Расчёты в добыче нефти

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    312,8 Кб
  • Опубликовано:
    2014-10-12
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Расчёты в добыче нефти

Введение


Высокие темпы развития нефтяной промышленности обусловлены тем огромным значением, которое имеют нефть и газ для развития народного хозяйства страны. Природный газ и тяжёлые остатки переработки нефти - это дешевое и удобное энергетическое и бытовое топливо.

Из нефти получают жидкое топливо всех видов: бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего для двигателей внутреннего сгорания, мазуты, различные виды смазочных материалов, битумы, синтетические жирные кислоты и др.

Попутные нефтяные газы, газы деструктивных процессов переработки нефти, ароматические углеводороды служат основным сырьем для развивающейся химической промышленности. Значение же химизации, т.е. внедрения во все отрасли народного хозяйства дешевых равноценных или более высоких по качеству заменителей дерева, металла, пищевых продуктов и т.д., трудно переоценить.

Продукты нефтехимии - полимерные материалы и пластические массы, синтетические волокна, каучук, моющие средства, спирты, альдегиды и многие другие - широко применяются во всех отраслях народного хозяйства. Использование полимерных материалов в значительной степени определяет технический прогресс в автомобильной, авиационной, судостроительной, электротехнической и других отраслях промышленности. Так, автомобильная промышленность превратилась в крупного потребителя пластмасс, искусственных и синтетических волокон, искусственного каучука и резины, лаков и красок. Применение пластмасс дает возможность заменить сотни тысяч тонн металла, сократить производственные площади, уменьшить потребности в инструменте и оснастке, сократить число технологических операций и их трудоёмкость. Широкое применение получают пластмассы в кабельной промышленности. Это высвобождает для других отраслей народного хозяйства большое количество свинца, хлопчатобумажной ткани, каучука.

Огромное значение имеют синтетические материалы для шинной промышленности. Потребность в шинах во многом определяется сроком их службы.

Также сочетание угля, нефти и газа в топливном балансе страны с учетом преимущественного использования нефтяного сырья в химической промышленности автомобильных шин с кордом из искусственных и синтетических волокон (капрон, анид и др.) увеличивается более чем в 1,5 раза.

Применение нефтяных (попутных) газов и газов деструктивных процессов нефтеперерабатывающих заводов как сырья для нефтехимии много эффективнее применения газов коксового производства, пищевого сырья.

Оптимальное позволит получить наибольший народнохозяйственный эффект и будет способствовать дальнейшему подъему производительных сил.

В этом проекте эксплуатации скважин ШГН на Тарханском месторождении были рассмотрены вопросы значения нефти и газа в топливно-энергетическом балансе страны, освещена геологическая часть.

Кроме того, в проекте раскрыт вопрос особенности эксплуатации скважин штанговым скважинным насосом, описано наземное и подземное оборудование ШСНУ, проведен расчет технологического режима работы скважины и выбор оборудования, рассмотрены факторы, влияющие на работу ШСНУ и борьба с ними. Эти вопросы вошли в технико-технологический раздел.

Также в проекте рассмотрены вопросы техники безопасности и охраны труда при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ.

В последнем разделе проекта определены источники загрязнения окружающей среды при добыче нефти, рассмотрены мероприятия, проводимые в НГДУ «Бугурусланнефть», по охране окружающей среды.

Кроме вышеперечисленного, в проекте приводятся таблицы и схемы для более полного раскрытия вопросов.

Определение технологического режима работы и выбор оборудования позволяет производить наиболее рациональное с точки зрения экономии материалов и электроэнергии отбор нефти и рационально эксплуатировать месторождения, улучшить показатели работы ШСНУ в целом.

Знания различных факторов влияющих на работу ШСНУ позволяет использовать те или иные методы по предупреждению к ликвидации их последствий.

В проекте освещен вопрос техники безопасности и охраны труда, что позволяет уменьшить травмирование персонала при проведение технологических работ, уменьшить вероятность профессиональных заболеваний. В последнем разделе проекта определены источники загрязнения окружающей среды при добыче нефти.

Кроме того рассмотрение вопроса о загрязнении окружающей среды позволяет снизить загрязнения при работах, обеспечить минимальное загрязнение недр и т.д.

1. Геологический раздел


1.1     Общие сведения о месторождении


В региональном отношении Ефремо-Зыковское месторождение расположено в восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной области, в более узком плане в Большекинельском нефтегазоносном районе. В близи от рассматриваемой площади находится Понаморёвское месторождение, в разрезе которого установлена промышленная нефтеносность.

На Ефремо-Зыковском месторождении выявлено пять продуктивных горизонтов залежи газа в отложениях уфимского яруса верхней перми, нефти - в турнейском ярусе нижнего карбона (2 продуктивных пласта), в фаменском ярусе и в пашийском горизонте верхнего девона.

Район Ефремо-Зыковского месторождения относится к местной зоне. Климат района резко-континентальный, с жарким сухим летом и холодной зимой. Сумма среднегодовых осадков составляет около 350 мм. Средняя скоростьветра 4,6 м/сек. Преобладают ветры южного и юго-восточного направления. Для района характерна относительная устойчивость приземного слоя атмосферы, но также отличаются и опасные метеорологические явления - метели, туманы, грозы, пыльные бури, град.

1.2 Стратиграфия


Во вскрытом разрезе месторождения принимает участие до девонские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения. Породы кристаллического фундамента на рассматриваемой площади не вскрыты.

Наиболее древние отложения бавлинской серии представлены алевролитами и глинами с прослоями песчаников.

Максимальная вскрытая мощность 44 м.

Додевонская система

Средний девон

Эйфельский ярус.

Койвенский горизонт представлен песчаниками с прослоями аргинитов и алевролитов. От 1,5 до 2,5 м, от кровли залегает пачка органогенных известняков мощность от 29 до 33 м.

Бийский горизонт слагают известняки мелкокристаллические и органогенно-детритовые мощность от 18 до 19 м.

Киветский ярус.

Афонинский горизонт представлен известняками с включениями аргиллитов мощность от 12 до 15 метров.

Старооскольский горизонт.

Воробьёвские слои представлены алевролитами (от 3 до 4,5 м). Мощность от 16 до 21 м.

Авдатовские слои сложены внизу песчаниками с прослоями алевролитов. В средней части прослеживаются известняки (от 10 до 14 м), переходящие выше в аргиллиты с прослоями алевролитов мощность от 39 до 47 м.

Муллинские слои. Разрез состоит из карбонатной пачки и алевролитовой над ним мощность от 20 до 25 м.

Верхний девон.

Франский ярус.

Нижнефранский подъярус. В нижнефранский подъярус входит пашийский горизонт, кыновский, саргаевский и семилукский.

Пашийский горизонт сложен терригенными породами. В нижней части разреза залегает пласт песчанников мощностью от 7 до 15 метров. В кровельной части разреза залегает маломощный пласт (от 1 до 5 м) песчаников. Оба пласта разобщаются между собой аргиллитами и алевролитами. Мощность от 22 до 26 м.

Кыновский горизонт. Разрез начинается карбонатными прослоями мощность от 1,5 до 3 м, выше залегает пачка глинисто-алевритических пород мощностью от 4 до 10 м.

Саргаевский горизонт сложен глинами с прослоями алеаролитов, глинистых сланцев и доломитов, мощность 23 м.

Семилукский горизонт представлен известняками с прослоями доломитов и сланцев мощность от 30 до 48 м.

Верхнефранский подъярус.

Буркский горизонт сложен известняками с прослоями глинистых сланцев и доломитов. Мощность от 43 до 72 м.

Воронежский-евлано-ливенский горизонт представлен известняками с прослоями доломитов, реже глинами. Мощность от 121 до 149 м.

Фаменский ярус сложен известняками кристаллической структуры, иногда крупнозернистыми с редкими прослоями доломитов, в кровельной части нефтенасыщен.

Каменноугольная система.

Нижний карбон.

Турнейский ярус сложен органогенно-обломочными и водорслевыми известняками. В верхней и нижней частях яруса два продуктивных пласта. Мощность от 139 до 167 м.

Визейский ярус.

Бобриковский горизонт представлен алевролитами и аргилитами с редкими тонкими прослоями песчаников. Характерно обилие растительных обуглившихся остатков. Мощность от 13 до 26 м.

Тульский горизонт представлен известняками кристаллическими и органогенными. Мощность от 28 до 36 м.

Окский надгоризонт сложен известняками и доломитами. Встречаются прослои песчаников мощностью от 122 до 159 м.

Разрез серпуховского надгоризонта, состоит из доломитов с прослоями известняков, мощность от 133 до 198 м.

Намюрский ярус литологически представлен доломитами с редкими и тонкими прослоями известняков, мощностью от 32 до 92 м.

Башкирский ярус сложен известняками пористыми с прослоями аргиллитов мощностью от 49 до 72 м.

Московский ярус представлен известняками с прослоями доломита мощностью от 233 до 276 м.

Верхний карбон представлен известняками и доломитами пористыми, участками глинистыми с редкими прослоями глин, мощностью от 120 до 165 м.

Пермская система.

Нижний отдел.

Нижняя часть отдела в объёме нерасчленённых ассельского, сакмарского и артинского ярусов представлена известняками. Встречаются прослои ангидритов в средней части наблюдается переслаивание известняков и доломитов. Верхняя часть разреза сложена пачкой ангидритов. В верхней части толщи известняков встречаются слабые признаки нефтенасыщенности, мощность от 208 до 251 м.

Кунгурский ярус.

К отложениям кунгурского яруса отнесена толща галогенно-карбонатных пород. Нижняя часть разреза сложена доломитами с прослоями мергелей и ангидритов. Верхняя часть сложена ангидритами с прослоями глин и доломитов, мощность от 188 до 248 м.

Верхняя пермь.

Уфимский ярус литологически представлен песчаниками с прослоями глин и аргиллитов. Песчаники верхней части яруса газонасыщены, мощность 244м.

Казанский ярус.

Нижнеказанский подъярус.

Калиновская свита сложена глинами с редкими прослоями мергелей, мощностью от 5 до 24 м.

Верхнеказанский подъярус.

Гидрохимическая свита в верхней и нижней частях сложена ангидритами, средняя - каменной солью, мощность от 12 до 41 м.

Сосновская свита представлена переслаиванием доломитов, мергелей, глин и реже известняков. В верхней части встречаются прослои песчаников, глин и мергелей, мощность от 64 до 92 м.

Татарский ярус литологически характеризуется глинами и алевролитами с редкими прослоями гипса и мергелей. Вскрытая мощность от 50 до 80 м.

Четвертичная система.

Четвертичные отложения представлены аллювиальными, делювиальными и элювиальными отложениями, мощность отложений от 2 до 5 м.

1.3 Тектоника

 

В тектоническом отношении Ефремо-Зыковское поднятие приурочено к восточной части Большекинельского вала, являющегося крупной платформенной линейной дислокацией. Он отчётливо прослеживается глубоким бурением вдоль реки Б. Кинель на расстоянии свыше 170 км от сосновского поднятия на западе до отрадненского - на востоке.

Вал характеризуется ассиметричным строением: более пологое Северное крыло характеризуется углами наклона от 0°30° до 0°40°, южное флексурообразное крыло на большом протяжении имеет крутизну от 4 до 5°, достигая иногда 8° (Самодуровское). К нему прижаты локальные поднятия, которых насчитывается около 20.

В региональном плане крутое крыло вала имеет восток - юго-восточное простирание лишь на востоке, в районе с. Аширово ось вала приобретает северо-восточную ориентировку, сменяясь у с. Ефремо-Зыково. Снова на юго-восточное. Подъём оси вала между указанными пунктами по кровле калиновской свиты достигает от 160 до 170 м, по кровле турнейского яруса от 120 до 130 м, и по кровле пашийского яруса возрастает до 220 м.

Тектоническое строение Ефремо-Зыковского поднятия по различным горизонтам осадочного чехла изучено неравномерно. Наиболее детально освещён структурный план пермских отложений. По кровле калиновской свиты поднятие состоит из двух обособленных куполов: Северо-западного и юго-восточного.

Размеры северо-западного купола 5,1 х 2,4 км, амплитуда - 12,7 м. Углы падения на крыльях примерно одинаковые от 0°400 до 0°45°.

Размеры юго-восточного купола по длинной оси 8,8 км, по короткой - 3,6 км, амплитуда 30 м.

Структурный план продуктивного пласта уфимского яруса практически полностью повторяет структурный план поверхности калиновской свиты. Некоторое различие заключается в том, что по уфимским отложениям, осложняющие северо-западный купол две вершины полностью разобщаются друг от друга. Размеры северо-западного купола (западной вершины) составляет 2,8 х 2,5 км, амплитуда 18,8 м. Размер юго-восточного 8,4 х3,7 км, амплитуда - 27,5 м.

По верхнему продуктивному пласту турнейского яруса через всю площадь с северо-запада на юго-восток протягивается крупная складка.- Размер её 8,5 х 2,4 км, амплитуда - 19,6 м. Структура осложнена двумя куполами: северо-западным и юго-восточным. Размеры северо-западного 3,7 х 2,4 км, амплитуда 6,9 м, юго-восточного 3,8 х 2,2 км, амплитуда 14,6 м.

Юго-восточный купол характеризуется асимметричным строением с более крупным юго-восточным крылом.

Структура продуктивных отложений фаминского яруса также обнаруживает большое сходство с турнейским структурным планом. Различие в том, что северо-западный и юго-восточный купола обособляются друг от друга, не образуя единого структурного элемента. Размер северо-западного купола 3,7 х 2 км, амплитуда - 10,9 м, юго-восточного - 4 х 2,8 км, амплитуда - 15,6 м.

По терригенному девону Ефремо-Зыковское поднятие резко выполаживается, рисуясь в виде антиклинали, вытянутой в северо¬западном направлении.

Несмотря на древний характер заложения, можно констатировать, что Ефремо-Зыковское поднятие претерпело существенные структурные преобразования, выразившиеся в перемещении сводовых участков на различных этапах исторического развития преимущественно вверх по восстанию слоев и приведение к сложному соотношению структурных планов.

1.4 Нефтегазоносность

 

В региональном отношении Ефремо-Зыковское месторождение расположено в восточной части Волго-Уральской нефтегазоносной области, в более узком плане в Болылекинельском нефтегазоносном районе. Вблизи от рассматриваемой площади находится Понаморёвское месторождение, в разрезе которого установлена промышленная зона нефтеносности, отложений девона, карбона.

На Ефремо-Зыковском месторождении выявлено 5 продуктивных горизонтов залежи газа в отложениях уфимского яруса верхней перми, нефти в турнейском ярусе нижнего карбона (2 продуктивных пласта) в фаменском ярусе и пашийском горизонте верхнего девона.

Залежи газа уфимского яруса.

Условия залегания и тип залежей. .

К продуктивному пласту приурочены две небольшие по запасам газовые залежи, контролируемого юго-восточным и северо-западным куполами.

В пределах контура газоносности юго-восточного купола пласт вскрыт 4 скважинами:

Газоносная часть пласта на северо-западном куполе вскрыта 3 скважинами. Средняя глубина залегания залежей от 110 до 200 метров.

Газовмещающими породами являются песчаники, содержащие единичные прослои глин и глинистых алевролитов. По своему строению обе залежи относятся к типу сводовых, пластовых, водоплавающих, подстилаемых по всей площади подошвенными водами.

Залежи нефти турнейского яруса.

На Ефремо-Зыковском месторождении в разрезе турнейского фуса промышленно нефтеносными являются два продуктивных тласта, именуемых условно верхним и нижним.

Верхний продуктивный пласт.

Верхний продуктивный пласт находится в среднем на глубине более 1700 метров. Почти по всему периметру, на северо-восточном и частично юго-западном крыльях структуры, залежь экранируется непроницаемыми карбонатными породами. Вмещающими нефть породами являются пористые, участками трещиноватые прослои известняков мощностью от 0,4 до 6,2 метра. Всего выделяют от 4 до 9 таких прослоев. Поскольку признаки нефтеносности прослеживаются по всему разрезу как в проницаемых, так и плотных разностях известняков. Это свидетельствует о том, что водонефтяной раздел сечёт тело пласта независимо от текстуры и структуры слагающих его пород.

По своему типу залежь является массивной, литологически экранированной. Гидродинамическая закрытость залежи обеспечивается глинистой пачкой бобриковского горизонта. Этаж нефтеносности - 28,6 м.

Максимальная эффективная нефтенасыщенная мощность 10,8 метра.

Нижний продуктивный пласт расположенный от 64 до 80 м ниже верхнего, характеризуется более постоянным по площади распространения коллекторов. Литологическое экранирование залежи отмечается в пределах юго-восточного купола. Покрышкой залежи служит пачка сильно глинистых кальцинированных известняков мощностью от 13 до 15 метров. Вмещающими нефть породами аналогично верхнему пласту являются пористые, участками трещиноватые известняки. Залежь относится к типу массивных, литологически экранированных. Этаж нефтеносности 20,8 метров; максимальная эффективная нефтенасыщенная мощность - 7,9 метров.

Залежь нефти фаменского яруса.

Продуктивный пласт характеризуется неповсеместным распространением коллекторов. Колекторами нефти являются пористо-трещиноватые известняки. Продуктивный пласт перекрывается пачкой глинистых известняков кровельной части фаминского яруса являются покрышкой залежи, этаж нефтеносности залежи - 56,6 метров.

Залежь нефти пласта пашийского горизонта.

Литологически пласт представлен хорошо отсортированными кварцевыми песчаниками, залегающими в виде маломощного пласта, часто расслаивающего на 2 пропластка. Общая мощность от 1,8 до 5,2 м.

Пласт перекрывается известняками, являющиеся покрышкой залежи. Этаж нефтеносности 7 метров. Максимальная эффективная нефтенасыщенная мощность - 5,2 метра.

Таким образом, на Ефремо-Зыковском месторождении выявлены и подготовлены для промышленного освоения 2 газовых и 4 нефтеносных залежи.

1.5 Физико-химические свойства нефти и газа

 

Залежь газа уфимского яруса.

Газ уфимской залежи относится к метаноазотному типу. Удельный вес газа равен от 0,7 до 0,766. Сероводород обнаружен во всех пробах и его содержание равно 0,15%.

Залежь нефти турнейского яруса.

Верхний продуктивный пласт. В поверхностных условиях нефть имеет удельный вес от 0,864 до 0,833, вязкость от 12,3 до 25 МПа∙с. Нефть сернистая (от 1,37 до 2 %), смолистая (от 15,3 до 17 %), парафинистая (от 3,39 до 6,7 %). В пластовых условиях имеет удельный вес от 0,8324 до 0,839, вязкость от 7,07 до 10,42 МПа∙с. Попутный газжирный.

Нижний продуктивный пласт. Нефть сернистая (от 1,28 до 1,65 %), смолистая (от 15,95 до 22,8 %), парафинистая (от 3,17 до 4,16 %). В пластовых условиях имеет удельный вес от 0,8075 до 0,8159, вязкость от 4,8 до 4,95 сп. Попутный газ жирный.

Залежь нефти фаменского яруса.

В поверхностных условиях нефть удельного веса от 0,8540 до 0,8909 имеет вязкость от 9,7 до 34,2 сп., сернистая (от 1,08 до 2,08 %), смолистая (от 15,27 до 17,73 %), сильно парафинистая (от 3,67 до 10,5 %). В пластовых условиях удельный вес нефти от 0,8419 до 0,8330, вязкость 7,5 сп. Попутный газ жирный.

Как видно нефти турнейского и фаменского ярусов Ефремо-Зыковского месторождения близки по своим свойствам и аналогичны нефтям месторождений Болыпекинельского района.

Залежь нефти пашийского горизонта.

В поверхностных условиях удельный вес нефти от 0,8695 до 0,8680, нефть сернистая (от 1,45 до 1,16 %), смолистая (20,76 %), парафинистая (4,45 %).


1.6 Состояние разработки объекта


Ефремо-Зыковское месторождение открыто в 1956 году. Действующим проектным документом является технологическая схема разработки, выполненная в 1984 году ЦНИЛом объединения «Оренбургнефть» и утверждённая ТЭС объединения 20 декабря 1984 года.

Месторождение разрабатывается с 1978 года. По состоянию на 1 января 2000 года накопленная добыча нефти по месторождению составила 236,4 тыс.т. Добывающий фонд скважин 7, из которых две скважины находятся в бездействии.

2. Технико-технологический раздел

.1 Особенности эксплуатации скважин штанговым скважинным насосом

Отличительная особенность штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

ШСНУ включает оборудование:

а) наземное-станок-качалку (СК), оборудование устья;

б) подземное-насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Основными элементами СК являются стойка с балансиром, два кривошипа с двумя шатунами, редуктор, клиноременная передача, электродвигатель и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

ШСН состоит из цилиндра, плунжера, всасывающего и нагнетательного клапанов. Цилиндр ШСН крепится к НКТ. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом) имеет нагнетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз.

Электродвигатель через клиноремённую передачу и редуктор придаёт двум массивным кривошипам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам и через них плунжеру.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняется цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером.

Таким образом, ШСН - поршневой насос одинарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг - двойного действия. Жидкость из НКТ вытесняется через тройник в трубопровод.

.2 Наземное и подземное оборудование ШСНУ

Станки-качалки - индивидуальный механический привод ШСН. В настоящее время на промыслах используются станки-качалки по ГОСТ 5866-76, например СК5-3-2500, указано: 5-наибольшая допускаемая нагрузка Р мах на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1 т = 10 кН); 3-наибольшая длина хода устьевого штока; 2500-наибольший допускаемый крутящий момент Мкр.мах на ведомом валу редуктора в кг∙с. Дополнительно СК характеризуют числом n качаний балансира (двойных ходов) в мин., которое изменяется от 5 до 15 мин. Серийным производством пока освоено шесть типоразмеров (длина хода до 3,5 м; нагрузка до 120 кН; крутящий момент до 56 кН). Не выпускают станки-качалки в холодостойком исполнении.

Смонтирована СК на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель установлен на поворотной салазке. Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спуско-подъёмного (талевого блока, крюка, элеватора) и скважинного оборудования при ПРС.

Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для её сочленения с устьевым штоком к штангам имеется гибкая канатная подвеска. Она позволяет также регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра и устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Длина хода устьевого штока меняется путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). Число качаний n (частота движения головки балансира) изменяется сменой ведущего шкива на валу электродвигателя на другой с большим или меньшим диаметром, то есть регулирование работы СК дискретное.

Известны различные конструкции ШСН. Остановимся на конструктивных особенностях тех насосов, которые выпускает отечественная промышленность для нормальных и осложненных условий эксплуатации

По способу крепления в колонне НКТ различают вставные (НСВ), невставные (НСН) скважинные насосы (ОСТ 26-1424-76).

Вставной насос в собранном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВ происходит на замковой опоре, которая предварительно спускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом при больших глубинах спуска.

Насос НСВ1 включает цилиндр, плунжер, замок, нагнетательный, всасывающий и противопесочный клапаны. Всасывающий клапан ввернут в нижний конец цилиндра, а нагнетательный-плунжера. Для повышения надежности и долговечности насоса эти клапаны выполнены сдвоенными парами «седло-шарик». Вверху плунжера имеется шток с переводником под штанги. Замок и противопесочный клапан размещены в верхней части цилиндра.

Насос НСВ2 в отличие от насоса НСВ1 имеет замок в нижней части цилиндра. Насос сажается на замковую опору нижним концом. Это освобождает цилиндр насоса от циклической растягивающей нагрузки и позволяет значительно увеличить глубину подвески насосов. Если максимальная глубина спуска насосов НСВ1 не превышает 2500 м, то для насосов НСВ2 она составляет от 2500 до 3000 м.

Цилиндр невставного (трубного) скважинного насоса присоединяется к колонне НКТ и вместе с ней спускается в скважину. Плунжер НСН вводится через НКТ в цилиндр вместе с подвешенным к нему всасывающим клапаном на насосных штангах.. Чтобы не повредить плунжер при спуске, его диаметр принимают меньшим внутреннего диаметра НКТ примерно на 6 мм. Применение НСН целесообразно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом. Для смены насоса (цилиндра) необходимо извлекать штанги и трубы.

Насос НСН1 состоит из цилиндра, плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов. В верхней части плунжера размещается нагнетательный клапан и шток с переводником под штанги. К нижнему концу плунжера с помощью наконечника на захватном штоке свободно подвешивается всасывающий клапан .При работе клапан сажается в седло корпуса .Подвешивать всасывающий клапан к плунжеру необходимо для слива жидкости из НКТ перед их подъёмом, а также для замены клапана без подъёма НКТ. Наличие захватного штока внутри плунжера ограничивает длину его хода, которая в насосах НСН1 не превышает 0,9 м.

Насос НСН2 выпускается с верхним и нижним креплениями цилиндра к НКТ. Во втором случае цилиндр насоса нижним концом устанавливается в муфте НКТ посредством переводника, а верхний конец его свободен, то есть цилиндр разгружен. Аналогично насосу НСВ2 с нижним креплением по сравнению с насосами НСН1, а также НСН2 с верхним креплением, увеличивается соответственно с 1200 и 1500 м до 2200 м.

Для откачки высоковязкой жидкости предназначен дифференциальный насос одностороннего действия НСВГ, состоящий из двух спаренных насосов, один из которых является рабочим, а другой создаёт дополнительное усилие для проталкивания плунжера в цилиндре при ходе вниз.

Насос НСВД в отличии от насоса НСВГ на нижнем конце нижнего плунжера имеет дополнительный всасывающий клапан, что создаёт дополнительную камеру для сжатия газированной жидкости.

Насос НСНА позволяет осуществлять форсированный отбор жидкости из скважин через НКТ, диаметр которых меньше диаметра плунжера.

Штанги предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускают штанги из легированных сталей, диаметром (по телу) 19, 22, 25 мм и длиной 8 м для нормальных условий эксплуатации. Для регулирования длины колонны штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги «футовки» длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м.

Штанги соединяются муфтами. На утолщённом высаженном конце штанги имеются резьбовой ниппель под муфту, участки квадратного сечения под захват штанговыми ключами, упорные и опорные бурты в переходной зоне для посадки штанг на элеваторы при СПО. Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготовляется без головок, а на концах имеет стандартную резьбу. Резьба штанг и муфт должна быть защищена предохранительными колпачками и пробками от повреждений, грязи и влаги.

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины и подвешивания колонны НКТ. Устьевое оборудование типа ОУ включает: устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

.3 Технико-эксплуатационная характеристика скважины № 15

Скважина №131 Карповского месторождения имеет:

искуccтвенный забой Hскв = 1747 м;

эксплуатационная колонна Dэкс = 146 мм;

дебит Q = 8 т/сут;

текущее пластовое давление Рпл = 5,9 м;

давление насыщения Рнас = 5,7 МПа;

плотность нефти ρн = 861 кг/м3;

плотность воды ρв = 1111 кг/м3;

обводненность nв = 50 %;

газовый фактор Го = 25,4 м3/т;

.4 Расчет технологического режима работы скважины и выбор необходимого оборудования

Основной задачей при выборе оборудования штанговой скважинной установки и установления его работы является отбор заданного дебита жидкости с наилучшими техническими показателями.

К последним относится:

Наиболее полное использование установленной мощности ШСНУ.

Безаварийность работы установки, обеспечивающая ограничение межремонтного периода только плановопредупредительным ремонтом. Таким образом, выбранное оборудование и установленный режим его работы должны исключить аварийные случая, в первую очередь обрыв штанг, как наиболее слабого звена установки.

Обеспечение оптимальной величины коэффициента подачи ШСНУ.

Минимально возможная величина подвески глубинного насоса и, следовательно, минимально установленная мощность установки.

Работа ШСНУ должна быть увязана с работой пласта, т.е. с продуктивной характеристикой скважины.

Основным звеном ШСНУ является станок-качалка, от типа и технологической характеристики которого будут завесить параметры режима работы. Выбор типа станка-качалки производится АаНИИ (А.Н. Адонина) в зависимости от дебита и глубины подвески.

Расчет следует начинать с глубины подвески насоса:

Определяем глубину подвестки насоса, которая находится по формуле:

 

где L - глубина подвески насоса, м;

 - динамический уровень, м;- глубина погружения под динамический уровень м.

Динамический уровень можно определить по формуле:

 

где  - динамический уровень, м;

- глубина скважины, м;

 - динамический столб жидкости (от забоя), м.

Динамический столб жидкости (от забоя) определяется по формуле:


где  - динамический столб жидкости (от забоя), м;

 - забойное давление, Па;

 - плотность смеси, кг/м3;

 - ускорение свободного падения, м/с2.

Плотность смеси определяется по формуле:

 

где  - плотность смеси, кг/м3;

 - плотность нефти, кг/м3;

 - обводненность;

 - плотность воды, кг/м3.

 

Подставив численные значения в формулу определяем:

 

 

Из величин, слагающих глубину подвески насоса, трудно представить выбор глубины погружения под динамический уровень h, которая будет зависеть от конкретных местных условий данной скважины.

Основным принципом (условием) выбора является обеспечение оптимального коэффициента подачи ШСНУ. Под оптимальным подачи понимается его значение, которое получается при наименьшем погружении насоса под динамический уровень.

На практике встречаются три наиболее оптимальных случая, когда величина погружения может быть довольно строго обоснована:

) Скважина сильно обводнена, так что влиянием на работу насоса можно пренебречь;

) Нефть имеем значительный газовый фактор;

) В скважине при добыче интенсивно отлагается парафин.

В связи с этим глубину погружения насоса под динамический уровень h определяют от зависимости от давления на приеме насоса, определяется по формуле


где  - глубина погружения под динамический уровень, м;

 - плотность смеси, кг/м3;

 - ускорение свободного падения, м/с2;

 - давление на приеме насоса.

 

 - давление насыщения, равная 5 МПа, следовательно:

 

Подставив численные значения в формулу определяем:

 

Подставив все численные значения в формулу(1), находим:

 

. По дебиту  = 8 (т/сут) и подвеске насоса L =1685 (м) выбираем станок-качалку СК6-2,1-2500 с числом качаний  (м) и  = 2,1 (м), и диаметр насоса  (мм).

Выбираем двухступенчатую колонну штанг () с верхней ступенью d = 22 мм, %В = 28 %, q1 = 3,14 кг/м и нижней ступенью d = 19 мм, %Н = 79 %, q2 = 2,35 кг/м, длина верхней и нижней ступени l1=472 и l2=1213.

. Определение параметров работы насоса: диаметр насоса D; числа качаний n и длины хода S производится, исходя из получения минимальных нагрузок на штанги. Задаваясь стандартными минимальными значениями длины хода S для выбранного станка-качалки находим число качаний n, по формуле

 

где n - число качаний станка качалки, об/мин;

Q - дебит скважины, т/сут;- длина хода полированного штока, м;

 - принятый коэффициент подачи, (0,65 ÷ 0,8);- вес 1 метра штанг, кг/м.

 

где q - вес 1 метра штанг, кг/м;

%В - процентное соотношение верхней ступени штанг;- вес 1 метра (с учетом муфт) верхней ступени штанг, кг/м;

%Н - процентное соотношение нижней ступени штанг;- вес 1 метра (с учетом муфт) нижней ступени штанг, кг/м.

Подставив числовые данные в формулу получим:

 

Подставив числовые данный в формулу определяем:

 

 

Площадь плунжера определяем по формуле:

 

где F - площадь плунжера, м2;- дебит скважины, т/сут;- длина хода полированного штока, м;- число качаний станка-качалки, об/мин;

 - принятый коэффициент подачи, (0,65 ÷ 0,8);

 - плотность смеси, т/м3.

Подставив численные значения в формулу определяем:

 

 

Диаметр насоса для соответствующую длинам хода полированного штока определяем по формуле:

 

где D - диаметр насоса, м;- площадь плунжера, м2;

Подставив численные значения в формулу вычисляем:

 

 

. Для каждого режима определяется параметр, характеризующий выносливость штанг - вероятная частота обрывов в год, определяется по формуле:

 

где  - частота обрывов штанг;

В - коэффициент, зависящий от качества стали;- число качаний, об/мин;и dшт - диаметр соответственно насоса и штанг, м;

К - константа, характеризующая физические свойства материала штанг, обычно К = 0,75 - 1;- подвеска насоса.

Параметры В и L постоянны для данной скважины, а параметр «к» можно принять, равным единице. Тогда формула запишется:

 

где  - частота обрывов штанг;- число качаний, об/мин;и dшт - диаметр соответственно насоса и верхней ступени штанг, м.

Подставив численные значения в формулу, определяем:

 

"

Определяется максимальная нагрузка на штанги для режимов, соответствующих максимальной и минимальной длине хода полированного штока:

 

где Pmax - максимальная нагрузка на штанги, Н;пл - площадь плунжера, см2;

 - плотность смеси, кг/м2;- подвеска насоса, м;ср - вес 1 метра штанг, кг/м;- коэффициент равный, 0,87;- длина хода, м;- число качаний, об/мин.

Подставив численные значения получаем:

 

 

Вычисленные параметры записываем в таблицу 1

Таблица 1 - Параметры соответствующие разным длинам хода

S

n

D

Pmax

1

0,9

13,4

0,027

2

2,1

7,6

0,022


По минимальному числу обрывов и минимальной нагрузке выбираем второй режим.

По нагрузке выбираем станок-качалку СК6-2,1-2500;

Диаметр насоса округляем до ближайшего стандартного и выбираем вставной насос НВ1С-29-25-25 с диаметром 29 мм.

По комплектации станка-качалки выбираем двигатель АОП-74-4 с номинальной мощностью 20 кВт.

Диаметр НКТ 73 мм с толщиной стенки 5 мм.

8 Для того, чтобы отбор жидкости после округления диаметра насоса не изменился, корректируется число ходов насоса в (об/мин), рассчитывается по формуле:

 

где n - cкорректированное число качаний, об/мин;расч - расчетное число качаний, об/мин;расч - расчетный диаметр насоса, м;- ближайший стандартный диаметр насоса, м;

Подставив численные значения в формулу получаем:

 

Производится проверка на синхронность свободных и вынужденных колебаний штанг, т.е. на кратность их отношений.

Обычно резкое увеличение усилий в штангах происходит при резонансе на 2 гармонике, та когда собственные колебания колонны штанг имеют двойную частоту по сравнению с вынужденными колебаниями. Поэтому ограничиваются проверкой только этого случая. Полученное число качаний сравнивается с предельным числом качаний в (кач/мин).

 

где L - глубина подвески насоса, м.

Подставив численные значения получаем:

 

После того, как окончательно принимается число качании, производится проверка режима ШСНУ по параметру µ (16), характеризующего режим откачки.

 

где L - глубина подвески насоса, м;- скорость распространения звука в металле штанг, а = 5100 м/с

 - угловая скорость вращения кривошипов, (рад), определяется по формуле:

 

где n - скорректированное число качаний, об/мин.

 

Подставив численные значения в формулу (16) получаем:

 

Возникающие при работе ШСНУ в штангах собственные колебания и вызываемые ими деформации могут зависеть от µ и λ/S (λ - суммарное удлинение штанг и труб от веса столба жидкости) уменьшить или увеличить пробег плунжера и тем самым уменьшить или увеличить производительность насоса.

В таблице 2 приводится интервалы значений µ; при различных λ/S, при которых работа штанговой насосной установки не желательна.

Таблица 2 - Нежелательные интервалы значения µ

λ/S

0,2

0,3

0,4

µ

0,38-0,55

0,33-0,51

0,32-0,48


Параметр режима откачки µ для данной скважины не находится в нежелательных интервалах.

Общее удлинение штанг будет слагаться из удлинений отдельных ступеней, и рассчитываться по формуле:

 

где Fпл - площадь сечения плунжера, см2;

ρ - плотность жидкости, кг/м3;- подвеска насоса, м;

Е - модкль упругости стали, равный 0,21 · 1012 Па;и f2 - соответственно площади поперечного сечения верхней и нижней ступеней штанг, см2;и b - доли длины штанг верхней и нижней ступени;

 

 

где d - диаметр штанг, cм.

Подставив численные значения получаем:

 

 

 

"

В том случае, если скорректированное число ходов не равно стандартному, и по условию работы изменение дебита не допустимо, то на электродвигателе устанавливается специально изготовленный шкив, диаметр которого определяется:

 

где n - расчетное скорректированное число качаний, об/мин;р -диаметр шкива редуктора, 0,8 м;- передаточное число редуктора равное 38;м - число оборотов вала электродвигателя, 750 об/мин.

Подставив численные значения в формулу получим:

 

Материал штанг подбирается по приведенному напряжению.

Приведенное напряжение определяется по формуле(2)

 

где  - максимальное напряжение в опасном сечении колонны, которая равно:

 

где Pmax - максимальная нагрузка в точке подвески штанг определяется по следующей формуле:

 

где Pж - вес столба жидкости над плунжером, который равен:

 

где q1 и q2 - вес 1 метра соответственно верхних и нижних штанг, кг/м;и l2 - соответственно длина верхней и нижней ступеней штанг,  и  м соответственно;- коэффициент потери веса штанг в жидкости, 0,9;- фактор динамичности, 0,024.

Подставив численные значения в формулы получим:

 

 

 

Предельная амплитуда изменения напряжения вычисляется по формуле:

 

где ρ - плотность жидкости, кг/м3;пл и d - соответственно диаметр насоса и штанг, мм;

ρшт - плотность материала штанг, ρшт - 7850 кг/м3;- глубина подвески насоса, м;- длина хода полированного штока, м;

ес = 1,05 средний кинематический коэффициент станка- качалки;

 - угловая скорость кривошипов.

получим:

 

Подставив полученные значения в формулу 21, получим:

Выбираем штанги с приведенным напряжением 70 МПа.

Определяем мощность электродвигателя

В литературе приводится ряд формул для определения мощности электродвигателе.

Наиболее точными являются формулы Авинмаша, Ефремова, и АаНИИ.

Необходимая мощность рассчитывается по формуле Ефремова Д.В.:

 

где Dпл - диаметр плунжера насоса, м2;и n - длина хода и число качаний;

ρ - плотность жидкости, в кг/м3;дин - динамический уровень, м;

 - К.П.Д. насоса, = 0,9;

 - К.П.Д. станка-квчалки, 0,82;

к - коэффициент степени уравновешенности станка-качалки. Для уравновешенной системы к = 1,2;

 - коэффициент подачи насосной установки, (0,65÷0,85).

Подставив численные значения в формулу получим:

 

Установленный электродвигатель АОП-72-4 подходит, т.к. номинальная мощность электродвигателя 20 кВт больше расчетного 1,75 кВт.

В результате выполненного расчета подобрали следующее оборудование:

устьевой шток ШСУ31-2600;

подвеску сальникового штока ПСШ-6;

клиновидный ремень В-4000;

станок-качалку СК6-2,1-2500;

дебит Q = 8 т/сут;

Диаметр НКТ 73 мм с толщиной стенки 5 мм;

вставной насос НВ1С-29-25-25;

электродвигатель АОП-72-4

.5       Факторы, влияющие на работу ШСНУ и борьба с ними

Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены большим газосодержанием на приёме насоса, повышенным содержанием песка в продукции, наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др.

Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъёму жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приёме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи.

Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Это применение насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН2, НСВД), либо увеличением длины хода плунжера, либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса.

Основной метод борьбы - уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. Перед входом в приём насоса осуществляют сепарацию (отделение) газа от жидкости и отвод его в затрубное пространство, а оттуда перепуск в выкидную линию, где давление меньше давления газа. Сбор газа в атмосферу недопустим. В результате сепарации часть естественной энергии газа теряется и не используется для подъёма жидкости.

Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10-20 м) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости выходящего потока ниже приёма, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г\л.

Можно выделить следующие четыре группы методов борьбы с песком при насосной эксплуатации.

1 Наиболее эффективный метод - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе - уменьшением отбора жидкости.

2 Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину.

3 Песочные якори (сепараторы) и фильтры, устанавливаемые у приёма насоса, осуществляют сепарацию песка от жидкости. Работа песочных якорей основана на гравитационном принципе. В якорях прямого и обратного действия жидкость изменяет направления движения на 180, песок отделяется под действием силы тяжести и осаждается в песочном «кармане», при заполнении которого якорь извлекают на поверхность и очищают.

4 Однако полностью избежать вредного влияния песка не удаётся. Некоторое его количество поступает в насос и приводит к износу пары плунжер- цилиндр и клапанов. Поэтому используются специальные насосы для песочных скважин.

Для предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки - завихрители. При движении штанг создаётся завихрение струи, что препятствует оседанию песка над насосом. При остановке СК песок, находящийся в жидкости, оседает на верхние торцевые площадки скребков-завихрителей, а не на плунжер насоса.

При большой кривизне ствола скважине наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения отворотов штанг и удаления парафина при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки-завихрители.

В последнее время в разработку вовлекаются месторождения с высоковязкими нефтями. Основной способ подъёма таких нефтей на поверхность - штанговый скважиннонасосный. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической эффективностью других способов. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также движения жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны. При откачке нефтей с вязкостью более 500 Мпа С может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз.

При откачке высоковязких нефтей используют специальные двухплунжерные насосы, увеличивают диаметр НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки (уменьшают число качаний от 3 до 4 мин. и длину хода от 0,6 до 0,9 м.).

Снижение вязкости откачиваемой жидкости можно достичь подливом растворителя (маловязкой нефти) или воды, подогревом откачиваемой жидкости у приёма насоса или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.

При обводнённости продукции n = 0,4 - 0,8 водонефтяные эмульсии обладают высокой вязкостью, а гидродинамические силы трения достигают наибольшей величины. Если эмульсия неустойчивая, то на забое накапливается вода, что вызывает рост забойного давления. С целью снижения забойного давления можно применить хвостовик или увеличить глубину спуска насоса, если этому не препятствует степень загруженности СК. При откачке эмульсии типа нефть в воде возрастает износ, утечки, снижается усталостная прочность штанг, повышается их обрывность.

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 головку балансира СК, нарушается его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подьёме 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. Иногда становится невозможным подъём колонны штанг из-за уплотнения парафина.

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

Пропарку труб осуществляют и в работающей скважине. Для этого с помощью паропередвижной установки в затрубное пространство подают пар, который через насос поступает в НКТ. Трубы нагреваются, парафин расплавляется и смывается потоком. Смесь нефти, воды и парафина по выкидным линиям поступает на сборный пункт. Вместо пара подают и нагретую нефть.

Широко применяется метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка от 5 до 8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонна насосных штанг с укрепленными на них скребками поворачиваются при каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают парафин со стенок труб.

3. Охрана труда и противопожарная защита

.1 Техника безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ

Насосный способ добычи нефти наиболее распространён. Опасность травмирования персонала при обслуживании скважин, эксплуатируемых этим способом, связана в основном с наличием движущихся частей СК и необходимостью выполнения различных операций по проверке технического состояния, изменению режима работы и ремонт наземного оборудования. К числу таких операций относятся , например, работы по замене клиновидных ремней, снятию и установке канатной подвески, изменению длины хода и числа качаний балансира СК, а также по замене балансира.

Определенные опасности возникают при обслуживании устьевой арматуры, замене полированного штока, динамометрировании и других работах.

Одно из основных условий надёжной работы СК - наличие системы уравновешивания для равномерного распределения нагрузки на двигатель при ходе вверх и вниз. Это достигается установкой противовесов на хвосте балансира или на кривошипе СК. Грузы балансирного противовеса должны иметь массу не более 40 кг каждый. Способ крепления грузов должен исключать возможность самопроизвольного перемещения и падения их с кривошипов.

Весьма важное значение в создании безопасных условий выполнения различных операций имеют надёжность и удобства расположения тормозного устройства СК. Оно должно обеспечивать плавное и надежное торможение при давлении на тормозную рукоятку не более 1,5 Мпа.

Станки-качалки оснащаются лестницами, площадками и предохранительными ограждениями.

Надёжное ограждение шатунно-кривошипного механизма и клиноремённых передач, исправность площадок и лестниц для обслуживания электропривода и тормозного устройства, а также площадок и лестниц для смазки и ремонта СК- один из основных условий безопасного обслуживания наземного оборудования.

Во время работы СК не допускается проведение ремонта или крепление каких-либо частей станка, запрещается чистить и смазывать движущиеся части вручную, снимать предохранительные ограждения, а также направлять, сбрасывать, натягивать или ослаблять ремённую передачу.

До начала ремонтных работ привод СК отключается, а на пусковом устройстве вывешивается плакат «Не включать - работают люди».

Перед началом ремонтных работ в насосных скважинах головка балансира СК должна быть откинута назад или отведена в сторону.

Перед пуском СК после выполнения ремонтных работ убирают инструмент и различные приспособления, устанавливают на место предохранительные ограждения и обязательно проверяют отсутствие посторонних людей в опасной зоне.

Одно из основных правил пожарной безопасности - содержание производственных объектов в чистоте и порядке. Производственная территория и помещения не должны загрязняться легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, а также мусором и отходами производства. Нефть и другие легковоспламеняющиеся и горючие жидкости не должны храниться в открытых ямах и амбарах.

На территории предприятия запрещается разведение костров, кроме мест, где это разрешено приказом руководителя предприятия по согласованию с местной пожарной охраной. На пожарно - и взрывоопасных объектах запрещается курение и вывешиваются предупреждающие надписи: «Курить запрещается».

Насосные скважины оборудуются устьевой арматурой, герметизирующей устье скважины и позволяющей отбирать газ из затрубного пространства. Верхний конец сальника устьевой арматуры должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на один метр, что улучшает условия труда при работе у устья скважины.

СК имеет устройство, обеспечивающее возможность откидывания (опускания) или отвода в сторону головки балансира.

Устройство для отвода головки балансира должно быть таким, чтобы головка могла поворачиваться без заедания и заклинивания.

Конструкция канатной подвески для сальникового штока должна обеспечивать возможность удобного и безопасного выполнения операций по соединению колонны насосных штанг с головкой балансира и отсоединения её от головки, регулированию посадки плунжера насоса и динамометрированию. Вместе с тем полностью должно исключаться самопроизвольное освобождение каната.

СК оснащаются лестницами, площадками и предохранительными ограждениями.

Вход на площадку для обслуживания электропривода СК располагается со стороны тормозного устройства. Площадка должна иметь съёмное перильное ограждение. При расположении площадки на высоте до 75 см от земли для входа на неё устанавливаются ступени, а при высоте более указанной величины - маршевая лестница шириной не менее 65 см, имеющая перила 1 м.

Лестницы-стремянки, установленные у стойки СК, снабжаются предохранительными дугами на расстоянии не более 80 см одна то другой. Ширина лестниц не менее 60 см, а расстояние между ступеньками стремянок - 35 см. Лестницы должны надежно крепиться к стойке СК.

Во время замены траверсы и шатунов СК балансир закрепляют путем установки упоров из досок и брёвен или поддерживают его канатным стропом при помощи подъёмника. В обоих случаях не исключается возможность срыва балансира и травмирования рабочих. Выполнение работ по отсоединению и присоединению траверсы и шатунов связанных с необходимостью нахождения операторов непосредственно на балансире или траверсе, что вызывает опасность их падения с высоты.

Во время спуска отсоединённой и приёма новой траверсы при помощи пенькового каната, переброшенного через балансир СК, возникает опасность падения траверсы и травмирования ею рабочих. Применение при смене траверсы передвижного грузоподъёмного крана значительно облегчает и повышает безопасность выполнения этой работы.

В процессе эксплуатации проверяют и смазывают детали СК и редуктора. Эти операции должны проводиться при остановленном и заторможенном станке. Для смены смазки в редукторе и подшипниках СК рекомендуется применять агрегат Азинмаш-48.

Перед пуском СК после выполнения ремонтных работ убирают инструмент и различные приспособления, устанавливают на место предохранительные ограждения и обязательно проверяют отсутствие посторонних людей в опасной зоне.

.2 Пожаробезопасность

При работе на объектах добычи нефти и газа и несоблюдение правил противопожарной безопасности возможны взрывы и пожары, как результат нарушения герметичности газовых систем и разливов нефти. Поэтому при проведении ремонта площадка вокруг скважины не должна быть залита нефтью, а в случае разлива она должна быть очищена и присыпана песком. На каждом производственном объекте необходимо иметь песок и огнетушитель. Каждый работник должен уметь хорошо владеть огнетушителем.

В качестве огнегасительных веществ используют воду, твердые вещества (песок, кошмы), такие газы как азот, углекислый газ, пены. Для ликвидации пожара механически воздействуют на пламя, изолирует его от воздуха, охлаждая или удаляя горючие вещества из очага горения. Для этого используют водяные гидранты, шланги, стволы, пеногенераторы, пенокамеры, пенозакидные мачты и д.р.

При возникновении пожара необходимо немедленно оповестить пожарную охрану, пользуясь радиосвязью, телефонной связью или пожарной сигнализацией.

4. Охрана недр и окружающей среды

.1 Источники загрязнения окружающей среды при добычи нефти

Основные источники загрязнения атмосферы следующие: природные, производственные и бытовые процессы: естественного происхождения (минеральные, растительные и микробиологические); образующиеся при сжигании топлива для нужд промышленности, отопления жилищ, при работе транспорта; образующиеся в результате промышленных выбросов; образующиеся при сжигании и переработке бытовых и промышленных отходов.

Увеличение добычи нефти и газа и широкое применение разнообразных химических реагентов предопределяют повышение степени загрязнения атмосферы и воздействия на природные комплексы.

Основные загрязнители воздушного бассейна в газовой промышленности- углеводороды, твёрдые частицы, окислы серы, углерода, азота, сероводорода, газовый конденсат и др.

Источники газовыделения на объектах газовой промышленности- скважины, газопроводы, аппараты, факелы, предохранительные клапаны, ёмкости, дымовые трубы, постояннодействующие свечи, а также выбросы в аварийных ситуациях. Их можно разделить на три группы:

) фоновые постоянные утечки природного газа;

) технически неизбежные эпизодические утечки;

) технологически неизбежные постоянные выбросы.

Выбросы вредных веществ разделяют на организованные и неорганизованные. К организованным относят выбросы, которые отводятся от мест выделения и поддаются улавливанию с помощью специальных установок. К неорганизованным относят выбросы, возникающие вследствие негерметичности технологического оборудования, резервуаров и т.п. Инвентаризации подлежат оба вида выбросов.

При добыче, транспорте нефти и нефтепродуктов атмосфера загрязняется углеводородами в основном в результате аварийных выбросов и испарений. Потери от испарения происходят при хранении, заполнении, опорожнении резервуаров и транспортных ёмкостей. Причины потерь от испарений- высокие давления насыщения паров нефти и нефтепродуктов и, как следствие-переход лёгких фракций в газовую фазу. Испарение увеличивается при повышении температуры поверхности нефтепродуктов или понижении давления в газовом пространстве.

В резервуарных парках выбросы в атмосферу от испарений достигает 75% всех потерь. Например, газовые испарения в атмосферу бензина из типовых резервуаров объёмом 5000 м, могут достигать в Южной зоне 22,7 т., а в Северной 150 т.

Локальные загрязнения атмосферы возможны также при железнодорожных и водных перевозках нефти и нефтепродуктов. Так, при наливе нефтепродукта в цистерны под уровень потери от испарения составляют 0,1% объёма наливаемого продукта.

Значительная доля вредных выбросов поступает в атмосферу с продуктами сгорания при использовании в виде топлива природного газа и мазута.

скважина штанговый месторождение насос

4.2 Мероприятия по охране недр и окружающей среды проводимые в НГДУ

Охрана окружающей среды сводится к предотвращению или устранению загрязнения атмосферы, воды, земель.

Мероприятия по охране атмосферного воздуха.

Определяющими направлениями намечаемых мероприятий по охране атмосферного воздуха от загрязнений объектами и сооружениями Краснояровского месторождения являются:

) Применение напорной герметичной системы транспорта и подготовки нефтяной эмульсии.

) Для снижения выбросов лёгких фракций углеводородов через дыхательные клапаны резервуаров РВС-1000 намечено :

а) установка УНОР (устройство наполнения и опорожнения резервуаров) ,

что позволит снизить выбросы до 300 т в год ;

б) внедрение УСТН (установка сепарационная , трубная , наклонная ), что даёт снижение выбросов на 200 т в год ;

)      Опорожнение и дренаж технологических ёмкостей в закрытую систему.

)      Сброс с предохранительных клапанов в специальные ёмкости с последующим возвращением жидких продуктов в технологический процесс.

)      100% контроль швов сварных соединений трубопроводов.

)      Антикоррозионная защита аппаратов и оборудования.

)      Автоматизация технологических процессов, предупреждающая возникновение аварийных ситуаций.

)      Сжигание аварийных выбросов газообразных углеводов на факелах, использование в запальном устройстве факела для поддержания горения газа.

Для снижения воздействия объектов нефтедобычи на все составляющие природной среды необходимо осуществлять постоянное наблюдение и контроль, для чего в данной работе предусмотрено проведение комплексного мониторинга.

Мониторинг атмосферы в районе нефтедобычи будет осуществляться силами созданной в районе мобильной специально оборудованной лабораторией с автоматизированной системой контроля за состоянием атмосферного воздуха. (ЦНИЛ «Оренбургнефть»).

Мероприятия по предотвращению аварийных сбросов нефти и сточных вод.

) Соблюдение технологических параметров основного производства и обеспечение нормальной эксплуатации сооружений и аппаратов ;

) Для освобождения технологических аппаратов предусматриваются дренажные ёмкости (КНС, УПСВ, ДНС) с погружными насосами которые перекачивают жидкости в буферную и аварийную ёмкости ;

) Аварийный сброс сточных вод на поверхность земли и в естественные водоёмы не предусматривается ;

) Для защиты от коррозии системы нефтесброса и заводнения предусматривается ввод ингибитора коррозии марок ’’Нефтехим’’, ’’Викор 1 А’’, ’’Дигазфен’’.

Кроме того, с этой целью все трубопроводы и водоводы покрываются наружной изоляцией. Также организован контроль за скоростью коррозии и действием на неё ингибидов, путём установки в трубопроводы образцов - свидетелей.

) С целью исключения разлива нефтепродуктов на устьях скважин предусмотрена установка ЭКМ, срабатывающих на отключение скважин при понижении давления в выкидных трубопроводах:

обволока нефтяных скважин;

установка ППК;

бетонные приустьевые площадки со сбором дождевых вод и нефти в канализационные ёмкости объёмом 5 куб. м каждая;

)      Аварийные ёмкости и площадки ДНС, УПСВ, КНС ограждают стенкой высотой 0,5 м, с отводом сточных вод в ёмкости;

предусматривается обваловка нагнетательных скважин.

)      Регулирование предельных уровней, давления и температуры в технологических аппаратах, а также отключения насосных агрегатов при порыве нефтепроводов и водоводов.

)      Контроль сварных швов, испытание трубопроводов на прочность и герметичность в соответствии с действующими нормативными документами.

учёт закачиваемой воды определяется химическим анализом один раз в квартал.

Для оценки работы установки сброса и очистки пластовой воды проводили следующие анализы:

а) определение содержания нефтепродуктов и механических примесей проводится ежедневно;

б) шестикомпонентный анализ - один раз в месяц.

Химический состав воды определяется один раз в месяц.

Отбор проб и проведение анализов осуществляет аналитическая лаборатория ЦНИПР НГДУ ’’Бугурусланнефть’’. Содержание нефти определяется фото - электрокалориметрическим способом механических примесей - весовым.

Мероприятия по охране подземных вод.

Проектом предусмотрены следующие мероприятия по предупреждению загрязнения подземных вод:

) Устройство защитной гидроизоляции подземных ёмкостных сооружений;

) Возведение обвалований нефтяных и нагнетательных скважин, возведение бордюров по периметру технологических площадок с твёрдым покрытием;

) Цементация затрубного пространства нагнетательных, артезианских скважин и шурфов под насосы КНС, которая предотвращает переток жидкости из одного пласта в другой и водоносные горизонты, а также обеспечивает защиту внешней части колонн от коррозии;

) Заполнение кольцевого пространства (между НКТ и колонной) инертной дегазированной жидкостью с целью исключения коррозии внутренней поверхности колонн;

) Антикоррозионная защита всех стальных водоводов, нефтегазоводов, оборудования;

) Учёт расхода поверхностных, подземных и сточных вод;

) Создание сети наблюдательных скважин, в которой должны быть организованы режимные наблюдения;

) Закачка воды в нефтяные пласты предусматривает по специальным НКТ с антикоррозионным покрытием и пакеровкой их на забое для исключения действия высокого давления на колонну.

При этом предусматривается использование мобильных и стационарных лабораторий ЦНИЛ «Оренбургнефть» и ЦНИПР НГДУ.

Восстановление земельного участка.

Восстановлению подлежат нарушенные земли передаваемые во временное пользование на период обустройства месторождения.

Проектом предусматривается два вида рекультивации нарушенных земель: технический этап и биологический этап.

Объекты эксплуатации и обустройства находятся в зоне чернозёмных почв и интенсивного сельского хозяйства.

Техническая рекультивация, осуществляется для сохранения плодородного слоя почвы и выполняется в следующей последовательности:

) Срезка плодородного слоя почвы до начала строительных работ;

) Перемещение плодородного слоя к месту временного хранения;

) Засыпка, послойная трамбовка, выравнивание рытвин и ям, образовавшихся в результате проведения строительных работ;

)      Уборка мусора;

)      Выборочное удаление грунта в местах непредвиденного его загрязнения нефтепродуктами и другими веществами;

) Распределение избытка грунта, оставшегося после засыпки траншей, по зоне, подлежащей рекультивации, равномерным слоем;

)      Обратное перемещение плодородного слоя с созданием ровной поверхности после окончания строительства объектов;

) Удаление временных устройств и сооружений.

Биологическая рекультивация.

Биологическая рекультивация производится для восстановления плодородия почвы на паханных землях, утраченного в процессе строительства или ликвидаций аварий на трубопроводах.

Последовательность проведения биологической рекультивации следующая: выравнивание плодородного слоя почвы, внесение органических и минеральных удобрений, вспашка с одновременным боронованием и культивация земель.

Норма внесения органических удобрений 40 т/га, минеральных- 20% 30 кг/га.

Продолжительность технического этапа рекультивации - 1 год, биологического - 3 года.

Заключение по оценке воздействия производства на окружающую природную среду.

Воздействие на окружающую среду процессов эксплуатации и строительства всех составляющих нефтегазодобычи Карповском месторождения показывает, что:

)      При соблюдении всех предусмотренных настоящим проектом природоохранных мероприятий существенный и необратимый вред окружающей природной среде нанесён не будет;

)      В случае возникновения аварийных ситуаций предусмотрен комплекс мероприятий, позволяющих в минимальный срок и полностью ликвидировать негативные последствия аварийных выбросов (сбросов) вредных веществ в окружающую среду;

)      Предусмотренная система комплексного мониторинга окружающей природной среды в процессе строительства и эксплуатации объектов Покровского месторождения позволит контролировать, прогнозировать и вовремя устранять все негативные технологические последствия добычи нефти и газа;

) Общие затраты, связанные с охраной окружающей среды в процессе эксплуатации и строительства объектов составляет ежегодно порядка 87 тыс. руб. При безусловном выполнении всего комплекса природоохранных мероприятий следует сделать вывод о целесообразности строительства и эксплуатации объектов нефтедобычи.

Список использованной литературы

1. Гиматудинов Щ.К. «Cправочная книга по добыче нефти» 1974 г.

. Бухаленко Е.И. Cправочник «Нефтепромысловое оборудование» 1990 г.

. Бухаленко Е.И. «Справочник по нефтепромысловому оборудованию» 1983

4. Муравьёв В.М. «Cправочник мастера по добыче нефти» 1975 г.

Похожие работы на - Расчёты в добыче нефти

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!