В случае фонтанирования провести отработку скважины на 3-х режимах прямым и обратным ходом при диаметре штуцера, указанном заказчиком, с замерами всех параметров в течение 48 часов на каждом режиме.
В случае слабого притока повторить пп.12-15
Заглушить скважину и поднять НКТ. Дальнейшие работы проводить в соответствии с основным планом работ по испытанию скважины. Примечание: Агрегат ЦА-320 должен иметь рабочие поршни насоса номиналом не более 100мм. В случае отсутствия технической возможности проведения работ с помощью УЭОС-4 (невозможность постановки пакера, поломка ЦА-320 и др.), работы по освоению скважины и достижению запланированной депрессии проводить методом свабирования.
5 . Экономическая часть
5.1 Определение стоимости проведения гидродинамического исследования
Для определения стоимости проведения гидродинамических исследований таких как: замер пластовых давлений, замер забойных давлений, снятие индикаторных кривых с отбивкой Нд, и Нст - эхолотом, снятие кривых восстановления давления, отбор глубинных проб нефти (жидкости) и многих других, необходимо знать норму времени на исследование нефтяных и нагнетательных скважин. Кроме этого учитываются затраты времени на переезды исследований от базы ЦНИПР до куста (места исследований) и протяженность такого переезда. Важно также знать часовую тарифную ставку для операторов по исследованию скважин в зависимости от разряда и часовую тарифную ставку для оплаты ЦНИПРом организации, поставляющие спецмашины (Газ - 71, Газ - 66) для исследования скважин и для перевозки операторов по исследованию к объектам.
В данном расчете нормы времени на спуск и подъем прибора на 3000 метров - средняя глубина скважин Приобского месторождения и на подготовительно - заключительные работы взяты из регламента и методики планирования объектов промысловых гидродинамических исследований и таблиц.
В затратах труда не учтено участие оператора по исследованию скважин, водителей передвижных лабораторий, числящиеся в УТТ.
Затраты времени на переезды исследований от базы к объектам приняты в размере 20% от нормативной численности на исследование скважин согласно сходного баланса рабочего времени НГДУ.
Нормы времени на переезд 1 км с грузом по местности: (грунтовая дорога по пересеченной местности с подъемом до 20 градусов, речная пойма) соответственно равна 22 минутам к 0,027 часа.
Часовая тарифная ставка для оплаты труда рабочих, применяемая в НГД ЮН, для операторов по исследованию скважин Приобского месторождения в зависимости от квалификационных разрядов распределяется следующим образом:
Таблица.Часовая тарифная ставка по разрядам
№ |
Разряды операторов по исследованию скважин. | Часовая тарифная ставка для оплаты час/руб. |
1 |
Оператор 4 разряда |
9,77 |
2 |
Оператор 5 разряда |
12,04 |
3 |
Оператор 6 разряда |
13,25 |
0,79 коэффициент на вредные условия. Тарифы на автомобили принятые в НГДУ ЮН для оплаты организации (УТТ) предоставляемые автомобили и водителей передвижных лабораторий числящиеся в УТТ, приведены в таблице:
Таблица.Тарифы на автомобили
№ |
Марка авто и установленное Оборудование. | Часовая тарифная ставка для оплаты |
1 |
Газ-66 Азинмаш - 8 |
34,85 Руб/час |
2 |
Газ-71 Азинмаш - 8 А. |
41,15Руб/час |
Протяженность переездов операторов по исследованию скважин от базы до объектов в среднем по Приобскому месторождению принимаем равным 100 км в один конец. Методика расчета. Расчет сводится к определению времени, затраченного на проведение гидродинамических исследований.
Тобщ. =Т пр. + Т иссл. ( 5.1)
Где: Т иссл. - норма времени на 1 работу по спуску и подъему прибора.
Тпр. - время затраченное на переезд от базы до скважины
Т пр =T∙2∙S (5.2)
Тпр =0,027∙2∙100=5,4
Где: S - путь в 1 конец (км);
Т - норма времени на 1 км.
Теперь определяем стоимость проведения гидродинамических исследований:
С общ. = С пр. + С иссл. ( 5.3)
Собщ =315∙1,68+11000,134
С иссл. =Т ст1 ·Т общ. + Тст2 · Тобщ. ( 5.4)
Сисл =21,672∙282+17,585∙278=11000,134
где: Сиссл - сумма затраченная для оплаты операторов (как правило исследование проводят 2 оператора 4 и 6 разряда
Т ст1 - часовая тарифная ставка оператора 6 разряда
Т ст2 - часовая тарифная ставка оператора 4 разряда
Тст1 =12,04∙1,8=21,672
Тст2 =9.77∙1,8=17,586
С пр. = Т ст1 · Т общ., (5.5)
Спр =Тст2 ∙Тобщ
где С пр . - сумма затраченная для оплаты организации предоставляющую машину
Т ст. - часовая тарифная ставка для оплаты за аренду машины.
Спр =21,672∙36,72=795,80
Спр =17,586∙36,72=645,76
Расчет затрат на исследование
Определяем время затраченное на замер забойного давления при фонтанной эксплуатации
Тобщ =Тпр +Тиссл. =5,4∙6,8=36,72
2.Определяем стоимость этого замера на авто Газ – 66
Собщ = Спр + С иссл. =209+71,7=281
Расчеты по определению стоимости проведенных всех остальных гидродинамических исследований аналогично, результаты снесены в таблицу №5.1
Таблица № 5.1
| Вид исследования | Газ-66 | Газ - 71 | ||
| операторы | операторы | |||
4-6 разр |
5-6 разр |
4-6 раза |
5-6 разр |
|
ФОНТАННЫЕ СКВАЖИНЫ |
||||
| Замер Рпл. | 281 | 286 | 281 | 284 |
| Замер Рзаб. | 281 | 284 | ||
| Снятие КВД | 929 | 942 | 1067 | 1080 |
| Отбор гл. проб глубинным пробоотборн. | 333 | 338 | 382 | 387 |
| НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ | ||||
| Замер Р пл., Р заб. | 274 | 278 | 313 | 317 |
Иссл. методом установив закачек |
912 | 925 | 1047 | 1060 |
| Снятие КВД | 754 | 765 | 867 | 878 |
| СКВАЖИНЫ ОБОРУДОВАННЫЕ ЭЦН | ||||
| Определения Н ст., Н д. | 79 | 80 | 91,3 | 79 |
| Снятие КВД | 802 | 813 | 921 | 932 |
| Замер Т пл. | 278 | 282 | 319 | 323 |
5. 2План работ на скважине № 1002 Приобской площади в интервале 2558 - 2570 м
(АС-11).
Цель работ: вторичное вскрытие продуктивного интервала, обработка призабойной зоны, освоение скважины эжекторным насосом с попутными гидродинамическими исследованиями.
1. Геолого - техническая характеристика.
1. Э/колонна - 168/146 мм.
2. Опрессована на давление атм.
3. Искусственный забой - м.
4. Интервал перфорации 2558 - 2570 м.
5. Пластовое давление атм.
2. Порядок проведения работ.
№ п/п |
Содержание работ |
Ответственные |
| 1 | Ознакомить бригаду КРС с планом работ |
Мастер КРС |
| 2 | Промыть скважину водой 1,08 г/см объемом 30м3 со спуском НКТ до забоя. Поднять НКТ на поверхность. | Мастер КРС |
| 3 | Произвести скреперование колонны в интервале посадки пакера 2450 - 2490 м | Мастер КРС |
| 4 | Завезти оборудование (УЭОС-4) и реагенты. | "Сервис-нафта" |
| 5 | Спустить компоновку УЭОС - 4 в скважину согласно схемы: воронка - ниже продуктивного пласта; хвостовик - НКТ 2,5", - 5 труб; пакер ПВМ-122-500 одна труба НКТ 2,5"; УЭОС-4; НКТ-2,5"-до устья. При спуске компоновки внутренний диаметр НКТ проконтролировать шаблоном диаметром 59 мм, длиной 500 мм. Резьбовые соединения между пакером и УЭОС-4 уплотнить лентой ФУМ. |
Мастер КРС |
| 6 | Установить фонтанную арматуру и лубрикатор. Все резьбовые переводники и фланцы, используемые при установке план-шайбы, фонтанной арматуры и лубрикатора, а также фонтанную арматуру и лубрикатор проконтролировать шаблоном диаметром 59 мм, длиной 500 мм. | Мастер КРС |
| 7 | - Цементировочный агрегат ЦА-320; Емкость для нефти 25 м3 ; Пресную воду в объеме 5 м3 Емкость 15м3 (тщательно очищенную); Оборудование для кислотной обработки ППУ Кислота соляная 12% - 5м3 . |
Мастер КРС |
| 8 | Расставить технику и оборудование согласно схемы. Спрессовать нагнетательные линии на давление 150 атм. |
Мастер КРС |
| 9 | Перфорацию проводить на воде плотностью не менее 1.05 Г/СМ1 . |
Мастер КРС |
| 10 | Поднять воронку до глубины 2520 м., Установить пакер. |
Мастер КРС |
| 11 | Произвести привязку интервала перфорации, С помощью работы ЦА - 320 и УЭОС 4 создать депрессию 5 МПа. (не более 15% от величины пластового давления). Значение величины депрессии согласовать с заказчиком. Перфорировать пласт зарядами ЗПК - 42С в интервале 2558 - 2570 м. плотностью 12 зарядов на метр. |
Начальник партии, " Сервис - нафта" |
| 12 | Закрыть скважину и провести фоновые измерения комплексным скважинным прибором КСА Т7. |
"Сервис-нафта", начальник партии |
| 13 | Спустить прибор ниже интервала перфорации, с помощью УЭОС-4 создать заданную величину депрессии, при которой провести комплекс измерений параметров работы пласта. |
"Сервис -нафта", начальник партии |
| 14 | Извлечь скважинный прибор на поверхность и с помощью каротажного подъемника доставить в устройство УЭОС-4 вставку КВД с автономным манометром. Работой ЦА-320 создать максимально допустимую величину депрессии и поддерживать ее в течение шести часов. |
"Сервис -нафта", начальник партии |
| 15 | Остановить работу ЦА-320 и произвести регистрацию КВД в течение шести часов. Извлечь вставку на поверхность. |
"Сервис -нафта" |
| 16 | В случае фонтанирования провести отработку скважины на 3 - х режимах прямого и обратного хода при диаметре штуцера, указанном заказчиком, с замерами всех параметров в течение 48 часов на каждом режиме. |
Мастер КРС "Сервис -нафта" |
17. В случае слабого притока, провести реагентную разглинизацию ПЗП по технологии ООО "Сервис-нафта". Установить воронку на глубине 2580 м. В 5м3 пресной воды (500 ) растворить 400кг реагента-разглинизатора и закачать приготовленный раствор в НКТ при открытой затрубной задвижке. Далее в НКТ закачать 4.3 м3 воды для установки реагента в интервале пласта. Продавить реагент в пласт водой в объеме 2 м3 и давлением на агрегате не более 100атм. при закрытой затрубной задвижке. В случае отсутствия приемистости дренировать пласт путем последовательного повышения и понижения давления 10-15 раз. Закрыть скважину для прохождения реакции на 12-14 часов. 0 "Сервис-нафта" Мастер КРС Мастер КРС Мастер КРС. "Сервис-нафта", начальник партии 23 В случае фонтанирования провести отработку скважины на 3 - х режимах прямым и обратным ходом при диаметре штуцера, указанном заказчиком, с замерами всех параметров в течение 48 часов на каждом режиме. Мастер КРС, "Сервис - нафта" 24 В случае слабого притока повторить пп.12-15 25 Примечай более 100 В УЭОС 4 (освоению свабирова Главный 1 Заглушить скважину и поднять НКТ. Д.альнейшие работы проводить в соответствии с основным планом работ по испытанию скважины. гия; Агрегат ЦА-320 должен иметь рабочие поршни насоса н мм. случае отсутствия технической возможности проведения раб невозможность постановки пакера, поломка ЦА - 320 и др.), скважины и достижению запланированной депрессии прово шия. гсхнолог 000 "Сервис-нафта" Ю.В. К Мастер КРС оминалом не ют с помощью работы по дить методом апырин В случае слабого притока, провести реагентную разглинизацию ПЗП по технологии 000 "Сервис-нафта", Установить воронку на глубине 2580 м. В 5 м3 пресной воды (50°) растворить 400 кг реагента-разглинизатора и закачать приготовленный раствор в НКТ при открытой затрубной задвижке. Далее в НКТ закачать 4,3 м воды для установки реагента в интервале пласта. Продавить реагент в пласт водой в объеме 2 м и давлением на агрегате не более 100 атм при закрытой затрубной задвижке. В случае отсутствия приемистости дренировать пласт путем последовательного повышения и понижения давления 10-15 раз. Закрыть скважину для прохождения реакции на 12-14 часов. |
Мастер КРС "Сервис -нафта" | |
| 19 | Промыть скважину обратной промывкой водой плотностью 1.08г/см3 в объеме 25м3 для удаления продуктов реакции. В НКТ закачать 5м'5 12% соляной кислоты при открытой затрубной задвижке. Предварительно в кислоте растворить 12 кг стабилизатора глин. Закачать в НКТ 4,3 м3 воды для установки кислоты в зоне перфорации. При закрытой затрубной задвижке продавить кислоту в пласт водой в объеме 2 м - Закрыть скважину для прохождения реакции на 4-6 часов. |
Мастер КРС "Сервис-нафта" |
| 19 | В НКТ закачать 5м5 12% соляной кислоты при открытой затрубной задвижке. Предварительно в кислоте растворить 12 кг стабилизатора глин. Закачать в НКТ 4,3 м3 воды для установки кислоты в зоне перфорации. При закрытой затрубной задвижке продавить кислоту в пласт водой в объеме 2 м - Закрыть скважину для прохождения реакции на 4-6 часов. | "Сервис-нафта" |
| 20 | Промыть скважину водой в объеме 20м3 через затрубное пространство для удаления продуктов реакции. | Мастер КРС |
| 21 | Приподнять компоновку и установить воронку НКТ на глубине 2520м. Произвести пакеровку и опрессовать пакер давлением 80атм. обратной циркуляцией через затрубное пространство. | Мастер КРС |
| 22 | С помощью ЦА-320 и устройства УЭОС-4 снизить забойное давление до расчетных значений и вызвать приток из пласта. Работу проводить до полного удаления продуктов реакции и стабилизации притока из пласта. | Мастер КРС, "Сервис-нафта" |
| 23 | В случае фонтанирования провести отработку скважины на 3-х режимах прямым и обратным ходом при диаметре штуцера, указанном заказчиком, с замерами всех параметров в течение 48 часов на каждом режиме. | Мастер КРС, "Сервис-нафта" |
| 24 | В случае слабого притока повторить пп.12-15 | |
| 25 | Заглушить скважину и поднять НКТ. Д.альнейшие работы проводить в соответствии с основным планом работ по испытанию скважины. | Мастер КРС |
Примечания; Агрегат ЦА-320 должен иметь рабочие поршни насоса номиналом не более 100 мм. В случае отсутствия технической возможности проведения работ с помощью УЭОС 4 (невозможность постановки пакера, поломка ЦА - 320 и др.), работы по освоению скважины и достижению запланированной депрессии проводить методом свабирования. |
6 . Охрана окружающей среды и недр
6.1 Характеристика месторождения как источника загрязнения окружающей среды
6.1.1 Деятельность НГДУ по охране окружающей среды
Работа по охране окружающей среды проводилась согласно "программы природоохранных мероприятий по дирекции ОМНГна 2001 год", утверждённой главным инженером ДОМНГ и согласованной с инспектирующими органами.
По состоянию на 01.01.2001 г. на балансе ДОМНГ имеются трубопроводы общей протяжённостью - 236,9 км,
водоводы - 19,9 км,
10 кустовых площадок,
1 мультифазная насосная станция,
1 полигон по размещению и утилизации промышленных отходов в районе к.117 Приобского месторождения (левый берег). В 2001 году в Дирекции ОМНГ зарегистрирована 1 авария на нефтесборном коллекторе диаметром 720 мм ДНС-1 Приобское месторождение - ЦПС Приразломное. Для ликвидации разлива нефти была привлечена нефтесборная техника, находящаяся на балансе ДОМНГ. Загрязненные нефтью земли после аварии были рекультивированы земли в объеме 0,08 га.
В 2001 году отделом были разработаны следующие документы:
Регламент приемки и размещения отходов в местах временного хранения на территории Приобского месторождения;
Положение о производстве работ на территории лицензионного участка Приобского месторождения нефти и газа.
ЗАО "Экопроект" г. Санкт-Петербург представлена работа по оценке современного состояния территории Приобского месторождения, в котором представлены результаты анализов исследований по воде, воздуху, почве, донным отложениями за 1999 - 2001г.
В течении года работали две установки по сжиганию ТБО, которые были установлены на правобережной части Приобского месторождения в районе карьера № 3, ООО ЮНПБС изготовлено 20 контейнеров для сбора ТБО, утилизировано 672м3 ТБО.
Частным предпринимателем Илюченкона очистные сооружения пгт. Пойковский было вывезено999 м3 сточных вод.
В течении года ежемесячно отбирались пробы бассейновых, грунтовых и артезианских вод, а также пробы грунта, бурового шлама и атмосферного воздуха с территорий кустовых площадок, ДНС, КИС Приобского месторождения. За год было отобрано 325 проб на сумму1452,0 тыс. руб. В 2001 году НЦГСЭН на территории Приобского месторождения был проведен радиационный контроль на 19 объектах, где было отобрано 185 проб.
За нарушение закона "Об охране окружающей среды" на территории Приобского месторождения, инспектирующими органами были предъявлены штрафы на сумму101,5 тыс. руб.
Плата за выбросы вредных веществ от стационарных, передвижных источников, размещение отходов в отчётном году составила36274,667тыс. руб.,из них 33 960, 960 тыс. рублей за буровой шлам.
Для решения проблемы утилизации отходов бурения и нефтесодержащих отходов в 2001 году закуплены 3 установки по их переработке, разработанные:
НПО " Бурение", г. Краснодар;
ООО " ЭТТ"; г. Санкт-Петербург;
ООО "Природа" г. Усинск.
В октябре - декабре 2001 годаОАО "ГипроТюменьнефтегазом" был выполнен проект привязки установокООО " ЭТТ", ООО "Природа" к местности на полигоне к.117.
Установка НПО "Бурение" была запущена на 207 кусту Приобского месторождения 10 октября, но проработав 10 дней, она не вышла на рабочую мощность, часть деталей вышла из строя. Затем установка была передана на реконструкцию.
Выполнены следующие формы статотчётности:
2 ТП - "воздух";
2 ТП "водхоз";
2 ТП токсичные отходы";
4 ОС.
6.2 Освоение и гидродинамические исследования скважин
Перед проведением освоения и исследования нефтяных, газовых, газоконденсатных скважин должен быть составлен план работы, утвержденный техническими руководителями предприятия-заказчика и предприятия, уполномоченного на проведение этих работ.
В плане работ следует указать число работающих, мероприятия и средства обеспечения их безопасности, включая дыхательные аппараты, меры по предупреждению аварий, средства и график контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны и мероприятия на случай превышения ПДК.
С планом должны быть ознакомлены все работники, связанные с освоением и исследованием скважин.
К плану работ должна прилагаться схема расположения оборудования, машин, механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной аварии и загазованности при любом направлении ветра, а также схема расположения объектов в санитарно-защитной зоне и близлежащих населенных пунктов.
Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием. Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на величину 1,25 от максимального давления.
Отводы следует крепить к бетонным или металлическим стойкам, при этом не должно быть поворотов и провисаний. Способ крепления отвода должен исключать возможность возникновения местных напряжений.
К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства.
Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3 /т длина линии может составлять 50 м. Во всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 100 м.
Предохранительный клапан установки (разрывная диафрагма должен быть соединен индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливания нефти, конденсата и других жидкостей. При этом должен быть исключен обратный переток нефти, конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов. При содержании сероводорода в газе более 8% должна быть смонтирована специальная факельная система.
Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины соответствующей плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине, а также запас материалов и химических реагентов согласно плану работ на освоение скважины.
В случае отсутствия возможности утилизации продукта запрещается освоение и исследование эксплуатационных скважин. Допускается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со сжиганием газа.
При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечен условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм.
Вызов притока и исследования скважины должны проводиться только в светлое время, при направлении ветра от ближайших населенных пунктов.
На время вызова притока из пласта и глушения необходимо обеспечить:
постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику, утвержденному техническим руководителем предприятия, уполномоченного заказчиком на проведение этих работ;
круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации;
постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов;
готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса.
При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием:
природного или попутного нефтяного газа;
двух - и многофазных пен, инертных к сероводороду и к углекислому газу;
инертных газов;
жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу.
Использование воздуха для этих целей запрещается.
Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью, трубопроводам,
29-04-2015, 01:08