Красноярско-Куединское месторождение

Введение

Асфальтено-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти.

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.

На интенсивность парафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах.

АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО – актуальная задача при интенсификации добычи нефти.

Мероприятия по борьбе с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.

Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов.

Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин.

Многие глубиннонасосные установки эксплуатируемые в условиях ООО «Лукойл-Пермь» ЦДНГ-2 Красноярско-Куединском месторождения, эксплуатируются в скважинах с высоким содержанием АСПО в нефти, в результате чего в насосе и трубах откладывается парафин. На Красноярско-Куединском месторождении применяются различные методы депарафинизации скважин, но наиболее эффективным является химический метод предотвращения отложений парафина с применением ингибиторов. Часто химический метод применяют в сочетании с тепловыми и механическими методами.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

 Красноярско-Куединское месторождение ранее рассматривалось как два самостоятельных. Они были открыты в 1952 и 1959 гг. соответственно в результате поисково-разведочного бурения. В разработке с 1960 и 1966 гг. в результате бурения на Красноярском месторождении добывающих скважин и до разведки Куединского месторождения были выявлены залежи нефти в отложениях нижнего и среднего карбона являющимся единым для обоих месторождений.

Красноярско-Куединское месторождение приурочено к Среднему Приуралью. В административном отношении находится в Куединском районе Пермского края и продолжается на территории Башкортостана.

Наиболее крупными населенными пунктами на территории месторождения являются: пос. Куеда, село Краснояр, Кипчак, Урталга, Аксаитово и Ильметьево.

Связь с областным центром осуществляется: железнодорожными и автотранспортными путями. По месторождению проходит асфальтированные дороги Чернушка-Куеда-Урада, Куеда-Верхние Татышлы, Куеда-Гондырь, правовые дороги Куеда-Большая Уса, Куеда-Барда. Дороги могут быть использованы для транспортировки груза круглый год.

Красноярко-Куединское месторождение расположено в районе развитой нефтедобычи (Куединская группа месторождений). Близлежащие (до 2км) – это Быркинское, Альняшское, Гондыревское месторождения, запасы которых утверждены ГКЗ (государственная комиссия по запасам) СССР.

Сбор и транспортировка нефти и газа на месторождении осуществляется по групповой герметизированной системе, предусматривающей подачу продукции скважин на автоматизированные группы замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник». С АГЗУ газонефтяная смесь поступает на сепарационные установки. С сепарационных установок нефть поступает на установку комплексной подготовки нефти, расположенную на установке первичной подготовки нефти (УППН) месторождения.

Газ в количестве 1,46 млн. /год используется на собственные нужды. Остальной газ первой и второй степени сепарации в объеме 34 млн. /год подается на существующую газокомпрессорную станцию (ГКС) «Куеда» и далее в систему газопроводов ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь».

Бытовые стоки после локальной очистки используются в системе заводнения месторождения. Источником водоснабжения хозяйственно-питьевых нужд является артезианская скважина на территории опорного пункта бригады (ОПБ) «Куеда».

В геомерфологическом отношении месторождение приурочено к южной оконечности Буйской равнины. Рельеф местности сильно расчленен речками, логами, по дну которых протекают ручьи. Средняя месячная температура воздуха изменяется от –14,6°С в январе до +18,3°С в июле. Среднегодовая температура составляет +1,5°С. Абсолютный минимум температур воздуха наблюдается в декабре до –48°С, абсолютный максимум наблюдается в июле и составляет +38°С. Среднегодовое количество осадков составляет 667мм. Наиболшее количество осадков выпадает в теплое время года (с апреля по октябрь) 427мм, наименьшее в холодное время года (с ноября по март) 240мм.

Устойчивый снежный покров устанавливается в ноябре и сходит в апреле. Средняя многолетняя высота снежного покрова в районе нефтедобычи Куединского района составляет 75см, максимальная высота (один раз в 20 лет) достигает 120см. Среднее промерзание почвы–71см (наименьшая глубина промерзания–31см, наибольшая–126см). Нормативная глубина промерзания глинистых грунтов в районе–1,9м, песчаных–2,3м. Преобладающее направление ветра – южное и юго-западное. Среднегодовая скорость ветра составляет 4,3м/сек. Наиболее низкие отметки рельефа находятся в южной части месторождения (110м, 162м), наиболее высокие в северной (до 320м). Основной водной артерией района является река Буй (левый приток реки Кама).

1.2 Стратиграфия

Геологический разрез Красноярско-Куединского месторождения, изученный по разрезам структурных, поисковых, разведочных и добывающих скважин, является характерным для месторождений юга Пермской области. Он представлен отложениями четвертичной, пермской, каменноугольной систем и девонского комплекса. Максимальная вскрытая толщина разреза составляет 2169,5м в скважине № 15.

Описание разреза приводится сверху вниз по унифицированной схеме стратиграфии палеозойских отложении Волго-Уральской нефтегазоносной провинции 1962–1965г. С изменениями, внесенными на восьмом международном конгрессе по стратиграфии и литологии в г. Москве в 1975г.

Четвертичные отложения

Сложены суглинками, глинами, супесями с включениями и пропластками песка и гальки изверженных пород. На вершинах водоразделов могут встречаться линзы галечников и конгломератов из гальки изверженных пород. Толщина 18–25м.

Пермская система

Верхний отдел

Уфимский ярус

Шешминский горизонт

Представлена пестроокрашенными породами: алевролитами, глинами, песчаниками с включениями линз и тонких прослоев мергелей и известняков. Среди белебеевских пород встречаются линзы конгломератов. В средней и нижней частях этой толщи пород встречаются маломощные прослои и включения белого и розового гипсаселенита. Толщина 120м.

Соликамский горизонт

Сложен сульфатно-карбонатными породами: известняками и доломитами с прослоями ангидрита.

Известняки коричневато-серые, серые, плотные, окремнелые, участками пористо-трещиноватые. Трещины заполнены гипсом и глиной. Доломиты серые, светло-серые, темно-серые, кристаллические и пелитоморфные, массивные, плотные, крепкие, местами пористо-трещиноватые. Трещины заполнены гипсом, глиной или голубовато-серым ангидритом. В доломитах отличаются включения гипса белого и розового и известняка серого, окремнелого.

Ангидриты серые, голубовато-серые, голубые, кристаллические, массивные, плотные, крепкие с включениями доломита и гипса по трещинам. Толщина 50м.

Нижний отдел

Кунгурский ярус

Иренский горизонт

Представлен ангидритами голубыми, голубовато-серыми, серыми, плотными, кристаллическими, участками дисперсно-окремнелыми. Местами ангидриты переслаиваются с доломитами серыми, светло-серыми, плотными, крепкими с гнездами ангидрита и гипса. Толщина 120м.

Филипповский горизонт

Породы этой части разреза представлены нерасчлененной сульфатно-карбонатной толще, в которой доломиты с включениями и прослоями известняков преобладают над ангидритами.

Доломиты светло-серые, серые с желтоватым оттенком, плотные, крепкие, кристаллические и тонкозернистые, сульфатизированные, пористые, трещиноватые, с прослоями глины темно-серого до черного доломита с включениями гнезд и прослоев ангидрита и известняка.

Ангидриты голубовато-серые, плотные, крепкие, кристаллические, прослоями серой глины и включениями темно-серого глинистого доломита. Толщина 30–35м.

Артинский ярус

Представлен в верхней части ангидритами голубовато-серыми, кристаллическими, с прослоями светло-серого доломита. В нижней части доломиты серые, коричневато-серые, реже темно-серые, кристаллические, с прослоями ангидрита и известняка. Толщина 240м.

Сокмарский+Ассельский ярусы

Сложены известняками серыми и светло-серыми, кристаллическими, с включениями ангидрита и гипса, участками известняками окремнелыми, доломитизированными, органогенными, редко с прослоями доломита светло-серого, кристаллического. Толщина 200м.

Каменноугольная система

Верхний отдел

Представлен доломитами светло-серыми, желтовато и коричневато-серыми, нередко известковистыми, ангидритизированными, с тонкими прослойками известняков и аргиллитов серых и темно-серых. Толщина 280м.

Сложен переслаиванием доломитов, известняков светло-серых и серых мелкозернистых, с примазками и прослойками аргиллита, включениями гипса, ангидрита и кремня. Толщина 50м.

Верейский горизонт

Представлен переслаиванием известняков иногда доломитизированных, с подчиненным количеством мергелей и аргиллитов, редкими прослойками доломитов, алевролитов и сланцев. К кровле верейского горизонта приурочен продуктивный пласт В₁, к подошве пласт В₃В₄. Толщина 60м.

Визейский ярус

Яснополянский надгоризонт

Тульский надгоризонт

Представлен карбонатной и терригенной пачками. Верхняя карбонатная пачка сложена известняками темно-серыми, песчанистыми, местами глинистыми плотными, крепкими, местами трещиноватыми, с включениями ангидрита, кремня и реже доломитами. Толщина 40м.

Бобриковский надгоризонт

Сложен алевролитами и аргиллитами с подчинёнными прослоями песчаников. В пределах горизонта выделяется два нефтяных пласта (Бб₁, Бб₂).Толщина 28–49м.

Турнейский ярус

Сложен известняками светло-серыми, тёмно-серыми, глинистыми прослоями, неравномерно нефтенасыщенными. В турнейском ярусе, в 4 – 5м от кровли, выделяется нефтяной пласт. Толщина 110м.

Девонская система

Верхний отдел

Фаменский ярус

Сложен серыми и светло-серыми известняками и доломитами с прослоями аргиллита. Толщина 350м.

Франский ярус

Верхний подъярус

Отложения представлены серыми и светло-серыми известняками и доломитами. Толщина 130м.

Нижний подъярус

Семилувский горизонт

Сложен карбонатными отложениями. Толщина 40м.

Саргаевский горизонт

Сложен серыми и коричневато-серыми известняками и доломитами.

Толщина 15м.

Пашийский горизонт

Сложен чередующимися между собой песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Толщина 10м.

1.3 Тектоника

Красноярско-Куединское месторождение приурочено к структуре третьего порядка, расположенной в восточной зоне поднятий Куединского вала, осложняющего северный склон Башкирского свода. В пределах данной структуры выделяются локальные поднятия: Красноярское, Куединское, Кипчакское; наиболее четко они прослеживаются по нижнее и среднекаменноугольным отложениям.

Доразведка и разбуривание месторождения эксплуатационным фондом подтвердили правильность структурных построений на основе данных, полученных по разведочному бурению. Возросший объем геологической информации позволил детализировать структурные планы по основным маркирующим горизонтам-кровлям тюйской пачки иренского горизонта,  Верейского горизонта, терригенной пачки тульского и кыновского горизонтов уточнить размеры поднятий проследить закономерность развития тектонического строения района месторождения.

По кровле тюйской пачки иренского горизонта Красноярское поднятие представляет собой складку неправильной вытянутой формы, северное и северо-западное простирание в южной части на северо-восточное в северной. Наиболее четко выражена северная часть поднятия, осложненная куполом, имеющие в пределах замкнутой изогипсы минус 120м размеры 3,05×2,5км, амплитуду – 9,8м. Углы падения крыльев составляют для юго-западного крыла – 0°54ʹ, для северо-восточного – 0°23ʹ.

Южная часть Красноярского поднятия по кровле тюйской пачки выражена пологой седловидной, соединяющей Красноярское и Куединское поднятия.

Куединское поднятие имеет вид куполообразной складки сложной формы. Ее свод находится в районе скв. 836, по сравнению с нижележащим верейским структурным планом свод смещен в северо-восточном направлении. Размеры поднятия в пределах замкнутой изогипсы минус 120м и составляют 12,9×10,2км, амплитуда равна 24,3м. Углы наклона крыльев так же, как на Красноярском поднятии, невелики: для юго-западного крыла – 0°44ʹ, для северо-восточного – 0°30ʹ.

Сливаясь по изогипсе минус 130м, Красноярское и Куединское поднятие образуют антиклинальную складку общего северо-западного простирания. Ее размеры в пределах изогипсы минус 130м на территории горного отвода Красноярско-Куединского месторождения составляют 18,75×6,4 – 12,3км. Свод Кипчакского поднятия находится в районе структурной скважины 1833. Размеры поднятия в пределах изогипсы минус 140м, невелики – 0,8×0,6км, амплитуда 5м.

В целом структурная карта по кровле тюйской пачки иренского горизонта отражает тенденцию к выполаживанию структур по разрезу.

По кровле верейского горизонта Красноярское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку, меняющую свое простирание с северо- и северо-западного в южной половине на северо-восточное в северной. Свод складки осложнен двумя локальными поднятиями: северным и южным (район скв. 38 и 337). Размеры северного поднятия в пределах замкнутой изогипсы минус 780м равны 5,6×2,7км, амплитуда 16,3м. Угол наклона северо-западного крыла – 1°08ʹ; юго-восточное крыло несколько положен – 0°4ʹ, а ниже стратоизогипсы минус 790м оно выполаживается до 0°15ʹ. Южное поднятие имеет неправильную форму в плане, небольшие размеры – 2,5×0,4 – 1,9км в пределах замкнутой изогипсы минус 780м, с некрутыми крыльями – 0°40ʹ. Амплитуда – 9м.

Куединское поднятие в плане имеет изометричную, почти квадратную форму. Свод осложнен многочисленными куполами различных форм и размеров. Наивысшая абсолютная отметка находится в скважине 768 – минус 750,6м, амплитуда поднятия 29,4м. Размеры структуры, ограниченной изогипсой минус 780м, составляют 8,2×7,4км. Углы наклона крыльев: западного – 0°52ʹ, восточного – 0°39ʹ.

Кипчакское поднятие по кровле верейского горизонта выражено структурным выступом, осложненным тремя мелкими малоамплитудными поднятиями овальной формы.

По изогипсе минус 790м Красноярское, Куединское и Кипчакское поднятия сливаются в единую структуру северо-западного простирания, ее размеры равны 15,7×3,0 – 8,1км. Более пологое северо-восточное крыло структуры осложнено небольшой складкой овальной формы.

По кровле терригенной пачки тульского горизонта Красноярское поднятие имеет то же простирание, что и по вышележащим горизонтам, но форма структуры выражена более четко, увеличивается наклон крыльев. Свод структуры осложнен тремя поднятиями: южным (район скважины 337), центральным (район скважины 147) и северным (район скважины 38). Размеры поднятий, ограниченные изогипсой минус 1150м, равны 3,5×1,3; 2,0×2,1; 2,7×1,5 км соответственно. Наивысшая отметка кровли вскрыта в скважине 345 и равна минус 1130,4м.

По кровле тиманского горизонта Куединское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку сложной конфигурации. Простирание складки изменяется с северо-западного в ее северной половине на юго-западное в южной. На юге по изогипсе минус 1810м поднятие сливается с Югомашевской структурой. Свод Куединского поднятия находится в районе скважины 13 (абсолютная отметка минус 1796,8м). В районе Красноярского поднятия на структурном плане кыновского горизонта прослеживается седловиднообразный прогиб, разделяющий Куединскую и Быркинско-Красноярскую положительные девонские структуры.

По характеру образования Красноярское, Куединское и Кипчакское поднятия относятся к седиментационно-тектоническим, существующее несоответствие кыновской и структурных вышележащих поверхностей объясняется  изменением толщин, вызванными процессами рифообразования, происходившими в позднедевонское время.

1.4 Нефтегазоносность

Геологический разрез месторождения изучен от четвертичных отложений до вендского комплекса на глубину 2169,5м. На основании проведенной корреляции  в разрезе месторождения выделяется 10 продуктивных пластов: КВ₁, В₃В₄, Бш₁, Бш₂ , Тл_2-а, Тл_2-б, Бб₁, Бб₂,Т, Д.

Продуктивные пласты В₃В₄ и КВ₁ приурочены к толще карбонатных пород и по площади месторождения имеют повсеместное распространение. Локальные замещения коллекторов плотными породами отмечаются по пласту КВ₁ в районе скв. 11, по пласту В₃В₄ – в районе скв. 4. Наибольшее значение нефтенасыщенных толщин по пластам КВ₁, В₃В₄ отмечаются в пределах Красноярской площади.

Пласты КВ₁, В₃В₄ совпадают в плане характеризующимися близкими значениями геологических параметров и физико-химическими свойствами насыщающих флюидов. На основании этого они объедены в 1 объект.

Карбонатные отложения Бш представлены мощной толщей переслаивающихся известняков и доломитов. В пределах ее выделено 3 продуктивных пачки: Бш₁, Бш₂, Бш₃. Верхние пласты Бш₁, Бш₂ нефтенасыщенны и имеют распространение по всей площади месторождения. Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах 7,3 – 7,8м. Запасы нефти по вышеперечисленным пластам практически равновелики.

По результатам бурения (ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ») разведочных скважин на Ареевском поднятии установлена нефтенасыщенность по пласту Бш₁. Нефтенасыщенные толщины изменяются 1,2 – 3,6м, средневзвешенная по площади – 2,1м. Коэффициент песчанистости по пласту 0,51, расчлененности 5,4, т.е. пласт неоднороден. Среднее значение пористости 13,6%, нефтенасыщенности 78,6%, проницаемости 0,089мкм². Нефть тяжелая, высоковязкая, смолистая, высокосернистая.

Залежь по размерам небольшая 3,6×2,2км, по типу массивная. Продуктивные пласты тульского и бобриковского горизонтов имеют распространение по всем поднятиям месторождения: Красноярскому, Кипчакскому, Куединскому, Ареевскому.

Пласт Тл_2-а замещен плотными породами на большей части месторождения, за исключением северо-западной и юго-западной части Красноярской площади.

В пределах Ареевского поднятия Куединской площади в песчаниках и алевролитах пласта Тл_2-а  открыта залежь нефти промышленного значения.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,5 до 3,5м, средневзвешенная по площади 2м. Коэффициент песчанистости по пласту 0,81 , по расчлененности 2,2, т.е. пласт однороден. Среднее значение пористости 21%, нефтенасыщенности 90%, проницаемости 0,688мкм². Нефть тяжелая, вязкая, смолистая, парафинистая, высокосернистая. По типу залежь пластово-сводовая литологически экранированная.

Пласт Тл_2-б из всех выделенных наиболее развит и выдержан по площади месторождения. Между всеми пластами выделяются плотные аргиллитовые перемычки толщиной 3 – 18,4м.

Продуктивный пласта Т представлен известняками с прослоями аргиллитов. По площади месторождения коллектора данного объекта имеют ограниченное распространение: в пределах Красноярского и Кипчакского поднятий.

Продуктивный пласт пашийского горизонта сложен терригенными коллекторами, характеризующимися значительной литологической изменчивостью по площади месторождения, т.е. в 38% скважин коллектора замещены плотными породами. В пределах Красноярско-Куединского месторождения выделяется 3 литологически экранированные залежи.

На месторождениях, приуроченных к Куединскому валу, нефтеносные отложения среднего и нижнего карбона и девона.

Нефтепроявления в разрезе Красноярско-Куединского месторождения встречены в отложениях соликамского, иренского, филипповского горизонтов кунгурского яруса, в известняках артинского, сакмарского, башкирского ярусов, в терригенных отложениях яснополянского надгоризонта, в карбонатных породах турнейского яруса, в верхнефаменских, верхне-нижнефранских отложениях девона.

По керну, опробованию и данным геофизических исследований при корреляции разреза промышленная нефтегазоносность установлена в карбонатных отложениях среднего карбона (пласты КВ₁, В₃В₄, Бш₁, Бш₂,), в терригенных отложениях нижнего карбона (пласты Тл_2-а, Тл_2-б,, Бб₁, Бб₂), в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласт Т), терригенных отложениях пашийского горизонта (пласт Д) девонской системы. Всего в разрезе выделено 10 продуктивных пластов.

Водонефтяные контакты по залежам, приуроченным к карбонатным отложениям (пласты КВ₁, В₃В₄, Бш₁, Бш₂, Т), приняты по отметкам нижних дыр интервалов перфорации с учетом проницаемых пропластков, давших при опробовании безводную нефть.

В залежах, приуроченных к терригенным коллекторам (пласты Тл_2-а, Тл_2-б, Бб₁, Бб₂, Д₁), ВНК приняты по результатам интерпретации промышленно-геофизических исследований и опробовании скважин.

Разбуривание месторождения эксплуатационным фондом производилось кустовым методом, для которого характерно значительное количество наклонных скважин. В связи с тем, что в них возможна ошибка в определении кривизны, для обоснования ВНК использованы скважины с кривизной, не превышающей 70 – 80м.

Первоначальное положение ГНК по пластам КВ₁ и В₃В₄ принято на утвержденной ГКЗ отметке.

Первоначальное положение ВНК по залежам среднего карбона (пласты КВ₁, В₃В₄, Бш), некоторым яснополянским и турнейским залежам, а также по девонскому пласту Д приняты без изменения по сравнению с 1972г.

1.5 Физико-химические свойства нефти ГАЗА и ВОДЫ

Нефть башкирских пластов описана по собственным глубинным пробам из четырёх скважин (29, 92, 86, 934). Получено 12 глубинных проб, из них 10 представительных. Нефть из этих скважин различного качества. В скв. 86 и 92, расположенных в приконтурной части залежи, нефть более тяжелая и менее газонасыщенная по сравнению с нефтью из скв. 29 и 934, где она лучшего качества. В целом они дают общую характеристику нефти башкирской залежи Куединского поднятия.

На поднятии установлена определенная закономерность изменения свойств пластовых флюидов при снижении давления.

Поверхностная нефть башкирских пластов тяжелая, ее плотность от 883 до 904кг/м³, она высокосмолистая, высокосернистая, парафинистая.

Газы, растворенные в нефти – низкометановые, среднеазотные, высокожирные, содержат сероводород от 0,1 до 0,8%.

Таблица 1. Параметры пластовой нефти

Наименование параметра	Обозначение	Единица измерения	Значение
Пласт			Бш	Тл	Бб	Д1
Давление насыщения нефти газом	Рнас.	МПа	6,8	9,5	8,0	9,26
Газосодержание	¦	м3/т	28,2	41,1	28,8	45,7
Объемный коэффициент	b		1,061	1,09	1,07	1,11
Вязкость нефти	mн пл.	мПа∙с	12,0	12,6	26,4	4,45
Плотность нефти	rн пл.	кг/м3	868	853	882	846

2. Техническая часть

2.1. Общие сведения о методах борьбы с АСПО

Наиболее часто АСПО образуются в скважинах имеющих дебиты менее 20 м³/сут. Причем среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м³/сут.

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся:

·        подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень дисперсности водонефтяного потока;

·        применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов;

·        применение НКТ с покрытием;

·        установка скребков на штангах;

·        увеличение производительности глубинных насосов, т.е. увеличение скорости подъема жидкости.

Подбор режима откачки предусматривает такие условия, чтобы предотвратить отложения парафина, В ряде случаев эффективно увеличение глубины погружения насоса (увеличение глубины погружения насоса на 100м., увеличивает температуру на приеме насоса на 3–4°С ), однако при этом несколько увеличивается нагрузка на головку балансира, за счет дополнительного веса штанг.

Инженерно-технологическая служба цеха планирует и осуществляет мероприятия направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО с учетом конкретных геолого-физических условий, свойств продукции скважины, состава АСПО, особенностей данной разработки месторождения, наличие тех или иных технических средств, химических реагентов и т.д. Интегральными критериями при выборе метода борьбы с АСПО являются экономические критерии, в частности, годовые затраты при использовании данного метода в расчете на одну скважину. Несмотря на отмеченную необходимость индивидуального подхода к конкретным скважинам, все же некоторые обобщенные рекомендации, исходя из накопленного опыта, могут быть сделаны.

Все применяемые методы борьбы с АСПО могут быть сведены в следующие группы методов: механические, химические, физические, применение защитных покрытий.

Механические методы

Для категорий скважин, в которых зона отложений начинается выше насоса и состав АСПО преимущественно парафинового типа, наиболее дешевым и технологически эффективным является применение механического метода борьбы с АСПО, а именно скребками-центраторами.

При применении механического метода борьбы с АСПО необходимо учитывать возможность проявления в определенных условиях некоторых негативных последствий, обусловленных увеличением напряжений в штангах, в частности возможность роста частоты обрывов и отворотов штанг при длительной работе скважин оборудованных скребками.

Для защиты глубинно-насосного оборудования от АСПО в малодебитных скважинах, были опробованы сочетание лифтов с полуавтоматической установкой ПАДУ­3 обеспечивающей очистку лифта скребками.

Тепловые методы

Тепловые методы борьбы с АСПО – это периодическая обработка скважин:

·        Промывка горячей нефтью с применением специального агрегата АДП.

·        Очистка НКТ от парафина бригадой ТКРС перегретым паром от ППУ.

·        Промывка лифта скважины горячей водой с добавлением ПАВ.

·        Внедрение греющего кабеля АСЛН

Главным недостатком первого метода является малая зона прогрева, в следствии потерь тепла в окружающую среду, что делает его не эффективным как самостоятельный метод на поздней стадии разработки месторождения.

Физические методы

К группе физических, относится также метод воздействия на продукцию скважины постоянным магнитным полем создаваемым специальными устройствами – магнитными активаторами.

Если интенсивность отложения парафина невелика, то при каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют из них парафин пропариванием с помощью ППУ.

Химические методы

Наиболее распространенным, методом в этой группе являются промывка скважин нефтедистиллятной смесью, что связано с относительной простотой технологии проведения обработок и доступностью промывочного раствора, в качестве которого используется смесь обезвоженной нефти и дистиллята в различных соотношениях, подача реагента на скважину с помощью УБПР.

2.2. Характеристика используемого оборудования

Наиболее часто применяют для депарафинизации скважин метод промывки. При промывке горячей нефтью, горячей водой с моющими элементами и паром используются автоцистерны и промывочные агрегаты.

Доставка промывочного раствора на скважину осуществляется в автоцистернах ЦР7АП, АЦН-7,5-5334, АЦН-11-257 , АЦ-15-5320/8350, АЦ-16П.

Таблица 2 – Техническая характеристика автоцистерн показана

Рисунок 1. Нефтепромысловая автоцистерна АЦН-11-257

1–цистерна; 2–установка искрогасителя; 3–установка фары и тахометра; 4–авто шасси КрАЗ–257131А; 5–огнетушитель ОУ-2; 6–насосный блок; 7–система самовсасывания; 8–манифольд.

Для промывки скважин применяются самоходные насосные агрегаты: цементировочный агрегат ЦА–320М, насосные установки УН1-100х200, УН1Т-100х200. Все агрегаты имеют трубки высокого давления с цилиндрической резьбой для быстрой сборки и разборки нагнетательной линии.

Таблица 3 – Техническая характеристика ЦА-320М

Р

Рисунок 2 – Цементировочный агрегат ЦА-320М.

1–шасси автомобиля; 2–коробка отбора мощности; 3–блок водоподающий с центробежным насосом; 4–насос НЦ-320; 5–колено шарнирное 50х70; 6–колено шарнирное сдвоенное 50х70; 7–бак мерный с донными клапанами; 8–бачок цементный; 9–манифольд; 10–труба L=4065; 11–труба L=2065;12–труба L=1140.

Техника и оборудование при паротепловой обработке

Установка ППУА-1200/100

Предназначена для депарафинизации скважин, промысловых и магистральных нефтепроводов, замороженных участков наземных коммуникаций в условиях умеренного климата. Можно использовать так же при монтаже и демонтаже буровых установок и при прочих работах для отогрева оборудования.

Включает в себя парогенератор, водяную, топливную и воздушную системы, привод с трансмиссией, кузов, электрооборудование и вспомогательные узлы. Оборудование установки смонтировано на раме, закрепленной на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ–255Б или КрАЗ–257, и накрыто металлической кабиной для предохранения от атмосферных осадков и пыли.

Рисунок 3 – Установка ППУА-1200/100

ПАДУ-3

Полуавтоматическая депарафинизирующая установка типа ПАДУ-3М предназначена для механической очистки от парафина внутренней полости лифтовых труб фонтанных, компрессорных и оборудованных электрическими погружными насосами нефтедобывающих скважин.

Очистка лифтовых труб от парафина производится скребком, закрепленным на проволоке. Движение скребка вниз осуществляется под действием силы тяжести скребка и груза. Для облегчения движения скребка при спуске сальник ослабляется, а скребок, двигаясь, уменьшается в поперечном сечении. Подъем скребка, осуществляется за счет тягового усилия лебедки.

Рисунок 4 – ПАДУ-3М

Установка ПАДУ-3М работает в полуавтоматическом режиме, для чего предусмотрено тормозное устройство. Подъем скребка производится автоматически с помощью электродвигателя. Результаты спуско-подъемных операций скребка заносятся в вахтовый журнал и передаются диспетчеру промысла.

Таблица 4 – Техническая характеристика ПАДУ-3М

Максимальная глубина очистки	1500м
Число скребков	1
Усилие срабатывания предохранительного устройства,	80кг
Мотор-редуктор	МЧ-80
Электродвигатель	1, 1кВт 1000об/мин
Скорость подъема скребка	0,32-0,45м/с
Скорость спуска скребка	0,5-2м/с
Напряжение	380В

Скребки-центраторы                                                                      
               

Они обеспечивают очистку насосно-компрессорных труб и штанг от парафина. Скребки различных конструкций изготовляются из полимерных материалов. Скребки-центраторы жестко фиксируются на теле штанги, а между ними располагаются подвижные скребки. Подвижные скребки обеспечивают удаление АСПО с тела штанги, а неподвижные – с внутренней поверхности НКТ.

Скребок-центратор имеет двойное назначение. Он выполняет функции скребка и предохраняет от износа систему «труба-штанга-муфта».

При применении скребков-центраторов вместе со штанговращателем достигается предотвращение парафинизации и защита от износа насосных штанг, муфт, НКТ. Косые пазы, выполненные по периметру рабочей поверхности скребка, обеспечивают достаточный проток жидкости.

Рисунок 5 – Скребки-центраторы

Очистка поверхностей НКТ происходит при возвратно-поступательном и вращательном движении скребка. При этом происходит соскабливание парафина со стенок труб в процессе работы скважины.

Срок службы скребка по паспорту 5–7 лет. Результаты показывают, что применение скребков-центраторов весьма эффективно. Об этом свидетельствуют увеличение дебита, увеличение коэффициента эксплуатации оборудования, увеличение межремонтного периода.

Штанги с направленными скребками применяют в сочетании со штанговращателем ШВЛ–10 механического действия.

Штанговращатели ШВЛ–10 обеспечивают медленное поворачивание колонны, штанг и плунжера (на заворот) при возвратно-поступательном движении штока. Штанговращатели применяют при эксплуатации искривленных скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера насоса, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случаях применения на колонне штанг скребков для очистки колонны НКТ от отложений парафина.

Рисунок 6 – Штанговращатель

Действие штанговращателя осуществляется за счет возвратно-поступательного движения канатной подвески при соединении рычага штанговращателя канатом (диаметром 6–8 мм) с рамой станка-качалки. Для надежной работы ШВЛ–10 необходимо при монтаже обеспечить такое натяжение каната, соединяющего рычаг штанговращателя с рамой станка-качалки, при котором за один ход устьевого штока соединенный с концом рычага, натягивается и перемещает вверх храповое колесо штанговращателя на один зуб. При движении вниз он ослабляется, а канат натягивается и возвращается в первоначальное положение. Рычаг соединяется канатом диаметром 6–9 мм с рамой станка-качалки.

Установка дозированной подачи химреагента УДПХ

Установка предназначена для автоматизированного дозированного ввода химреагентов в трубопроводы промысловых систем сбора, транспорта и подготовки нефти, в трубопроводы системы поддержания пластового давления, в нагнетательные и добывающие скважины с целью защиты трубопроводов и нефтепромыслового оборудования от коррозии и предотвращения отложений солей и парафина, деэмульгирования водонефтяной смеси.

Рисунок 7 – Установка блочной (непрерывной) подачи реагента

Дозатор реагента глубинный ДРГ.

Дозатор реагента глубинный типа ДРГ – предназначен для дозировки различных ингибиторов с плотностью менее 1 г/см³ в добываемую нефть на забое нефтяных скважин для растворения парафиносмолистых веществ с целью предотвращения отложения их на внутренних поверхностях эксплуатационных труб (НКТ) и повышения КПД погружных насосов.

Принцип работы дозатора основан на вытеснении реагента из контейнера пластовой жидкостью под действием гидростатического давления через инжекторы. Дозировка реагента регулируется путем замены инжекторов с отверстиями различного диаметра в пределах диаметра от 0,3 до 3 мм.

Дозатор реагента глубинный типа ДРГ устанавливается между контейнером реагента и глубинным насосом (ШГН).

Дозатор позволяет экономно расходовать дорогостоящие реагенты. Реагент дозируется только при работе насоса. При каждом подъёме насоса (при ПРС) контейнер дополняется реагентом.

Автоматизированный саморегулируемый линейный нагреватель АСЛН-1.

АСЛН-1 предназначен для поддержания температуры потока жидкости по стволу нефтедобывающих скважин в заданных пределах с целью предотвращения образования АСПО на внутренних стенках НКТ. АСЛН-1 конструктивно состоит из нагревательной и электронной частей.

Рисунок 8 – АСЛН-1

Нагревательная часть представляет собой греющий кабель с оконцовочным устройством. Тип кабеля, сечение и материал токопроводящих жил определяются после теплового расчета и зависят, в первую очередь, от режима нефтедобычи, степени вязкости добываемого флюида, интервала и интенсивности отложений АСПО.

Магнитный скважинный активатор

Аппараты магнитной обработки предотвращают образование парафина и коррозию в трубопроводе нефтяной скважины или линиях перекачки.

Магнитный активатор изменяет химические, механические и электрические свойства сырья, поскольку оно подвергается воздействию циклических магнитных полей. Эти изменения приводят к изменению температуры кристаллизации парафинов, изменяют кинетику процесса кристаллизации. Аппарат уменьшает или устраняет механическое сцепление вязких парафинов друг с другом, сохраняя эти парафины растворенными.

Физические свойства сырой нефти значительно изменяются аппаратом магнитной обработки.

Удаляет парафиновые отложения и решает проблемы коррозии. Улучшает производительность скважины, исключая затраты на контроль парафинов и время простоя.

2.3 Анализ проводимых мероприятий борьбы с АСПО на Красноярско-Куединском месторождении.

УБПР в затрубъе установлено на скважине №861, 230, 545, 531, 1060, 399.

Промывки проводились на скважинах №,810, 1412, 30, 905, 850, 735, 830.

Штанговые скребки используются на скважинах №35, 139, 141, 151, 308.

2.4 Спецвопрос. Анализ добывных возможностей скважин и технологических режимов

Анализ добывных возможностей скважин

Определение коэффициента продуктивности скважин из уравнения притока.

 где

Q_ф. – дебит скважины (м³/сут.);

Р_пл. и Р_заб. – соответственно пластовое и забойное давление (МПа).

Скв. №861

Скв. №810

Скв №1412

Скв №735

Скв №830

Определение максимального допустимого забойного давления из условия:  

Р_{мах.доп.}= 0,75Р_нас. (если n_в> 50%) (МПа);

Р_{мах.доп.}= 0,3Р_нас. (если n_в< 50%) (МПа) , где

Р_нас.–давление насыщения (МПа);

n_в–обводненность продукции (%).

Скв № 861         

Скв №810           

Скв №1412         

Скв №735           

Скв №830           

Определение максимального допустимого дебита скважин

Q_{мах.доп.}=К∙(Р_пл.–Р_{мах.доп.}) (м³/сут)

Q_{мах.доп.}–максимально допустимый дебит скважины;

К–коэффициент продуктивности;

Р_пл.–пластовое давление;

Р_{мах.доп.}–максимально допустимое давление.

Скв № 861

Скв № 810

Скв № 1412

Скв № 735

Скв № 830

Определение разности дебитов:

Q=Q_{мах.доп.}–Q_ф; (м³/сут

Q–разность между максимальным и фактическимдебитами;

Q_{мах.доп.}–максимально допустимый дебит скважины;

Q_ф–фактическая подача;

Скв № 861                 

Скв № 810               

Скв № 1412               

Скв № 735           

Скв № 830           

Таблица 5. Расчетные характеристики анализа добывных возможностей

№ скв.	К	МПа		Q	Qф	nв %	Рнас МПа	Рпл МПа	Рзаб МПа
861	0,841	2,04	6,60	1,1	5,5	8,1	6,8	9,89	3,35
810	2,047	2,085	21,80	8	13,8	43	9,5	13,51	6,76
1412	3,379	2,085	22,37	10,17	12,2	36,4	9,5	9,47	5,86
735	0.440	2.04	2.58	-0.62	3,2	4,5	6,8	7,91	0,64
830	0.079	5.1	1,08	-0,32	1,4	96,9	6,8	18,7	0,96

Вывод: По расчетам из таблицы 5 видно, что в скважинах (861, 810, и 1412) максимально допустимый дебит больше фактического дебита, а значит, отбор жидкости идет в пределах нормы, а в скважинах 735, 830 максимально допустимый дебит меньше фактического дебита, режим работы этих скважин нарушен и идет форсированный отбор жидкости, это может привести к быстрому износу оборудования, а также к быстрому обводнению скважинной продукции, чтобы избежать этого нужно снизить дебит скважины, уменьшив число качаний балансира или длину хода полированного штока.

Анализ технологических режимов работы скважин

Определяем коэффициент газосодержания

=G· (м³/м³);

Gгазовый фактор (м³/м³)

относительная плотность газа по воздуху

Скв№861            =27,7·1,454=40,3

Скв№810            =35·1,291=45,

Скв№1412          =35·1,291=45,

Скв№735            =27,7·1,454=40,3

Скв№830            =27,7·1,454=40,

Определение плотности газо-жидкостной смеси

 ,если (n_в>80%) (кг/м³)

, если (n_в<80%) (кг/м³) где,

–плотность воды (кг/м³);

–плотность нефти (кг/м³);

–процент воды в добываемой продукции;

–плотность газа (кг/м³);

G–газосодержание;

b–коэффициент =1,060

Скв №861            (кг/м³)

Скв №810           (кг/м³)

Скв №1412                 

Cкв №735           (кг/м³)

Cкв №830          

Определение приведенного давления

 (МПа), где

P_пл.–пластовое давление (МПа)

P_ср.кр–среднее критическое давление (2,56 МПа)

Скв №861 

Скв №810 

Скв №1412        

Скв №735 

Скв №830 

Определение оптимального погружения насоса под динамический уровень

 где, (м)

–затрубное давление (МПа);

g–коэффициент ускорения свободного падения (9,8м/с²)

Скв №861 

Скв №810 

Скв №1412

Скв №735 

Скв №830 

Определение фактического погружения насоса под динамический уровень

h_Ф =L–H_Д (м)                                                                             
       

где L–глубина спуска насоса (м); H_Д –высота динамического уровня (м)

Cкв №861 

Cкв №810 

Cкв №1412        

Cкв №735 

Cкв №830 

Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень

 (м)

Cкв №861 

Cкв №810 

Cкв №1412

Cкв №735 

Cкв №830 

Определение коэффициента подачи насоса

η где,

Q_Ф–фактическая подача (м³/сут);

Q_т –теоретическая подача (м³/сут)

Cкв. №861 0,18

Cкв. №810

Cкв. №1412

Cкв. №735

Cкв. №830

Таблица 6. Расчетные характеристики анализа технологичесских режимов

Вывод: Проведя анализ технологических режимов пяти скважин (таблица 6), обнаружилось, что разница между фактической и оптимальной глубиной погружения насоса под динамический уровень имеет отрицательные значения в одной скважине (1412), так как динамический уровень низкий. Необходима оптимизация режима работы скважин с уменьшением отбора жидкости, для этого я рекомендую:

- уменьшить число качаний балансира СК;

- изменить длину хода полированного штока СК на меньшую;

- сменить насос на насос с меньшим диаметром плунжера.

Из пяти установок ШГН, в оптимальном режиме работают лишь 1 (1412), то есть коэффициент подачи равен 0,6–0,8. Четыре скважины работают с коэффициентом подачи меньше 0,6 (861, 735, 830 и 810). Рекомендую вывести эти скважины на исследование (необходимо провести динамометрирование).

Низкий коэффициент подачи связан с утечками, которые могут быть в результате увеличения зазора между цилиндром и плунжером, необходима тщательная подгонка плунжера к внутренней поверхности цилиндра насоса.

Снижение коэффициента подачи насоса может происходить вследствие утечек жидкости в колонне подъемных труб. Причиной этих утечек является плохое свинчивание муфтовых соединений труб, загрязнение резьбы, дефекты в резьбе, трещины в стенках труб.

Поэтому при спуске НКТ в скважину следует внимательно следить за качеством их свинчивания, состоянием резьбы и наружной поверхности.

3. Организационная часть 3.1 Охрана недр и окружающей среды

В процессе бурения и эксплуатации месторождений в недрах нарушается экологическое равновесие. При длительном заводнении продуктивных пластов понижается минерализация пластовой воды и концентрация сульфатов. Развитие биохимических процессов в недрах залежи в свою очередь повышает содержание сероводорода в нефти, пластовых водах и газе, что способствует снижению проницаемости пласта.

Для охраны недр и подземных вод необходимо:

·        использовать замкнутый цикл водоснабжения, т.е. сточные воды закачивать в пласт;

·        внедрять эффективные методы подготовки нефти, газа и воды с целью снижения потерь углеводородов;

·        использовать передвижные ёмкости при освоении, ремонте и глушении скважин с последующей транспортировкой их на УППН;

·        использование эффективных диспергирующих средств для удаления нефти и нефтепродуктов с поверхности водоёма;

·        так как основным источником загрязнения воды являются сточные воды, то необходимо для их очистки использовать гидроциклоны. Их применение позволяет снизить содержание нефтепродукта в сточных водах до 4-5 мгл /л;

Сокращение потерь от испарения нефти и нефтепродуктов и улучшение экологической обстановки на УППН достигается за счёт:

·        подключение проектируемого резервуара к существующей установке улавливания лёгких фракций (УЛФ);

·        обеспечение полной герметизации крышки;

·        установка газ уравнительной системы;

·        окраска наружной поверхности резервуаров луче отражающими светильными красками.

Экологическая опасность производства характерна для многих отраслей - химической, пищевой, текстильной, деревообрабатывающей, горнодобывающей, производства строительных материалов, транспорта и т.д. Не является исключением и нефтегазодобывающее производство.

Характерной особенностью нефтегазодобывающего производства является повышенная опасность его продукции, т.е. добываемого флюида - нефти, газа. Эта продукция опасна в плане пожар опасности, для всех живых организмов опасна по химическому составу, по возможности газа в высоконапорных струях проникать через кожу вглубь организма. Газ при смешивании с воздухом в определённых пропорциях образует взрывоопасные смеси.

Следующей опасностью нефтегазодобывающего производства является то, что оно способно вызвать глубокие преобразования природных объектов земной коры на больших глубинах  до 10-12 тысяч метров. В процессе нефтегазодобычи осуществляется широкомасштабные и весьма существенные воздействия на пласты. Таким образом, интенсивный отбор нефти в больших количествах из высокопористых песчаных пластов-коллекторов приводит к значительному снижению пластового давления, т.е. давления пластового флюида - нефти, газа, воды и т.д. Нагрузка от веса вышележащих пород первоначально поддерживалась за счёт напряжений в породном скелете пластов, так и за счёт давления пластового флюида на стенки пор. При снижении пластового давления происходит перераспределение нагрузки-снижается давление на стенки пор и, соответственно, повышаются напряжения в породном скелете пласта. Эти процессы могут привести к землетрясениям.

Нефтяная и газовая промышленности опасны по загрязнению окружающей среды и её отдельных объектов. Возможное воздействие их на основные компоненты окружающей среды (воздух, вода, почва, растительный и животный мир и человека) обусловлено большим разнообразием химических элементов, используемых в технологических процессах, а также объёмом добычи нефти и газа, их подготовке, транспортировки, хранению, переработке и широкого разнообразного использования.

Все технологические процессы в нефтяной промышленности (разведка, бурение, добыча, сбор, транспорт, хранение, переработка нефти и газа) при соответствующих условиях могут нарушить естественную экологическую обстановку. Нефть, углеводороды нефти, сточные воды в больших объёмах попадают в водоёмы и другие экологические объекты:

·        при бурении аварийном фонтанировании скважин;

·        при аварии транспортных средств;

·        при разрывах трубопроводов;

·        при нарушении герметичности колонны в скважине, технологического оборудования;

·        при сбросе неочищенных промысловых вод.

В процессе добычи, подготовки, транспортировки и хранения нефти и газа, загрязнения вызваны утечками углеводородов через неплотные соединения во фланцах, задвижках трубопроводов и в пробоотборных кранах.

Большую опасность для окружающей среды представляют нефтепроводы. В среднем при одном порыве нефтепровода выбрасывается две тонны нефти, приводящей в непригодность 1000 м² земли.

Характерными остаются разливы нефти в результате аварии на нефтегазосбросных коллекторах и технологических установках, ликвидации которых нередко затягиваются, выполняются некачественно.

Основные проблемы окружающей среды в нефтяной и газовой промышленности должны решаться путём рекультивации земель и введения эффективных технологических мероприятий по повышению надёжности работы нефтепромысловых объектов и сооружений.

Объекты нефтяного производства

Основными источниками загрязнения являются эксплуатационные и нагнетательные скважины, трубопроводы и объекты технологического назначения: групповые замерные установки, дожимные насосные станции, сборные пункты, товарные парки, установки подготовки нефти и газа, компрессорные станции, газоперерабатывающие заводы, факельные устройства и многочисленные сопутствующие объекты (котельные, очистные сооружения, склады расходных материалов и товарной продукции и т.п.). А также вспомогательные производства (предприятия технологического транспорта, базы производственно-технического обслуживания).

Охрана атмосферного воздуха обеспечивается следующими решениями:

·        герметизированная система сбора, транспорта нефти и газа;

·        100% утилизация попутного нефтяного газа 1 ступени сепарации;

·        сбор утечек от насосов и узла учёта жидкости в канализационную ёмкость;

·        при аварийной ситуации на объектах внешнего транспорта газа весь газ сжигается на факеле. Диаметр и высота факела должны обеспечивать рассеивание продуктов сгорания до концентрации ниже ПДК;

·        контроль герметичности канализационных ёмкостей;

·        защита внутренней поверхности оборудования и трубопроводов от коррозии подачей ингибитора в систему сбора.

3.2 Охрана труда и техника безопасности

Вопросам безопасного ведения технологического прогресса на территории Красноярско-Куединского  месторождения необходимо уделять исключительное внимание. Нефть и попутный газ характеризуются высокой взрыва и пожар опасностью, пары нефти и попутный газ ядовиты. Неправильное выполнение той или иной технологической операции может послужить причиной образования горючей и взрывоопасной среды, привести к авариям и несчастным случаям.

Промысловая система сбора и транспорта нефти имеет следующие опасные факторы:

·        наличие легковоспламеняющейся жидкости (нефти) и горючих (попутных нефтяных) газов;

·        способность паров нефти и нефтяного газа образовывать вместе с воздухом взрывоопасные смеси;

·        способность нефти и попутных газов действовать отравляюще на организм человека;

·        наличие в попутном газе сероводорода - сильного ядовитого газа;

·        способность нефти и попутно добываемой пластовой воды оказывать коррозионное воздействие на оборудование, арматуру и трубопроводы;

·        способность нефти образовывать на воздухе самовоспламеняющиеся пирофорные соединения;

·        способность нефти при своём движении по трубопроводам, в ёмкостях и резервуарах образовывать статическое электричество;

·        наличие электрооборудования.

В целях предотвращения действия опасных факторов на территории месторождения предусмотрены следующие меры:

·        внутренняя поверхность должна очищаться от продуктов коррозии, в которых содержатся пирофорные соединения;

·        для предупреждения заноса высоких потенциалов статического электричества на ДНС все входящие и выходящие трубопроводы заземляются;

·        отдельно установленное оборудование также заземляется;

·        все металлические части электрооборудования, которые при нормальных условиях не находятся под напряжением, но могут оказаться под напряжением в аварийных ситуациях (нарушение изоляции и т.п.) должны быть заземлены. Это:

·        корпуса электродвигателей, светильников, пусковых устройств, трансформаторов, металлические оболочки и брони контрольных и силовых кабелей, стальные трубы электропроводки и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования;

Основные причины, которые могут привести к авариям на объектах Красноярско-Куединского  месторождения:

·        несвоевременная ревизия и ремонт оборудования, арматуры, трубопроводов и контрольно-измерительных приборов и автоматики;

·        производство огневых работ на территории объектов при нарушении условий их выполнения, предусмотренных «Типовой инструкцией о порядке ведения сварочных и других огневых работ на взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных объектах нефтяной промышленности»;

·        несоблюдение противопожарного режима;

·        отсутствие контроля и нетребовательность к выполнению действующих правил безопасности от работников сторонних организаций, производящих работы на объектах;

·        некачественная подготовка трубопроводов, арматуры, оборудования к ремонту;

Профессиональное обучение персонала:

·        проведение инструктажей при поступлении на работу и постоянно в период работы на предприятии, предварительное курсовое обучение с последующей проверкой знаний, индивидуальное обучение на рабочих местах с подтверждением полученных навыков; периодическая аттестация знаний и соответствия работников предъявляемым требованиям;

Для каждого вида работ разрабатываются и утверждаются главным инженером предприятия инструкции по технике безопасности и производственной безопасности в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" и "Правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности»

3.3 Противопожарные мероприятия

Красноярско-Куединское месторождение, в особенности ДНС является объектом повышенной опасности из-за сосредоточения больших количеств нефти и газа и проведения технологических процессов под давлением. Нефть и газ характеризуются высокой взрывопожароопасностью.

С целью снижения взрывопожароопасности объектов предусматривается:

·        применение герметизированной системы сбора и транспорта нефти;

·        вся запорная и предохранительная арматура должна соответствовать классу герметичности затвора;

·        электрооборудование во взрывобезопасном исполнении;

·        слив остатка жидких продуктов из оборудования при остановке его на ремонт производится в закрытую подземную ёмкость с последующей откачкой на приём буллитов;

·        защита металлических сооружений, оборудования от прямых ударов и вторичных воздействий молнии и проявления статического электричества, а также заземление всех нетоковедущих металлических частей электрооборудования и строительных металлических конструкций;

·        размещение технологического оборудования на открытой площадке;

·        при выполнении ремонтных работ не допускается использование инструментов, дающих искру;

·        100% утилизация отсепарированного попутного нефтяного газа; в аварийной ситуации - сжигание газа на факеле;

·        эксплуатация электрооборудования при неисправных средствах взрыва защиты, блокировках, нарушениях схем управления и защиты не допускается;

·        средства аварийной сигнализации и контроля состояния воздушной среды должны находится в исправном состоянии, а их работоспособность проверяться не реже одного раза в месяц;

·        газоопасные работы, связанные с подготовкой оборудования к ремонту и проведением ремонта, производить согласно требованиям "Типовой инструкции по организации безопасного ведения газоопасных работ ";

·        выполнение газоопасных работ в газоопасных местах должно проводится по наряду-допуску;

·        для защиты от нагрева солнцем ёмкости окрашиваются в светлый цвет.

Действия по ликвидации аварийных ситуаций и предупреждению аварий, а в случае их возникновения – по локализации и максимальному снижению тяжести последствий, а также технические системы и средства, используемые при этом, регламентируются «Планом ликвидации возможных аварий в цехе №2», утверждённым главным инженером предприятия.

Предупреждение развития аварий на объектах обеспечивается:

·        установкой предохранительных клапанов на технологическом оборудовании, работающем под давлением;

·        размещением основного технологического оборудования на открытых канализованных площадках с бордюром по периметру;

·        оснащением объектов средствами пожаротушения;

·        применением запорной арматуры, позволяющей отключить аварийные участки;

·        применением средств защиты от распространения пламени по системе (огнепреградители, гидрозатворы); устройством обваловывания вокруг объектов.

Заключение

На современном этапе разработки Красноярско-Куединском месторождении, характеризующейся снижением темпов отбора жидкости, падением пластового давления, увеличением обводнённости продукции, вопросы поддержания эксплуатационного фонда скважины в работоспособном состоянии имеют большое актуальное значение. Одной из мер по повышению работоспособности скважин – является борьба с запарафиниванием

В курсовом проекте рассмотрены геологические данные Красноярско-Куединского месторождения, стратиграфия, литология, тектоника и физико-химические свойства, способы и методы борьбы с АСПО, применяемая техника и оборудование. Также в нем содержатся данные по расчетам, связанные с добывными возможностями скважин, их технологическими возможностями.

Список использованной литературы

1    Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 496с.

2       Желтов Ю.П. Разработка нефтяных и газовых месторождений: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1986. 332с.

         Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений. Учебник. М.: Недра, 1982, 246с.

         Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. - М.: Недра, 1983. 455с.

         Методические рекомендации по выполнению практической работы «Расчёт и подбор оборудования для насосной эксплуатации скважин».

         Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. - М.: Недра, 1983.