98146

Повышение работы скважин оборудованных установкой электроцентробежного насоса на территории Первомайского района Оренбургской области

Дипломная

География, геология и геодезия

Роль и значение нефти - в современной промышленности огромны. В ближайшее время значение нефти и нефтяных газов еще более возрастет, так как на базе нефтеперерабатывающих заводов образуются все более сложные и развитые нефтехимические комбинаты, выпускающие многообразный ассортимент продуктов.

Русский

2015-10-29

1.32 MB

2 чел.

Введение

Роль и значение нефти - в современной промышленности огромны. В ближайшее время значение нефти и нефтяных газов еще более возрастет, так как на базе нефтеперерабатывающих заводов образуются все более сложные и развитые нефтехимические комбинаты, выпускающие многообразный ассортимент продуктов. В ближайшее время значение нефти и нефтяных газов еще более возрастет, так как на базе нефтеперерабатывающих заводов образуются все более сложные и развитые нефтехимические комбинаты, выпускающие многообразный ассортимент продуктов. Более ярко роль и значение нефти и природного газа как первичных энергоносителей проявляется при анализе энергетического баланса Франции, где все эти показатели даны в сопоставимой форме. С каждым годом повышается значение нефти как сырья для химической, нефтехимической и микробиологической промышленности, что свидетельствует о квалифицированном и комплексном использовании ценных компонентов, содержащихся в нефти. С каждым годом возрастает значение нефти как важнейшего народнохозяйственного продукта. Ускоренное развитие химической индустрии требует нового подъема ее добычи. Ни современные методы добычи нефти, ни широкое применение искусственного заводнения не могут обеспечить достаточно высокой нефтеотдачи, в результате чего большая часть нефти остается в пласте и в лучшем случае удается извлечь несколько больше половины ее запасов. Русские химики правильно оценили значение нефти как материала, из которого путем глубокой физической и химической переработки могут быть получены важнейшие продукты. Эти работы особенно широко развернулись после Октябрьской революции. Чтобы читатель достаточно отчетливо представил себе значение нефти по сравнению с другими сырьевыми источниками, автор в соответствующих местах приводит сведения о методах получения тех или иных продуктов из сырья нефтяного происхождения. Дается также описание таких синтезов, для которых сырье нефтяного происхождения не является пока наиболее выгодным, но может стать таковым при незначительных усовершенствованиях производственных методов. В популярной и увлекательной форме рассказывается о значении нефти и газа в современном мире. Описаны способы их поиска и добычи, транспортировки, методы и направления переработки. Показаны роль нефти и газа в мировом энергетическом балансе, использование альтернативного сырья и энергоносителей и, наконец, будущее нефти и газа. Современные достижения в области использования нефтяных продуктов еще более усиливают значение нефти в народном хозяйстве. Нефть и ее продукты перерабатываются в такие высокоценные и нужные товары, как - искусственный каучук, искусственная кожа, суррогаты технического и столового масла, съедобный жир, парфюмерия и множество других товаров. Повышенный финансовый риск, связанный с поисками нефти, рост значения нефти и газа для технического прогресса и безопасности страны и процентные ставки на капитал - все эти факторы говорят в защиту существующих размеров скидки на истощение как минимума, который должен быть сохранен и впредь. Вместе с невиданным по своим темпам и размаху развитием научно-технического прогресса растет значение нефти и природного газа как топливно-энергетических ресурсов и как важнейших источников сырья для химической промышленности. 

Синтез глицерина из пропилена через хлористый аллил представляет яркий пример всемогущества современной химической промышленности и значения нефти как сырья для производства органических продуктов. Учитывая все возрастающую связь между нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленностью, в книге сделана попытка показать значение нефти как ценнейшего полезного ископаемого не только для производства моторных топлив, смазочных масел, но и различных видов химической продукции. Каждый из этих трех исходных материалов имеет свои достоинства; однако опыт показывает, что значение нефти для химической промышленности особенно велико. По сравнению с каменным углем преимущества нефти состоят в том, что в ней уже присутствует водород, являющийся существенной составной частью углеводородов. Синтез глицерина из пропилена через хлористый аллил представляет яркий пример всемогущества современной химической промышленности и значения нефти как сырья для производства органических продуктов. В период второй мировой войны 1938 - 1945 годы и в особенности в послевоенный период значение нефти в мировой политике и экономике возросло еще более. В ожидании семидесятых годов вряд ли можно было сомневаться в дальнейшем феноменальном росте значения нефти в мировом энергетическом хозяйстве. Центральные вопросы заключались лишь в том, сможет ли нефтяная промышленность сохранить уровень капиталовложений, необходимый для такого роста, и как в конечном счете сложится соотношение сил между нефтедобывающими странами и нефтяными компаниями. Синтез глицерина из пропилена с промежуточным образованием хлористого аллила служит примером достижений в области разработки методов получения органических соединений и значения нефти как сырья для разнообразных органических синтезов. Несмотря на то, что в настоящее время для химических целей использование нефтяных углеводородов составляет не более 2 - 3 процентов от добываемой нефти, из них вырабатывают около 50 - 60 процентов промышленных продуктов всей органической химии. Значение нефти как химического сырья начинает noL степенно превышать значение других сырьевых источников - растительного сырья, каменного угля и коксового газа, а также продуктов перегонки древесины.  В этом, на первый взгляд маловажном, факте и скрыты громадные преимущества нефтяного топлива и политическое значение самой нефти. Топливное значение нефти приложимо к фабрикам, заводам, железным дорогам и прочее. Нефть имеет громадное народнохозяйственное значение. Кроме общеизвестного значения нефти как источника горючего для двигателей внутреннего сгорания,   тракторов, автомобилей и других, непрерывно возрастает ее значение как сырья для химической промышленности.


1 Геологическая часть

  1.  Общие сведения о месторождении

Росташинское месторождение в административном отношении находится на территории Первомайского района Оренбургской области.

Районным центром является поселок Первомайский. Он расположен в 15 километрах к югу от месторождения, а крупный железнодорожный узел и промышленный центр Оренбургской области город Бузулук в 85 километрах к югу от него. Ближайшая железнодорожная станция Тюльпан железной дороги Погромное-Пугачевск удалена от месторождения на 35 километров к северо-западу.

В непосредственной близости от месторождения проходит профильная шоссейная дорога с асфальтовым покрытием Бузулук-Уральск. В 65 километрах к югу от месторождения проходит газопровод «Союз» Оренбург, а в 10 километрах к западу расположены две нитки нефтегазопровода от Зайкинского месторождения на Нефтегорский промузел Самарской области.

Ближайшими населенными пунктами являются села Соболево, Мансурово, Конново, совхоз Ленинский и другие. Все они связаны между собой грунтовыми и проселочными дорогами, пригодными для передвижения в сухое время года. Источником электроснабжения служит высоковольтная линия электропередач ВЛ-220 кВ Оренбург – Сорочинск - Первомайский.

  1.  Орогидрография

В орогидрографическом отношении район находится в пределах южного склона возвышенности Общий Сырт.

Рельеф местности холмистый с наличием оврагов, урочищ и ручьев, в основном субмеридиального направления. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах 90-200 м.

В гидрографическом плане район приурочен к бассейну реки Чаган и ее правых притоков, наибольшим из которых является река Башкирка. Берега реки Чаган асимметричны: правый - крутой, изрезанный густой сетью оврагов и мелкими притоками; левый - пологий, слаборасчлененный оврагами и балками.

  1.  Стратиграфия

Архей – нижний + средний протерозой – AR. Породы данного возраста представлены образованиями кристаллического фундамента: серыми и розовыми гранитами; плотными, крепкими, крупнокристаллическими, серыми - темно-серыми биолитовыми плагиогранитами и гранито-гнейсами, магматитами. В верхней части пород развита кора выветривания, кристаллические сланцы зеленовато-черные, твердые, крепкие, разнозернистые, состоящие из зерен кварца, бионита и серицита.

Породы фундамента вскрыты на глубине 11-26 м. Палеозойская группа, Pz. Девонская система, Д. Франкский ярус.

Отложения девона, слагающие нижнюю часть осадочного комплекса, представлены в объеме среднего эйфельский, живетский ярусы и верхнего франский, фаменский ярусы отделов.

Средний отдел, Д. Эйфельский ярус, Д 21–1 cf. Эйфельский ярус подразделяется на нижний и верхний подьярусы и включает койвенский, бийский, афонинский горизонты.

Нижнеэйфельский подьярус,Д 21–1, представлен вязовским горизонтом и сложен песчаниками светло-серыми, серыми, средней крепости, среднезернистыми, кварцевыми прослоями мелко кавернозными с подчиненными прослоями аргиллитов, алевролитов темно-серых, плотных, средней крепкости.

Толщина подьяруса изменяется в пределах 9-17 м. Койвенский горизонт, Д21 су. Представлен переслаиванием известняков, песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Бийский горизонт,  Д21 BS, сложен известняками серыми, темно-серыми до черных, плотными, крепкими, мелко тонкозернистыми, глинистыми, органно-тонко-детритовыми, с включением кристаллов и прожилок кальцита, с прослоями мергеля темно-серого до черного, плотного, плитчатого. Толщина 47-56 м.

Афонинский горизонт, Д21 af, имеет трехчленное строение. В подошве его залегает пачка терригенных алеврито - аргиллитовых пород, черных, известняковистых, битуминозных; средняя часть сложена известняками органогенными, биогенными, кораллово-страматопоровыми темно-серыми, почти черными микро-, тонкозернистыми участками пористыми средней крепости, трещиноватыми, в разной степени перекристаллизированными с редкими прослоями темно-серых почти черных, плотными, плитчатыми известковистыми с прослоями известняков темно-серых, плотных, крепких, тонкозернистых и алевролитов серых, средней крепости, известковистых.

Толщина афонинского горизонта 157-186 м. Живетский ярус, Д 22 zv. Ярус представлен в объеме старооскольского надгоризонта воробьевские, ардатовские, муллинские горизонты.

Воробьевский горизонт, Д 22 vb,  в нижней части сложен песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов. Песчаники светло-серые, буроватые, средней крепости, пористые, кварцевые, разнозернистые, трещиноватые. В средней части присутствуют известняки темно-серые, коричневато-серые до черного, плотные, крепкие, шламово-детритовые, неравномерно глинистые, тонкокристаллические, доломитизированные. Верхняя часть представлена аргиллитами темно-серыми до черных, плотными, средней крепости, скорлуповато-плитчатыми, алевритами неравномерно известковистыми. Толщина горизонта от 36 до 77 м.

Ардатовский горизонт, Д 22 ard, в нижней части слагается песчаниками и алевролитами. Песчаники светло-серые, реже голубовато- и буровато-серые, плотные и пористые, кварцевые, мелкозернистые, алевритовые. Алевролиты серые и буровото - серые, с зеленоватыми оттенками, прослоями голубовато-серые, скорлуповато-плитчатые, некрепкие, гидрослюдистые, неравномерно алевритовые с прослоями алевритов и известняков. В кровли известняки серые, светло-коричневато-серые, плотные, крепкие, участками пористые, биоморфно-детритовые, фораминиферово-порово-каралловые, слабо перекристаллизованные и доломитизированные. Толщина ардатовского горизонта 68-82 м.

Муллинский горизонт, Д22, представлен переслаиванием алевролитов темно-буровато-серых, средней крепости, плитчатых, кварцевых, среднемелкозернистых, аргиллитов темно-серых, плотных, скорлуповато-плитчатых, гидрослюдистых и известняков серых со слабым коричневатым оттенком, тонкокристаллических, плотных, крепких, участками глинистых, слобопесчанистых. Горизонт имеет толщину 18-35 м.

Верхний отдел,  Д3. Франский ярус,  Д31 fr. Ярус представлен в объеме нижнефранского подьяруса пашийский, кынов-ский, саргаевский, доманиковый горизонты и нерасчлененного верхнефранского подьяруса.

Нижнефранский подьярус, Д31–1. Пашийский горизонт, ДР1,сложен переслаиванием песчаников серых, светлосерых, плотных, средней крепости, тонко-мелко-зернистых, кварцевых, алевритовых; алевролитов темно-серых, кварцевых, разнозернистых, песчанистых, и аргиллитов темно-серых до черных, плотных, некрепких, слоистых с прослоями мергелей, известняков. Толщина горизонта 35-61 м.

Кыновский горизонт, Д31 kn, представлен в кровле и подошве известняками. В средней части характеризуется переслаиванием песчаников серых, до черных, плотных. Крепких, местами глинистых, мелкозернистых алевролитов, с подчиненными слоями аргиллитов темно-серых с зеленоватым оттенком, плитных, средней крепости, оскольчато-обломочных. Толщина горизонта 16-20 м.

Саргаевский горизонт, Д31 sr, сложен известняками темно-серыми, почти черными, пятнами более светлыми, плотными, крепкими, органогенно-детритовыми. Толщина изменяется от 4 до 19 м.

Доманиковый горизонт,  Д32 dm, представлен известняками темно-серыми с буроватым оттенком, плотными, средне крепости, глинистыми, кристаллическими, неравномерно доломитизированными. Толщина горизонта             16-21 м.

Верхнефранский подьярус, Д32–1, сложен известняками с переслоями вторичных доломитов в подошве аргиллитов серых, темно-серых, плотных, средней крепости плитчатых, оскольчато-обломочных и песчаников светло-серых, плотных, крепких, мелкозернистых. Толщина подьяруса 108-189 м.

Фаменский ярус,  Д32 fm, представлен известняками с прослоями вторичных разно-кристаллических доломитов, известняки светло-коричневые, сероватые, плотные, мелкозернистые, пелитоморфные. Ярус имеет толщину                              189-257 м.

Каменноугольная система, С. Представлена в объеме нижнего турнейский, визейский, сернуховский ярусы, среднего башкирский, московский ярусы и верхнего отделов.

Нижний отдел. Турнейский ярус, С1 t, подразделяется на нижний лихвинский надгоризонт и верхний черкашенский надгоризонт подьярусы. В целом турнейский ярус представлен известняками с прослоями доломитов, реже аргиллитов. Известняки серые, темно-серые с коричневым оттенком, плотные, крепкие, массивные, шламовомелко-детритовые, перекристаллизованные, неравномерно доломитизированные. Доломиты серые, темно-серые с коричневым оттенком, неравномерно-зернистые, известко-вистые, в разной степени глинистые, битуминозные. Аргиллиты темно-серые, до черного, скорлуповато-плитчатые, гидрослюдистые, пиритизированные, с включением окремнелого органогенного детрита. Толщина яруса изменяется в пределах 201-287 м.

Визейский ярус, С1 v, включает малиновский, бобриковский, тульский горизонты и окский надгоризонт.

Малиновский горизонт, C1 ml, сложен песчаниками, аргиллитами с подчиненными прослоями известняков, доломитов. Песчаники серые, темно-серые, плотные, крепкие, кварцевые, мелкозернистые, отсортированные. Алевролиты темно-серые, плотные, средней крепости, оскольчато-обломочные, глинистые. Аргиллиты темно-серые до черного, плотные, средней крепости, плитчатые, прослоями слабоизвестковые. Известняки серые, плотные, крепкие, массивные, тонкокристаллические, шламово-мелкодетритовые, участками сгустково-органогенные, перекристаллизированные. Доломиты темно-серые, плотные, крепкие, тонкомелкозернистые, глинисто-битумные, пиритизированные. Толщина горизонта составляет 19-38 м.

Бобриковский горизонт, С1 вв, представлен переслоями алевролитов, аргиллитов, песчаников, с редкими прослоями известняков. Алевролиты буровато-серые, светло-серые, темно-серые, плотные, крепкие, неравномерно-песчанистые, кварцевые, мелкозернистые. Аргиллиты темно-серые до черного, плотные, крепкие, слабо-пиритизированные, гидрослюдистые, слабоалевролитистые, кварцевые, крупнозернистые. Песчаники светло-серые, коричневато-серые, темно-серые, крепкие, плотные, участками пористые, массивные, кварцевые, средне- мелкозернистые, пиритизированные. Известняки серые, темно-серые, тонкокристаллические, плотные, крепкие, глинистые, трещиноватые. Толщина горизонта 13-31 м.

Тульский горизонт, С1 tl, сложен известняками серыми, темно-серыми, участками с коричневатым оттенком, крепкими, плотными, массивными, шламово-мелкодетритовыми, пелидетритовыми, участками сгустково-шламовыми, перекристаллизованными, слабоглинистыми, с редкими прослоями аргиллитов. Толщина горизонта 62-75 м.

Окский надгоризонт, С1 ok, в подошве и средней части представлен известняками серыми, темно-серыми, со слабым коричневатым оттенком, плотными, крепкими, массивными, слабоглинистыми, доломитизированными, тонкошламовыми, шламово-мелкодетритовыми с прослоями доломитов темно-серых, плотных, тонкозернистых, известковых, участками окремнелых, неравномерно-глинистых, слабо-пиритизированных и ангидритов. В кровли переслаивание ангидритов и доломитов. Надгоризонт имеет толщину 267-276 м.

Сернуховский ярус, C1 s. Представлен известняками серыми до темно-серых, плотными, крепкими, массивными, органогенно-детритовыми, шламово-детритовыми, пелитоморфно-мелкозернистыми с прослоями доломитов тонкозернистых, известковистых, пиритизированных, глинистых и ангидритов. Толщина яруса 131-200 м.

Средний отдел, С2, установлен в объеме башкирского и московского ярусов.

Башкирский ярус,  С2 b, поверхность башкирского яруса размыта. Из разреза частично выпадают отложения черимшанского возраста. Ярус осложнен известняками серыми, светлосерыми, участками пористыми, крепкими, массивными, органогенно-обломочными, органогенно-детритовыми, криноидно-форамини-ферововодорослевыми и комковато-органогенными, перекристализованными, слабопиритизированными с редкими прослоями глины голубовато-серой. Толщина яруса меняется от 109 до 180 м.

Московский ярус, С2 m, установлен в объеме верейского, каширского, подольского и мячковского горизонтов.

Верейский горизонт, С2 mVr, сложен неравномерным переслаиванием алевролитов, песчаников, аргиллитов. Алевролиты среднезернистые, глинослюдистые, участками глинистые. Песчаники черные, тонко-мелкозернистые, плотные, крепкие, глинистые, слюдистые. Аргиллиты темно-серые, плотные, средней крепости, плитчатые, гидрослюдистые, алевристые, пиритизированные.

Каширский и мячковский горизонты литологически представлены известняками и доломитами. Общая толщина московского яруса 445-491 м.

Верхний карбон, С3, его отложения верхнего карбона в виду недостаточной изученности не расчленяются и представлены известняками, ангидритами и доломитами. Толщина отдела 231-313 м.

Пермская система, Р, выделяется в объеме нижнего и верхнего отделов, которые подразделяются на ярусы соответственно ассельский, сакмарский, артинский, кунгурский, уфимский, казанский, татарский.

Ассельский, сакмарский и артинский ярусы сложены известняками светлосерыми, темно-серыми, мелкокристаллическими, плотными с редкими прослоями доломитов светло-серых, желтовато-серых, плотных, крепких, тонко-скрыто-кристаллических с включением зерен и прожилок ангидрита голубовато-серого, кристаллического, трещиноватого. В кровле артинского яруса известняки с прослоями доломитов, ангидритов.

Кунгурский ярус, Р1kg представлен в объеме филипповского и иренского горизонтов.

Филипповский горизонт, Р1 fl, сложен переслаиванием доломитов, ангидритов, в нижней части встречаются известняки.

Иренский горизонт, Р1 ir, представлен каменной солью, ангидритами серыми, желто-серыми с небольшими прослоями доломитов, гипсов.

В целом нижний отдел имеет толщину 1092-1188 м.

Верхний отдел, Р2, подразделяется на уфимский, казанский, татарский ярусы.

Уфимский ярус,  Р2 uf, литологически сложен лагунно-морскими пестро окрашенными породами и представлен переслаиванием алевролитов, доломитов, мергелей, известняков, глин и ангидритов. Толщина яруса 68-116 м.

Казанский ярус, Р2 kz ,по литологическим признакам и каротажной характеристике подразделяется на два подьяруса: нижний калиновская свита и верхний гидрохимическая и сосновская свиты.

Калиновская свита, Р2 kz1, сложена известняками, доломитами, глинами. Толщина свиты 65-105 м.

Гидрохимическая свита, Р2 kz2, характеризуется в кровельной и подошвенной частях ангидритами голубовато-серыми, крепкими; в средней части - каменной солью белой с розовым оттенком. Толщина свиты 26-42 м.

Сосновская свита, Р2 kz2, слагается ангидритами, солями с подчиненными прослоями известняков. Толщина свиты 86-130 м.

Татарский ярус,  Р2 tat, представлен красноцветными песчано-глинистыми породами. Песчаники красновато - буровато- коричневые, плотные с прослоями мергелей и доломитов. Толщина яруса изменяется от 179 м до 256 м.

Мезозойская группа, Hz, в отложениях этой группы выделяются: нижний отдел триасовой системы, средний и верхний отделы юрской. Вся группа представлена красно- и серо-цветными песчано-глинистыми породами. Толщина группы изменяется от 251 до 370 м.

Четвертичная система, Q, ее отложения широко развиты на площади и представлены глинами известковистыми, делювиальными суглинками и современными аллювиальными отложениями. Толщина четвертичных образований достигает 8-10 м.

  1.  Тектоника

В региональном тектоническом отношении Росташинское месторождение расположено в зоне южного погружения Бузулукской впадины, в районе ее сочленения с северным бортом Прикаспийской синеклизы.

Поверхность кристаллического фундамента изучена региональными геофизическими исследованиями и частично бурением.

По этим данным территория приурочена к Камелик-Чаганской зоне разломов, характеризующейся блоковым строением. Блоки разделяются дизъюнктивными нарушениями субширотного и субмеридиального направления и ступенеобразно погружаются к югу в сторону Прикаспийской синеклизы.

Эти дизъюнктивные нарушения прослеживаются и в девонских отложениях, включая кыновское время, а выше по разрезу, в результате размыва выступающих участков и заполнения осадками впадин, происходит выравнивание поверхности палеорельефа.

В настоящее время в описываемом районе по поверхности кристаллического фундамента и кыновско - афонинских отложений установлен ряд ступеней или блоков с приуроченными к ним одноименными поднятиями, месторождениями, это с севера на юг: Гаршинское, Соболевское, Зайкинское, Талово - Долинное.

На Росташинской площади по геофизическим исследованиям и данным бурения выделяются два субширотных нарушения, типа сбросов, амплитудой до 500 м.

Средне - Росташинское поднятие сохраняет свое погружение в южном направлении, но амплитуда его увеличивается до 50-99 м.

Тектонические подвижки по наличенным разрывным нарушениям привели к неравномерному наклонению осадков в девонское время. Так, например, в скважине номер 3 средне - Росташинское поднятие толщина ардатовского и воробьевского горизонтов составляет 142 и 129 м соответственно, в то время как в других скважинах она изменяется от 89 до 107 м ардатовские и от 49 до 71 м воробьевские. Перерыв, начавшийся в послекыновское время, привел к размыву подстилающих терригенных отложений и к не накоплению перекрывающих.

В части скважин отсутствуют отложения кыновского, пашейского горизонтов. Отложения карбонатов в верхнем девоне соответствуют 110- 141 м.

В связи с отсутствием отложений терригенного верхнего девона на большей части площади и сложностью выделения маркирующих горизонтов в карбонатных отложениях верхнего девона, структурные построения для этого комплекса пород не выполнены.

По отложению карбона Росташинскому месторождению соответствует моноклинальное погружение кровли бобриковского горизонта и башкирского яруса в южном направлении и флексурообразный изгиб против девонских разломов. Градиент нарушения моноклинали соответствует 19 м на 1 км, флексуры - 67 м на 1 км.

Выше по разрезу по пермским отложениям все продолжительные элементы снивелированы, так как площадь располагается в пределах нижнеказанского некомпенсированного прогиба, характеризующегося увеличенными толщинами гидрохимической свиты.

В целом по Росташинскому месторождению анализ геолого-геофизического материала позволяет предполагать тектоно седиментационный генезис структур.

  1.  Нефтегазоносность

В пределах месторождения продуктивные нефтесодержащие пласты установлены в бобриковских, ардатовских, воробьевских и афонинских отложениях. В практике работы на нефть и газ эти пласты выделяют обычно под индексами В21 D3, D4, D5.

Залежь нефти, приуроченная к пласту В2, небольшая как по размерам, так и по запасам и имеет подчиненное значение. По типу она пластовая литологически экранированная. ВНК принят по подошве нефтенасыщенного пласта в скважине 150 на абсолютной отметке минус 3235,8м. Размеры залежи 4,2×1,5 км, высота 16м. Коллекторами служат песчаники пористые, покрышкой - плотные карбонаты тульского горизонта толщиной 45-50 м.

Покрышкой служат глинистые осадки толщиной 15-20 м. Залежь выявлена и охарактеризована несколькими скважинами. По имеющимся данным, материалы ГИС и результаты опробирования скважины номер 184, залежь пластовая сводная. Контакт нефть - вода принят по подошве продуктивного пласта в скважине № 184 на абсолютной отметке минус 4154,1 м. При этом контакте этаж определяется равным 15,4 м. Размеры залежи 2,5 1,75 км.

Эффективная нефтенасыщенная толщина 13 м.

Объем залежи составляет 12,5 млн.м3, объем нефтенасыщенных пород 11 млн.м3.

Эффективные нефтенасыщенные толщины 10-12 м в сводовой части западного купола и 7,6-6,6 м на куполе. Объем залежи 240 млн.м3, в том числе нефтеносной зоны 196 млн.м3, водонефтяной 44 млн.м3 . По водонефтяной зоне пласта Д4 коэффициент нефтенасыщенности принят равным 0,87.

Пласт D5 в отличие от D3 и D4 сложен карбонатными и терригенно-карбонатными отложениями. Структура разнозернистая. Пласт имеет множество проницаемых пропластков. В скважине № 183 он имеет толщину общую эффективную и нефтенасыщенную, примерно 0,8 м. Вообще толщина колеблется от 1,4 до 2,8 м. Покрышками для залежи служат карбонатные или же терригенно-карбонатные отложения. На данном месторождении пласт Д5 состоит из целой серии пропластков. По типу залежь пластовая, литологически экранированная. Водоносная зона, контролирующая залежь находится на глубине 4374,6 м.

Площадь залежи достигает 11,6 млн.м, объем 4,6 млн.м .

В пермской толще, артинский и кунгурские пласты по району известны только нефтегазопроявления. Правда, эти проявления иногда оказывались достаточно эффективными. Так, например, по скважине номер 182 Росташинского месторождения при бурении, при забое 1215 м в отложениях кунгурского яруса, возникло газопроявление. Скважина работала в течение некоторого времени горючим газом через отводы превентора.

  1.  Физико-химические свойства нефти, газы и воды

Из пласта D3 исследовано три глубинные и три поверхностных пробы из скважин номер170, 171, 178.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти составляет 0,5573 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 26,97 МПа, газосодержание 595,1 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,20 мПас.  

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,7754 г/см3, газовый фактор 502,7 м3/т, объемный коэффициент 2,0292, динамическая вязкость разгазированной нефти 2,20 мПас.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азот  2,20 процентов, метан 72,31 процентов, этан 15,02 процентов, пропан  6,99 процентов, высших углеводородов, пропан плюс  высшие, 9,91 процентов, гелия  0,0605 процентов. Относительная плотность по воздуху 0,757.

Пласт D4. Характеристика нефти и газа пласта D4 дается по результатам исследований трех глубинных и трех поверхностных проб из скважин номер173, 175,178.

  1.  
    Расчетно-техническая часть

2.1 Технико-технологический раздел

  1.  Текущее состояние разработки

Росташинское месторождение введено в пробную эксплуатацию в июле 1987 года. С октября 1992 года месторождение находится в промышленной разработке.

Проектным документом, согласно которому осуществляется разработка месторождения, служит «Технологическая схема разработки Росташинского месторождения», выполненная институтом «Гипробостокнефть» в 1988 году и утверждена Миннефтепромом.

На месторождении выделено три эксплуатационных объекта:

1) объект разработки нефти афонинского горизонта, пласты Д, Д;

2) объект разработки конденсата воробьевского горизонта, пласты Д Д;

3) объект разработки ардатовского горизонта пласты Д Д.

По состоянию на 1января 2006 года на Росташинском месторождении в действующем фонде находилось 48 скважин, из которых 10 газоконденсатных и 38 нефтяных.

На 1 января 2006 года из месторождения добыто жидких углеводородов — 6461,404 тыс.т, что ниже проектной на 1606,596 тыс.т. Степень выработки извлекаемых запасов  46,2 процента. Обводненость добываемой продукции на 16,3 выше запланированной. Добыча за 2000 год по месторождению составила 313,694 тыс.т, в том числе конденсата 117,071 тыс.т, нефти 196,623 тыс.т. Ресурс за отчетный год - 748,004 млн. м, в том числе природного газа - 588,304 млн. м.

Первый эксплуатационный объект - нефтяные пласты Д Д введен в разработку в июле 1987 года. Этот объект является первоочередным, базовым объектом разработки.

На 1января 2006 года фонд составил 13 скважин. Весь добывающий фонд работал фонтанным способом. Под закачкой находилось 13 скважин.

Из объекта добыто 3893,906 тыс.т нефти, 1000,840 тыс.т воды и 3836,527 млн.м попутного газа. В связи с резким падением пластового давления на начальной стадии разработки, начальной Рпл равнялось 527 атм., на 1.01.89 г. Рпл составило 443 атм, с декабря 1988 года начата закачка воды в пласт. На 1января 2001 года в объект закачено 16601,787 тыс.м воды. Компенсация отбора жидкости закачкой с начала разработки составила 96,4%. В течении 2000 года в пласт закачено  1123,136 тыс.м воды.  Годовая компенсация

Таким образом для характеристики рассолов продуктивных пластов были рассмотрены пять проб из двух скважин.

По результатам исследований можно судить о том, что по полученному составу и физическим свойствам воды рассматриваемых пластов близки между собой. Плотность их находится в пределах 1,19-1,20 г/см, минерализация 256-266 г/л, содержание кальция достигает 53,2 г/л.

По классификации Сулина В. А. рассматриваемые рассолы относятся к хлорокальциевому типу с высокой степенью метоморфинизации.

Для вод рассматриваемых пластов были рас читаны величины вязкости и объемных коэффициентов в пластовых условиях. Вязкость рассолов вниз по разрезу убывает от 0,87 до 0,81 мПас, объемный коэффициент, наоборот, возрастает от 1,018 до 1,022.

  1.  Характеристика использованнного оборудования

Для подземного ремонта скважин необходимы подъемные сооружения и механизмы. Существуют подъемные сооружения двух видов: стационарные и передвижные. Стационарные подъемные сооружения - это специальные эксплуатационные вышки и стационарные мачты.

Стационарные вышки имеют высоту 22-28 метров с расстоянием между ногами в нижней части 8 метров, а в верхней части 2 метра. Они устанавливаются и крепятся на специальном фундаменте и дополнительно закрепляются оттяжками из стального каната. В связи с тем, что коэффициент использования стационарных вышек очень низкий, около 2 процентов, чаще применяют агрегаты для ремонта скважин, которые снабжены телескопической вышкой.

Так, например, агрегат  представляет собой самоходную установку, смонтированную на шасси автомобиля КрАЗ-255Б высокой проходимости. Имеет следующие основные узлы: лебедку, вышку с талевой системой, переднюю опоры вышки, кабину оператора, а также гидравлическую и электрическую системы управления установкой и другие вспомогательные узлы и механизмы.

Комплектуется автоматом АПР-2, с гидравлическим приводом, для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и автоматическим ключом КШЭ, с электрическим приводом, для свинчивания и развинчивания насосных штанг. Оборудована системой освещения рабочего места у устья скважины, вышки, а также пути движения крюкоблока. Исполнение системы освещения взрывобезопасное. Питание – от электрооборудования автомобиля.

Управление всеми механизмами установки при спуско-подъемных операциях осуществляется из трехместной отапливаемой кабины оператора, расположенной между лебедкой и кабиной автомобиля. Управление установкой вышки в рабочее и транспортное положения- дистанционное с ручного выносного пульта.

Привод навесного оборудования осуществляется от тягового двигателя автомобиля через коробку передач, включенную напрямую, и раздаточную коробку.

Установка подъемная УПТ1-50 предназначена для проведения спуско-подъемных операций и привода ротора в процессе ремонта и освоения нефтяных и газовых скважин глубиной до 3500 м.

Установка УПТ1-50 – самоходная, смонтирована на гусеничном тракторе Т-130МГ-1; состоит из следующих основных узлов: однобарабанной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование; вышки с талевой системой; задней и передней опор вышки; узла привода ротора и кабины водителя.

Установка укомплектована гидрораскрепителем и автоматом АПР-2, с гидравлическим приводом, для свинчивния и развинчивания труб; оснащена устройством противозатаскивания талевого блока и взрывобезопасной системой освещения рабочей площадки на устье скважины и пути движения талевого блока.

Привод исполнительных узлов и механизмов от двигателя трактора; лебедки и ротора через трансмиссию; подъем вышки, гидрораскрепителя и механизма для свинчивания и развинчивания труб - от гидравлической системы; включение фрикционных муфт осуществляется пневматической системой.

Управление всеми механизмами установки осуществляется из кабины трактора. Подъемом вышки управляют с земли.

Агрегат А-50У предназначен для спуско-подъемных операций с насосно-компрессорными и бурильными трубами и укладки их на мостки при освоении, текущем и капитальном ремонте скважин, для установки фонтанной арматуры, ликвидации аварий в скважинах и для буровых работ.

Этот агрегат – самоходная установка, смонтированная на шасси автомобиля КрАЗ-257. Имеет следующие основные узлы: однобарабанную лебедку с трансмиссией привода, вышку с талевой системой, ротор с гидравлическим приводом, систему управления и насосный блок.

Управление всеми механизмами агрегата как при установке вышки в рабочее положение, так и при спуско-подъемных операциях осуществляется с открытого пульта, расположенного на раме агрегата у задней опоры вышки, слева по ходу автомобиля.

Привод навесного оборудования агрегата и насосного блока осуществляется от тягового двигателя автомобиля через коробку скоростей, включенную напрямую, и раздаточную коробку.

В настоящее время происходит смена устаревших моделей агрегатов на более новые, одним из них является агрегат для ремонта скважин АПРС-40У

Данный агрегат предназначен для производства тартальных работ, для очистки песчаных пробок желонкой и  для возбуждении скважин поршневанием. Кроме того, с его помощью промывочным агрегатом и ротором с индивидуальным приводом можно проводить промывку скважин и разбуривание песчаных пробок.

Агрегат комплектуется механизмами для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и насосных штанг.

Вышка в транспортном положении распологается горизонтально над агрегатом на передней и задней опорах, а в рабочем положении – с наклоном от вертикали в сторону устья скважины. Подъем вышки из транспортного положения в рабочее осуществляется двумя гидравлическими домкратами, а выдвижение верхней секции- специальной лебедкой с гидравлическим приводом.

Для обеспечения устойчивости агрегата при производстве СПО на полную грузоподъемность агрегат оснащен устройством для безъякорного крепления вышки.

Дополнительное оборудование к агрегату устанавливается, поставляемое по требованию заказчика:

1) вспомогательная лебедка, для подтаскивания грузов к устью скважины;

2) звуковая сирена, обеспечивающая безопасность при проведение СПО.

Талевая система подъемников состоит из кронблока, талевого блока,  крюка, талевого каната и направляющего ролика. Для снижения высоты вышки в подъемных агрегатах крюки изготавливают в одном корпусе с талевым блоком. Такие конструкции называют крюкоблоками.

Одна из важнейших задач технического прогресса в технологии добычи нефти и газа - механизация процессов ремонта скважин.

Для механического свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб применяют автоматы подземного ремонта, ключи.

Автомат АПР-2ВБ предназначен для механизации операций по свинчиванию-развинчиванию и автоматизации операций по захвату, удержания на весу, освобождению и центрированию колонны насосно-компрессорных труб при текущем ремонте скважин. Состоит из блока вращателя, инерционного электропривода и клиньевых подвесок для труб.

Блок вращателя представляет собой корпус спайдера с червячным редуктором и водилом, передающим вращающее усилие трубному ключу. Корпус автомата, в который вставляют клиновую подвеску, состоящую из направляющей с кольцевым основанием с шарнирно подвешенными тремя клиньями, крепится к пъедесталу центратора болтами.

Инерционный электрический привод - взрывобезопасный с питанием от промысловой сети напряжением 380 В. Управление электроприводом осуществляется посредством магнитного пускателя и кнопочного поста управления.

Автомат АПР-2ВБ работает в комплекте с элеваторами типа ЭТА, трубными ключами КТДУ, стопорными ключами КСМ, и подкладными вилками.

КМУ-50 универсальный механический ключ  предназначен для механизации операций по свинчиванию-развинчиванию, удержанию колонны НКТ в процессе текущего ремонта скважин, эксплуатируемых оборудованием всех видов, включая погружные электронасосы.

Ключ состоит из блока вращателя с электроприводом, спайдера с блоком клиньев и блока управления электроприводом.

Вращатель - двухступенчатый редуктор с прямозубой цилиндрической передачей, рабочим органом которого служит разрезное колесо с установленным на нем водилом. Корпус вращателя и разрезное колесо имеют прорезь для пропуска НКТ. Подшипником скольжения разрезного колеса служит бронзовая втулка. Для перекрытия зева вращателя предусмотрено специальное устройство.

                           

1 - серьга; 2 - палец; 3 - шплинты; 4 - корпус; 5 - рукоятка; 6 - направляющая втулка; 7 - штырь; 8 - челюсть; 9 - направляющие; 10 - болт

Рисунок 2.1 - Элеватор типа ЭТА

Ключ состоит из блока вращателя с электроприводом, спайдера с блоком клиньев и блока управления электроприводом.

Вращатель - двухступенчатый редуктор с прямозубой цилиндрической передачей, рабочим органом которого служит разрезное колесо с установленным на нем водилом. Корпус вращателя и разрезное колесо имеют прорезь для пропуска НКТ. Подшипником скольжения разрезного колеса служит бронзовая втулка. Для перекрытия зева вращателя предусмотрено специальное устройство.

Привод ключа КМУ-50 электрический инерционный взрывобезопасный с питанием от промысловой сети напряжением  380 В. Электродвигатель имеет мощность 3 кВт. Ключ оснащен блоком управления электропривода с кабелем.

Инерционное устройство позволяет регулировать крутящий момент на водиле ключа путем установки соответствующих сменных маховиков. Управление электроприводом осуществляется посредством магнитного пускателя и кнопочного поста управления.

Полуавтоматический спайдер состоит из разрезного корпуса спайдера, сменных блоков клиньев для труб диаметром 60, 73, 89 мм, рукоятки управления и хомута.

Для совмещения вращателя в рабочем положении со спайдером служит фиксатор на вращателе и паз на спайдере.

Блок клиньев состоит из трех корпусов со сменными плашками. Раскрытие клиньев блока осуществляется пружиной.

Ключ КМУ-50 работает в комплекте с элеваторами типа ЭТА, трубными ключами типа КТДУ или КТГУ и стопорным ключом КСМ.

Ключ КТГУ предназначен для ручного и механического свинчивания и развинчивания труб. Между челюстью и створкой установлена пружина. Усилия от челюсти и створки передаются трубе сухарями, расположенных в пазах этих деталей. При надевание ключа на трубу створка поворачивается вокруг пальца и под действием пружины плотно прижимается к трубе.

Ключ КТД состоит из шарнирного соединения большой и малой челюсти и рукоятки. На малой челюсти установлен сухарь с выгнутой рабочей поверхностью, оснащенной зубьями, которые в процессе работы контактируют с поверхностью трубы. Для каждого диаметра трубы применяют специальный типоразмер ключа.

Ключ выполнен в виде блоков, что создает удобство при монтаже и транспортировке, прост в эксплуатации, обеспечивает высокие темпы работы. Разрезная конструкция спайдера и вращателя позволяет применять ключ на скважинах, оборудованных погружными электронасосами, а в аварийных ситуациях – быстро демонтировать ключ с устья скважины.

1 - корпус; 2 - клиньевая подвеска; 3 - пьедестал с фиксатором; 4 - втулка центратора; 5 - червячное колесо; 6 - червяк; 7 - водило; 8 - ось - фиксатор балансир

Рисунок 2.2 - Автомат АПР-2

Рисунок 2.3 - Стопорный ключ КСМ

1 - компрессор; 2 - трансмиссия; 3 - гидромкрат подъема; 4 - талевая система;            5 - двухбарабанная лебедка; 6 - вышка; 7 - система управления агрегатом и лебедкой; 8 - ротор

Рисунок 2.4 - Агрегат А-50У

1-2 - челюсти; 3 - рукоятка; 4 - пружина; 5 - сухарь; 6 - рукоятка

Рисунок 2.5 - Трубный ключ КТДУ

  1.  Проектный  раздел

  1.   Причины нарушения нормальной работы скважины

В связи с тем, что скважина представляет собой сооружение, включающее несколько колонн труб и различного рода устьевое и подземное  оборудование, то естественно, что в процессе эксплуатации скважин возможны нарушения нормальных условий работы оборудования, требующие его ремонта или замены.

Причины, приводящие к необходимости ремонта скважин могут предопределятся геологическими условиями разработки месторождения и состоянием подземной техники, используемой для добычи нефти. Оба приведенных выше фактора находятся во взаимосвязи с применяемым способом эксплуатации, который определяет подход к выбору вида ремонта скважин.

Текущий ремонт при использовании установок центробежных электронасосов (УЭЦН) может быть обусловлен выходом из строя ЭЦН в результате разъедания рабочих колес песком, пробоем изоляции электродвигателя или подводящего кабеля. Ремонтные работы заключаются в подъеме и спуске НКТ совместно с кабелем, замене насоса и промывке песчаной пробки.

Кроме того причинами нарушения нормальной работы скважины могут стать неполадки НКТ.

В связи с тем, что при подъеме на поверхность пластовой жидкости и газа происходит изменение термодинамических условий, то из нефти начинает выделятся парафин, кристаллы которого, осаждаясь на поверхности НКТ могут приводить к полному перекрытию проходного сечения труб, что может явится основанием для проведения в скважинах текущего подземного ремонта.

Не меньшее осложнение в скважинах вызывает отложение солей на внутренней поверхности труб, что так же является следствием изменения термодинамических условий. Пластовая вода нередко представляет собой насыщенный минерализованный рассол. При изменении термодинамических условий из рассола выделяются кристаллы солей, которые, образуя на внутренней поверхности НКТ плотные отложения могут перекрыть проходное сечение труб и обуславливающие необходимость ремонта в скважине.

  1.  
    Анализ технологических режимов

2.2.2.1 Глушение скважин

После отказа УЭЦН замерить статический уровень, по результатам принимается решение о глушении скважины или ремонте без глушения в соответствии с перечнем скважин, согласованным с Госгортехнадзором.

Глушение нефтяных скважин производится согласно действующей в НГДУ инструкции по глушению скважин, оборудованных УЭЦН.

Результаты глушения скважины оформляются актом с указанием типа задавочной жидкости, ее объема, удельного веса, циклов, давления, который составляется исполнителем работ и подписывается мастером подготовительной бригады. Акт передается в бригаду ПРС, где и хранится вместе с пусковой документацией на ремонт скважины.

Для постоянного долива необходимо иметь запас задавочной жидкости в объеме не менее 6 м3 с плотностью не менее, чем плотность жидкости, используемой при глушении скважины.

2.2.2.2 Размещение оборудования

Размещение оборудования для подземного ремонта производится в соответствии с схемой расстановки, утвержденной главным инженером НГДУ.

Кабельный барабан устанавливается в 20 м от устья скважины в поле зрения машиниста агрегата на специально подготовленной площадке. Ось барабана должна быть перпендикулярна линии, соединяющей центр барабана, кабельного ролика и устье скважины. Под барабаном должен быть установлен поддон.

Кабель, идущий в скважину, должен разматываться с верхней части барабана. Конец его с муфтой кабельного ввода должен быть пропущен через обойму направляющего ролика. Кабельный ролик, диаметром не менее 0,84м, должен быть поднят и подвешен с помощью цепи на мачте подъемника на высоте 8-10м от мостков скважины, и на одной прямой с кабеленаматывателем и устьем скважины. Ограничение по эксплуатации кабеля при СПО с УЭЦН до температуры минус 30°С.

Устанавливается 5-7 подставок, которые предохраняют кабель от касания с поверхностью земли и попадания грязи в скважину.

Бригада ПРС становится на скважину для подъема УЭЦН только при наличии наряд-задания на подземный ремонт скважины, утвержденного и согласованного службами ПРС и ЦДНГ и полностью заполненного эксплуатационного паспорта.

Размещать оборудование нужно в следующем порядке:

  •  демонтировать устьевую арматуру;
  •  приподнять колонну насосно-компрессорных труб;
  •  установить разрезную катушку, пьедестал;
  •  отцентровать талевую систему относительно устья скважины;
  •  спуско-подъемные операции на скважинах производить с доливом задавочной жидкости. запас жидкости планируется в наряд-заказе;
  •  долив в скважину должен осуществляться самотеком из емкости, которая устанавливается выше уровня устья скважины, при невозможности организуется долив агрегатом;
  •  задавочная жидкость для долива должен быть удельного веса равного жидкости, находящейся в скважине, линия долива должна быть оборудована фильтром;
  •  подъем УЭЦН из-за снижения сопротивления изоляции системы «кабель-двигатель» до 0 мОм.

Проверить состояние заполнения эксплуатационного паспорта.

Перед подъемом замерить сопротивление изоляции системы «кабель-двигатель».

Замерить сопротивление изоляции «кабель - двигатель» после разделки сальникового ввода.

Производить подъем установки со скоростью не более 0,15 м/с. Не допускать волочения кабеля по земле. Через каждые 30 НКТ производить замер сопротивления изоляции системы «кабель-двигатель» и количества извлеченных поясов для крепления кабеля.

Кабель на барабан укладывать виток к витку, не допускать нахлесты, петли, перегибы кабеля. За некачественную намотку кабеля на барабан ответственность несет бригада ПРС.

Развинчивание последних 20 НКТ производить вручную.

После подъема замерить сопротивление изоляции системы «кабель-двигатель».

Обратный клапан над ЭЦН и вышестоящую трубу демонтировать в присутствии электромонтажника ПРЦЭЦН.

Демонтаж установки производится согласно Регламента на монтаж и демонтаж установки.

2.2.2.3 Шаблонирование эксплуатационной колонны

Спустить шаблон на 150м ниже проектной глубины спуска погружной установки. Рекомендуется совместить спуск шаблона и «ерша» для очистки ствола скважины. Размеры шаблона указаны в таблице 2.1.


Таблица 2.1 – Размеры шаблона

Тип насоса

Максимальный диаметр габаритов погружного агрегата, мм

Минимально-допустимый внутренний  диаметр обсадной колонны, мм

Размеры элементов шаблона

диаметр, мм

длина, м

УЭЦН-5

116

          121,7

120

25

УЭЦН-5А

124

        130

127

25

Если при спуске - подъеме шаблона будут наблюдаться затяжки или непрохождение шаблона, то ствол эксплуатационной колонны необходимо проработать механическим или гидравлическим скрепером до глубины спуска шаблона. Опасные участки отметить в акте на шаблонирование за подписью мастера ПРС и ЦДНГ.

По результатам произвести очистку забоя спомощью желонки или промывки. Промывка применяется для очистки забоя от грязи и ликвидации песчаных пробок. Промывка производится: буровым раствором, нефтью, пенами, водой, газожидкостными смесями и продувкой воздухом. Главные условия при выборе жидкости для промывки пробки:

а) недопущение открытого фонтанирования при проведении работ по ликвидации пробки;

б) незагрязнение призабойной зоны пласта, что может привести к снижению продуктивности скважины.

Способ ликвидации песчаных пробок в скважинах промывкой заключается в следующем.

В скважину до пробки или до забоя опускают НКТ. Через эти трубы или по затрубному пространству закачивают в скважину под давлением жидкость. Под действием струи пробка размывается и вместе со струей жидкости поднимается на поверхность.

Монтаж УЭЦН производится согласно Регламенту на монтаж и демонтаж УЭЦН.

После монтажа УЭЦН и спуска маркированного патрубка и одной НКТ установить пьедестал, служащий для защиты кабеля от механического повреждения.

После спуска двух НКТ установить обратный клапан, НКТ со шламоуловителем, для установок с производительностью до 125 м3/сут, сливной клапан. Навинчивание первых 20 НКТ производить вручную, в случае отсутствия приспособления для стопорения подвеса НКТ, во избежание проворота.

Крепить кабель стальными поясами к насосно-компрессорным трубам на расстоянии 300-350 мм выше и ниже торцов муфты НКТ.  Длины поясов для крепления кабеля приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Длины поясов

Диаметр насосно-компрессорных труб, мм

Длина пояса, мм

60

300

73

352

89

402

Скорость спуска установки не более 0,15 м/с, а в интервалах на
бора кривизны более 2° на 10 м - не более 0,1 м/с.

По мере спуска НКТ с установкой на проектную глубину производить замер сопротивления системы «кабель-двигатель» через каждые 300 метров с помощью мегаомметра на 1000В.

При снижении сопротивления изоляции до 5 мОм, согласно РЭ на УЭЦН, прекратить спуск, вызвать через диспетчерскую службу ПРС электромонтера ПРЦЭЦН для контрольного замера сопротивления изоляции системы ПЭД - кабель. В случае подтверждения снижения изоляции произвести подъем установки, заменить ПЭД, гидрозащиту и кабель.

При спуске УЭЦН замерять длину и количество НКТ с обязательной шаблонировкой, очисткой и смазкой резьбы.

Результаты работ записать в эксплуатационный паспорт. Ответственный за качество выполнения работ - мастер ЦПРС.

2.2.2.4 Выбор методов повышения нефтеотдачи пластов и способов воздействия на призабойную зону скважины

В процессе эксплуатации скважин нарушается их работа, что выражается обычно в резком постепенном снижении дебита или в полном прекращении подачи жидкости.

Для восстановления заданного технологического режима эксплуатации скважины проводится подземный ремонт. Он связан с проведением работ в стволе скважине и работ, связанных со спуском и извлечением оборудования, находящегося в скважине. Подземный ремонт делится на текущий ремонт и капитальный ремонт.

Текущий ремонт включает в себя: предупредительный, вынужденный ремонты и технологические работы.

Предупредительный ремонт:

- смена фонтанного или газлифтного оборудования;

- смена скважинного насоса;

- смена клапанов или плунжера;

- удаление пробок;

- очистка труб и штанг от парафина;

- очистка защитных приспособлений насоса.

Вынужденный ремонт:

- ликвидация обрывов штанг;

- смена оборудования для подъема жидкости;

- повторный ремонт.

Технологические работы:

- переход на другой способ эксплуатации;

- замена насоса;

- спуск защитных приспособлений;

- изменение глубины подвески насоса;

- смена штанг или НКТ.

Текущий подземный ремонт должен быть организован и проведен так, чтобы был обеспечен наибольший цикл работы скважины ,межремонтный период, при выполнении показателей установленного режима эксплуатации скважины. Работы по текущему ремонту скважин выполняет бригада текущего ремонта.

Капитальный ремонт включает более сложные работы в скважинах: работы в стволе скважины, воздействие на фильтр и призабойную зону пласта.

Работы в стволе скважины:

- ликвидация аварий обсадной колонны;

- изоляция проявившихся вод;

- ликвидация заколонных перетоков;

- извлечение упавшего оборудования;

- переход на другой продуктивный горизонт;

- забуривание второго ствола.

Воздействие на фильтр и призабойную зону пласта:

- перфорирование;

- крепление призабойной зоны;

- термическая обработка призабойной зоны;

- кислотная обработка призабойной зоны;

- гидроразрыв пласта.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады по капитальному ремонту и в некоторых случаях бригады текущего ремонта скважин.     

Работы проводимые при капитальном ремонте:

  •  КР-1 ремонтно-изоляционные работы;
  •  КР 1-1 отключение отдельных обводненных интервалов пласта;
  •  КР 1-2 отключение отдельных  пластов;
  •  КР 1-3 устранение не герметичности цементного кольца;
  •  КР 1-4 наращивание цементного кольца за эксплутационной промежуточной колонной и кондуктором;
  •  КР-2 устранение не герметичности эксплутационной колонны в том числе:
  1.  КР 2-1 тампонирование;
  2.  КР 2-2 установка пластыря;
  3.  КР 2-3 спуск дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра;
  4.  КР-3 ликвидация аварий допущенных в процессе эксплуатации или ремонта;
  5.  КР 3-1 извлечение оборудования из скважины после аварий допущенных в процессе эксплуатации;
  6.  КР 3-2 ликвидация аварий в эксплутационной колонне;
  7.  КР 3-3 очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов;
  8.  КР 3-4 прочие работы по ликвидации аварий при эксплуатации скважин;
  9.  КР 3-5 ликвидация аварий в процессе ремонта скважин;
  •  КР-4 переход на другие горизонты и приобщение в том числе:
  1.  КР 4-1 переход на другие горизонты;
  2.  КР 4-2 приобщения пластов;
  •  КР -5 внедрение и ремонт установок ОРЭ одновременно раздельная закачка (ОРЗ);
  •  КР-6 комплекс подземных работ связанный с бурением в том числе:
  1.  КР 6-1 зарезка повторных стволов;
  2.  КР 6-2 бурение песчанного стакана;
  3.  КР 6-3 фрезерование батмана колонны с углублением ствола;
  4.  КР 6-4 бурение под оборудование шурфов и артезианских скважин;
  •  КР 7 Обработка призабойной зоны:
  1.  КР 7-1 проведение кислотной обработки;
  2.  КР 7-2 проведение гидроразрыва пласта;
  3.  КР 7-3 проведение гидропескоструйной перфорации (ГПП);
  4.  КР 7-4 виброобработка призабойной зоны;
  5.  КР 7-5 термообработка призабойной зоны;
  6.  КР 7-6 промывка призабойной зоны растворами соляной кислоты;
  7.  КР 7-7 промывка призабойной зоны раствором ПАВ;
  8.  КР 7-8 обработка термогазохимическими методами;
  9.  КР 7-9 прочие виды обработки;
  10.  КР 7-10 выравнивание профиля приёмистости нагнетательных скважин;
  11.  КР 7-11 дополнительное торпедирование и перфорация ранее простреленных интервалов;
  •  КР-8 исследование скважины в том числе:
  1.  КР 8-1 исследования характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза;
  2.  КР 8-2 оценка технического состояния скважины, обследование скважины;
  •  КР-9 перевод скважины использование по другому назначению, в том числе:
  1.  КР 9-1 освоение скважин под нагнетательные;
  2.  КР 9-2 перевод скважин под отбор тех воды;
  3.  КР 9-3 перевод скважин по наблюдательные пьезометрические;
  4.  КР 9-4 перевод под нагнетательные теплоносителя или воздуха;
  •  КР 10 ввод в эксплуатацию и ремонт негнетательных скважин:
  1.  КР 10-1 Оснащение паро- и воздухо-нагнетательных скважин противопесочным оборудованием;
  2.  КР 10-2 Промывка в паро- и воздухо-нагнетательных скважинах песчаных пробок;
  •  КР 11 консервация и расконсервация скважин;
  •  КР 12 ликвидация скважин;
  •  КР 13 прочие виды работ.

Особое  место в работах по капитальному ремонту  скважин  занимают  ремонтно-исправительные работы, герметизация устья, исправление и замена поврежденной части колонны,  перекрытие  дефектов в колонне,  установка и разбуривание цементных  пробок,  изоляционные  работы,  крепление  пород призабойной зоны пласта, очистка фильтра, переход на другой продуктивный горизонт, зарезка и бурение второго ствола,  ловильные работы. К  капитальному ремонту относятся  также работы,  связанные с воздействием на  призабойную зону пласта: гидравлический разрыв,  гидропескоструйная  перфорация, солянокислотная обработка, термокислотная обработка и другие.

Работы проводимые при текущем ремонте:

  •  ТР-1 оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию из бурения;
  1.  ТР 1-1 ввод фонтанных скважин;
  2.  ТР 1-2 ввод фонтанных скважин, газлифтных скважин;
  3.  ТР 1-3 ввод скважин оборудованных штанговыми насосами;
  4.  ТР 1-4 ввод скважин оборудованных центробежными электронасосами;
  •  ТР-2 перевод скважины на другой способ эксплуатации;
  1.  ТР 2-1 с фонтанного на газлифтный;
  2.  ТР 2-2 с фонтанной на ШГН;
  3.  ТР 2-3 с фонтанного на ЭЦН;
  4.  ТР 2-4 с газлифтного на ШГН;
  5.  ТР 2-5 с газлифтного на ЭЦН;       
  6.  ТР 2-6 с ШГН на ЭЦН;
  7.  ТР 2-7 с ЭЦН на ШГН;
  8.  ТР 2-8 с ШГН на одновременно раздельную эксплуатацию(ОРЗ);
  9.  ТР 2-9 с ЭЦН на ОРЗ;
  10.  ТР 2-10 прочие виды перевода;
  •  ТР-3 оптимизация режима эксплуатации;
  1.  ТР 3-1 изменение глубины подвески, смена типаразмера ШГН;
  2.  ТР 3-2 изменение глубины подвески, смена типаразмера ЭЦН;
  3.  ТР 3-3 изменения режима работы газлифтного подъёмника с заменой скважинного оборудования;
  •  ТР-4 ремонт скважин оборудованных ШГН;
  1.  ТР 4-1 ревизия и смена скважинного насоса;
  2.  ТР 4-2 устранение обрыва штанг;
  3.  ТР 4-3 устранение отвинчивания штанг;
  4.  ТР 4-4 замена штанг;
  5.  ТР 4-5 замена полированных штанг;
  6.  ТР 4-6 замена, опресовка и устранение не герметичности НКТ;
  7.  ТР 4-7 очистка и пропарка НКТ;
  8.  ТР 4-8 ревизия, смена устьевого оборудования;
  •  ТР-5 ремонт скважин оборудованных ЭЦН;
  1.  ТР 5-1 ревизия и смена насоса;
  2.  ТР 5-2 смена электродвигателя;
  3.  ТР 5-3 устранение повреждений кабеля;
  4.  ТР 5-4 ревизия, смена и устранение не герметичности НКТ;
  5.  ТР 5-5 очистка и пропарка НКТ;
  6.  ТР 5-6 ревизия смена устьевого оборудования;
  •  ТР-6 ремонт фонтанных скважин;
  1.  ТР 6-1 ревизия, смена, опресовка и устранение не герметичности НКТ;
  2.  ТР 6-2 очистка и пропарка НКТ;
  3.  ТР 6-3 смена, ревизия устьевого оборудования;
  •  ТР-7 ремонт газлифтных скважин;
  1.  ТР 7-1 ревизия, смена, опресовка и устранение не герметичности НКТ;
  2.  ТР 7-2 очистка и пропарка НКТ;
  3.  ТР 7-3 ревизия, очистка газлифтных клапанов;
  4.  ТР 7-4 ревизия, смена устьевого оборудования;
  •  ТР-8 ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин;
  •  ТР-9 очистка и промывка забоя скважин;
  1.  ТР 9-1 промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ;
  2.  ТР 9-2 обработка химическими реагентами забоя скважины;
  •  ТР-10 опотные работы по испытанию новых видов подземного оборудования.
  •  ТР-11 прочие виды работ.

Подбор оборудования для эксплуатации скважин УЭЦН.

Подбором установки погружного центробежного насоса УЭЦН к скважине обычно называют выбор таких типоразмеров насоса, погруженного электродвигателя с гидрозащитой электрокабеля, автотрансформатора или трансформатора, диаметра насосно-компрессорных труб и глубина спуска насоса в скважину, сочетание которых обеспечивает на установившемся режиме эксплуатации скважины технологическую или техническую нормы отбора жидкости при наименьших затратах.

Определяем забойное давление при заданном дебите по уравнению притока:

,                                              (2.1)

где   - забойное давление, МПа;

- пластовое давлении, МПа;   

- дебит скважины, т/сут;

- коэффициент продуктивности, т/сутМПа.

Выбираем диаметр труб: наружный диаметр равен73 мм; внутренний диаметр равен 62 мм

Определяем глубину спуска насоса из условия обеспечения минимально необходимого давления на приеме насоса Рпропт:


,                          (2.2)

где  - забойное давление, МПа;

 - глубина скважины, м;

 - ускорение свободного падения, м/с2;

 - плотность смеси.

Плотность смеси определяется по формуле 2.3:

              ,                            (2.3)

где - обводненность жидкости в долях;

       - плотность воды, кг/м3;

       - плотность нефти, кг/м3.

кг/м3

где - оптимальное давление.

Оптимальное давление на приеме насоса выбирается в зависимости от обводненности и газового фактора по промысловым данным или по кривым газосодержания:

                                                 (2.4)

При отсутствии конкретных рекомендаций принять приближенно:

МПа

м

Для выбора насоса определяют требуемое давление насоса, равное потерям  давления в скважине:

                   (2.5)

где - устьевое давление, МПа;

     - потери давления на преодоление сил трения.

Потери давления на преодоление сил трения, определяется по формуле 2.6:

,                                      (2.6)

где  - глубина спуска насоса, м;

     - коэффициент гидравлического сопротивления, определяется в зависимости от числа Рейнольдса и относительной гладкости труб .

Находим число Рейнольдса:

,                                (2.7)

где - внутренний диаметр труб, м;

      - кинематическая вязкость жидкости, м2/с.

В зависимости от числа Рейнольдса определяем коэффициент гидравлических сопротивлений по формуле 2.8:

                                                  (2.8)

Работу газа определяем по формуле 2.9:

                  (2.9)

где - внутренний диаметр НКТ, мм;

- газовый фактор, м3/т;

- давление на устье, МПа;

- давление насыщения, МПа;

- обводненность продукции, %.

м

МПа

Тогда требуемое давление составит:

Рн=1881×1104,6×9,81×10-6+3,2+0,43-83,3×1104,6×9,81×10-6-3,3=19,8 МПа

Определяем требуемый напор насоса:

                                                                 (2.10)

м

   Определяем группу насоса в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, руководствуясь таблицей 2.2.

Таблица 2.2– Определение группы насоса

D (Dвн)

Группа насоса

Диаметр насоса, мм

140 (121,7) мм

5

92

 146 (130) мм

103

168 (144,6) мм

6

123

Выбираем тип насоса по напору и производительности                                                 УЭЦН5A-250-2200; при КПД равном 61,5 процентов

Гидрозащиту и электродвигатель выбираем согласно комплектности поставку установки: двигатель: ПЭД125-117МВ5сила тока равна 51,5 А; гидрозащита: П-92.

Проверяем соответствие мощности двигателя условиям откачки, для чего определяем необходимую мощность и сравниваем с мощностью выбранного двигателя, согласно комплектности:

                                        (2.11)

кВт

Двигатель соответствует условиям откачки, так как 102,5 кВт меньше  125 кВт.

По выбранному двигателю выбираем плоский кабель. От длины и сечения кабеля зависят потери электроэнергии в нем и КПД установки: выбираем кабель: КПБП 3×16; плоский.

Потери электроэнергии в  кабеле КПБК длиной до 100 м определяем по формуле 2.12:

            ,                                       (2.12)

где  - сила тока в статоре электродвигателя, равна 37А;

       - сопротивление в кабеле, Ом.

Сопротивление в кабеле длиной 100 м можно определить по формуле 2.13:

,                                               (2.13)

где  - удельное сопротивление кабеля при температуре  Тк,  Ом мм2/м;

        - площадь сечения жилы кабеля, мм.2

Удельное сопротивление кабеля при Тк определяется по формуле 2.14:

                  ,                             (2.14)

где   - удельное сопротивление меди при Т равной 293 °К, 0,0175 Ом мм2/м;

     - температурный коэффициент для меди, равный 0,004.

Оммм2

Сопротивление в кабеле составит:

Ом

Тогда потери составляют:

      

кВт

Потери электроэнергии в кабеле составляют:

,                                        (2.15)

где - глубина спуска насоса, м;

       - расстояние от скважины до станции управления, м.

кВт

Проверяем возможность спуска агрегата в скважину, для чего определяем максимальные габариты агрегата и сравниваем их с внутренним диаметром эксплуатационной колонны. Наружный диаметр двигателя, насоса и подъемных труб выбирают с учетом размещения их вместе с кабелем в эксплуатационной колонне данного диаметра. При этом имеем в виду, что погружной агрегат и ближайшая к агрегату  труба составляют жесткую систему и расположение их в скважине должно рассматриваться совместно.

Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне  диаметральный   зазор  для скважин с диаметром до 219 мм принимают равным 5-10 мм.

Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля:

,                               (2.16)

где - наружный диаметр электродвигателя, мм;

- наружный диаметр насоса, мм;

- толщина плоского кабеля, мм;

- толщина металлического пояса, крепящего кабель, равна 10 мм.

мм

Основной размер агрегата с учетом насосных труб и кабеля:

,                                         (2.17)

где - диаметр муфты, мм;

- толщина плоского кабеля, мм.

мм

В результате расчетов мы получили, что  меньше  следовательно, обеспечивается сохранность кабеля и устраняется опасность прихвата агрегата в эксплуатационной колонне.

 Автотрансформатор служит для подачи необходимого напряжения к электродвигателю с компенсацией падения напряжения в кабеле от станции управления до электродвигателя.

Для выбора автотрансформатора и определения величины напряжения во вторичной обмотке необходимо найти падение напряжения U в кабеле:

            ,                (2.18)

где  - активное удельное сопротивление кабеля, Ом/км;

- индуктивное удельное сопротивление кабеля,  равно 0,1Ом/км;                

- коэффициент мощности установки;

- коэффициент реактивной мощности;

 I0 - рабочий ток статора, А.

Активное удельное сопротивление кабеля определяется по формуле 2.19:

                                         (2.19)

Ом

 

 I0=51,5 А

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора U2 равно сумме напряжения электродвигателя U1 и потерь напряжения в кабеле U, В:

                                             (2.20)

В

В

Выбираем трансформатор по напряжению на вторичной обмотке трансформатора: ТМПН 250/10-82 УХЛ1 с пределами регулирования напряжения 2406-1652

Определяем удельный расход электроэнергии, приходящейся на 1 тонну добытой жидкости. Он определяется по формуле 2.21:

                                                                   (2.21)

где Э – удельный расход электроэнергии, кВт ч/т;

- высота подачи жидкости, м;

- общий КПД установки.

Общий КПД установки, определяется по формуле 2.22:

                    ,                                (2.22)

где   - КПД труб, равен 0,92÷0,99;

-  КПД насоса;

- КПД двигателя при неполной его загрузке, равен0,72÷085;

-  КПД кабеля, который в зависимости от сечения, длины, силы тока и температуры изменяется, равен0,7÷ 0,95;

-  КПД автотрансформатора, равен 0,96.

Для сравнительной оценки удельного расхода электроэнергии, чтобы исключить влияние высоты подъема, иногда определяют электроэнергии на подъем 1 тонны жидкости на 1 м.

В ч/т

Составим сравнительную таблицу расчетного и фактически установленного оборудование

Таблица 2.3 – Расчетные и фактические данные

Данные

Фактические

Расчетные

Тип установки

УЭЦН5-250-2200

УЭЦН5-250-2200

Тип кабеля

КПБП 3 х16

КПБП 3 х 16

Диаметр НКТ, мм

73

73

Глубина спуска, м

2430

1881

Как видно из таблицы 2 фактически спущенное погружное оборудование по дебиту совпадает, а по напору завышено по сравнению с расчетным.

Отличие наблюдается в глубине спуска насоса на 549 м, что приводит к дополнительному спуску труб, кабеля, и требует большей потери электроэнергии в кабеле.

В связи с тем, что нагрузка фактически спущенного оборудования будет больше, из-за большей глубины спуска насоса, то дальнейшие расчеты будем вести по ним.

 


3
 Организационная часть

3.1 Охрана труда

Основными законодательными актами по охране труда в нашей стране являются: Конституция России, Основы законодательства и др. в этих документах отражены правовые вопросы охраны труда и здоровья трудящихся. На основании вышеперечисленных источников, а также исходя из соответствующих правил безопасности и норм производственной санитарии в данном проекте разрабатываются основные мероприятия по созданию безопасных условий работы при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН.

Всякая деятельность протекает из определенных мотивов и направлена на

достижение конкретных целей. Жизнедеятельность – активное отношение человека к окружающему миру для целесообразного его преобразования. Абсолютно безопасной деятельности не существует. По данным Госкомстата, по различным причинам в Российской Федерации на производстве ежегодно травмируется 650-700тысяч человек, 15-16 тысяч человек с летальным исходом, 6 млн. человек работают во вредных условиях, более 700 тысяч единиц оборудования и 61 тысяча зданий и сооружений не отвечает требованиям безопасности. В среднем, ежегодно происходит около 500 тысяч пожаров, основными причинами этих негативных явлений являются:

- недостаточный уровень обучения и квалификации персонала;       

-  несоответствие технологических процессов современным требованиям безопасности;

- недостаточное оснащение производства системами очистки выбросов;

- устаревшее оборудование.

В данном случае, описывается несколько мероприятий по улучшению охраны и условий труда, охраны окружающей среды, предложены возможные чрезвычайные ситуации и их предотвращение.

Одна из главных особенностей условий труда операторов по добыче нефти – это работа, в основном, на открытом воздухе, на кустах скважин, а также работа связанная с перемещениями на территории объекта и между объектами  или кустами, частыми подъемами на специальные площадки, находящиеся на высоте. Поэтому в условиях сурового климата Западной Сибири и Крайнего Севера с низкими температурами, зимой до минус 500С, и высокой влажностью, летом до 100%, играет метеорологические факторы. При низкой, сверхдопустимых норм, температуре окружающей среды тепловой баланс нарушается, что вызывает переохлаждение организма, ведущее к заболеванию. В случае низкой температуры воздушной среды уменьшается подвижность конечностей вследствие интенсивной теплоотдачи организм, что сковывает движения. Это может послужить причиной несчастных случаев и аварий.

При длительном пребывании работающего в условиях низкой температуры и, следовательно, переохлаждении организма возможно возникновение различных острых и хронических заболеваний: воспаление верхних дыхательных путей, ревматизм и другие. Результатами многократного воздействия низких температур являются пояснично-крестцовый радикулит и хроническое повреждение холодом.

При высокой температуре снижаются внимание и скорость реакции работающего,что может послужить причиной несчастного случая и аварии. При работе в летнее время при высокой температуре до плюс 50 оС возможны перегревания организма, солнечные и тепловые удары.

Кусты, как правило, засыпаются песком, поэтому при сильных ветрах случается поднятие частиц песка и пыли, которые могут попасть в глаза и верхние дыхательные пути. Нормирование метеорологических параметров устанавливает ГОСТ 12.1.005-76.

В ходе производственных операций рабочие могут подвергаться вредных газов и паров нефти, источником которых являются нарушения герметичности фланцевых соединений, механической прочности фонтанной арматуры  вследствие внутренней коррозии или износа, превышения максимально допустимого давления, отказы или выходы из строя регулирующих и предохранительных клапанов. Пары нефти и газа при определенном содержании их в воздухе могут вызвать отравления и заболевания. При постоянном вдыхании нефтяного газа и паров нефти поражается центральная нервная система, снижается артериальное

давление, становится реже пульс и дыхание, понижается температура тела.

Особенно опасен сероводород – сильный яд, действующий на нервную систему. Он нарушает доставку тканям кислорода, раздражающе действует на слизистую оболочку глаз и дыхательных путей, вызывает острые и хронические заболевания, ПДК Н2S – 0,1 мг/м3(ГОСТ 12.1.005-76.)

Специфическая особенность условий эксплуатации нефтяных скважин – высокое давление на устье, которое доходит до 30 МПа. В связи с этим любое ошибочное действие оператора при выполнении работ на устье скважины может привести к опасной аварии. Высокое давление и загазованность указывают на повышенную пожаро и взрывоопасность объекта. Эксплуатация скважин с УЭЦН характеризуется с наличием высокого напряжения в силовом кабеле. Причем станция управления и скважина оборудованная ЭЦН обычно не находятся в непосредственной близости друг от друга и часть кабеля проходит по поверхности, что увеличивает зону поражения электротоком, а следовательно и вероятность несчастного случая. Причиной несчастного случая может быть также неудовлетворительное состояние объекта с позиции санитарии, его чрезмерная захламленность и замазученность, плохая подготовка скважин к замерам пластового давления.

Таким образом, мы выяснили основные факторы производственной среды, влияющие на здоровье и работоспособность  в процессе труда:

  1.  метеорологический фактор;
  2.  вредное влияние паров нефти и газа;
  3.  высокое давление;
  4.  повышенная пожаро и взрывоопасность;
  5.  наличие высокого напряжения;
  6.  причины организационного характера.

3.2 Противопожарная защита при подземном ремонте скважин

Подземный ремонт скважин отличается многообразием и трудоемкостью выполняемых работ, наличием многих опасных моментов.

Основные причины несчастных случаев неправильные или опасные приемы работы, неисправность оборудования и инструмента, плохая подготовка рабочего места, неудовлетворительная организация обучения и исправность инструмента рабочих, отсутствие надлежащего технического надзора за работой.

На основании накопленного опыта скважин разработан комплекс мероприятий по охране труда, включающий вопросы технологии и оборудования, подготовки и содержания рабочих мест, организация труда и создание нормальной производственной обстановки.

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 капитального ремонта площадка вокруг скважины не должна быть залита нефтью, а в случаях разлива она должна быть очищена и пересыпана 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, например, песок, кошмы, такие газы, как азот, углекислый газ, пены. Для этого используют водяные гидранты, стволы шланги и другие.

При возникновении пожара немедленно оповестить пожарную охрану, пользуясь радио связью, телефонной связью или пожарной сигнализацией. Для безопасного ведения работ на производственной территории необходимо соблюдать противопожарные мероприятия и строго выполнять правила техники безопасности. Все вновь принимаемые и переводимые на другую работу работники должны проходить противопожарный инструктаж. Каждый работник обязан:

- соблюдать     требования     пожарной     безопасности  на производственной территории, в помещениях и на рабочих местах;

- тщательно изучить и в совершенстве знать  план  ликвидации при аварии на обслуживаемом взрывоопасном объекте;

- знать местонахождение средств пожаротушения и уметь ими
пользоваться.

Каждый работник, обнаруживший пожар, обязан:

- подать сигнал тревоги голосом или при наличии, с помощью
средств оповещения;

- принять меры по спасению людей;

- сообщить    о    происшедшем    руководителем    работ,  в отсутствии  последнего  руководству  цеха, ЦИТС, либо в пожарную часть.

3.3Требования санитарно-гигиенических условий при подземном ремонте на скважинах

 Горячая и холодная вода должна быть подведена ко всем моечным ваннам и раковинам с установкой смесителей, а также к технологическому оборудованию, где это необходимо. Доставка воды производится в специализированных цистернах, оцинкованных бочках, флягах, бидонах транспортом, предназначенным для перевозки пищевых продуктов.  Хранение запаса воды  должно производиться в чистых бочках, баках и другой таре с плотно закрывающимися и запирающимися крышками. Емкости для перевозки и хранения воды необходимо по освобождении от воды тщательно промывать и периодически обрабатывать дезрастворами, разрешенными санитарно-эпидемиологической службой, 0,5поцентный осветленный раствор хлорной извести, 0,5 процентный раствор хлорамина. Мусоросборники и выгребные ямы должны очищаться при заполнении не более 2/3 их объема, ежедневно хлорироваться. Территория  должна содержаться в чистоте, а в теплое время года - поливаться водой. Санитарная обработка технологического оборудования должна быть выполнена в соответствии с руководством по эксплуатации каждого вида оборудования. Для общего освещения следует применять светильники, имеющие защитную арматуру во взрывобезопасном исполнении. На предприятиях согласно действующим санитарным нормам микроклимата производственных помещений должны поддерживаться оптимальные или допустимые параметры метеорологических условий - температуры, относительной влажности, скорости движения воздуха - с учетом климатической зоны, периода года и категории тяжести выполняемых работ. При использовании систем кондиционирования воздуха параметры микроклимата в производственных помещениях должны соответствовать оптимальным значениям санитарных норм. При наличии механической или естественной вентиляции  параметры микроклимата должны отвечать допустимым нормам.

Санитарные требования к отоплению, вентиляции и кондиционированию воздуха. Устройство системы отопления должно отвечать требованиям действующих нормативных документов. Все нагревательные приборы при водяном, паровом и других видах отопления должны быть доступны для очистки от пыли. Производственные помещения предприятий общественного питания должны быть оборудованы системами вентиляции.

 


3.4 Охрана недр и окружающей среды

3.4.1 Источники загрязнения окружающей среды при повседневном ремонте скважин

Подземный ремонт скважин является одним из источников загрязнения окружающей среды нефтью, пластовой водой, а так же различными химическими реагентами или их растворами, составляющих основу рабочих и промывочных жидкостей.

При проведения капитального ремонта основными факторами негативно, влияющих на окружающею среду являются: нефтегазоводопроявления, открытые фонтаны и заколонные перетоки.

В подготовительно–заключительный период ремонтных работ из-за нарушений режимов глушения скважины или её освоения возможны выбросы скважинной жидкости вплоть до неуправляемого фонтанирования.

Предотвращения загрязнения окружающей среды при проведение работ по капитальному ремонту направлены на предотвращения нефтегазоводопроявлений.

Нефтегазоводопроявление – это переливы жидкостей из скважины вследствие, которых происходит загрязнение почвенного покрова земли. Нефтегазоводопроявление, как правило, сопровождается выделением газа из скважины, тем самым, оказывая вредное воздействие на атмосферный воздух.

Основными причинами возникновения нефтегазоводопроявлений являются – снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт, несоответствие параметров задавочной промывочной жидкости, нарушение технологии выполнения работ при ремонте скважины, возникновение поршневого эффекта.

Причиной  возникновения заколонных перетоков способствующих загрязнению водоносных горизонтов, служат нарушения эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин.

Причиной перехода нефтегазоводопроявлений в открытые фонтаны и тем самым увеличения отрицательного воздействия на окружающую среду и природные ресурсы – является отсутствие герметизации устья скважины при перерывах в работе или во время ОЗЦ при изоляционных работах, невозможность закрытия превентора или другого запорного оборудования при проведении технологических операций во время капитального ремонта скважин. Наиболее тяжелым и опасным по последствиям является загрязнение подземных и пресных наземных вод и почвы. К основным их загрязнителям в глобальном масштабе относится нефть. Загрязнение окружающей среды возможно при добыче и промысловой обработке газа.

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

Предотвращение загрязнения окружающей среды при проведении капитального ремонта скважин достигается проведением следующих мероприятий:

- использование закрытой герметичной системы циркуляции промывочной жидкости, включающий слив отработанной или оставшейся жидкости в специальную ёмкость, нефтеловушку или канализацию;

- сбор, вывоз или обезвреживание на месте продуктов ремонта, углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины должны быть собраны и утилизированы либо сожжены, если утилизация невозможна;

- обваловка вокруг скважины, особенно в случаях возможного возникновения неуправляемого фонтанирования;

- применение устьевых малогабаритных противовыбросовых устройств;

- рекультивационные работы, проводимые при окончании ремонта согласно положения о взаимоотношениях предприятия с заказчиками, состоят из технического этапа, который заключается в ликвидации интенсивного локального механического воздействия на почву устья скважины, 0,36 Га, отведенной по плану во временное пользование при проведении подземного ремонта. Очистка от металлолома, от мусора, ликвидация обвалки и выравнивание площадки, ликвидация земляных шламовых амбаров-накопителей.


4
 Экономическая часть

4.1 Расчет заработной платы

Исходные данные для расчета заработной платы:

  1.  состав вахты по профессиям и квалификациям:
  •  старший оператор - VI разряд;
  •  помощник оператора - V разряд;
  •  машинист подъемника - VI разряд;
  1.  часовые тарифные ставки:
  •  VI разряд - 40,68 руб;
  •  V разряд - 35,05 руб;

3) премия - 45%;

4) ночные - 32 часа;

5) продолжительность ремонта – 116,6 часа;

6) начало ремонта - 8 часов;

7) территориальный коэффициент, установленный для данной     местности - 15%.

Рассчитаем заработную плату бригады по тарифу по формуле 4.1:

З/Птариф = Часовая тарифная ставка бригады  × Тремонта,             (4.1)

где З/Птариф - заработная плата бригады по тарифу, руб;

     Т ремонта - общая норма времени на ремонт с учетом 10%, ч.

З/Птариф = (40,68 + 35,05 + 40,68) × 116,6 = 13573,4 руб

Рассчитаем доплату за работу в ночное время.

Ночными, в соответствии с трудовым законодательством, считаются часы работы с 22 до 6 часов. За каждый час работы в ночное время доплачивается 40% от тарифной ставки.

Д ночные = Часовая тарифная ставка бригады  Т ночные  40%,          (4.2)

где Т ночные - ночные, ч.

Д ночные = (40,68 + 35,05 + 40,68) × 32 × 0,4 = 1490,05 руб

Рассчитаем зарплату с учетом доплаты за ночное время.

З/П тариф + ночные = З/П тариф + Д ночные                          (4.3)

З/П тариф + ночные = 13573,4+ 1490,05 = 15063,45 руб

Премия составляет 45процентов, определяется по формуле 4.4:

Премия  = З/П тариф + ночные  % П,                                (4.4)

где  П - премия, %.

Премия = 15063,45 × 0,45 = 6778,55 руб

Рассчитаем заработную плату с учетом премии.

З/П с учетом премии = З/П тариф + ночные + П,             (4.5)

где П  - премия, руб.

З/П с учетом премии = 15063,45 + 6778,55 = 21842 руб

Доплата по территориальному коэффициенту.

ДК тер = З/П с учетом премии  К тер,                          (4.6)

где К тер - территориальный коэффициент.

ДКтер = 21842 ×  0,15 = 3276,3 руб

Зарплата с учетом доплаты по территориальному коэффициенту.

З/П с учетом К тер = З/П с учетом премии + ДК тер,                (4.7)

З/П с учетом К тер = 21842 + 3276,3 = 25118,3 руб

Отчисления от заработной платы установлены:

- на социальное страхование;

- в пенсионный фонд;

- на медицинское страхование.

Всего отчисления от заработной платы составляют 34%.

Отчисления = З/Побщая  34%                                    (4.8)

Отчисления = 25118,3 ×  0,34 = 8540,22 руб

4.2 Расчет транспортных расходов

Выбираем транспортные средства, используемые для проведения ремонта скважины:

  1.  Авто-тягач КАМАЗ - 1 единица;
  2.  Подъемник А-50У - 1 единица;
  3.  Агрегат ЦА-320 - 1 единица;
  4.  Автоцистерна АЦН-10 - 2 единицы;
  5.  Трубовоз - 1 единица;
  6.  Автобус - 1 единица;
  7.  Автокран - 1 единица;
  8.  Бульдозер Т-130 - 1 единица.

Определяем по наряду продолжительности работ каждого вида транспортных средств, исходя из выполненных операций.

Тягач КАМАЗ задействован в течение 1380 минут или 23 часа, которые затрачиваются на переезд. Стоимость 1 часа составляет 648,03 рублей.

ЗКАМАЗ = Стоимость 1 часа Тперезд,                      (4.9)

где Т перезд - время на переезд, ч.

ЗКАМАЗ = 648,03 23 = 14904,7 руб

Подъемная установка А-50У используется в течение всего времени ремонта 95,52 часа. Так как это есть настоящее время работы подъемника. Стоимость 1 часа составляет 718,32 рубля.

ЗА-50У = Стоимость 1 часа Трем,                              (4.10)

где Трем - общая норма времени с учетом 10%, ч.

ЗА-50У = 718,32 116,6 = 83756,11 руб

Агрегат ЦА-320 требуется для промывок скважины. Оплачена 1 заявка на 4 часа. Стоимость 1 часа составляет 680,7 рублей.

ЗЦА-320 = Стоимость 1 часа Траб,                            (4.11)

где Траб - время работы агрегата, ч.

ЗЦА-320 = 680,7 4 = 2722,8 руб

Автоцистерны используются для доставки технической воды. Оплачена 1 заявка на 4 часа, на 2 единицы. Стоимость 1 часа составляет 330,5 рубля.

ЗАЦН-10 = Стоимость 1 часа  Траб п,                        (4.12)

где п - количество автоцистерн.

ЗАЦН-10 = 330,54 2 = 2644  руб

Трубовоз используется для перевозки труб. Оплачено 2 заявки на 4 часа. Стоимость 1 часа составляет 386,1 рубля.

Зтрубовоз = Стоимость 1 часа  Траб,                       (4.13)

где - количество оплаченных заявок.

Зтрубовоз = 386,1 2 4 = 3088,8 руб

Автобус используется для перевозки вахт. Расстояние  20 км. Скорость 40 км/час. Стоимость 1 часа составляет 290,9 рублей.

Определяем количество рейсов за время ремонта:

Рейсы = Трем/2 2 + 2,                                          (4.14)

где Трем - общая норма времени на ремонт с учетом 10%, ч.

Рейсы = 116,6 /22+2 = 31 рейс

Т автоб = S  Рейсы/,                                        (4.15)

где Т автоб - время работы автобуса, ч;

      S - расстояние, км;

     - средняя скорость автобуса, км/час.

Т автоб = 20 31/40 = 15 часов

З автоб = Стоимость 1 часа  Тавтоб,                           (4.16)

З автоб = 290,9 15 = 4363,5 руб

Автокран используется для загрузки и разгрузки труб. Оплачено 2 заявки на 4 часа. Стоимость 1 часа составляет 572,37 рубля.

З автокран = Стоимость 1 часа Траб,                     (4.17)

З автокран = 572,37 2 4 = 4578,96 руб

Бульдозер используется для расчистки площадки. Оплачена 1 заявка на 4 часа. Стоимость 1 часа составляет 328,3 рублей.

                       З бульдозер = Стоимость 1 часа Траб                           (4.18)

З бульдозер = 328,3 4 = 1313,2 руб

Результаты расчетов сводятся в таблицу 2.4.

Таблица 2.4- Транспортные расходы

Наименование транспорта

Количество

Время работы, час

Стоим. 1 часа, руб

Всего затрат, руб

Автотягач КАМАЗ

1

23,0

648,03

14904,7

Подъемник А-50У

1

116,6

718,32

83756,11

Агрегат ЦА-320

1

14

680,7

2722,8

Автоцистерна АЦН-10

2

14

330,5

2644,0

Трубовоз

1

24

386,1

3088,8

Автобус

1

9

290,9

4363,5

Продолжение таблицы 2.4

Наименование транспорта

Количество

Время работы, час

Стоим. 1 часа, руб

Всего затрат, руб

Автокран

1

24

572,37

4578,96

Бульдозер

1

14

328,3

1313,2

Итого

117372,07

4.3 Составление сметы затрат на ремонт

Услуги других цехов принимаются исходя из фактически сложившихся затрат в расчете на один бригадо-час - 125,0 рублей, и включают затраты на:

- амортизацию;

- электроэнергию;

- услуги ПРЦЗ и ПВС;

- геофизические;

- прочие.

Услуги других цехов = Бригадо-час ×Трем,                 (4.19)

где Трем - общая норма времени с учетом 10%, ч.

Услуги других цехов = 125,0 ×  116,6 = 14575 руб

Общепроизводственные и общехозяйственные расходы составляют 24 процента от суммы прямых затрат и Включают затраты на содержание управленческого персонала и зданий общепроизводственного назначения.

Общепр. и общехоз. расходы = Прямые затраты  24%              (4.20)

Общепр. и общехоз. расходы =117371,96 × 0,24 = 28169,27 руб

Рентабельность характеризует норму плановой прибыли и составляет 8%.

Рентабельность = Себестоимость ремонта  8%               (4.21)

Рентабельность = 145541,23 × 0,08 = 11643,34 руб

На основании выполненных расчетов составляется смета затрат на ремонт.

Таблица 2.5 - Смета затрат на ремонт

Наименование затрат

Всего, руб

Материалы  

126590

Заработная плата

25118,3

Отчисления от заработной платы

8540,22

Затраты на транспорт

117372,02

Услуги других цехов

14575

Итого прямые затраты

255592,68

Общепроизводственные и общехозяйственные расходы

28169,27

Итого себестоимость ремонта

145541,23

Рентабельность

11643,34

Итого полная стоимость

437182,37

4.4 Пути снижения затрат на ремонт

Борьба за повышение экономической эффективности ремонта скважин обусловливает постоянное соизмерение расходов и достигнутых результатов.

Стоимость ремонта нефтяных скважин зависит от ряда факторов геолого-технического и организационного характера, главным из которых являются: глубина подвески НКТ, совершенство применяемой техники и технологии, квалификация кадров, уровень организации производства.

Одним из главных направлений в борьбе за снижение стоимость ремонта является систематическое осуществление режима экономии, регламентирование затрат путём установления нормативов затрат на один бригадо-час ремонта.

Анализ затрат на ремонт показывает, преобладающий удельный вес занимают  транспортные расходы, поэтому сокращение этих расходов один из основных путей снижения стоимости ремонта.

На снижение стоимости ремонта влияют прогрессивные системы оплаты труда. Положительные результаты даёт применение системы нормирования и оплаты труда бригад ремонта скважин по укрупненным комплексным нарядам.

Снижение стоимости ремонта может быть достигнуто при установлении оптимального числа ремонтных бригад.

Борьба за качество позволит исключить повторные ремонты и за счет этого снизить затраты на ремонт и стоимость одного ремонта.

Заключение

В итоге рассмотрев структуру Росташинского месторождения можно сказать, что для повышения работы скважин оборудованных установкой электроцентробежного насоса нужно в первую очередь произвести воздействие на пласт при помоще гидроразрыва пласта тем самым увеличив приток жидкости к  скважине так как месторождение разрабатывается довольно не малый период времени и его запасы истащены об этом говорит отсутствие фонтанирующих скважин  то гидроразрыв даст положительный результат.

После чего нужно произвести земену электроцентробежного насоса согласно условий эксплуатации скважин, параметров.

Рассчитав в экономической части структуру затрат на мероприятие можно сказать что основная часть затрат уходит на материалы 69 процентов и лишь малая часть на начисления заработной платы 2,7 процента.

В разделе «Охрана труда» были рассмотрены вопросы безопасности труда при эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, а также требования безопасности к конструкции оборудования. Также рассмотрены правила безопасной эксплуатации оборудования и обеспечения безопасности при нахождении людей в опасной зоне.

           В результате проведенного анализа в проекте ясно что, применение установки электроцентробежного насоса в скважину увеличивает ее нефтеотдачу, другими словами дебит.

И ремонт такой скважины на мой взгляд должен занимать минимум время так и средств.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

67596. Сравнение множеств 136 KB
  Множества и B называются равномощными если между и B существует взаимно однозначное соответствие т. Доказательство Если количество элементов одинаково то перенумеруем их и установим взаимно однозначное соответствие Следовательно множества равномощны.
67597. Основные соотношения комбинаторики 217 KB
  Сколькими способами можно в совокупности добраться от Москвы до райцентра через Уфу 1. Сколькими способами можно выбрать конверт с маркой 1. Сколькими способами можно сделать этот выбор 1. Сколькими способами можно выбрать на шахматной доске белую и черную клетки не лежащие на одной горизонтали или вертикали...
67598. Теория графов 107.5 KB
  Понятия смежности инцидентности степени опр Если x={vw} ребро то v и w концы ребра x. опр Если x=vw дуга орграфа то v начало w – конец дуги. опр Если вершина v является концом ребра x неориентированного графа началом или концом дуги x орграфа то v и x называются инцидентными.
67599. Матрицы смежности и инцидентности 128 KB
  Пусть утверждение верно для цикла длиной k-1. Допустим, в цикле имеются совпадающие вершины: vi=vj, (если их нет, то цикл - простой). Тогда удалим из цикла часть, заключенную между viи vj (вместе с vj). Получившийся цикл имеет меньшую длину и в силу индуктивного предположения из него можно выделить простой цикл.
67600. Связность. Компоненты связности 135 KB
  Компоненты связности Определения. Компонентой связности графа G сильной связности орграфа D наз. Матрицы достижимости и связности Пусть D – матрица смежности ориентированного псевдографа D=VX или псевдографа G=VX где V={v1 vn}. Тогда отношение эквивалентности...
67601. Задача поиска маршрутов в графе (путей в орграфе) 362.5 KB
  Исходя из некоторой вершины всегда следовать по тому ребру которое не было пройдено или было пройдено в противоположном направлении. 3 Для всякой вершины отмечать ребро по которому в вершину попали в первый раз 4 Исходя из некоторой вершины идти по первому заходящему в ребру лишь тогда когда нет других...
67602. Минимальные пути, (маршруты) в нагруженных орграфах (графах) 223.5 KB
  Примеры латинских свойств. Не проходить через данную вершину (или через множество вершин). Не проходить через данную дугу (или через множество дуг). Быть простой цепью (или простым контуром). Быть цепью или контуром. Не проходить через каждую вершину более k раз.
67603. Эйлеровы циклы и цепи 62 KB
  Если в псевдографе G имеется хотя бы одно ребро и отсутствуют висячие вершины то G содержит хотя бы один простой цикл. Для того чтобы связный псевдограф G обладал эйлеровым циклом необходимо и достаточно чтобы степени всех его вершин были четными. Для того чтобы связный псевдограф G обладал эйлеровой цепью...
67604. Планарность и раскраска графов 97.5 KB
  Такая функция называется плоским мультиграфом. Внутренние грани плоского мультиграфа называется конечная плоскость окруженная простым циклом и не содержащая внутри себя никаких ребер. Называется её границей.