН газопесочными якорями – 100 %.
5. Применение центраторов колонны штанг в интервалах набора кривизны >10°/10 м.
6. Периодическое проведение на скважинах операций по депарафинизации с использованием газового конденсата для растворения тяжелых АСПО.
7. На скважинах часторемонтируемого фонда по причине обрыва штанг применять подвески, усиленные штангами 25 мм (тяжелый низ).
8. С целью вывода скважин из периодического фонда продолжить работы по заглублению УШГН с длиной плунжера 1 500 мм на глубину 1 800 – 1 900 м.
5 ПОДЗЕМНЫЙ (ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ) РЕМОНТ СКВАЖИН
5.1 Организация текущего и капитального ремонта скважин
Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана возможность выполнения СПО и других работ. Кроме того, обязательно нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а также исключать возможности загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными газами. Указанные условия создаются вследствие промывки и глушения скважин специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины
Определяют так же необходимый объём промывочной жидкости, который обычно берут реальной двум объёмам скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой затрачивается минимальный объём жидкости глушения. В качестве технологической жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе и т.д.
5.2 Виды текущего и капитального ремонта скважин
Текущий ремонт скважин включает проведение работ по замене подземного оборудования, очистке труб и забоев скважин от отложений парафина, солей, песка, а также выполнение мероприятий по увеличению дебитов скважин.
Цель текущего ремонта — устранение неполадок, нарушающих режим работы скважин, и замена подземного оборудования. Поэтому текущий ремонт скважин часто называют подземным ремонтом.
Текущий ремонт скважин подразделяют на планово-предупредительный (профилактический) и восстановительный.
Планово-предупредительным называют ремонт скважин, предусмотренный соответствующим календарным графиком. Графики могут составляться на месяц, квартал, год.
Профилактический ремонт выполняется для упреждения неожиданных нарушений в работе подземного оборудования скважин и своевременного устранения накоплений в отложениях парафина, песка, продуктов коррозии, могущих привести к непредвиденным нарушениям режима его работы.
Восстановительным ремонтом называют ремонт скважин, вызванный непредвиденным нарушением технологического режима их эксплуатации, включая полное прекращение отбора нефти из скважин.
Капитальный ремонт скважин
Скважины, в которых нельзя провести ремонтные работы силами бригад текущего ремонта и выполнение которых требует специального оборудования и инструмента, передаются в капитальный ремонт. Обычно капитальный ремонт проводится специализированным управлением, организуемым в объединении, которому передаются все работы на скважинах, связанные с повышением нефтеотдачи пластов. Поэтому оно называется Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и К.РС). В нем сосредоточены все технические средства, оборудование, материалы, транспортные средства, квалифицированная инженерно-техническая служба и бригады.
В некоторых случаях, когда на данном месторождении отдельные виды работ носят массовый характер, как, например, кислотные обработки, то их передают специализированному цеху, выполняющему только эти работы.
Такая специализация повышает качество работ, их эффективность и способствует сокращению производственного травматизма.
Особое место в работах по капитальному ремонту скважин занимают ловильные работы, необходимость в которых возникает при обрыве или отвороте подземного оборудования, НКТ, штанг, кабеля и при других осложнениях. При обрыве и ударе о забой оторвавшаяся часть оборудования сминается, расклинивается в обсадной колонне и зачастую выводит скважину из строя.
Для ликвидации таких аварий после надежного глушения скважины в нее сначала опускают так называемую печать для обследования места обрыва. На свинцовом или алюминиевом диске печати, спускаемой в скважину и прижимаемой к месту обрыва, отпечатываются следы оторванной части, по которым удается распознать характер обрыва, его положение в обсадной колонне и, таким образом, решить вопрос о выборе ловильного инструмента (овершота, пауков, труболовок, отводных крючков, ловильных колоколов).
Захват ловильным инструментом оборванного конца, даже если он удается, не всегда заканчивается полным извлечением оборвавшейся части оборудования и очисткой скважины. Иногда приходится прибегать к помощи гидравлических домкратов (когда натяжение талевой системы превышает грузоподъемность подъемных сооружений) и с их помощью по частям извлекать оборванное оборудование.
Если такая попытка очистки скважины снова кончается повторным обрывом спущенного инструмента (бурильных труб), то для восстановления работоспособности скважины забуривают второй ствол и эксплуатируют его как новую скважину. Эта работа выполняется бригадой капитального ремонта с использованием специальной фрезы и легкого бурового оборудования. Не менее сложны работы по изоляции обсадных колонн, в которых обнаружены дефекты в результате коррозии или смятия, по отвороту и извлечению труб, прихваченных цементом; когда приходится обуривать эти трубы специальными коронковыми долотами или трубными фрезами.
Таблица 1. Виды капитального ремонта скважин
| Шифр | Виды работ по капитальному ремонту скважин | Технико - технологические требования к сдаче |
| КР1 | Ремонтно - изоляционные работы | |
| КР1-1 | Отключение отдельных обводненных интервалов пласта | Выполнение запланированного объема работ. Снижение обводненности продукции |
| КР1-2 | Отключение отдельных пластов | Выполнение запланированного объема работ. Отсутствие приемистости или притока в (из) отключенном(ого) пласте(а) |
| КР1-3 | Исправление негерметичности цементного кольца | Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово - геофизическими исследованиями. Снижение обводненности продукции при сокращении или увеличении дебита нефти |
| КР1-4 | Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором | Отсутствие нефтегазопроявлений на поверхности и подтверждение наращивания цементного кольца в необходимом интервале промыслово - геофизическими исследованиями |
| КР2 | Устранение негерметичности эксплуатационной колонны | |
| КР2-1 | Устранение негерметичности тампонированием | Герметичность эксплуатационной колонны при гидроиспытании |
| КР2-2 | Устранение негерметичности установкой пластыря | То же |
| КР2-3 | Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра | -" |
| КР3 | Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта | |
| КР3-1 | Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации | Прохождение шаблона до необходимой глубины. Герметичность колонны в интервале работ фрезером |
| КР3-2 | Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной | То же |
| КР3-3 | Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов | -" |
| КР3-4 | Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин | Достижение цели, оговоренной в технологическом плане |
| КР3-5 | Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин | Достижение цели, оговоренной в дополнительном плане на ликвидацию аварий |
| КР4 | Переход на другие горизонты и приобщение пластов | |
| КР4-1 | Переход на другие горизонты | Выполнение заданного объема работ, подтвержденных промыслово - геофизическими исследованиями. Получение притока |
| КР4-2 | Приобщение пластов | Получение притока из нового интервала и увеличение дебита нефти |
| КР5 | Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров - отсекателей | Выполнение запланированного объема работ, герметичность пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды |
| КР6 | Комплекс подземных работ, связанных с бурением | |
| КР6-1 | Зарезка новых стволов скважин | Выполнение запланированного объема работ |
| КР6-2 | Бурение цементного стакана | То же |
| КР6-3 | Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе | -" |
| КР6-4 | Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин | -" |
| КР7 | Обработка призабойной зоны | |
| КР7-1 | Проведение кислотной обработки | Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин |
| КР7-2 | Проведение ГРП | То же |
| КР7-3 | Проведение ГПП | -" |
| КР7-4 | Виброобработкапризабойной зоны | -" |
| КР7-5 | Термообработка призабойной зоны | -" |
| КР7-6 | Промывка призабойной зоны растворителями | -" |
| КР7-7 | Промывка призабойной зоны растворами ПАВ | -" |
| КР7-8 | Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.) | -" |
| КР7-9 | Прочие виды обработки призабойной зоны | -" |
| КР7-10 | Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин | Выполнение запланированного объема работ, подтвержденного промыслово - геофизическими исследованиями |
| КР7-11 | Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов | Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных скважин и приемистости нагнетательных скважин |
| КР8 | Исследование скважин | |
| КР8-1 | Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах | Выполнение запланированного комплекса исследований в заданном режиме (приток, закачка, выдерживание скважины в покое), получение заключения |
| КР8-2 | Оценка технического состояния скважины (обследование скважины) | Выполнение запланированного объема работ, выдача заключения |
| КР9 | Перевод скважин на использование по другому назначению | |
| КР9-1 | Освоение скважин под нагнетательные | Достижение приемистости, оговоренной в плане |
| КР9-2 | Перевод скважин под отбор технической воды | Выполнение запланированного объема работ. Получение притока |
| КР9-3 | Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические | Выполнение запланированного объема работ |
| КР9-4 | Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха | Обеспечение приемистости |
| КР10 | Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин | |
| КР10-1 | Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием | Обеспечение приемистости |
| КР10-2 | Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок | Восстановление приемистости |
| КР11 | Консервация и расконсервация скважин | Выполнение запланированного объема работ |
| КР12 | Прочие виды работ | Выполнение запланированного объема работ |
Таблица 2. Виды текущего ремонта скважин
| Шифр | Виды работ по текущему ремонту скважин | Технико - технологические требования к сдаче |
| ТР1 | Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации) | |
| ТР1-1 | Ввод фонтанных скважин | Выполнение запланированного объема работ |
| ТР1-2 | Ввод газлифтных скважин | То же |
| ТР1-3 | Ввод скважин, оборудованных ШГН | -" |
| ТР1-4 | Ввод скважин, оборудованных ЭЦН | Выполнение запланированного объема работ |
| ТР2 | Перевод скважин на другой способ эксплуатации | |
| ТР2-1 | Фонтанный - газлифт | Выполнение запланированного объема работ |
| ТР2-2 | Фонтанный - ШГН | Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче |
| ТР2-3 | Фонтанный - ЭЦН | Нормальная подача и напор |
| ТР2-4 | Газлифт - ШГН | Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче |
| ТР2-5 | Газлифт - ЭЦН | Нормальная подача и напор |
| ТР2-6 | ШГН - ЭЦН | То же |
| ТР2-7 | ЭЦН - ШГН | -" |
| ТР2-8 | ШГН - ОРЭ | Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача и напор |
| ТР2-9 | ЭЦН - ОРЭ | То же |
| ТР2-10 | Прочие виды перевода | -" |
| ТР3 | Оптимизация режима эксплуатации | |
| ТР3-1 | Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН | Достижение цели ремонта |
| ТР3-2 | Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН | То же |
| ТР4 | Ремонт скважин, оборудованных ШГН | |
| ТР4-1 | Ревизия и смена насоса | Нормальная работа насоса по динамограмме |
| ТР4-2 | Устранение обрыва штанг | Устранение дефекта. Нормальная работа насоса |
| ТР4-5 | Замена полированного штока | То же |
| ТР4-6 | Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ | Достижение цели ремонта. Нормальная подача насоса |
| ТР4-7 | Очистка и пропарка НКТ | То же |
| ТР4-8 | Ревизия, смена устьевого оборудования | -" |
| ТР5 | Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН | |
| ТР5-1 | Ревизия и смена насоса | Нормальная подача и напор |
| ТР5-2 | Смена электродвигателя | То же |
| ТР5-3 | Устранение повреждения кабеля | Устранение дефекта, нормальная работа насоса |
| ТР5-4 | Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ | Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача насоса |
| ТР5-5 | Очистка и пропарка НКТ | |
| ТР5-6 | Ревизия, смена устьевого оборудования | Достижение цели ремонта |
| ТР6 | Ремонт фонтанных скважин | |
| ТР6-1 | Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ | Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача насоса |
| ТР6-2 | Очистка и пропарка НКТ | То же |
| ТР6-3 | Смена, ревизия устьевого оборудования | -" |
| ТР7 | Ремонт газлифтных скважин | |
| ТР7-1 | Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ | Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача насоса |
| ТР7-2 | Очистка и пропарка НКТ | То же |
| ТР7-3 | Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов | -" |
| ТР7-4 | Ревизия, смена устьевого оборудования | -" |
| ТР8 | Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин | Выполнение запланированного объема работ |
| ТР9 | Очистка, промывка забоя | |
| ТР9-1 | Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ | Достижение цели ремонта |
| ТР9-2 | Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.) | То же |
| ТР10 | Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования | Выполнение запланированного объема работ |
| ТР11 | Прочие виды работ | Выполнение запланированного объема работ |
6 ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
Производственный процесс добычи нефти и тара представляет собой комплекс разнородных частичных производственных процессов:
1) собственно добыча нефти и газа (извлечение из пласта на поверхность);
2) сбор и утилизация попутного газа;
3) комплексная подготовка нефти и газа;
4) транспорт и хранение нефти;
5) подземный ремонт скважин;
6) наземный ремонт скважин и оборудования;
7) капитальный ремонт скважин;
8) нагнетание рабочего агента в пласт;
9) исследование скважин и пластов;
10) монтаж и демонтаж механического и энергетического оборудования.
Процесс собственно добычи нефти, газа и газоконденсата – это основной производственный процесс. Он связан с выполнением работ по рациональной разработке всего пласта и месторождения в целом в соответствии с проектом, а также обслуживания основного производства различными видами услуг и снабжения энергией, транспортом, ремонтом, материалами, инструментом. Процесс добычи нефти состоит из ряда последовательных, тесно взаимосвязанных частичных процессов: притока жидкости к забою, подъема жидкости от забоя к устью скважины, транспортировки к установкам по ее подготовке, комплексной подготовки нефти (очистка от механических примесей, обессолевание, обезвоживание, стабилизация), ее хранение, сдача товарной нефти, газотранспортным организациям или потребителям. Все эти частичные процессы формируют производственный цикл, который характеризуется кратковременностью и непрерывностью и не похож ни на один из раннее рассмотренных процессов.
Организация работ по эксплуатации нефтяных скважин во многом зависит от способов подъема нефти из пласта на поверхность, т.е. от способов эксплуатации скважин.
На нефтяных месторождениях применяют фонтанный и механизированный способы добычи. Наиболее экономичным является фонтанный способ эксплуатации, т.к. при этом дебиты скважин высокие, а расходы на энергию по извлечению нефти совершенно отсутствуют. Падение пластового давления приводит к необходимости применять более сложные механизированные способы эксплуатации – компрессорный и глубиннонасосный.
На организацию работ по добыче нефти (газа) существенно влияет система сбора и подготовки. Последняя в зависимости от условий может быть двухтрубной или однотрубной. При двухтрубной системе сепарация газа от нефти осуществляется на индивидуальных прискважинных трапных установках или на групповых трапнозамерных установках. После сепарации по самостоятельным нефтесборным и газосборным коллекторам нефть подается на нефтесборные пункты, а газ – на прием компрессорных станций. Из всех существующих систем сбора наиболее совершенна однотрубная напорная герметизированная система, обеспечивающая значительное снижение потерь нефти и сокращение затрат труда на ее добычу.
При однотрубной системе полностью исключается промысловая сеть газопроводов, газ из отстойников поступает на газокомпрессорную станцию и оттуда на газоперерабатывающий завод.
Замер добываемой жидкости осуществляется на замерном узле. Эта система внедряется при обустройстве новых вводимых в разработку нефтяных месторождений и при реконструкции действующих систем. Подготовка нефти – заключительный этап в создании готового продукта (товарной нефти).
От техники, технологии и организации подготовки нефти зависит качество реализуемой продукции. Обеспечение бесперебойности производственного процесса требует строгой, четкой ее организации и учета во времени.
Существующие системы телемеханизации и автоматизации позволяют пускать и останавливать скважины; определять нагрузку на электродвигатель; производить динамометрирование и аварийное отключение скважины при возникновении повреждений в оборудовании, аварийную сигнализацию об их остановке, определять число качаний станка качалки. Задача организации производственного процесса в добыче нефти заключается в налаживании и поддержании взаимосвязи всех этих процессов и участвующих при этом производственных агрегатов: подземного оборудования, станков-качалок, комбайнов по сбору нефти, установок по обезвоживанию и др. Это обеспечивается поддержанием рационального режима эксплуатации скважин, применением соответствующих производственных мощностей и технологических режимов работы установок по обработке нефти, соответствующей пропускной способности трубопроводов, емкостей, ее хранению.
Условия непрерывности производственного процесса добычи нефти следующие:
1) соблюдение рациональных режимов разработки пласта и эксплуатации отдельных скважин в соответствии с рациональной системой разработки месторождения;
2) соответствие производственных мощностей отдельных производственных звеньев, участвующих в процессе добычи нефти, добывным возможностям скважин;
3) обслуживание основных процессов вспомогательными по графику.
Производственный процесс нефтегазодобычи имеет ряд особенностей, влияющих на организацию производства и построение предприятия. В нефтегазодобыче предметом труда является пласт, содержащий нефть и газ, орудием труда – скважины, эксплуатационное и нагнетатетельное оборудование, продуктом труда – сырая нефть и газ.
Особенностью нефтегазодобычи является то, что предмет труда – пласт, содержащий нефть и газ, не является результатом прошлого труда и не имеет стоимости. Поэтому, как в любой добывающей отрасли, в нефтегазодобывающей промышленности отсутствуют затраты на сырье, что влияет на структуру, уровень и планирование некоторых техникоэкономических показателей. Следующая особенность заключается в том, что на нефтегазодобывающих предприятиях предмет труда территориально закреплен. Отсюда – зависимость выбора места для проектирования и организации производства и труда на нем от местных условий (рельеф местности, ее пересеченность, климатические условия, наличие леса, промышленных сооружений, жилья и др.). Третья особенность процесса в том, что предмет труда обрабатывается непрерывно, поэтому необходим круглосуточный контроль за технологией и организацией производства силами специальных оперативных служб. Четвертая особенность – удаленность предмета труда и подземной части эксплуатационного оборудования от непосредственного наблюдения и воздействия. Это обусловливает своеобразный характер технологии процесса добычи нефти, когда человек вынужден воздействовать на предмет труда не непосредственно, а через нефтяные и газовые скважины. Отсюда возникает необходимость планирования и организации постоянного капитального строительства в добыче нефти – бурения.
К тому же необходимо постоянное и непрерывное воспроизводство производственных объектов скважин – с тем, чтобы, с одной стороны, компенсировать истощение пластов, а с другой стороны, обеспечить постоянное расширение фонда эксплуатационных скважин и наращивание производственных мощностей. Удаленность предмета труда и подземной части эксплуатационного оборудования от непосредственного наблюдения и воздействия вызывает необходимость организации и планирования специальных исследовательских работ (исследование пластов и скважин), а также текущих и капитальных подземных ремонтов скважин с характерным для них спускоподъемными операциями.
Все это обусловливает специфическую организацию производства на нефтедобывающих предприятиях и расходы в виде специальных статей в себестоимости нефти и газа: текущие подземные ремонты, амортизационные отчисления по скважинам. Одной из особенностей, так же как в бурении и разведке, следует считать влияние природного фактора в процессе обработки предмета труда. Поэтому ее ведение обусловливает специфическую технологию добычи нефти различными способами эксплуатации (фонтанным, компрессорным, глубинно-насосным).
С целью поддержания пластового давления создаются специальные цеха (службы). Важной особенностью является территориальная обособленность и закрепленность производственных объектов (скважин), их индивидуальность и зависимость организации промыслового хозяйства от системы разработки месторождения. Поэтому необходимо своевременное проектирование рациональной системы разработки месторождения и наличие генерального плана его разработки.
Это же определяет особенности организации основного производства, которые заключаются в обслуживании скважин, регулировании их технологического режима и поддержании в работоспособном состоянии фонда скважин.