Экономика и организация работ по борьбе с парафином

Работы по предупреждению и устранению неполадок с подземным оборудованием и самой скважиной называется подземным ремонтом.

Об эффективности работы скважины и использовании оборудования сидят по межремонтному периоду МРП, который определяется продолжительностью нормальной эксплуатации скважины в сутках и включает время работы скважины от одного до другого ремонта, не включая продолжительность ремонта в МРП.

МРП рассчитывается отдельно по скважинам, по нефтепромыслу или по НГДУ за полгода или год. МРП рассчитывается отдельно по способам эксплуатации.

Другим важным показателем является коэффициент эксплуатации, под которым понимают отношение времени фактической эксплуатации к общему календарному бремени за месяц, квартал или год. В среднем он равен 0,93- 0,97 ед., то есть 3 - 7% в год скважина находится в ремонте. Всегда нужно стремится, чтобы этот коэффициент был выше.

1. ОБЩИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Назначение борьбы с парафином

В пластовых условиях парафин - твердый углеводород, растворяемый в нефти. Понижение температуры и разгазировании, растворяющие способности нефти уменьшаются и это приводит к периоду, когда парафин входит в кристаллическое состояние.

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, увеличивается нагрузка на голову балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины.

Много неприятностей нефтяникам доставляет парафин, который откладывается на НКТ.

К основным методам борьбы с парафином является механический, тепловой химический, применение остеклованных труб. Механический метод начали применять в НГДУ «ЛН» с 1965 года. т.е. стали применять ручные лебедки со скребками. Оператору по добыче нефти приходилось за смену несколько раз поднимать и опускать скребок в скважину. При нарушении периодичности спуска и подъема скребок застревал в НКТ и создавалась авария и приводила к ПРС.

С 1953 года начали поступать депарафинизационные установки с электроприводом. До 1960 года механические скребки оставались основным методом борьбы с отложением парафина.

С 1966 года был создан цех по остеклованию труб и начинается период применения остеклованных НКТ. Преимуществом применения этих труб можно отнести следующее^:

1. Слабая сцепляемость парафина со стенками труб.

2. Защита внутренней поверхности НКТ от коррозии, низкий коэффициент трения штанг о колонии НКТ.

3. Хорошее отмываемость парафина со стенок труб растворителем.

Недостатки: осыпание стекла как в момент доставки на скважины, так и в момент спуска.

В НГДУ ведется постоянная работа по улучшению качества покрытия труб стеклом.

С 1979 года уменьшился фонд скважин, оборудованных со скребками.

В настоящее время отказ от скребков на штангах, что привело к облегчению штанг, был произведен переход на одноступенчатую конструкцию колонны штанг.

С 1991 года была внедрена новая технология остеклования НКТ. По новой технологии вместо обычного стекла используют гранулированное стекло. Это позволило снизать осыпаемость стекла при перевозке и эксплуатации.

Применение штанг в ШСН постоянно подвергает ударным воздействием муфтами штанг о стеклянное покрытие НКТ. С 1990 года начато внедрение центраторов, они наплавляются на тело штанг. Применение штанги с центраторами увеличило скорость потока движения жидкости в НКТ и это уменьшает отложение парафина на стенках НКТ.

Также парафин удаляют тепловым методом. При этом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти (газоканденсата), перегретого пара или паровоздушной смеси. При этом парафин расплавляется и вносится потоком из скважины по НКТ.

Для борьбы с отложением парафина применяют на месторождениях объединения «Татнефть» реагент типа СНПХ - 7215. Все виды этого реагента нефтерастворимы. Его закачивают в затрубное пространство при помощи установок У.Д.. Реагенты предупреждают образование парафина и разрушают водонефтяные эмульсии.

1.2 Организационная структура ЦПиКРС

Рис. 1. Организационная структура ЦПиКРС

ВСЕГО работников - 237 чел.

В том числе рабочие – 192 чел. РСиС - 45 чел.

В состав ЦПиКРС входят следующие бригады:

- бригада ПКРС.

- бригада по ремонту НКТ, штанг и доставки оборудования на скважины;

- бригада по глушении и приготовлению раствора;

- бригада по ППР инструмента и оборудования;

- бригада по ремонту НГН.

Бригада по подземному ремонту скважин является основным производственным подразделением цеха подземного ремонта скважин и первичным звеном трудового коллектива НГДУ.

Бригада ПиКРС выполняет следующие функции: монтаж и транспортировка оборудования; перебазирование подъемных агрегатов, транспортировка культбудки и оборудования, закрепленного за бригадой; подготовительно - заключительные работы при ремонте скважин; спуск - подъем подземного оборудования.

Основной задачей бригады по ремонту НКТ и штанг является своевременное обеспечение бригад ПКРС качественными трубами и штангами и выполняет следующие виды работ мойку НКТ. дефектоскопию НКТ, реставрацию резьбовых соединений НКТ. калибровку, отбраковку, сортировку НКТ. Эти работы выполняются на трубной базе ЦПКРС.

Основной задачей бригады по глушению скважин и приготовлению раствора является своевременное и качественное выполнение плана - графика подготовки скважин к подземному ремонту в целях недопущения простоя бригад подземного ремонта скважин и освобождение их от вспомогательных работ.

Для выполнения основной задачи бригаде по подготовке скважин к подземному ремонту возлагаются следующие функции:

- глушение скважин для выполнения подземного ремонта с использованием для этих цепей специализированной техники, материалов и необходимых данных по скважине;

- полив, слив и транспортировка жидкостей для глушения, приготовления

растворов;

- сборку нагнетательной линии для глушения скважин;

- сборку выкидной линии;

- разрядки скважин (стравливание давления) после глушения;

- ведение процесса химической обработки скважин.

Основной задачей бригады по ППР инструменты и оборудование является поддержание в работоспособном состоянии оборудования и инструментов, используемых в цехе и бригадах подземного ремонта скважин.

Бригада по ППР инструмента и оборудования в соответствии с основной задачей обеспечивает своевременный и качественный ремонт автоматов и подземного ремонта; ключей КНУ. механических и др.; мостков передвижных; автонаматывателей; осветительных установок; культбудок; устьевых арматур и т.д.

Основной задачей бригады по ремонту глубинных насосов является обеспечение бригад текущего и капитального ремонта качественно отремонтированными глубинными насосами.

Бригада по ремонту глубинных насосов в соответствии с основной задачей выполняет следующие функции:

- проводит ревизию и испытание новых насосов;

- отчистку, реставрацию, испытание насосов бывших в эксплуатации;

- разборку насосов для определения причин выхода в ремонт;

- подготовки насосов к отправке и отгрузки насосов в бригаду;

- ведет накопительную документацию к отправке насосов, причинам ремонтов.

Бригада по подземному и капитальному ремонта скважин является первичным звеном трудового коллектива цеха подземного и капитального ремонта скважин НГДУ «Лениногорскнефть»

Работой бригады руководит мастер по капитальному и подземному ремонту скважин, который назначается на должность и освобождается от нее начальником НГДУ «ЛН» по представлению начальника цеха.

Все распоряжения, относящиеся к производственной деятельности бригады, передаются рабочим только через мастера по капитальному и подземному ремонту скважин, а в его отсутствие - старшего по вахте. Указания мастера являются обязательными для всех подчиненных ему рабочих и рабочих других структурных подразделений НГДУ «ЛН», участвующих в технологическом процессе ремонта скважин и могут быть отменены руководством цеха (управления), распорядителями работ по капитальному ремонту скважин отдела КРС НГДУ «ЛН», представителями департамента супервайзерской службы ОАО «ТН» только через него.

1.3 Технико-экономические показатели ЦП и КРС, их анализ

Таблица 1. Технико - экономические показатели ЦП и КРС, их анализ