Учреждение частное профессиональная образовательная организация «Нефтяной техникум» НАИМЕНОВАНИЕ МОДУЛЯ «Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» НАИМЕНОВАНИЕ МЕЖДИСЦИПЛИНАРНОГО КУРСА «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТЕМА КУРСОВОГО ПРОЕКТА: «_______________________________________________________» ВЫПОЛНИЛ СТУДЕНТ _____________________________________ (ФАМИЛИЯ, ИМЯ, ОТЧЕСТВО СТУДЕНТА) КУРСА________ГРУППЫ____________________________________ РУКОВОДИТЕЛЬ КУРСОВОГО ПРОЕКТА ________________ (Ф.И.О. руководителя) ДАТА ВЫПОЛНЕНИЯ КУРСОВОГО ПРОЕКТА: «___»______2019 г. Курсовой проект принял(а) _______________________________ Дата принятия: «___»_______2019 г. Рег. №_________________________ Ижевск 2019 г. УТВЕРЖДАЮ Заместитель директора по учебной работе УЧ ПОО «Нефтяной техникум» ______________Е. А. Волохин «___»______________2017 г. ЗАДАНИЕ на выполнение курсового проекта по модулю «Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»междисциплинарному курсу «Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: Студенту _____________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество) Специальность______________________________________________________Группа _________ Руководитель______________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество) __________________________________________________________________________________ ( место работы, должность , ученое звание , степень) Тема курсового проекта ___________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________ __________________________________________ утверждена приказом от 29.09.2017 № 135 Срок сдачи студентом курсового проекта до 30 марта 2018 года Срок защиты работы с 02апреля 2018 г. по 08 апреля 2018 года Исходные данные к работе: Название объекта (название месторождения …) _________________________________________ Место положения объекта (Удмуртская Республика¸ район…) _________________________ Цель курсового проекта (разработать, проанализировать, исследовать, обобщить…) : ____________________________________________________________________________ Содержание пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов): I) Теоретическая часть (пояснительная записка) I Введение II Основная часть: 1.ОБЩИЙ РАЗДЕЛ 1.1. Назначение, основные условия эксплуатации оборудования:________________________ ________________________________________________________________________________ 1.2 Конструкция и технические параметры эксплуатируемых машин и механизмов. Типовые схемы установки оборудования на объектах эксплуатации__________________________ ________________________________________________________________________________ 1.3 Принцип действия оборудования. Технологические условия бурения, разработки и эксплуатации нефтяных и газовых скважин_____________________________________________ 2.ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1. Исходные данные для проектирования. Внутрипластовое и гидростатическое давление на забое скважины. Технологические особенности бурения, разработки и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Сведения о материалах, нагрузках на оборудование и габаритных размерах оборудования и т.д. _____________________________________________________ 2.2 Расчеты оборудования на прочность. Технико-технологические расчеты процессов при эксплуатации проектируемого оборудования, машин, механизмов _____________________ 2.3 Применение новых технических средств и технологий в сочетании со специальными видами оборудования ___________________________________________________________ 3.ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ 3.1 Организационные и технико-технологические мероприятия по эксплуатации, обслуживанию и ремонту нефтегазопромыслового и бурового оборудования или ликвидация аварии с использованием этого оборудования _______________________________________________ 2 3.2 Технологический процесс эксплуатации _______________________________________ обслуживания_____________ремонта______________________ монтажа__________________ изготовления____________________________ 3.3 Технологический процесс эксплуатации монтажа или ремонта машин и оборудования или отдельных деталей узлов ____________________________________________________ 3.4 Оснащенность участков (ремонтных, монтажных, сборочных)______________________ 3.5 Испытание оборудования для ______________________ 3.6 Охрана труда. Правила промышленной безопасности при производстве работ: а) эксплуатации, обслуживании_____________________________________________________________ б) ремонте ______________________________________________________________________ в) монтаже______________________________________________________________________ 3.7 Охрана окружающей среды при проведении работ по эксплуатации объекта, ремонта и монтажа бурового и нефтегазопромыслового оборудования, предохранительных противоаварийных систем___________________________________________________________________ III Выводы и заключение _________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ _______________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ IV Приложения ________________________________________________________________ Содержание работы ( примерный перечень вопросов, подлежащих разработке)________ _____________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________ Объем курсового проекта (пояснительная записка) составляет 30-40 стр. печатного текста. II) Практическая часть (графическая часть) Минимальный объем графической части курсового проекта (чертежи , схемы, плакаты….) должен составлять 2-3 листа формата А1, если используется формата A2 то количество составляет 4-6 листов (допускается спецификацию прикладывать в пояснительную записку или выносить на поле чертежа) Основная рекомендуемая литература_______________________________________ _____________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________________ Задание выдал руководитель курсового проекта _________________________________________ (Ф.И.О. и подпись руководителя) Дата выдачи задания «____»__________2017 г. Задание получил «_____»____________2017 г. ______________________________ (фамилия, имя, отчество, подпись студента) 3 Учреждение частное профессиональная образовательная организация «Нефтяной техникум» О Т З Ы В Р Е Ц Е Н З Е Н Т А о курсовом проекте Студент (Ф. И.О.) Специальность Группа Наименование темы Рецензент (Ф. И.О.) (место работы, должность, ученое звание, степень) Отмеченные достоинства: Отмеченные недостатки: Заключение: Рецензент (подпись) (расшифровка подписи) «____» _______________ 20__ г. С рецензией ознакомлен ________________ (подпись студента) «____» _______________ 20__ г. 4 СОДЕРЖАНИЕ ВЕДЕНИЕ............................................................................................................................. 6 1.ОБЩИЙ РАЗДЕЛ ............................................................................................................. 8 1.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ......................................... 8 1.2 СТРАТИГРАФИЯ И ТЕКТОНИКА ............................................................................ 9 1.3 ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ ................................................. 11 1.4 СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ............................................... 13 2.ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ ............................................................................................ 14 2.1 Назначение и основные условия эксплуатации нефтегазовых месторождений, разработки и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, нефтегазопромыслового оборудования. .................................................................................................................... 14 2.2 Конструкция и технические параметры проектируемых и эксплуатируемых машин и механизмов. Типовые схемы установки оборудования на объектах эксплуатации. ..................................................................................................................... 18 2.3 ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ............................................................................................. 24 2.3 Характер разрушения основных деталей оборудования ..................................... 26 3.ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ ................................................................................ 29 3.1. ТБ и охраны окружающей среды .............................................................................. 29 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ................................................................................................................. 40 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ......................................................... 42 5 ВЕДЕНИЕ Большинство месторождений Удмуртской Республики относится к сложнопостроенным продуктивным объектам с трудноизвлекаемыми запасами нефти. К осложняющим особенностям нефтяных месторождений относится сильная геолого-литологическая расчленённость коллекторов, многопластовость, повышенное и высокое содержание в нефти таких осложняющих компонентов, как парафин, смола, сера, повышенная и высокая вязкость самой нефти, заключённой в резко неоднородных коллекторах карбонатного типа. Основные разрабатываемые месторождения имеют высокие выработанность запасов, находятся в стадии падающей добычи нефти. Для выработки трудноизвлекаемых запасов требуется внедрение принципиально новых технологий. Бурение новых вертикальных скважин на разрабатываемых месторождениях неэффективно, возможности циклического заводнения ограничены и не позволяют достичь конечных коэффициентов нефтеотдачи, поскольку невозможно ввести в работу тупиковые зоны. Для рациональной разработки таких месторождений потребовались принципиально новые высокоэффективные технологии с учётом специфики их геолого-физического строения и качества нефти, начато бурение горизонтальных скважин. Горизонтальное бурение позволяет повысить плотность сетки разработки пластов месторождения при меньшем количестве скважин, а это означает меньшее воздействие на окружающую среду. Цель данной работы – показать насколько перспективно и эффективно внедрение метода бурения горизонтальных скважин в верейском объекте разработки Южно-Киенгопского месторождения. Цель исследования – анализ особенностей оборудования устья насосных скважин. Задачи исследования: 6 1. Изучение наземного оборудования скважины 2. Изучение штанговой скважиной установки. Объектом исследования является станок – качалка. 7 1.ОБЩИЙ РАЗДЕЛ 1.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Южно-Киенгопское месторождение находится в промышленной разработке с 1973 года и расположено на территории Якшур-Бодьинского административного района Удмуртской Республики, в 35 км к северу от г. Ижевска и в 8 км к югу от крупного Чутырско-Киенгопского месторождения. Территория месторождения расположена в бассейне правых притоков р. Иж и имеет холмистый рельеф. Речная сеть представляет собой систему малых речек, таких как Большой Иж, Бегешка и др. Уровень грунтовых вод на понижениях и пойменных участках располагается на глубинах 1-5м. Cельскохозяйственными угодьями занята в основном сводовая и присводовая части месторождения. Климат района умеренно-континентальный, среднегодовая температура равна +1,5. Средняя температура воздуха зимой составляет -15. Толщина снежного покрова достигает 0,6-0,8м, промерзание грунта до 1-1,2м. Период с отрицательной температурой начинается во второй половине октября и заканчивается во второй половине апреля. Средняя температура воздуха в летний период равна +17,5. Среднегодовое количество осадков составляет около 500-600мм и приходится в основной на лето. Национальный состав местного населения - удмурты и русские, которые заняты в основном на сельскохозяйственном производстве и лесоразработках. Кроме нефти, в окрестностях месторождения выявлены известняки, торф, строительный песок. 8 1.2 СТРАТИГРАФИЯ И ТЕКТОНИКА Верейский горизонт представлен чередованием терригенных и карбонатных пород. Продуктивные нефтенасыщенные пласты B-II и B-III залегают в нижней части горизонта и представлены чистыми разностями известняков серого цвета, органогенно-детритовыми, пористыми. Пласты имеют небольшие эффективные толщины, которые изменяются от 2 до 5 м, в среднем составляя 2,9 м. Число проницаемых прослоев по пласту B-II-1-2, по B-III-1-3. Пласт B-III более неоднородный и менее проницаемый, по площади нефтеносности отмечается его замещение плотными породами. Залежь пластово-сводовая по пласту B-II и литологически ограниченная по пласту B-III. Экранирующей покрышкой являются карбонатно-глинистые отложения верейского горизонта толщиной 15-20 м. ВНК принят единым на абсолютной отметке – 1043,2 м. Залежь пласта B-III литологически-экранированная и приурочена к повышенным участкам структуры до абсолютных отметок 1000-1010 м, ниже – пласт замещается плотными породами. Залежь не контактирует с водой и имеет замкнутый упругий режим. Проницаемость по керновым данным составляет по пласту B-II 0,128 мкм2, пористость по ГИС принята по B-II-0,17, по B-III-0,16, нефтенасыщенность соответственно 0,73 и 0,57. Характеристика пластов и залежей верейского горизонта приведена в таблице 1. Таблица 1 Характеристика пластов и залежей верейского горизонта Параметры верейский B-II В-III Глубина залегания, м 1175 1185 Тип коллектора карбонатный карбонатный Нефтенасыщенная толщина, м 2.09 1.0 9 Продолжение таблицы 1 Пористость, доли ед. 0.17 0.16 Нефтенасыщенность, доли ед. 0.73 0.57 Проницаемость, мкм2/с 0.128 - Тип залежи пласт. Свод. Литолог. Огран. Размер залежи, км 2.6х2.3 1.4х1.1 Высота залежи, м 110.5 - Глубина ВНК, абс. М - 1043.2 Пластовое давление МПа 12,42 Пластовая температура °С 25,5 Давление насыщения нефти газом МПА 8,0 Газовый фактор м3/т 21,9 Объемный коэффициент д.е. 1,016 Вязкость нефти мПа·с в пластовых условиях 3,8 3,8 Вязкость нефти мПа·с в поверхностных условиях 8,09 8,09 Плотность т/м3 в пластовых условиях 0,836 0,836 Плотность т/м3 в поверхностных условиях 0,850-0,860 0,850-0,860 Содержание асфальтенов % 0,8 Содержание смол % 10,98 Содержание парафинов % 2,5 Содержание серы % 1,67 - 21,9 Продуктивная пачка залегает в нижней части верейского горизонта. Залежи нефти приурочены к пористым и кавернозным известнякам пластов B-III и B-II. Мощность прослоев изменяется от 0,4 до 16,4м, количество прослоев колеблется от 2 до 5. Микроскопически проницаемые разности известняков – органогенно- обломочные. Цемент поровый и крустификационный, в пласте – B-III глинистый. Особенностью продуктивной пачки верейского горизонта является наличие терригенной примеси в виде алевролитовых зерен кварца. Почти во всех шлифах фиксируются вторичные процессы. Группы пород: 1) С пористостью до 11% и проницаемостью 1 мД, представленных известняками детритовыми или микрозернистыми, глинистыми в пласте B-III с алевролитовой примесью. 10 Нефть в таких породах встречается в виде выпотов или отдельных примазок. 2) Породы с пористостью от 11% и проницаемостью более 1мД, распространенные в эффективной части пласта, и как правило, равномерно насыщенные нефтью. Значение нижнего предела пористости установленное по геофизическим исследованиям несколько менее 8,2%. Однако, усредняющие возможности промыслово-геофизических методов, более широкие в сравнении с лабораторными, делают эту величину более вероятной. Образцы с пористостью 8,2% отбраковывались и в расчет средних значений не принимались. Для расчета средних значений пористости с учетом этого предела приняли 107 образцов, что составляет 3,7 образца на 1м продуктивного разреза. Пористость верейского коллектора колеблется от 9,9 до 24,4%. Средневзвешенное значение пористости пласта B-II равно: для нефтенасыщенной части 15,9%; для водонасыщенной части – 15,11%; пласта B-III: для нефтенасыщенной части – 16,06%, для водонасыщенной не определялось из-за непредставительности образцов. Средневзвешенное значение проницаемости пород в водонасыщенной части пласта B-III в перпендикулярном напластованию направлении оказалось равны 30,85 мД нефтенасыщенной части – 129,36 мД то составляет 0,9 образцов по 1м продуктивного пласта. Среднеарифметическое значение нефтенасыщенности для пород-коллекторов верейского горизонта равны: для пласта B-II 84,01%, для пласта B-III – 91,90%. 1.3 ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ Физико-химические свойства нефти Пластовое давление 12,42 МПа, пластовая температура 25,5С, газонасыщенность нефти – 21,9 м3/т, давление насыщения – 8 МПа, плотность нефти 0,836 г/см3, вязкость 3,8 мПа·с. По физико-химическим качествам нефть ЮжноКиенгопского месторождения наряду с Архангельской является лучшей среди месторождений Удмуртии (табл.2). 11 В поверхностных условиях имеет плотность 0,850 г/см3, вязкость – 8,09 мкм2,с, содержание асфальтенов 0,8%, смол – 10,98% парафинов 2,5%, серы 1,67%. Таким образом, нефть верейского горизонта легкая, маловязкая, малосмолистая, малосернистая, малопарафинистая. Физико-химические свойства пластовой воды Таблица 2 Сведения о химических и физических свойствах пластовой воды N Параметры Ед. п/п 1 Пласт измерения верейский Вязкость в пластовых мПа·с 1,62 условиях 2 Пластовая температура °С 25,5 3 Удельный вес воды (кг·м)/ 1,177 (м2·с2) 4 Минерализация г/л 267,7 - 272,58 5 Содержание Na+K мг/л 977,12 6 Содержание Ca мг/л 156,31 7 Содержание Mg мг/л 50,46 8 Содержание SO4 мг/л 1059,2 9 Содержание HCO3 мг/л 36,6 10 Содержание NH4 мг/л 130 11 Содержание Br мг/л 572,65 Физико-химические свойства попутного газа В составе попутного газа содержится повышенное количество азота. По верейскому горизонту значение его колеблется от 40 до 50%. Такое содержание азота, а также низкие газовые факторы дают возможности использовать попутный газ как 12 топливо, только на нужды промышленных предприятий. Относительная плотность газа по воздуху – 1,268 – 1,399. Запасы нефти в соответствии с пересчетом, выполненным УКО «ТатНИПИнефть» (1986г) по результатам эксплуатационного бурения, принятые ЦКЗ в 1991г по верейскому объекту составляют: 1256 тыс. т балансовых (1189 тыс. т по пласту В-II, 67 тыс.т по пласту B-III) и 545 тыс. т извлекаемых (513 тыс. т по пласту В-II, 32 тыс.т по пласту B-III) при КИН 0,434. 1.4 СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Поднятие по кровле эффективной части пласта имеет куполовидную форму. Верейский горизонт представлен чередованием терригенных и карбонатных пород. Пласты коллекторы неоднородностью, характеризуются представлены в высокой основном послойной чередованием и зональной маломощных пропластков, имеют небольшие эффективные толщины, которые изменяются от 2до 5м. Также верейский объект обладает наиболее благоприятным соотношением проницаемости, пористости и пластового давления, что обеспечит хороший приток к забою скважины и более полную выработку залежи. Запасы нефти легкие, маловязкие, малосернистые, малосмолистые, малопарафинистые. Рассмотрев верейский объект и оценив его по основным геологическим критериям, принимаем решение о переходе на разработку горизонтальными скважинами. 13 2.Технический раздел 2.1 Назначение и основные условия эксплуатации нефтегазовых месторождений, разработки и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, нефтегазопромыслового оборудования. На текущий момент заводы-изготовители предлагают широкий ассортимент станковкачалок (СК), применяемых в качестве приводов для штангового насосного оборудования (ШСН). Привод ШСН выполняет две основные задачи - привод преобразует энергию двигателя в механическую энергию колонны штанг и создает оптимальный режим работы приводного двигателя. Привод обеспечивает движение точки подвеса штанг по определенному закону, регулирует режим откачки пластовой жидкости за счет изменения длины и частоты хода точки подвеса штанг, пуск и остановку ШСН, контроль режима работы внутрискважинного оборудования. Привод ШСН состоит из следующих основных блоков: силового органа, уравновешивающего устройства и собственно привода. Силовой орган предназначен для перемещения колонны штанг и может быть механическим, состоящим из системы рычагов, канатов и блоков, гидравлическим или пневматическим - с использованием собственно гидро- или пневмоцилиндров. Сам привод включает двигатель (электромотор или двигатель внутреннего сгорания) и передачу, которая может быть механической или гидравлической. Эти два блока в основном обеспечивают выполнение первой функции привода, выполнение второй обеспечивается уравновешивающим устройством, которое накапливая потенциальную энергию при ходе колонны штанг вниз и отдает энергию при ходе штанг вверх. Применение уравновешивающего устройства обусловлено тем, что мощность двигателя, приводящего в действие неуравновешенную установку, должна быть 14 в 2-4 раза больше мощности двигателя, приводящего в действие установку, работающую в том же режиме, но полностью уравновешенную. Индивидуальные приводы включают двигатель, трансмиссию и обеспечивают движение только одной колонны насосных штанг. В настоящее время большинство приводов ШСН относятся именно к этому типу. Групповые приводы служат для эксплуатации группы (от 2-40) скважин, расположенных близко друг от друга и имеющих сопоставимые рабочие параметры. Трансмиссия, используемая в индивидуальном приводе, обычно состоит из клиноременной передачи от двигателя к входному валу редуктора и редуктора. Редуктор выполняется двух- или трехступенчатым, с зубчатыми зацеплениями различных типов. Наибольшее влияние на конструкцию установки оказывают тип и кинематическая схема преобразующего механизма. По видам преобразующих механизмов механические приводы делятся на две группы - балансирные и безбалансирные. В балансирных возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг достигается использованием качающегося рычага - балансира, который соединяется с выходным валом трансмиссии посредством кривошипно-шатунного механизма. В свою очередь кривошипно-шатунный механизм может быть со звеньями, имеющими постоянную или переменную длину, изменяющуюся в пределах времени одного цикла работы установки. В безбалансирных приводах возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг обеспечивается за счет использования механизмов с гибкими элементами (канаты или цепи). Основные показатели приводов ШСН зависят от конструкции и типа перечисленных узлов, т.е. уравновешивающего устройства, силового органа и привода, а также вида кинематической связи силового органа с уравновешивающим устройством, так как 15 именно эта связь обеспечивает передачу наибольшей мощности во всем приводе установки. Классификация приводов ГНО приведено на рисунке 1. Рисунок 1- Классификация приводов глубинного насосного оборудования Таким образом, с учетом основных блоков установки и их связей приведена классификация приводов ШСН: - По способу уравновешивания: - пневматический - грузовой - групповой - неуравновешенный - По виду кинематической связи с уравновешивающим устройством: 16 - гибкая (канат-цепь) - жесткая (рычаг-балансир) - гидравлическая (трубопровод) - По виду трансмиссии: - механическая - гидравлическая - По числу обслуживающих скважин: - групповые - индивидуальные Классификация приводов ШСН по их параметрам условна, так как по мере развития техники для добычи нефти такие понятия, длинноходовые или мощные приводы, меняют свое содержание. В настоящее время принято следующее деление приводов ШСН: - По максимальной нагрузке в точке подвеса штанг: - легкие (<=30 кН) - средние (<=100 кН) - тяжелые (>=100 кН) - По длине хода точки подвеса штанг: - короткоходовые (<1 м) - среднеходовые (<3 м) - длиннходовые (<6 м) - сверхдлинноходовые (>6 м) - По частоте ходов точки подвеса штанг: 17 - тихоходные (<=6) - средние (<=15) - быстроходные (>15) - По потребляемой мощности: - маломощные (<5 кВт) - средней мощности (<25 кВт) - мощные (<100 кВт) - сверхмощные (>100 кВт) 2.2 Конструкция и технические параметры проектируемых и эксплуатируемых машин и механизмов. Типовые схемы установки оборудования на объектах эксплуатации. Стандартом 1966 г. было предусмотрено 20 типоразмеров станков- качалок (СК) грузоподьемностью от 1,5 до 20 т. Впервые в стране был начат выпуск приводов, в которых редуктор был поднят и установлен на подставке. Рисунок 2 - Схема станка-качалки типа СКД с редуктором на раме и кривошипным уравновешиванием 18 При создании размерного ряда учитывалась унификация узлов и элементов с той целью, чтобы свести к минимуму разнообразие быстроизнашивающихся узлов и тем самым упростить изготовление, ремонт, обслуживание и снабжение оборудования запасными элементами. Для этого из 20 типов станков-качалок 9 - были выполнены как базовые, а остальные 11 - в виде их модификаций. Модификации заключались: в изменении соотношений длин переднего и заднего плеч балансира путем замены головки балансира или всего балансира, что приводило к изменению грузоподъемности и длины хода станка-качалки; в применении редуктора с другим крутящим моментом; в одновременной замене балансира и редуктора. Фактически в серийный выпуск пошли только 9 - моделей, включая 7 базовых и 2 модифицированных. Условное обозначение на примере 4СКЗ-1,2-700 расшифровывается следующим образом: 4СК - станок-качалка 4 - базовой модели; 3 - допускаемая нагрузка на головку балансира 3 т; 1,2 - наибольшая длина хода точки подвеса штанг 1,2 м; 700 - допускаемый крутящий момент на редукторе 700 кг · м. Станки-качалки по ГОСТ 5866-76 Из намечавшихся к выпуску 30 типоразмеров производством было освоено 7 моделей. Конструкции станков-качалок по данному стандарту принципиально не отличаются от предыдущих типов. Станки-качалки СК5-3-2500 и СК6-2,1-2500 отличаются друг от друга длиной переднего плеча балансира; СК8-3,5-4000 и СК8-3,5-5600 различаются типоразмером редуктора и мощностью электродвигателя. 19 Рисунок 3 - Схема станка-качалки по ГОСТ 5866-66 Станки-качалки по ОСТ 26-16-08-87 Указанным отраслевым стандартом впервые в нашей стране (тогда СССР) был предусмотрен выпуск станков-качалок дезаксиального типа 6 размеров (рис. 2,3) Рисунок 4 - Схема станка-качалки типа СКДТ с редуктором на тумбе, с кривошипным уравновешиванием 20 Стандартом предусмотрено два вида исполнения - с установкой редуктора на раме или на тумбе. Таким образом, образуется 12 моделей приводов. Принципиальное отличие дезаксиальных станков-качалок от ранее применявшихся у нас исключительно аксиальных в том, что дезаксиальные станкикачалки обеспечивают разное время хода штанг вверх и вниз, тогда как аксиальные одинаковое. Поскольку разница в кинематике конструктивно обеспечивается элементарными средствами, т.е. тем или иным расположением редуктора относительно балансира и не требует специальных изменений конструкции, то станки-качалки по рассматриваемому отраслевому стандарту не отличаются от аналогичных по Госстандарту. Условное обозначение рассмотрим на примере СКДТ3-1,5-710: СК - станок-качалка; Д - дезаксиальный; Т - редуктор установлен на тумбе; 3 - номинальная нагрузка на устьевой шток 3 т; 1,5 - максимальная длина хода устьевого штока 1,5 м; 710 - номинальный крутящий момент на ведомом валу редуктора 710 кг · м. Тихоходные станки-качалки С ростом числа малодебитных скважин (с дебитом менее 5 м3/сут) все острее вставала проблема их оптимальной эксплуатации. Использование периодической эксплуатации связано с целым рядом существенных неблагоприятных факторов, в числе которых: неравномерная выработка пласта, неэффективное использование наземного и подземного оборудования, недостаточный межремонтный период по сравнению с непрерывно функционирующими скважинами, затруднения, возникающие в зимнее время и др. С ростом числа малодебитных скважин (с дебитом менее 5 м3/сут) все острее вставала проблема их оптимальной эксплуатации. Использование периодической эксплуатации связано с целым рядом существенных неблагоприятных факторов, в числе которых: неравномерная выработка пласта, неэффективное использование наземного и подземного оборудования, недостаточный межремонтный период по 21 сравнению с непрерывно функционирующими скважинами, затруднения, возникающие в зимнее время и др. Была разработана конструкция тихоходного станка-качалки с увеличенным передаточным числом за счет введения в трансмиссию дополнительной ременной передачи, что позволяло снижать частоту качаний балансира до 0,8...1,7 в минуту. Для этого между электродвигателем и редуктором монтируется промежуточный вал с соответственно малым и большим по диаметру шкивами, установленными консольно. Компоновка промежуточного вала может быть вертикальной и горизонтальной (рис. 5.) Рисунок 5 - Схема тихоходного станка-качалки с дополнительной ременной передачей В последнем случае раму станка-качалки приходится немного наращивать на величину межосевого расстояния дополнительной ременной передачи. Такой вариант применяется на станке-качалке 7СК8-3.5-4000Ш. Конструктивное решение с дополнительной передачей отличается простотой, позволяет применять его к любому станку-качалке и допускает изготовление необходимых деталей силами добывающих предприятий. Другим решением стало применение в приводе мотор-редуктора с передаточным числом i = 2,3. Если станок-качалка типа 7СК8-3,5-4000Ш имеет число качаний n = 22 3,8...12, то с мотор-редуктором - до 2,5. При этом для работы вместо двигателя мощностью в 30 кВт используется двигатель мощности 18,5 кВт. Компоновка трансмиссии такого станка-качалки отличается отсутствием ременной передачи, что компенсируется применением трехступенчатого редуктора с передаточным числом i = 165. Редуктор непосредственно, с помощью муфты, соединяется с электродвигателем. При этом приходится применять угловую передачу, поэтому редуктор имеет коническо-цилиндрическую конструкцию с быстроходной конической ступенью. Отсутствие ременной передачи не позволяет регулировать частоту хода балансира, поэтому в описываемом варианте предусматривается применение регулируемого многоскоростного асинхронного электродвигателя, который за счет изменения схемы подключения может обеспечить частоту вращения вала 495, 745, 990 и 1485 об/мин. Соответственно получают 3; 4,5; 6 и 9 качаний балансира в минуту, причем резко сокращается время перевода СШНУ на другой режим работы по сравнению со сменой шкивов. Рисунок 6 - Схема станка-качалки с трехступенчатым коническо-цилиндрическим редуктором 23 Отсутствие ременной передачи, которая в обычных механизмах предохраняет оборудование от поломок при перегрузках потребовала в данном случае другого конструктивного решения. Муфта, соединяющая двигатель с редуктором, снабжена срезным штифтом, заключенным в резиновую оболочку, которая смягчает пусковой момент. При заклинивании плунжера скважинного насоса или поломках в кинематической цепи штифт срезается, предохраняя электродвигатель от перегрузки. В настоящее время до 60% всех глубиннонасосных скважин на отечественных нефтяных промыслах оборудованы станками-качалками типа СКН (СКН2-615, СКНЗ-1515, СКН5-3015, СКН10-3315), различающихся между собой грузоподъемностью и длиной хода. Шифр этих станков-качалок означает: - первые три буквы— станок-качалка нормального ряда»; -цифра непосредственно после букв - наибольшая нагрузка в точке подвеса штанг (в десятках кН); - цифры после тире - первая цифра в случае трехзначного числа или первые две цифры в случае четырехзначного числа означают наибольшую длину хода точки подвеса штанг в дециметрах; последние цифры - наибольшее число качаний балансира в минуту. 2.3 ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ Работа станка-качалки в неуравновешенном состоянии не разрешается. Схема обвязки скважины. Схема спуска хвостовика. Параметры работы станкакачалки изменялись в пределах: S - от 300 до 240 см и и - от 7 до 12 кач / мин. 24 При работе станка-качалки потребная мощность в течение одного цикла (одного оборота) претерпевает значительные изменения по величине. При работе станка-качалки динамограф перемещается вместе с полированным штоком. При ходе вверх при помощи прикрепленной к сальнику нити 9 приводится во вращение ролик и вместе с ним ходовой винт 11, по которому ходовая гайка вместе со столиком 8 движется по направляющим 12 вверх. В это время возвратная пружина заводится. При ходе вниз возвратная пружина раскручивается и возвращает столик в первоначальное положение. Так измеряются усилия при ходе вверх и вниз. При работе станка-качалки каждый насос отбирает продукцию из разных пластов и подает ее на поверхность. При работе станка-качалки палец головки балансира контактирует с втулками 2 и 1 тела балансира только у их внешних торцов, что определяет выбор точек приложения реакций этих втулок, действующих на палец. Не внося существенной погрешности, можно принять br hr / 2 и считать, что при горизонтальном положении балансира средняя точка втулки находится на горизонтальной линии, проходящей через центр его качания. При работе станка-качалки без компрессора или с компрессором на заднем плече шатун постоянно растянут при ходе головки балансира как вверх, так и вниз. При работе станка-качалки месс-доза, включенная в втулочно-роликовую цепь, попеременно испытывает растягивающие усилия от веса штанг, погруженных в жидкость, и столба жидкости в подъемных трубах. В состоянии покоя на нее действует только вес штанг, погруженных в жидкость. За работой станка-качалки, состоянием устьевого оборудования и подачей жидкости бригада по добыче нефти ведет круглосуточное наблюдение. Во время работы станка-качалки не допускается производство ремонта или крепления каких-либо частей станка, запрещается чистить и смазывать движущиеся 25 части вручную, снимать предохранительные ограждения, а также направлять сбрасывать, натягивать или ослаблять ременную передачу. Во время работы станка-качалки нагрузка на головку балансира и на все узлы механизма меняется в зависимости от направления движения плунжера. По мере работы станка-качалки уровень жидкости в подъемных трубах повышается до тех пор, пока она не дойдет до устья скважины. Затем жидкость через тройник отводится в выкидную линию и далее по трубопроводу - в групповую замерную установку. Механическая теория работы станка-качалки при мягкой характеристике двигателя до настоящего момента не разработана. Поэтому ряд вопросов, относящихся к природе отмеченного выше явления, не вполне ясен. Однако, судя по опытным наблюдениям, смягчение характеристики двигателя может представить собой весьма эффективный способ облегчения условий работы редуктора станкакачалки. Во время работы станка-качалки при подъеме головки балансира электродвигатель привода воспринимает нагрузку, состоящую из веса поднимаемой жидкости и веса колонны штанг, а при опускании головки балансира на двигатель ложится нагрузка от одного веса колонны штанг. Таким путем нагрузка двигателя получается неравномерной и знакопеременной. Долговечность и безаварийность работы станка-качалки во многом зависит от его уравновешенности. В неуравновешенном станке-качалке при ходе плунжера вверх на установку действует вес столба жидкости в трубах и вес штанг. При ходе плунжера вниз электродвигатель разгружается и не производит работы, так как плунжер перемещается вниз под собственным весом штанг. 2.3 Характер разрушения основных деталей оборудования Признаками неполадок в станке-качалке являются стук, ненормальный шум, перегрев, вибрация и др. Своевременное обнаружение и устранение этих неполадок могут предотвратить аварии. В таблице 2 перечислены наиболее частые неполадки в 26 станках-качалках, признаки и причины их возникновения, а также способы их устранения. Таблица 2 Характерные неисправности станков-качалок и их устранение Характер Признаки неполадок неисправности 1.Расшатанность Вибрация всего станка. стойки Возможные причины Способы устранения А) Неправильно выполненный А) Исправить в соответствии с фундамент. чертежом. расшатанность Б) Неправильно выполненный Б) Проверить и исправить места станка качалки. монтаж станка-качалки. неправильной сборки. В) Значительное превышение В) числа качаний и нагрузки в установить точке подвеса штанг. рекомендуемой ног и Д) Ослабление крепления болтов стойки к раме, Режим работы станка согласно применения области и технической характеристики станка. редуктора к подставке и рамы к Д) Подкрепить все болтовые фундаменту. соединения, установить контргайки. Постоянно следить за состоянием крепления. 2.Проворачивание Периодический А) Ослабление затяжки пальцев А) Затянуть корончатую гайку и пальца в гнезде скрип в гнезде кривошипа. зашплинтовать ее. последнего Б) Неприлегание торца (ступенчатое заплечника изменение длины кривошипу. В) хода) В) Срез шпонки пальца или замковую шайбу. пальца к Б) Собрать вновь правильно узел крепления пальца. Сменить шпонку или заплечника замковой шайбы. 3.Ослабление Стук. клинового пальца кривошипа Г) Износ пальца втулки. Г) Сменить их. Ослабление затяжки пальца в Затянуть узел крепления пальца пазу кривошипа. кривошипа. в кривошипе 4.Расшатанность Скрип в верхних А) Заедание пальцев верхних А) Снять с траверсы, выбить шатунов и головок шатунов. палец, зачистить, смазать и нижних головках вновь собрать его. шатунов, Б) появление толчков при Смещение (ножницы). кривошипов Б) Снять Изготовить специальную движении один кривошип. и установить ступенчатую шпонку для совмещения осей шатуна. кривошипов. 27 Продолжение таблицы 2 5.Ослабление Осевое Непопадание стопорного валика Правильно соединения смещение в углубление пальца. стопорный валик. А) шатуна с верхнего траверсой. пальца. 6.Задевание Периодический А) стук. установлен шатунов за кривошипы установить или Балансир неправильно или не отцентрирован весь станок. Отцентрировать отрегулировать совпадения противовесы станок, балансир его до оси с продольной осью станка. Б) Большие литейные приливы. Б) Срубить выступающие приливы или заменить детали. 7.Ослабление Смещение Наличие зазоров болтов корпуса корпусом подшипника подшипника. упорами балансира. 8.Нарушение Рывки А) соединения кривошипа на дифференциальной валу. кривошипа. корпуса подшипника между и Вставить необходимой прокладки толщины и приварить их. Затянуть гайки. траверсы. кривошипа ведомым с валом редуктора. Ослабление крепления стяжки А) Выполнить затяжку дифференциальной стяжки. Б) Повреждения паза на валу Б) Повернуть кривошипы на 90 или смятие шпонки. градусов и установить шпонки в новые пазы, заменить шпонку. 9.Ослабление скоб Изогнутость Наличие зазоров между осью Установить оси балансира. скоб, опоры балансира и упорными устранения зазоров, затянуть перемещение планками на балансире. гайки. балансира прокладку для по его оси. 10.Ослабление Проскальзыван А) соединения ие каната головки балансира штанги или с колонной штанг. канатов в устьевой зажимах Несоответствие и размера А) Применить штанги соответствующие плашки устьевой размерам плашек. канат. Б) Износ зубьев плашек. В) Обрыв каната. Б) Заменить плашки. подвески. Обрыв В) Заменить новыми. отдельных проволок каната. 28 и 3. ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ 3.1. ТБ и охраны окружающей среды Все работы связанные с эксплуатацией ШГНУ проводятся в соответствии с Федеральным законом N 116-ФЗ от 21.07.97 года "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности N 28222 от 19.04.2013 г. "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" и инструкциями по охране труда. Основное условие безопасности при обслуживании нефтяных скважин – соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них. Станки-качалки по своей конструкции должны удовлетворять определенным требованиям, направленным на обеспече¬ние их надежности в работе и безопасности выполнения операций, связанных с обслуживанием и ремонтом. Одно из основных условий надежной работы станка-качалки - наличие системы уравновешивания для равномерного распределения нагрузки на двигатель при ходе вверх и вниз. Это достигается установкой противовесов на хвосте балансира (балансирные противовесы) или на кривошипе станка-качалки (роторные противовесы). Грузы балансирного противовеса должны иметь массу не более 40 кг каждый. Способ крепления грузов должен исключать возможность падения их с балансира. Перемещение ротор¬ных противовесов вдоль кривошипов станка-качалки должно быть механизировано и осуществляться плавно, без заеданий. Способ крепления роторных противовесов должен исключать возможность самопроизвольного перемещения и падения их с кривошипов. Станок-качалка имеет устройство, обеспечивающее возможность откидывания (опускания) или отвода в сторону головки балансира. Устройство для отвода головки балансира должно быть таким, чтобы головка могла поворачиваться без заеданий и заклиниваний. 29 Весьма важное значение в создании безопасных условий выполнения различных операций имеют надежность и удобство расположения тормозного устройства станка-качалки. Оно должно обеспечивать плавное и надежное торможение при давлении на тормозную рукоятку не более 1,5 МПа как при подвешенных, так и отсоединенных от головки балансира насосных штангах в любом положении кривошипов (или балансира) станка-качалки. Станки-качалки оснащаются лестницами, площадками и предохранительными ограждениями. Вход на площадку для обслуживания электропривода станка-качалки располагается со стороны тормозного устройства. Площадка должна иметь съемное перильное ограждение. Ограждения шатунно-кривошипного механизма и клиноременных передач станка-качалки должны удовлетворять требованиям, предъявляемым правилами безопасности к ограждению движущихся частей станков, машин и механизмов. Во время обслуживания и ремонта станков-качалок пользуются различными приспособлениями, которые обеспечивают безопасность выполнения тех или иных операций. Так, снятие и установку канатной или цепной подвески проводят с помощью специального приспособления или пользуются при этом переносной лестницей и площадкой. Кроме того, существуют приспособления, применяемые для откидывания и установки на место головки балансира станка-качалки, выпрессовки пальцев кривошипа и выполнения других операций. Во время спуска отсоединенной и приема новой траверсы при помощи пенькового каната, переброшенного через балансир станка-качалки, возникает опасность падения траверсы и травмирования ею рабочих. Применение при смене траверсы передвижного грузоподъемного крана значительно облегчает и повышает безопасность выполнения этой работы. Уравновешивание станка-качалки проводится путем изме¬нения положения роторных противовесов, а также изменения массы груза на балансире станка-качалки. 30 Для изменения положения роторного противовеса кривошипы устанавливают так, чтобы обеспечить небольшой наклон их в сторону намечаемого перемещения противовесов. Передвигают противовесы по кривошипу с помощью лома. Существует кривошип конструкции, позволяющей механизировать операции по передвижению роторных противовесов, а также изменению длины хода балансира. Операции по изменению массы груза на балансире станка-качалки (установка дополнительных грузовых плит и крепление их на балансире или снятие излишних плит с балансира) выполняют обычно вручную. Изменение длины хода балансира станка-качалки связано се необходимостью перестановки пальца на кривошипе. При выполнении этой операции возникает опасность падения работающего с высоты (если фундамент станка-качалки имеет относительно большую высоту), травмирования отсоединенным внизу шатуном, а также инструментом или отлетевшим кусочком металла (при выбивании пальца кувалдой). Во избежание несчастных случаев рабочее место подготавливают так, чтобы создать определенные удобства для выполнения указанной операции. Шатун после отсоединения от кривошипа привязывают к стойке (пирамиде) станка-качалки, а пальцы выпрессовывают посредством предназначенного для этого приспособления с использованием привода и тормоза станка-качалки. Устанавливать балансир в требуемое положение путем проворачивания вручную шкивов клиноременной передачи запрещается. Перед началом ремонтных работ в насосных скважинах головка балансира станка-качалки должна быть откинута назад или отведена в сторону. Откидывание и опускание головки балансира, а также снятие и надевание канатной подвески следует проводить при помощи приспособлений, исключающих необходимость подъема рабочего на балансир станка-качалки. Техническое состояние крепления каких-либо частей проверяется после остановки станка-качалки. 31 Клиновидные ремни станка-качалки меняют после ослабления натяжения их путем изменения угла наклона или передвижения электродвигателя по салазкам в направлении редуктора. Выполнение этой операции без ослабления натяжения кли¬новидных ремней путем проворачивания шкивов приводит к травмированию рук. Установка балансира станка-качалки в определенное положение требуется для проведения различных работ, связанных с ремонтом скважины или гидравлическим разрывом пласта. Эта операция осуществляется с помощью меха¬низмов талевой системы. В процессе эксплуатации проверяют и смазывают детали станка-качалки и редуктора. Эти операции должны проводиться при остановленном и заторможенном станке. Для смены смазки в редукторе и подшипниках станка-качалки рекомендуется применять агрегат Азинмаш-48. Перед пуском станка-качалки после выполнения ремонтных работ убирают инструмент и различные приспособления, устанавливают на место предохранительные ограждения и обязательно проверяют отсутствие посторонних людей в опасной зоне. На работу следует принимать лиц не моложе 18 лет, годных по состоянию здоровья, соответственным образом обученных и прошедших инструктаж по технике безопасности. Рабочие должны обеспечиваться необходимой спецодеждой, соответствующей времени года (лето – роба х/б, сапоги, головной убор, рукавицы, а также средства защиты от кровососущих насекомых; зимой – шапка-ушанка, валенки, ватные штаны, шуба, ватные рукавицы). На каждом кусте должна быть оборудована пульт-будка с имеющимися в наличии аптечкой, бачком с питьевой водой, носилками, а также мебелью для отдыха. При работе в темное время суток объект должен быть освещен, во избежании травматизма. В качестве осветительных приборов применяются фонари и прожектора. 32 Особое внимание следует обратить на санитарное состояние территории куста, не допускать его захламления и замазученности, зимой необходимо регулярно расчищать снежные заносы на подходах к скважины. Что же касается окружающей среды, то первой характерной особенностью нефтегазодобывающего производства является повышенная опасность его продукции, т.е. добываемого флюида в нефти и газа. Эта продукция опасна с точки зрения пожароопасности, для всех живых организмов опасна по химическому составу, гидрофобности, по возможности газа диффундировать через кожу внутрь организма, по абразивности высоконапорных струй. Газ при смешивании с воздухом в определенных пропорциях образует взрывоопасные смеси. Второй опасностью нефтегазодобывающего производства является то, что оно способно вызывать глубокие преобразования природных объектов земной коры на больших глубинах. В процессе нефтегазодобычи осуществляются широкомасштабные и весьма существенные воздействия на пласты. При снижении пластового давления происходит перераспределение нагрузки - повышаются напряжения в поровом скелете пласта. Эти процессы могут приводить к землетрясениям. Иными словами, нарушается равновесие литосферы, т.е. нарушается геологическая среда. Закачка воды для поддержания пластового давления, особенно с различными химическими реагентами, может приводить к загрязнению водоносных горизонтов, используемых для питьевого водоснабжения. Загрязнение гидросферы происходит при бурении скважин, при аварийных перетоках между пластами и открытом фонтанировании. Третьей особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что практически все его объекты, применяемые материалы, оборудование, техника являются источниками повышенной опасности. Опасные трубопроводы с жидкостями и газами под высоким давлением, все электролинии, токсичны многие химреагенты и материалы. 33 Четвертой особенностью нефтегазодобывающего производства является то, что для его объектов необходимо изымать из сельскохозяйственного, лесохозяйственного или иного пользования соответствующие участки земли. Нефтегазодобывающее производство требует отвода больших участков земли на строительство объектов добычи нефти, дорог, коммуникаций, трубопроводов, ЛЭП. Пятой особенностью нефтегазодобывающего производства является огромное количество транспортных средств, особенно автотракторной техники. Вся эта техника, так или иначе, загрязняет окружающую среду. По уровню отрицательного воздействия на окружающую природную среду нефтегазодобывающее производство занимает одно из первых мест среди различных отраслей промышленности. Оно загрязняет практически все сферы окружающей среды - атмосферу, гидросферу, причем не только поверхностные, но и подземные воды, геологическую среду, т. е. всю мощность вскрываемых скважиной пластов в совокупности с насыщающими их флюидами. Характер воздействия на окружающую среду обусловлен тем, что все технологические процессы нефтегазодобычи - разведка, бурение, добыча, переработка, транспорт - оказывают отрицательное влияние на окружающую среду. Охрана водных ресурсов. Природные воды являются одним из объектов нефтяного загрязнения и испытывают техногенное воздействие при разведке и добыче углеводородов. При этом, в первую очередь, происходит снижение качества вод в результате загрязнения нефтью, промысловыми стоками, химреагентами, буровыми растворами. Присутствие нефти и нефтепродуктов в природных водах, превышающее ПДК, сокращает или полностью исключает практическое использование вод. Случаи нефтяного загрязнения широко распространены во многих промышленно развитых странах. Обычно на этот вид приходится 30 - 40 % общего загрязнения подземных вод. 34 Существенное влияние на загрязнение поверхностных и подземных вод оказывают попутные воды, которые извлекаются из продуктивного пласта вместе с нефтью или газом. Наряду с высоким содержанием солей в этих водах присутствуют токсичные элементы и органические вещества. Серьезную экологическую проблему составляет утилизация отработанных буровых растворов, объемы которых при проходке скважин могут достигать нескольких тысяч кубических метров. Наибольшую опасность для поверхностных и подземных вод представляют растворы, содержащие соединения хрома, нефть и нефтепродукты, электролиты, а также ПАВ. Охрана земель и растительных ресурсов. Глубина просачивания нефти зависит от механического состава почв. В супесчаных и песчаных почвах она превышает 1 м, а в суглинках и глинистых грунтах не достигает 50 - 70 см. Реакция почвеннорастительного комплекса на углеводородное загрязнение носит избирательный характер. Ареалы распространения тяжелых фракций нефти приурочены к пониженным элементам рельефа и не образуют сплошных покровов. В почве наблюдается накопление железа, марганца и уменьшается содержание фосфора, калия и магния. Возрастает соотношение между количеством углерода и азота, увеличивается доля нерастворимого осадка в гумусе, что ослабляет стойкость почвенных экосистем к неблагоприятным внешним воздействиям, вызывает существенное изменение их характеристик и снижение плодородия. Кроме того, нефть производит выщелачивание и уменьшает гидролитическую кислотность почв. Особую опасность представляет поступление битуминозных веществ, которые обладают мутагенными и канцерогенными свойствами. Под их влиянием повышается фитотоксичность почвы, приводящая к нарушению физиологических процессов и ухудшению растительной продукции. Скорость комплекса восстановления определяется биопродуктивости количеством 35 нарушенного поступившей нефти почвенного и объемом рекультивационных работ. Экспериментально доказано, что период восстановления почвенно-растительных ресурсов после загрязнения их нефтью в количестве 12 л/м составляет от 10 до 15 лет в зависимости от климатических и ландшафтногеохимических особенностей территории. Возобновление древесных пород на месте погибшего фитоценоза практически не наблюдается, а формирующиеся растительные сообщества отличаются объединением видового состава. С экологических позиций неприемлема ликвидация разливов нефти на поверхности земли путем сжигания и захоронения. Сжигание нефти, разлитой на почве, сопровождается образованием канцерогенных веществ. При этом не только увеличивается токсичность почв, но и резко снижается их биологическая продуктивность. Охрана воздушной среды. Рассмотрим основные загрязняющие вещества, оказывающие негативное воздействие на качественный состав атмосферы в процессе добычи и переработки нефти и газа. Сероводород. Данный газ является наиболее опасным с точки зрения воздействия на живые организмы. Даже при небольшой концентрации сероводород оказывает отравляющее воздействие. Может поступать в атмосферу при разработке газовых и газоконденсатных месторождений, содержащих в своем составе сероводород. Сернистый высокосернистых ангидрит S02. Поступает нефтепродуктов. в атмосферу Предприятия при сжигании нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности на 40 % определяют уровень загрязнения атмосферы этим соединением. Данный компонент оказывает общее токсичное воздействие, нарушает углеводный и белковый обмен. Токсичность сернистого ангидрита возрастает при одновременном воздействие с сероводородом, оксидом углерода, аммиаком и оксидами азота. 36 Углекислый газ. Может образовываться при бактериальном разложении органических веществ, нефти, бикарбонатов. Диоксид углерода присутствует в нефтяных попутных газах и в газах газовых месторождений. Диоксид азота N02. Является одним из главных загрязнителей атмосферы среди азотсодержащих газов. Образование связанного азота происходит в процессе сжигания топлива, причем оксид этого элемента неустойчив в природных условиях и переходит в диоксид при реакции с кислородом воздуха. Диоксид азота оказывает общее токсическое воздействие и поражает при высоких концентрациях центральную нервную систему. Углеводороды поступают в атмосферу под влиянием антропогенной деятельности при испарении и неполном сгорании нефти и нефтепродуктов. Наиболее токсичными из углеводородных газов являются бутан и пентан. При сжигании жидких и твердых топлив выделяются ароматические углеводороды, которые обладают ярко выраженными канцерогенными и мутагенными свойствами. Пары жидких углеводородов тяжелее воздуха и при соединении с ним образуются взрывоопасные смеси, нижний предел воспламенения которых составляет около 1 %. Синтезированные вторичные продукты горения выпадают на поверхность земли в виде кислотных дождей и представляют реальную опасность для биосферы. Существенное влияние на загрязнение воздушного бассейна оказывает нефтяной газ, который сжигается в факелах. Следует учитывать высокую миграционную активность газообразных веществ, которые фиксируются не только у источника загрязнения, но и на значительном удалении от него. Максимальный ареал рассеивания (до 15 км) характерен для углеводородов, аммиака и оксидов углерода; сероводород мигрирует на расстояние 5-10 км, а оксиды азота и серный ангидрит отмечаются в пределах 1 - 3 км от очага загрязнения. Помимо химического воздействия при сжигании газа происходит и тепловое загрязнение атмосферы. На расстоянии до 4 км от факела наблюдаются признаки угнетения растительности, а в радиусе 50 - 100 м - нарушение фонового растительного покрова. 37 Сохранение жизни и здоровья работников нефтегазодобывающих предприятий, безопасность на производстве, защита окружающей среды в районах деятельности, должны быть основными приоритетами и важнейшими условиями деятельности любого нефтегазодобывающего предприятия. Под загрязнением окружающей среды понимается всякая искусственное или естественное изменение физических, химических и биологических характеристик атмосферы, земли и воды, ухудшающие условия жизнедеятельности растительных или животных организмов немедленно, а также и в будущем. Непрерывное наращивание мощности промышленного производства, как известно, связано с интенсивным использованием природного сырья, значительным расходованием воды и увеличением выбросов в атмосферу загрязняющих веществ. Поэтому нельзя недооценивать последствия усиленного воздействия человека на природу, связанной с этим опасности нарушения экологического баланса. В нефтяной промышленности множество объектов и различных технологических процессов, служащих источниками утечек углеводородов (или других рабочих агентов) загрязнения окружающей среды. По уровню отрицательного воздействия на окружающую среду, особенно на гидросферу, нефтедобывающее производство является одним из потенциально опасным среди отраслей промышленности. Разработка месторождений нефти представляет из себя не только потенциальный загрязнитель поверхностных, но и грунтовых и пластовых пресных вод. Практически все технологические процессы нефтедобывающего производства: бурение, добыча, сбор и подготовка, транспорт нефти, закачка сточных вод в пласт оказывают ощутимое вредное влияние на окружающую среду, в первую очередь гидросферу. К этому необходимо добавить огромное количество автотракторный, строительной и специальной техники, работающий на территории месторождений, которая загрязняет окружающую среду. В связи с этим на всех стадиях разработки 38 месторождений, начиная от разведки и проектирования, вопросам охраны окружающей среды должно уделяться повышенное внимание. Учитывая выше указанное, предприятия по добыче нефти и газа разрабатывает и осуществляет комплексные текущие и перспективные мероприятия, направлены на охрану окружающей среды. Обучение кадров - один из элементов комплексной системы работ по созданию экологической безопасности производства. Охрана окружающей среды является одной из основных задач нефтедобывающего предприятия, поскольку специфика производства такова, что объекты добычи нефти расположены на очень больших территориях и добываемые жидкости и газы вредны для окружающей среды случае попадания их на рельеф или в атмосферу. В целом по нефтедобывающему предприятию, и по каждому промыслу в частности, должен быть разработан план природоохранной деятельность, в который включены как санитарно-профилактические мероприятия, так и мероприятия специального природоохранного назначения. Кроме того, обязательным является наличие плана ликвидаций возможных аварий практически всех объектов добычи, сбора, подготовки и транспорта нефти, а также системы поддержания пластового давления. В должностных инструкциях каждого ИТР должны быть указаны конкретные обязанности по природоохранным вопросам. Должны проводиться плановые учения по ликвидации возможных аварий. 39 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Традиционным и наиболее распространенным видом механизированной добычи нефти являются установки скважинных штанговых насосов (УШГН), которыми в Российской Федерации оборудовано свыше 50 % общего фонда нефтяных скважин. Для сравнения нужно заметить, что в США этим видом оборудования оснащено около 90 % всего действующего фонда скважин. Суммарная добыча нефти из скважин, оборудованных УШГН, в нашей стране составляет около 20 %. На сегодняшний день нет разумной альтернативы этому способу для работы в малодебитных скважинах, особенно при необходимости применения больших глубин подвески насоса. С точки зрения экономических возможностей УШГН могут обеспечить высокий напор в ограниченном диапазоне подач от 5 до 50 м3/сут. Главным преимуществом ШГНК в сравнении с другими насосными установками (особенно, с ЭЦН) является меньшая степень перемешивания добываемой продукции, а следовательно, снижение интенсивности образования эмульсий. Рядом исследований отмечено, что на месторождениях, переводимых с ШГНУ на УЭЦН расход деэмульгаторов увеличивается на 10-15%. По данной работе можно сделать следующие выводы: 1) Как показали исследования, в нефтяных пластах разрабатываемых месторождений остаются целики нефти, обладающие значительными запасами, неохваченные выработкой в силу вышеуказанных причин наиболее эффективным методом выработки таких целиков оказалось целенаправленное бурение на них горизонтальных скважин. 2) На Южно-Киенгопском месторождении в скважинах технически удалось сформировать основную часть горизонтального ствола в нефтенасыщенных пластах. 3) По верейскому объекту количество нерентабельных скважин удалось сократить за счет бурения боковых горизонтальных стволов. 4) Текущий дебит по горизонтальным скважинам в 1,5 – 2 раза выше чем по 40 вертикальным, обводненность наоборот в 3 раза ниже. При этом надо иметь ввиду, что потенциальный дебит горизонтального ствола выше. 5) Анализ работы пробуренных горизонтальных скважин показывает, что дебиты сравнительно устойчивы, прогрессирующего обводнения не отмечено. 6) Бурение горизонтальных скважин эффект, способствующий дополнительной выработке запасов и получения большей прибыли. Исходя из выше указанного, можно сказать, что метод бурения горизонтальных скважин перспективен и эффективен. Все это говорит в пользу дальнейшего применения данного метода производительности скважин на месторождениях Удмуртии. 41 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Сравнение производительности горизонтальных и вертикальных скважин «Нефтепромысловое дело», 3-94, с. 19 2. Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Дацик М.И., Сучков Б.М., Савельев В.А., Струкова Н.А. Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмуртской Республики с использованием горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство – 1998. №3. с. 23 3. Подсчет запасов нефти Южно-Киенгопского месторождения: Отчет / «ТатНИПИнефть». Бугульма, 1989. 4. Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Южно-Киенгопского месторождения: Отчет / «ТатНИПИнефть». Бугульма, 1989. 5. Проект разработки Южно-Киенгопского месторождения: Отчет / «ТатНИПИнефть». Бугульма, 1990. 6. Дополнение к проекту разработки Южно-Киенгопского месторождения с бурением опытных горизонтальных скважин на верейскую залежь: Отчет / «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 1996. 7. Авторский надзор за разработкой Южно-Киенгопского месторождения: Отчет / «УдмуртНИПИнефть». Ижевск, 1998г. 8. Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. - М.: «Недра», 1987 – 246 с. 9. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. - М.:«Недра», 1984. – 464 с. 10. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: - М.: «Недра», 1973. – 381 с. 11. Раабен А.А., Шевалдин К.Е., Максутов Н.Х. Монтаж и ремонт бурового и эксплуатационного оборудования. - М.:«Недра», 1975. - 380 с. 12. К.С.Аливердизаде Приводы штангового глубинного насоса. Недра, Москва, 1973, с.106. 42
