Отчет по практике в ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

Разрядка лубрикатора от давления должна производиться через отвод, оборудованным манометром с трехходовым краном.

Перед спуском скребка в скважину необходимо отключить трансмиссионный вал, счетчик установить на 0.

Спуск скребка производить равномерно не допуская рывков и ослабления витков на барабане во избежание образования «жучков», которые ведут к обрыву проволоки. При подъеме скребка из скважины выключить фрикцион следует плавно, без рывков, максимальная скорость подъема не должна превышать 2,0- 2,5 м/сек. Подъем скребка на второй скорости до тех пор, пока до устья не останется 100-150 м., остальную проволоку следует выбирать на первой скорости. Последние 15-20метров, скребок следует поднимать вручную до упора в сальниковом уплотнении лубрикатора.

При подъеме скребка из скважины лебедкой с ручным приводом , следует включить храповое устройство.

Спуск скребков при помощи АДУ производиться лицами , прошедшими инструктаж по обслуживанию электроустановок.

Перед рубильником, блоком управления должны быть испытанные диэлектрические подставки. Включение и выключение рубильника проводиться в диэлектрических перчатках.

Электрооборудование должно быть заземлено.

Вращающиеся части должны иметь ограждения.

Персонал обязан носить спецодежду в застегнутом виде.

Женщины должны убирать волосы под берет или косынку.

Запрещается:

1). Производить подтягивание и ослабление цепи при работающем двигателе;

2). Производить спуск скребка при неисправном тормозе;

3). Направлять проволоку руками;

4). Находиться на рабочей площадке во время спуска и подъема скребка

5). Носить широкую одежду, кашне, платки со свисающими концами;

6). Перерубать проволоку, следует переламывать ее, предварительно расплющив место слома. Свободный конец проволоки не должен быть не более 30см.

4.2.2. Другие способы борьбы с отложениями парафина

Наиболее экономичным способом является магнитная очистка. При данном способе борьбы с отложениями парафина, скважины оборудуются магнитными устройствами отечественного производства типа МОЖ-42Э, МД, МА или аналогичными зарубежными конструкциями типа «Магнифло» и др. Однако применение данных устройств может показать недостаточную эффективность, особенно когда в нефти кроме парафина содержится повышенное количество окисленных высокомолекулярных компонентов (асфальтенов, смол, нафтеновых кислот).

Наиболее перспективным способом очистки скважины от парафина является электронагрев с использованием НКТ и обсадной колонны в качестве нагревательных элементов электрической цепи. К специальному оборудованию относятся: устройство герметизации и ввода; изоляционная муфта; изоляционная штанга; изоляторы; контактное устройство (погружной контакт). Электропрогрев осуществляется циклически. Идея данного способа реализована в установке, разработанной институтом "ПечорНИПИнефть" совместно с другими предприятиями, а так же в установке «Паратрол» (США).

Применение футерованных НКТ обладающих низкой адгезионной связью с парафинами на объектах нефтедобычи ограничено недостатками технологии их производства, условиями транспортировки и монтажа. Данный способ может применяться с высокой эффективностью при следующих обязательных условиях:  непосредственная близость производства по нанесению покрытий с объектами нефтедобычи, соблюдение технологии производства, качественный монтаж лифтовых колонн с тщательной обработкой муфтовых соединений НКТ.

Химический метод борьбы с АСПО заключается в закачке ингибиторов парафиноотложений в скважину с целью предотвращения и удаления отложений парафина на скважинном оборудовании и выкидных линиях, а так же в промывке скважинного оборудования растворителями. Для закачки ингибитора парафиноотложений рекомендуются следующие технологические схемы:

– закачка реагента в затрубное пространство скважины дозировочным насосом;

– закачка ингибитора дозировочным насосом по гибкой стальной трубке на прием глубинного насоса.

Для закачки ингибитора могут применяться установки типа УДЭ-1,6/63, УДЭ-1,0/63, УДЭ-0,4/63 с электронасосными дозировочными агрегатами НД 2,5-1,6/63 Д14В, НД 2,5-1,0/63 К14В и НД 2,5-0,4/63 К14В соответственно, а так же установки типа БР-2,5М-У1.

Для закачки ингибитора по второй схеме рекомендуется к применению оборудование производства ООО «Синергия-Лидер» г. Пермь для дозированной подачи реагента по гибкой стальной трубке на прием глубинного насоса (ТУ 3667-005-50265270-03).

Тип ингибитора и дозировка подбираются экспериментально по результатам лабораторных исследований и в ходе опытно-промышленных испытаний. В настоящее время на объектах нефтедобычи применяется широкий ряд реагентов с различными механизмами воздействия на АСПО (смачивающего, модифицирующего, депрессорного и др.), как отечественного (СНПХ, ТН (Казань), ХПП (Когалым), ФЛЭК (Пермь), и др.), так и зарубежного производства («Петролайт кемикалз», «Пи-Кем», «Вестхевен-кемикалз» и др.). Применение ингибиторов АСПО, несмотря на высокую стоимость реагентов, в случае правильного выбора реагента и дозировки может быть эффективно и позволит предотвратить отложение парафина как в скважине, так и в системе нефтесбора в отличие от других методов, в частности тепловых (электропрогрев скважины), в результате применения которых зона интенсивного отложения парафина переносится из лифтовой колонны в выкидные коллектора.

В целях борьбы с АСПО могут применяться комбинированные методы, в частности – применение НКТ с футерованным покрытием и химический метод и т.д.

Очистка нефтегазопроводов от скважин до дожимной насосной станции (ДНС) может быть предусмотрена путем пропуска очистных устройств и при необходимости – путем прогрева линий паром от ППУ или горячей нефтью от АДП.

В составе растворенного в нефти газа Южно-Лыжского месторождения присутствует диоксид углерода – СО2  (до 0,67% масс) и сероводород (до 0,0004% масс).

Известно, что при наличии в продукции влаги, СО2 и Н2S способны вызывать коррозию глубинного и наземного оборудования.

Основными факторами, влияющими на интенсивность протекания коррозионных процессов, считаются: давление и температура среды, концентрация агрессивного компонента, количество влаги, степень и характер ее минерализации, характеристика металлов оборудования и скорость потока.

Для предупреждения коррозии оборудования рекомендуются следующие мероприятия:

– применение насосного оборудования и НКТ в коррозионно-стойком исполнении и антикоррозионное покрытие трубопроводов;

– дозирование ингибиторов коррозии в скважины;

– деаэрация нагнетаемой воды.

Конкретная марка, объёмы и периодичность дозирования будут определены в процессе эксплуатации на основании технико-экономических исследований. В составе наземного оборудования на кустах скважин необходимо предусматривать блочные дозировочные установки для закачки химреагентов в затрубное пространство.

При смешении попутно добываемой воды с закачиваемой водой может происходить отложение солей. Это потребует закачку соответствующих  реагентов в призабойную зону.

Большое значение в процессе эксплуатации скважин имеет своевременная локализация негерметичности обсадных колонн и цементного кольца. Основная причина нарушения целостности обсадных колонн – это коррозия наружной и внутренней поверхности труб в агрессивной среде пластовых вод. Негерметичными могут быть и резьбовые соединения труб, что связано с их недовинчиванием и некачественной резьбовой смазкой.

Основной причиной негерметичности цементного кольца является низкое качество цементирования обсадных колонн в скважинах, что обусловлено применением нестандартного цемента или приготовлением цементных растворов с завышенным водоцементным отношением.

Традиционно, ликвидацию негерметичности проводят посредством закачки изоляционных материалов в нарушение через специально созданные отверстия.

При эксплуатации Южно-Лыжского месторождения может быть актуальной проблема пескопроявления. Тип коллектора терригенный, поровый и на незначительных глубинах является слабосцементированным и рыхлым. Для обеспечения заданных дебитов необходимо создание высокой депрессии на забое, что может привести к выносу песка в призабойную зону. В связи с этим рекомендуется спуск обсадной колонны до забоя с последующей перфорацией продуктивного участка.

4.3. Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

Технические решения по сбору, подготовке и транспорту нефти и газа разработаны, исходя из объемов добычи и свойств нефти и газа, с учетом географического расположения месторождения, климатических условий района строительства и существующей инфраструктуры.

При обустройстве Южно-Лыжского месторождения заложены следующие основные принципы, позволяющие обеспечить устойчивый процесс нефтедобычи, минимизировав ущерб, наносимый окружающей среде от производственной и хозяйственной деятельности:

– комплексное обустройство Северо-Кожвинского и Южно-Лыжского месторождений с учетом первоочередного освоения Северо-Кожвинского месторождения;

– проектирование промысловых сооружений выполнено по принципу максимальной простоты при сохранении максимальной надежности и безопасности с соблюдением международных и российских стандартов строительства;

– строгое соблюдение норм охраны окружающей среды;

– максимальное применение модульного технологического оборудования;

– минимизацию технологических процессов на месторождении с целью максимального уменьшения обслуживающего персонала и воздействия на окружающую среду.

Предполагается, что:

– добывающие и нагнетательные скважины при полном освоении месторождения будут размещены на трех кустовых площадках;

– разведочные скважины (4 ед.) подключаются к ближайшим кустовым площадкам.

Вследствие возможного проявления осложнений связанных с отложениями АСПО и коррозией, на кустах скважин рекомендуется предусмотреть:

– блок реагентов для дозировки и подачи в систему сбора ингибиторов парафиноотложений и коррозии;

– узлы пуска и приема очистных и диагностических устройств для очистки нефтесборных коллекторов;

– емкость-сборник нефтесодержащих стоков.

Для строительства выкидных коллекторов могут быть рекомендованы стальные бесшовные трубы диаметром 89´5 и 114´6 мм по ГОСТ 8731-74* из стали 20 группы В.

В настоящее время добываемая продукция от скважин по нефтесборным коллекторам поступает на ДНС «Южная Лыжа» где производится замер дебитов индивидуально по скважинам замерной установкой «АСМА». Диаметр нефтесборных коллекторов на замерную установку –  89´5 мм (скв. 1-Р, 2-Р, 104, 109) и 114´6 мм (скв. 21, 22). Способ прокладки – подземный на глубине 1,0 м. Для защиты выкидных трубопроводов от почвенной коррозии рекомендовано применение битумно-резиновой мастики МБР-65 по ГОСТ 15836-79 и защитной обертки "ПЭКОМ". Для очистки внутренней поверхности трубопроводов от парафиноотложений необходимо предусмотреть монтаж на них пропарочных линейных узлов, через которые будет проводиться подключение передвижной пароустановки.

На ДНС осуществляются следующие основные технологические процессы:

– замер продукции Южно-Лыжского месторождения (индивидуально по скважинам);

– I ступень сепарации для нефтей Южно-Лыжского месторождения;

– нагрев продукции Южно-Терехевейского месторождения;

– смешение нефтей Южно-Лыжского и Южно-Терехевейского месторождений;

– II ступень сепарации для смеси нефтей Южно-Лыжского и Южно-Терехевейского месторождений; 

– нагнетание смеси нефтей в межпромысловый нефтепровод «Ю.Лыжа – С.Кожва»;

– нагрев смеси нефтей Южно-Лыжского и Южно-Терехевейского месторождений;

– осушка газа и его использование на собственные технологические нужды;

– подготовка и дозирование депрессорной присадки.

В перспективе на ДНС «Ю.Лыжа» планируется строительство установки предварительного сброса пластовой воды с необходимым объемом технологического оборудования.

Газонасыщенная нефть Южно-Лыжского месторождения через замерную установку поступает на ДНС «Южная Лыжа». После предварительного нагрева нефть поступает в сепаратор, где при условиях Рсеп=0,4 МПа и Тсеп=60оС осуществляется первая ступень сепарации. Далее происходит смешение Южно-Лыжской нефти с предварительно подогретой до 50оС нефтью, поступающей с ДНС «Южный Терехевей». После смешения продукция поступает в сепаратор второй ступени, где сепарируется (Рсеп=0,15 МПа, Тсеп=50оС), и далее в буферную емкость (Рр=0,1 МПа, Тр=45оС), откуда насосами через узел учета и подогреватели подается на УПН «Северная Кожва», для дальнейшей подготовки. Газ первой ступени сепарации, через газовые сепараторы, поступает в печи подогрева, где используется в качестве топлива, избыток газа сжигается на факеле. Газ из сепаратора второй ступени из буферной емкости в полном объеме сжигается на факеле. В перспективе планируется строительство газопровода диаметром 219×7 мм по которому газ будет подаваться на УПН «С.Кожва» для компримирования и использования в турбогенераторах. Газопровод будет проложен подземно на глубине 0,8 – 1,0 м от поверхности земли.

Транспорт нефти до УПН «Северная Кожва» осуществляется по межпромысловому нефтепроводу диаметром 273´8 мм, протяженностью 20,8 км; способ прокладки – подземный на глубине не менее 0,8 м от поверхности земли. В начале и конце трубопровода предусмотрены камеры для запуска и приема очистных и диагностических устройств. С целью улучшения реологических свойств перекачиваемой продукции (снижение вязкости, статического и динамического напряжения сдвига, температуры застывания) и снижения гидравлических сопротивлений производится обработка продукции депрессорной присадкой Servo SW 288. Данная присадка, после проведения исследований, может быть заменена на присадку отечественного производства, обладающую аналогичной эффективностью и более низкой стоимостью.