- •Введение
- •1. Общие сведения о площади
- •2. Геолого-физическая характеристика площади
- •2.1. Характеристика геологического строения
- •2.2. Основные параметры пласта
- •2.2.1. Пористость, проницаемость, начальная нефтенасыщенность
- •Средние значения пористости и нефтенасыщенности пластов
- •Характеристика параметров пласта (горизонта)
- •2.2.2. Толщина пластов
- •Толщины пластов горизонтов д0 и д1 Березовской площади
- •2.2.3. Показатели неоднородности пластов
- •Статистические показатели характеристик неоднородности горизонтов д0 иД1
- •2.3. Физико-химические свойства флюидов
- •2.3.1. Физико-химические свойства пластовой нефти и газа
- •Параметры пластовой нефти
- •Компонентный состав нефтяного газа, разгазированного в пластовой нефти (% мольные)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды
- •3. Анализ текущего состояния разработки
- •3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторождении
- •3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению
- •3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте разработки
- •3.2. Анализ выработки пластов
- •3.2.1. Внедренные методы увеличения нефтеотдачи пластов на объекте
- •3.3.2. Добыча газа
- •3.3.3. Закачка воды
- •3.3.4. Обводненность продукции
- •Распределение обводненного фонда по степени обводненности
- •3.3.5. Состояние пластового давления.
- •3.3.6. Динамика контуров нефтеносности.
- •Состояние внк по результатам вскрытия скважинами
- •3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов
- •3.4.1. Добывающий фонд
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •3.4.2. Нагнетательный фонд
- •3.4.3. Прочие скважины
- •3.4.4. Характеристика текущих дебитов
- •3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических показателей
- •В целом по площади
- •3.6. Технологические показатели разработки
- •Динамика основных показателей разработки
- •3.7. Технико-экономические показатели нгду «Альметьевнефть»
- •3.8. Обоснование проекта плана добычи нефти игаза
- •3.8.1. Мероприятия по выполнению запланированных норм отбора нефти (на 2004 г.)
- •3.9. Организация и производство буровых работ
- •4. Техника и технология добычи нефти и газа
- •4.1. Фонд скважин и выработка пластов
- •Структура добывающего фонда скважин Березовской площади
- •Структура нагнетательного фонда Березовской площади
- •4.2. Сбор и подготовка добываемой продукции
- •4.3. Существующая система ппд
- •4.4. Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
- •4.4.1. Основные причины неисправности глубинного насосного оборудования
- •4.4.2. Причины формирования аспо на фонде скважин оборудованного шсну Берёзовской площади
- •4.4.3. Осложнения, возникающие при выпадении парафина
- •4.4.4. Применяемые методы борьбы с отложениями парафина в нгду «Альметьевнефть»
- •4.4.5. Мероприятия, направленные на борьбу с отложениями парафина применение скребков – центраторов
- •4.4.6. Обработка скважин растворителями аспо
- •Динамика применения промывок
- •Защитные покрытия
- •Эффективность проводимых мероприятий
- •Динамика подземных ремонтов по причине запарафинивания
- •4.4.7. Обработка призабойной зоны
- •5. Охрана недр и окружающей среды
- •5.1. Мероприятия, направленные на охрану недр и окружающей среды
- •5.2. Основные требования по охране окружающей среды при выполнении наиболее типичных технологических операций на скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами
- •5.2.1. Глушение скважины
- •5.2.2. Подземный ремонт скважины
- •5.2.3. Ремонт скважин, выделяющих сероводород
- •5.2.4. Химическая обработка скважин
- •6. Организация и планирование на предприятии
- •6.1. Организация, управление, учет и контроль производственных процессов на предприятии
- •6.2. Планирование и результаты производственно-хозяйст- венной деятельности
- •7. Научно-исследовательская работа
5.2. Основные требования по охране окружающей среды при выполнении наиболее типичных технологических операций на скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами
5.2.1. Глушение скважины
Перед глушением необходимо скважину остановить и постепенно выпустить газ из затрубного пространства до выравнивания давления в коллектор, после чего оставшийся газ выпустить в атмосферу. Запрещается стравливать нефть, эмульсию на территорию скважины.
Проверить исправность всех задвижек, фланцевых соединений и трубопроводов, пропуски нефти и газа устранить.
Опрессовать нагнетательную линию от промывочного агрегата до запорной арматуры на устье скважины на полуторакратное ожидаемое давление, но не более допускаемого для запорной арматуры.
Закачку жидкости глушения в скважину следует производить сразу после полного выпуска газа из межтрубного пространства.
После глушения скважину до начала ремонтных работ необходимо закрыть. Заглушенная скважина в ожидании ремонта может находиться не более 3 сут.
При необходимости для долива скважины во время ремонта необходимо:
подготовить запас жидкости глушения;
с возможным нефтегазопроявлением — равный объему скважины;
без нефтегазопроявления — равный 5 — 10 м3, в зависимости от интенсивности снижения уровня жидкости в скважине.
5.2.2. Подземный ремонт скважины
Перед началом спускоподъемных операций (СПО) необходимо из скважины выпустить газ и убедиться в отсутствии нефтегазопроявлений. При снижении уровня жидкости глушения нужно долить скважину до устья.
При подъеме НКТ необходимо пользоваться приспособлением против разлива жидкости и отвода ее в желобную систему (емкость).
При перерывах в работе, превышающих ЗО мин, устье скважины должно быть надежно закрыто при помощи аварийной планшайбы (противовыбросовой задвижки, крана).
При нефтегазопроявлениях во время СПО работы следует немедленно прекратить, закрыть устье скважины аварийной планшайбой. Работы можно возобновить только после глушения скважины жидкостью большей плотности.
Пластовую воду, использованную для глушения скважины, а также растворы хлористого кальция по окончании ремонта скважины необходимо использовать на других скважинах с регенерацией и без нее, если их
параметры отвечают требованиям жидкости глушения. Если не отвечают, то их нужно направить в систему сбора нефти.
Отработанный глинистый раствор после ремонта скважины следует вывозить для захоронения.
Нельзя допускать загрязнения, захламления и замазученности территории скважины. Изливаемая жидкость при производстве ремонтных работ должна быть собрана и утилизирована.
Текущий ремонт скважин без глушения разрешается производить, если гидростатическое давление жидкости в стволе скважины превышает величину пластового давления не менее чем на 3 МПа.
Для предотвращения перелива, выбросов и интенсивных газовыделений при проведении текущего ремонта без глушения, скважина должна быть подготовлена путем стабилизации жидкости в ней выдержкой в покое (технологическом простое) с соблюдением следующих требований:
скважину необходимо выдержать в покое при дебите по нефти до 2 т/сут — не менее 12 ч, более 2 т/сут — не менее 24 ч;
при простое скважины без выпуска газа выдержка в покое может быть уменьшена на время простоя, но не более чем на половину указанной в предыдущем требовании величины;
в начале, середине и конце выдержки в покое следует выпускать накопившийся в затрубном и трубном пространствах газ;
-газ из скважины нужно выпускать, открыв задвижку сначала в систему сбора нефти, потом в атмосферу;
перед разборкой устьевой арматуры скважину необходимо выдержать при открытых задвижках не менее 2 ч (во время переезда и подготовительных работ) за счет указанного времени.
Подъем вставного насоса, пакера, шаблона или НКТ с жидкостью должен производиться со скоростью не более 0,25 м/с для исключения резкого изменения забойного давления из-за поршневания, что может привести к нефтегазопроявлениям.
Планшайбу разрешается снимать после выдержки скважины открытой до прекращения заметного выхода газа.
В случае возникновения даже незначительного нефтегазопроявления следует прекратить работу, загерметизировать устье скважины и сообщить об этом в диспетчерский пункт.