Анализ эффективности работы скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками, бобриковской залежи Альняшенского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Целью курсового проекта является анализ эффективности работы скважин, оборудованных ШСНУ, бобриковской залежи Альняшенского месторождения.

Задачами курсового проекта является:

- Анализ добывных возможностей скважин;

- Анализ технологических возможностей скважин.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Альняшское месторождение расположено на юге Пермской области в 220 километрах от областного центра, в Куединском районе (в районе деревни Альняш).

Наиболее крупными населенными пунктами на площади месторождения являются: д. Гожан, Краснояр и др. Районный центр - п. Куеда, находящийся в 20 км к юго-востоку от площади.

В районе развита в основном нефтедобывающая промышленность. Быркинское, Гондыревское и др. близлежащие месторождения находятся в стадии промышленной разработки. В 14 км. северо-западнее месторождения располагается площадка промысловых сооружений (ППС) Шагиртско-Гожанского месторождения, на которой находится установка по обезвоживанию нефти. Её производительность принята с учетом подготовки нефти Альняшского месторождения.

Альняшское месторождение было открыто в 1955 году и находится в промышленной разработке с 1974 года.

1.2 Стратиграфия

Геологический разрез Альняшского месторождения изучен по разрезам структурных, поисковых и разведочных скважин от четвертичных отложений до отложений вендского комплексов.

Максимальная вскрытая мощность отложений 2122 м. в скважине № 96.

Стратиграфическое расчленение разреза проведено по электрокаратажному материалу согласно унифицированной схеме Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с использованием кернового материала по скважинам, с учетом литологических и палеонтологических данных.

Четвертичные отложения представлены аллювиальными и элювиально-делювиальными образованиями. Толщина до 25 метров.

Разрез верхнепермских отложений представлен аргиллитами, алевролитами, песчаниками и мергелями с прослоями ангидрида, доломита и гипса. Толщина - до 322 метров.

Нижнепермские отложения представлены известняками и доломитами. В отложениях кунгурского яруса значительную роль играют ангидриты. Толщина 227-336 м.

Отложения верхне-среднекаменноугольного возраста представлены доломитами и известняками. Толщина верхнекаменноугольных отложений 133-187 м, среднекаменноугольных 299-381 м. К отложениям каширского (пласт К) и верейского (пласты В3 В4) горизонтов приурочены промышленные залежи нефти.

Терригенные отложения визейского яруса представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. В отложениях яснополянского надгоризонта выделяются бобриковский и тульский горизонты.

Верхняя граница бобриковского горизонта проводится условно по смене проницаемых пород тульского горизонта плотными.

Тульский горизонт по литологическим особенностям подразделяется на 2 пачки: верхнюю - терригенно-карбонатную и нижнюю - терригенную. Верхняя карбонатная пачка сложена известняками и доломитами с редкими прослоями аргиллитов и алевролитов. Мощность пачки 12,2-19,9 метров. Мощность тульских терригенных отложений 20,7-32,6 метра.

К песчаникам и алевролитам тульского (пласты Тл2-А и Тл2-Б) и бобриковского (пласт Бб2) горизонтов приурочены промышленные залежи. Толщина визейского яруса 52-74 метра.

Турнейский ярус сложен карбонатными породами толщиной 66-116 м.

Верхний отдел девонской системы в составе фаменского и франского ярусов представлен мощной толщей карбонатных отложений 411-544 м. К терригенным отложениям пашийского горизонта (пласт Д1), выделяемом в нижней части франского яруса, приурочена залежь нефти. Толщина этой части горизонта 4-7 метра.

Среднедевонские отложения представлены переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. К отложениям живетского яруса (пласты Д2-А, Д2-Б) приурочены залежи нефти. Толщина 24-31 м.

Отложения вендского комплекса (бородулинская свита) представлены алевролитами с прослоями аргиллитов и песчаников. Вскрытая толщина до 111 метров.

1.3 Тектоника

Альняшское поднятие приурочено к западной зоне поднятий Куединского вала - структуры III порядка, который осложняет северный склон башкирского свода. Вал прослеживается по всем горизонтам палеозоя, причем наиболее четкое выражение имеет в карбонатных отложениях верхнего девона и в нижнем карбоне и менее четко - в перми и терригенном девоне. Простирание вала северо-западное. В этом же направлении отмечается погружение его в сторону камско-кинельской системы прогибов. Южнее, на территории Башкирии, вал теряет свои резкие границы и, расширяясь, переходит в Четырман-Югомашевскую структурную террасу, осложненную рядом локальных поднятий овальной формы (Голубев, Чистилин. 1967 г.) Длина его в пределах Пермской области достигает 80 км., ширина на севере до 10 км., на юге - 25-30 км.. Вал асимметричен: западное крыло более крутое - с углами наклона пермских слоев в 2-80, восточное пологое - до 1-1,50. Амплитуда вала не превышает 100 метров.

Вал осложнен локальными поднятиями, которые располагаются двумя параллельными зонами, разделяющимися депрессией, амплитуда которой по пермским отложениям достигает 20-30 метров.

Восточная зона состоит из Быркинского, Альняшского, Гожанского поднятия. С юго-запада к этой зоне примыкает Москудьинское поднятие.

История формирования Альняшского, Гондыревского и Гожанского поднятий должна быть близка, поскольку их объединяет единое резкое крыло, безусловно связанное с шовной линией в теле кристаллического фундамента (Никулин, Федоров, 1965 г.)

Все поднятия относятся к группе тектоно-седиментационных структур, особенностью которых является развитие карбонатных массивов позднефранского и более молодого возраста вдоль бортов

Камско-Кинельской впадины на тектонической основе, существовавшей в позднефранское время (Шаронов, Винниковский, 1969 г.; Шаронов, 1971 г.).

Характер и общую закономерность тектонического строения Альняшского поднятия можно проследить по структурным картам, построенным по кровлям маркирующих горизонтов.

По кровле кыновского горизонтана площади Альняшского месторождения выделяется два самостоятельных поднятия.

Южное (район скв. № 1, 5 и 76) северо-западного простирания с углами наклона крыльев 00301 - 00451. Размеры его в пределах замкнутой изогипсы минус 1810 метров составляют 3,2х1,6 км, амплитуда - 5,6 м.

Северное поднятие, объединяясь с юго-восточной частью Гожанской структуры, образует брахиантиклинальную складку северо-западного простирания с углами наклона крыльев до 10. Размеры поднятия в пределах замкнутой изогипсы минус 1810 метров составляют 3,2х1,9 км, амплитуда - 10,6 м.

По кровле терригенной пачки тульского горизонтаАльняшская структура представляет собой складку неправильной формы, осложненную двумя локальными поднятиями.

Южное поднятие в районе скважин № 1, 5 и № 91 северо-западного простирания, размеры его в пределах замкнутой изогипсы минус 1180 метров 1,0Х0,5 км.

Основное северное поднятие представлено куполом сложной конфигурации, меняющим направление с северо-восточного в южной части на почти широтное - в северной. В пределах изогипсы минус 1180 метров размеры его 5,8Х2,9 км. Амплитуда 55,5 метров. Наивысшее положение кровли наблюдается в скважине 97б (минус 1124,5 метра). Западное крыло крутое до 30501, восточное - более пологое - до 20.

Несоответствие кыновской и тульской поверхностей объясняется изменением мощности фаменских отложений, которая значительно увеличивается в сводовой скважине №74 (по кровле тульских отложений), что связано, как указывалась выше, с рифообразованием в верхнедевонско-турнейское время. Осложнение древней структуры биогермами верхнедевонско-турнейского возраста в прибортовой части Камско-Кинельской впадины создало условия образования структур облекания в вышележащих каменноугольных нефтепроводящих толщах (Мельник, Проворов, 1966 г.)

По кровлеверейского горизонта поднятие сохраняет ту же форму и простирание, что и по тульскому горизонту, отличаясь от него более пологими крыльями и меньшей амплитудой. Углы падения крыльев уменьшаются до 10151 (восточное) и 20351 (западное крыло). Куполовидные поднятия, осложняющие структуру, выполаживаются.

Северное в пределах замкнутой изогипсы минус 800 метров имеет размеры 5,5Х2,5 км., амплитуда - 36,1 метров. Свод его вырисовывается в районе скважины № 97, где кровля отложений занимает наивысшую отметку - минус 763,9 метров. Южное в пределах этой же изогипсы имеет размеры 2,4х1,6 км, амплитуду 8,5 м.

По кровле тюйскойпачки иренского горизонта структура все более выполаживается, однако, основные поднятия, осложняющие ее, и простирание структуры сохраняются. Размеры куполов в пределах замкнутой изогипсы минус 140 метров составляют: северного купола - 4,0х1,5 км.; южного - 1,8х0,9 км.

Наивысшая отметка кровли тюйской пачки минус 129,2 метра в скважине №97. Углы падения крыльев: восточного -00301, западного - 00551.

Сопоставляя структурные карты по различным стратиграфическим горизонтам, можно сделать вывод о том, что наблюдается общеесоответствие структурных планов карбона и нижней перми, причем происходит выполаживание поднятий от нижнекаменноугольных к вышележащим.

1.4 Нефтегазоносность

Альняшское месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в пределах Куединского вала, осложняющего северо-западный склон Башкирского свода.

Структурное, поисковое, разведочное бурение скважин на Альняшском месторождении начато в 1971году и были пробурены скважины №74, 96, 97б. По этим скважинам изучен геологический разрез и определены промышленные нефтеносные горизонты. Максимальная глубина 2122 метра определена в скважине № 96.

На Альняшском месторождении промышленно-нефтеносные пласты приурочены к терригенным отложениям девона (пашийский горизонт), яснополянского надгоризонта нижнего карбона и карбонатным отложениям московского яруса.

Промышленные запасы нефти установлены в Каширских (пласт К), Верейских (пласт В3 и В4), Тульских (пласты Тл2-а и Тл2-б), Бобриковских ( пласт Бб1, Бб2) и Пашийских (пласт Д1) отложениях. В дальнейшем мы будем рассматривать залежи Яснополянского надгоризонта, бобриковские отложения Бб1,Бб2. Характеристика залежи нефти приведена в таблице № 1, а обоснование в таблице №2.

Ниже приводится описание всех встреченных нефтепроявлений и продуктивных пластов, изученных в разрезе месторождения. На картограмме показано взаимное расположение и состав продуктивных пластов.

Каменноугольная система, Нижний отдел, Турнейский ярус.

Турнейская залежь приурочена к пористым разностям известняков, переслаивающихся с плотными. Мощность проницаемых прослоев колеблется от 0,4 до 2,6 метров. Керн, поднятый из турнейских отложений скважины 97б в интервале абсолютных глубин - 1206,2-1210,2 метров нефтеносен. Испытание турнейского пласта на Альняшском месторождении проведено в скважинах 97б в интервале абсолютных глубин, с учетом проницаемых прослоев, -1208,1 -1217,3 метра, в результате получен приток пластовой воды дебитом 2,25 м3/сут. По аналогии с соседними площадями Гондыревской, Быркинской, Гожанской можно предполагать, что данные отложения являются промышленно - нефтеносными.

На основании нефтяного керна, результаты испытания скважины 97б и заключения БКЗ скважины №74 (пласт водоносен с минус 1210,5 м.), водонефтяной контакт условно принят на абсолютной отметке -1208 метров. Залежь по своему типу массивная, размеры в пределах внешнего контура нефтеносности составил 3,0Х2,3 км, этаж нефтеносности - 21,5 м. Максимальная нефтенасыщенная мощность 2,8 метра в скважине № 74.

Каменноугольная система, Визейский ярус, Бобриковский горизонт.

В терригенных отложениях бобриковского горизонта выделяется пласт Бб, нефтеносность которого доказана комплексом промыслово-геофизических исследований, керном (скважина №97б) и подтверждена результатами испытаний скважин №74 и 97б. К бобриковским отложениям приурочены основные запасы нефти и газа.

В целом пласт выдержан по всей площади месторождения, замещения коллектора плотными породами отмечено только в скважине № 90. Мощность пласта колеблется от 11 метров в скважине № 76 до 28,4 м в скважине № 1б, в составе его выделяется от 2 (скв. № 76) до 6 (скв. № 1б) проницаемых пропластков.

Пласт нефтеносен в двух скважинах № 74 и 97б. Максимальная нефтенасыщенная мощность 22,6 метров в скважине № 97б. Водонефтяной контакт для залежи принят горизонтальным на абсолютной отметке -1186 м. на основании:

1) В скважине №74 при абсолютной отметке низа интервала перфорации, с учетом проницаемого прослоя, -1177,7 м. получено 17,8 т/сут. нефти на штуцере 5 мм.

2) В скважине № 97б в интервале прострела 1358-1368 м. (-1173,4-1183,4), с учетом подошвы проницаемой части -1186,6 м, получен приток нефти дебитом 21,0 т/сут. при забойном давлении 98 атм.

3) По промыслово-геофизическим исследованиям (Деревянко и др.1971г.) бобриковский пласт в скважине № 74 нефтеносен до глубины -1182,7 м. Следующий пропласток с кровлей на 1365м (-1184,7) интерпретируется как нефтеводонасыщенный. Залежь пластовая, сводовая, размеры ее 2,8Х2,3 км. Этаж нефтеносности 27,6 м площадь водонефтяной зоны 3231 тыс.м2.

При геометризации бобриковской залежи построение карт велось по вышеописанной методике.

1.5 Физико-химические свойства пластовой нефти и газа и воды

Нефть Альняшского месторождения изучена впервые в 1955 году.

Пластовые флюиды отобраны в скв. №97, 89, 74, 76, 97б. Всего получено 25 глубинных проб, из них представительных - 11. Поверхностные пробы нефти получены из скважин №97, 89, 83, 74, 97б, 76, 1б, 21.

Пласты Бб1 и Бб2. Бобриковская залежь представлена пробами флюида из скважины 74 и 97б (пласт Бб2). Пластовая нефть тяжелая с плотностью 0,906 г/см3 (при однократном дегазировании), вязкая (47,05 МПахс), с газонасыщенностью 17,6 м3/м3. По результатам однократного дегазирования изучены закономерности изменения свойств пластовой нефти от давления, которые приведены на рисунке №2. Для всех расчетов рекомендуются результаты дифференциального дегазирования глубинных проб нефти:

Давление насыщения - 8,40 МПа.

Газонасыщенность - 15,8 м3/м3.

Плотность пластовой нефти - 0,909 г/см3.

Вязкость в пластовых условиях - 47,05 МПахс.

Объемный коэффициент - 1,030.

Из-за отсутствия собственных глубинных проб по пласту Бб1 для расчетов предлагаем вышеприведенные параметры по глубинным пробам из пласта Бб2.

Отбор поверхностных проб производился в тех же скважинах 97б и 74, было отобрано 3 пробы одинакового качества:

Плотность нефти - 0,918 г/см3.

Вязкость нефти - 139,72 мм2/с.

Сернистость - 3,7 %.

Газы однократного и дифференциального дегазирования и попутный близкого качества и относятся к типу азотисто-углеводородных. Сероводород отсутствует (данные по составу газа приведены в таблице № 4).

В целом нефть яснополянского надгоризонта тяжелая, высоковязкая, сильно осмоленная.

Альняшское месторождение расположено на восточной окраине Восточно-русского артезианского бассейна. По условиям взаимосвязи водоносных комплексов с земной поверхностью здесь можно выделить две гидродинамические зоны:

верхнюю - активного и замедленного водообмена.

нижнюю - характеризующуюся застойным режимом подземных вод

Верхняя зона отделяется от нижней региональным иренским флюидоупором с породами ангидритов-доломитного состава, толщина которого изменяется от 46 до 82 метров.

Верхняя гидродинамическая зона объединяет четвертичные, белебеевские, шешминские и соликамские отложения.

Подземные воды нижней гидродинамической зоны изучены недостаточно. Поэтому для характеристики газонефтеводоносных комплексов (ГНВК) палеозоя использованы данные гидродинамических и гидрогеохимических исследований на соседних площадях и учтены общие региональные закономерности изменения гидрогеологических показателей, установленных ранее.

Пластовая температура рассчитывалась в зависимости от глубины (Н,м) залегания подземных вод по следующему уравнению связи: Т=0,0162Н = 3,4. Вязкость пластовых вод определялась по графику Зайдельсона и Чистовского (1960 г).

Нижне-средневизейский ГНВК преимущественно терригенных пород объединяет Малиновские и яснополянские отложения.

Гидродинамические условия обводненной части комплекса не изучены. В нефтяной части бобриковских отложений фактическое пластовое давление в скважине № 74 и 97б, равное 14,7 и 14,1МПа практически соответствует нормальным значениям. Давление на ВНК в северо-восточной части бобриковской залежи равно 14,9 МПа, в юго-западной - 14,6 МПа.

Химический состав пластовых вод комплекса представлен высокоминерализованными рассолами хлоркальциевого типа. При средней степени метаморфизации коэффициент сульфатности уменьшается по сравнению с вышезалегающими комплексами до 0,02-0,27.

Содержание микрокомпонентов увеличивается: йода до 13, брома до 721, аммония до 200 мг/л. Воды относятся к промышленным йодо-бромным. Бромный показатель не бывает меньше 46, хлорбромный не превышает 250. Приведенные гидрогеохимические показатели свидетельствуют о весьма благоприятных условиях для сохранения углеводородных залежей в нижне-средневизейском ГНВК.

1.6 Современное состояние разработки

Добыча нефти на ДНС-0338 Алш осуществляется механизированным способом. Действующий фонд составляет 36 скважин из них:

- электроцентробежные погружные насосы - 7 скважины;

- штанговые насосы - 27 скважин;

- законсервированная - 1 скважина;

- электровинтовые насосы - 1 скважины;

Рисунок 1. Распределение мех. фонда по ДНС-0338

Таблица 1. Распределение механического фонда по пластам

Пласт	УШГН	УЭЦН	УЭВН	Законсер.
Бв2	11	7		1
К1	3
В3-В4	2
Тл2	8		1
Тл-Бб2+	3
Всего	27	7	1	1

Согласно таблице 1 самым разрабатываемым пластом является Бв2, затем идет Тл2 пласт. Наименее вырабатываемыми являются пласты Тл-Бб2+, В3-В4, К1.

2. Техническая часть

2.1 Характеристика используемого наземного и подземного оборудования при эксплуатации ШСНУ

ШСНУ включает:

Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.

Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Рисунок 2. Схема установки штангового скважинного насоса

геологический пластовый скважинный тектонический

Отличительная особенность УШСН состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рисунок 2).

1 Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно- компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка- качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

Штанговые скважинные насосы.

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99 %, абсолютной вязкостью до 100 мПас, содержанием твердых механических примесей до 0,5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0,1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130С.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы. У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой- либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2-2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данногодиаметра всегда меньше подачи невставного.

Насос НСВ-1 - вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противопесочным клапанами (рисунок 3).



Рисунок 3. Насосы скважинные вставные: 1 - впускной клапан; 2 - цилиндр; 3 - нагнетательный клапан; 4 - плунжер; 5 - штанга; 6 - замок

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

Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах (рисунок 3). НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.



Рисунок 4. Невставные скважинные насосы. 1 - всасывающий клапан; 2 - цилиндр; 3 - нагнетательный клапан; 4 - плунжер; 5 - захватный шток; 6 - ловитель

В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром изготавливают насосы следующих групп посадок (исполнение "С" - т. е. с составным цилиндром).

Чем больше вязкость жидкости, тем выше группа посадки.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах:

для НСВ 29 57 мм и 1,2 6 м;

НСН 32 95 мм и 0,6 4,5 м.

Обозначение НСН2-32-30-12-0:

0 - группа посадки;

12х100 - наибольшая глубина спуска насоса, м;

30х100 - длина хода плунжера, мм;

32 - диаметр плунжера, мм.

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно- поступательного движения плунжер-насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м - для нормальных условий эксплуатации.

Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м.

Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые штанги (наружный диаметр 42 мм, толщина 3,5 мм).

Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика (АО «Очерский машиностроительный завод»), отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20 %.

Применяются непрерывные штанги «Кород» (непрерывные на барабанах, сечение - полуэллипсное).

Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу.

Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т.п., а также применяют ингибиторы.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ.

Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки.

Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить спуск приборов в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок с задвижкой.

В шифре станка - качалки типа СКД, например СКД78-3-4000, указано: буквы - станок качалка дезаксиальный, 8 - наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1 т = 10 кН); 3 - наибольшая длина хода устьевого штока в м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент max на ведомом валу редуктора в кгс/м (1 кгс/м = 10-2кНм).

Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рисунок 4). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие).

За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Выпускают СК с грузоподъемностью на головке балансира от 2 до 20 т.

Рисунок 5. Станок-качалка типа СКД. 1- подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка; 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама; 14 - противовес; 15 - траверса; 16 - тормоз; 17 - канатная подвеска

Электродвигателями к СК служат короткозамкнутые асинхронные во влагоморозостойком исполнении трехфазные электродвигатели серии АО и электродвигатели АО2 и их модификации АОП2.

Частота вращения электродвигателей 1500 и 500 мин -1.

В настоящее время российскими заводами освоены и выпускаются новые модификации станков-качалок: СКДР и СКР (унифицированный ряд из 13 вариантов грузоподъемностью от 3 до 12 т), СКБ, СКС, ПФ, ОМ, ПШГН, ЛП-114.00.000 (гидрофицированный). Станки-качалки для временной добычи могут быть мобильными (на пневмоходу) с автомобильным двигателем.

2.2 Расчетная часть

Анализ добывных возможностей скважин

1. Определение коэффициента продуктивности скважин из уравнения притока:

м3/ сут*Мпа,

где: Qф - фактический дебит, (м3/сут.), Р пл.- пластовое давление, (МПа), Р заб - забойное давление, (МПа).

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

2 Определение максимально допустимого забойного давления из условия:

(если nв>50 %) (МПа)

(если nв<50 %) (МПа),

где: Pнас - давление насыщения (МПа), nв - обводнённость продукции (%).

скв № 97.

.

скв № 202.

.

скв № 203.

.

скв № 214.

.

скв № 217.

.

скв № 224.

.

скв № 225.

.

скв № 228.

.

скв № 233.

.

скв № 240.

.

скв № 245.

.

скв № 256.

.

скв № 257.

.

скв № 259.

.

скв № 266.

.

3. Определение максимально допустимого дебита скважин:

(м3/МПа * сут).

скв № 97.

.

скв № 202.

.

скв № 203.

.

скв № 214.

.

скв № 217.

.

скв № 224.

.

скв № 225.

.

скв № 228.

.

скв № 233.

.

скв № 240.

.

скв № 245.

.

скв № 256.

.

скв № 257.

.

скв № 259.

.

скв № 266.

.

4. Определение разности дебитов:

(м3/МПа *сут).

скв № 97.

.

скв № 202.

.

скв № 203.

.

скв № 214.

.

скв № 217.

.

скв № 224.

.

скв № 225.

.

скв № 228.

.

скв № 233.

.

скв № 240.

.

скв № 245.

.

скв № 256.

.

скв № 257.

.

скв № 259.

.

скв № 266.

.

Таблица 2. Анализ добывных возможностей скважин

№ скв	К (м3/МПа *сут)	Рмах..доп (МПа)	Qмах..доп (м3/МПа *сут)	Q (м3/МПа *сут)
97	2,047	2,4	12,2
202	10,467	2,4	59,3
203	18,284	6	101,1
214	3,167	6	18,05
217	4,454	6	27,66
224	31,852	2,4	175,2
225	10,444	2,4	75,1
228	21,333	2,4	141,2
233	31,154	6	192,8
240	9,833	2,4	64,01
245	21,412	2,4	133,4
256	4,6	2,4	35,74
257	23,583	2,4	175,7
259	24	2,4	184,32
266	1,411	6	9,23

3. Спецвопрос

3.1 Анализ эффективности от проведенного СКО

В сентябре 2013 года была проведена работа по закачке реагента ДН-9010 на скважине № 230 Альняшского месторождения. Данные параметров мероприятия взяты из технологического режима и сведены в таблице 3.

Таблица 3. Параметры работы скважины №230 до и после СКО

№ скважины	до СКО	после СКО	доп.добыча
	Qн, т/сут	Qж, мі/сут	% воды	Qн, т/сут	Qж, мі/сут	% воды	Среднесуточная, т/сут	Годовая, тыс.т
230	2,3	3,8	99	4,8	6,5	28	4,8	1752

Из данной таблицы видна эффективность проведенного ремонта. До проведения СКО скважина №230 на Альняшском месторождении скважина давала 2,3 тонны в сутки, а после проведения СКО, стала давать 4,8 тонн в сутки. За год скважина даст 1725 тонн дополнительной нефти.

Рисунок 6. Анализ эффективности СКО

3.2 Анализ добывных возможностей скважин

1. Определение коэффициента продуктивности.

(м3/сут*МПа),

где Кпр. - коэффициент продуктивности (м3/сут*МПа) Qф. - фактический дебит скважины по жидкости (м3/сут), Рпл. - пластовое давление (МПа), Рзаб. - забойное давление (МПа).

м3/сут*МПа.

2. Определение максимального допустимого забойного давления.

если >50 %) (МПа)

если <50 %) (МПа),

где давление насыщения (МПа) обводненность продукции (%), (МПа).

3. Определение максимального допустимого дебита скважины.

(/МПа сут),

.

4. Определение разности дебитов.

(МПа сут)

Таблица 4. Сводная таблица расчетных данных по добывным возможностям скважины №230.

№ Скв	Qф	Pпл	Pзаб	K	Pнас	nв%	Pmax	Qmax	Q
267	8	10,62	0	0,75	8,4	32	2,52	7,96	-0,04

Коэффициент продуктивности на скважине № 230 меньше еденицы, что может привести к перегрузке, в результате чего может произойти образование трещин.

Именно поэтому на данной скважине было запланировано проведение СКО.

3.3 Анализ технологических режимов скважин

1. Определение коэффициента газосодержания

.

.

2. Определение плотности газожидкостной смеси

При высоком газовом факторе и обводненности меньше 80 %.

(кг/м3).

При низком газовом факторе и обводненности больше 80 %.

(кг/м3),

где: соответственно плотность нефти, газа и воды (кг/м3), коэффициент обводненности (%).

3. Определение приведенного давления:

(МПа),

где среднее критическое давление ( 2.56 МПа).

.

4. Определение оптимальной глубины погружения насоса под динамический уровень.

(м)

где затрубное давление (МПа), коэффициент ускорения свободного падения ( 9,8).

5. Определение фактической глубины спуска насоса под динамический уровень.

(м),

где глубина спуска насоса (м), высота динамического уровня (м)

(м).

6. Определение разности между оптимальной и фактической глубиной погружения насоса:

(м).

(м).

7. Определение коэффициента подачи насоса.

QФ - фактическая подача (м3/сут)

Qт - теоретическая подача (м3/сут).

.

Таблица 5. Сводная таблица расчетных данных технологических режимов

№ скв	Qфак	G	Рпр	Рж	Нопт	Hф	?Н	nв %	Hдин	з
230	8	0,28	4,15	867,2	284,75	673,5	-388,75	32	522	1,3

Проведя анализ технологических режимов скважины № 230, выяснилось, что коэффициент подачи оптимальный. Разница между оптимальным погружением насоса под динамический уровень и фактическим его погружением имеет отрицательное значение. Это говорит о том, что насос установлен неправильно.

3.4 Подбор оборудования

1. Определяем планируемый отбор жидкости (при n=1)

Q=Кпр*(Рпл-Рзаб)n т/сут.

Где Кпр - коэффициент продуктивности, м3/сут*МПа, Рпл - пластовое давление МПа, Рзаб - забойное давление МПа.

Q=1,135*(10,62-0)1= 12,05 т/сут.

2. Определение глубины спуска насоса

L=HФ-(Рзаб - Рпр.опт)*106/ссм*g м.

Где HФ - фактическая глубина скважины, м, Рзаб - забойное давление, МПа, Рпр.опт -оптимальное давление на приеме насоса, МПа, ссм - плотность смеси ниже приема насоса, кг/м3, g - ускорение свободного падения, м/с2.

L=673,5-(0-1,5)*106/941,9*9.81=162,26 м

3. Определим объем производительности установки (при з=0,6...0,8)

Qоб=Q*103/ссм*з т/сут.

Где Q - планируемый отбор, т/сут, ссм - плотность смеси ниже приема насоса, кг/м3, з - коэффициент подачи насоса.

Qоб=5*103/941,9*0,8=6,64 т/сут.

4. По диаграмме Адонина для базовых станков качалок выбираем по найденному дебиту (Qоб) и глубине спуска насоса (L) диаметр насоса (плунжера) (dн) и тип станка качалки (СК), записываем шифр выбранного станка-качалки с его расшифровкой

dнасоса=32 мм.

СК5-3-2500.

5 -максимальная нагрузка на головку балансира.

3 -максимальная длина хода полированного штока.

2500 - максимальный крутящий момент на валу электродвигателя.

5. Выбираем насос типа НСВ1 и dнкт=60 мм.

6. В зависимости от диаметра и глубины спуска насоса выбираем одноступенчатую колонну штанг диаметром 19мм.

7. Определяем число качаний балансира.

n=Q*103/1440* Fпл*S* ссм

Fпл=Пd2н/4, м2

Где Q - фактический дебит, м3/сут, Fпл - площадь поперечного сечения плунжера м2, S - длина хода плунжера, м, з - коэффициент подачи насоса, ссм - плотность смеси ниже приема насоса кг/м3.

Fпл=3.14*0.0322/4=0,000803 м2.

n=8*103/1440*0.000803*3*1,3*941.9= 2 кач/мин.

8. Определяем мощность электродвигателя

N=0,000401*р*dн2*S*n*ссм*Lн*((1- зн* зск)/( зн* зск)+ з)*К.

Где dн - диаметр насоса, мм, S - длина хода плунжера, м, n - число качании балансира, ссм - плотность смеси ниже приема насоса кг/м3, Lн - глубина спуска насоса, м, зн и зск - КПД насоса и КПД станка качалки (0,9 и 0,82), з - коэффициент подачи насоса, К - коэффициент степени уравновешенности.

СК (К=1.2) N=0.000401*3.14*0,0322*3*4*941.9*1195,5* ((1-0.9*0.82)/(0.9*0.82)+2,9)*1.2=18 кВт

Мощность электродвигателя совпадает с расчетным СК (с выбранным по диаграмме Адонина), оставляем СК5-3-2500.

В результате расчетов был подобран следующий комплект оборудования:

СК5-3-2500, где 5 - максимальная нагрузка на головку балансира, 3 - максимальная длина хода полированного штока, 2500 - максимальный крутящий момент на валу электродвигателя, диаметр насоса 28мм, насос типа НСВ1 (насос скважины вставной, где, глубины спуска 1195,5 м, НКТ диаметром 60мм, одноступенчатая колонна штанг диаметром 19мм, число качаний балансира 2 кач/мин, электродвигатель мощностью 18кВт.

4. Организационная часть

4.1 Охрана недр и окружающей среды при СКО

Все работы по закачке химреагентов в скважины должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ:

- Закон РФ от 21.02.1992 г. № 2395-1 «О недрах»;

- Федеральный закон от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»;

- Федеральный закон от 04.05.1999 г. № 96-ФЗ «Об охране атмосферного воздуха»;

- Федеральный закон от 24.06.1998 г. № 89-ФЗ «Об отходах производства и потребления»;

- Водный Кодекс Российской Федерации от 03.06.2006 г. № 74-ФЗ.

При обработках скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприятия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекцией должны быть разработаны дополнительно мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых паводковых вод вредными веществами и производственными отходами.

Необходимо обеспечить герметичность системы по закачке химических композиций. При аварийных разливах химреагенты следует немедленно собрать в приямок и на месте нейтрализовать.

Отложения и остатки химреагентов, извлекаемые при очистке емкостей, аппаратов и коммуникаций подлежат захоронению в местах, отведенных по согласованию с местными органами пожарного и санитарного надзора.

По окончанию обработки скважины необходимо очистить загрязненные нефтью и химреагентами участки вокруг скважины.

При выбросах компонентов композиций из емкостей, разлива реагентов на грунт, необходимо загрязненные участки земли засыпать песком с последующим удалением в шламонакопитель для захоронения в соответствии с методическими указаниями

4.2 Охрана труда и техника безопасности при СКО

Все химические реагенты, используемые в кислотных композициях, должны входить в «Перечень химических продуктов, разрешенных к применению в технологических процессах нефтедобычи», иметь сертификаты качества и соответствия и санитарно-эпидемиологическое заключение.

К выполнению опытно-промысловых работ по закачке композиций допускаются лица, ознакомленные с инструкциями по закачке определенных видов химреагентов, знающие правила и нормы по технике безопасности при капитальном и подземном ремонте скважин, прошедшие медицинскую комиссию.

Все емкости для химреагентов должны быть установлены с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. Расстояние между емкостями должно быть не менее 1 м.

На нагнетательном трубопроводе у устья скважины должны быть установлены обратный клапан и запорное устройство, а на устьевой арматуре - на затрубной линии манометр.

Соединение автоцистерны с емкостью должно осуществляться с помощью гибких шлангов через сливной патрубок с задвижкой, установленной в нижней части цистерны.

Приступая к работе по закачке кислотных растворов, оператор должен надеть спецодежду, спецобувь и применять соответствующие дополнительные средства индивидуальной защиты (защитная каска, защитные очки, резиновые перчатки, противогаз или респиратор, прорезиненный фартук).

Запрещается ремонтировать оборудование и нагнетательную линию во время закачки химреагентов в скважину, а также подтягивать соединения, устранять течи.

Во время работ по закачке композиции запрещается присутствие людей в непосредственной близости от устья скважины и нагнетательных трубопроводов.

Кислотные композиции действуют раздражающе на слизистые оболочки и кожу, вызывают ожоги, поражают желудочно-кишечный тракт. При работе с кислотами следует пользоваться индивидуальными средствами защиты в соответствии с типовыми отраслевыми нормами, соблюдать правила личной гигиены, не допускать попадания реагентов внутрь организма и на кожу.

При попадании соляной кислоты на кожу необходимо произвести сильный смыв чистой холодной водой в течение 10 мин. Затем на обожженное место наложить "кашицу" из чайной соды.

При попадании соляной кислоты в глаза (жжение, боль, слезотечение) надо их обильно и энергично промыть сильной струей воды. При ожоге слизистой оболочки рта также необходимо длительное промывание чистой холодной водой. Обязательно обратиться к врачу.

Кислотные составы на основе 15 %-ной соляной кислоты не замерзают до температуры минус 25С. Выполнение работ с 15 % - ными кислотными составами при температуре окружающей среды ниже минус 25С без использования ППУ не производится.

4.3 Противопожарные мероприятия

Обеспечение пожаробезопасных условий труда на производстве возможно только при строгом соблюдении трудовой и производственной дисциплины всеми работающими, точном выполнении правил и инструкций по пожарной безопасности.

Каждый работник при выполнении своих трудовых обязанностей должен быть очень внимательным и выполнять все требования настоящей инструкции.

Общие требования.

Все работники бригад подземного и капитального ремонта скважин должны знать расположение противопожарного инвентаря и средств связи, постоянно держать в исправности и уметь ими пользоваться. Перед началом работы проверить состояние противопожарного инвентаря.

При возникновении загораний или пожара члены вахты должны действовать в соответствии требований первичных действий бригад по ПКРС при возникновении загораний и пожаров.

Территория скважины, оборудование и инструмент должны содержаться в чистоте и порядке, не допускать разлива нефти по территории. При подъеме труб с жидкостью иметь желобную систему сбора жидкости.

Подъемные агрегаты должны устанавливаться с наветренной стороны с таким расчетом, чтобы газ и брызги нефти не попадали на действующий подъемник.

Запрещается работа на территории ремонтируемой скважины подъемных агрегатов, ходовых тракторов, бульдозеров, ППУ и другой техники без исправного искрогасителя.

Отогревание замерзшей арматуры, трубопроводов производить только паром или горячей водой. Применение для этих целей открытого огня запрещается.

Промасленный, либо пропитанный горюче-смазочными материалами обтирочный материал должны сжигаться в пожаробезопасном месте или вывозиться с территории скважины.

Хранение горюче-смазочных материалов в к/будках, в будках РУ-0,4 кв., а также в открытых тарах запрещается.

Запрещается мойка полов, стен, чистка оборудования, а также стирка спец. одежды в бензине и других легковоспламеняющихся жидкостях.

Запрещается вешать и раскладывать одежду и другие предметы для просушки на электронагревательных приборах.

Сушка спец. одежды производится в сушильных шкафах в развешенном виде.

Руководитель смены (вахты) при сдаче вахты обязан непосредственно на рабочем месте предупредить руководителя работ следующей смены и записать в вахтовый журнал об имеющихся неисправностях оборудования, инструмента, приспособлений и первичных средств пожаротушения.

По окончании работы освещение, электропотребляющие приборы и оборудование должны быть отключены.

Устанавливать в предохранители «жучки» в электропроводке запрещается.

Скважина должна быть заглушена задавочной жидкостью, т. е. должны быть выполнены все мероприятия по предупреждению возникновения нефтегазопроявлений и открытых фонтанов.

В пожароопасной зоне в радиусе не менее 25м от устья скважины запрещается:

- курить зажигать спички, пользоваться для освещения факелами и разводить костры;

- разогревать подъемные агрегаты открытым огнем;

- устанавливать подъемные агрегаты на замазученной площадке;

- разливать нефть по территории скважины.

Распоряжением по цеху должны быть назначены ИТР, ответственные за пожарную безопасность.

Сварочные и другие огневые работы в бригадах подземного и капитального ремонта скважин должны проводиться в соответствии с «Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ» только после выполнения всех мероприятий, обеспечивающих проведение огневых работ. Подтверждаемых подписями ответственных за подготовку и проведение огневых работ, согласно наряда-допуска, подписанного начальником или ведущим инженером цеха и согласованного военизированной пожарной частью.

Действия персонала при возникновении пожара.

Немедленно сообщить через диспетчера цеха в пожарную часть по телефону 01 о загорании с указанием маршрута расположения бригады.

Организовать тушение пожара имеющимися первичными средствами пожаротушения до прибытия пожарного подразделения.

Принять меры к эвакуации людей и материальных ценностей.

Влияние на окружающую среду.

При проведении работ ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

- Работать с открытым огнём в радиусе 50 метров от устья скважины;

- Проводить работы на незаземлённом оборудовании.

- Линии, проложенные от ёмкости с жидкостью глушения для долива скважин, должны быть герметичными.

- Выходящая жидкость из скважины при спуске оборудования должна отводиться в специальную ёмкость для её сбора по герметичным линиям.

4.4 Промышленная безопасность

Деятельность в сфере охраны труда на предприятии осуществляется, руководствуясь главным принципом охраны труда - сохранение жизни и здоровья работников. Одним из основных условий улучшения промышленной безопасности и охраны труда в ООО «АРГОС»-ЧУРС остаётся персональная ответственность каждого работника Общества за предотвращение несчастных случаев, травм и профессиональных заболеваний.

Важнейшими целями Общества в области промышленной безопасности и охраны труда являются:

- Снижение уровня производственного травматизма и аварийности;

- Обеспечение безопасности и охраны здоровья работников Общества в районах производственной деятельности;

- Повышение промышленной безопасности производственных объектов, обеспечение надёжной и безаварийной работы технологического оборудования.

Для достижения указанных целей Общество принимает на себя следующие обязательства:

- Обеспечивать соблюдение требований законодательства, отраслевых, корпоративных и локальных нормативных требований, регламентирующих деятельность Общества в области промышленной безопасности и охраны труда;

- При формировании программ и планов Общества учитывать вопросы промышленной безопасности и охраны труда; Поддерживать открытый диалог со всеми сторонами, заинтересованными в деятельности Общества в области промышленной безопасности и охраны труда; Проводить работу по выявлению и устранению вредных производственных факторов на рабочих местах в процессе своей деятельности;

Российской Федерации» возлагает ответственность за обеспечение безопасных условий и охраны труда в организации на работодателя (руководителя организации). У первого руководителя физически нет возможности обеспечивать безопасные условия труда одному. Поэтому на предприятии проведена работа по распределению обязанностей по обеспечению здоровых и безопасных условий труда между заместителями, руководителями структурных подразделений и специалистами предприятия. Это достигнуто внесением вопросов охраны труда в должностные инструкции руководителей и специалистов. Координирует эту работу отдел промышленно-экологической безопасности и охраны труда. Возглавляет отдел заместитель главного инженера. Назначены лица, отвечающие за виды деятельности в сфере охраны труда (ответственные за эксплуатацию сосудов, работающих под давлением, эксплуатацию подъемных сооружений, электробезопасность, пожарную безопасность).

В соответствии с требованиями Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» на предприятии эксплуатируется 6 опасных производственных объектов, зарегистрированных в государственном реестре опасных производственных объектов. Обеспечение их безопасности осуществляется по плану обеспечения промышленной безопасности на опасных производственных объектах.

Ежегодно комиссией УЗУО Госгортехнадзора России проводится комплексная проверка состояния промышленной безопасности, выполнение мероприятий по обеспечению безопасных условий труда. Работа по обеспечению промышленной безопасности оценивается как удовлетворительная. Основной задачей при организации работы по обеспечению промышленной безопасностью считаем своевременное выявление опасностей при производственных процессах и принятие мер к снижению риска возникновения аварий, инцидентов и несчастных случаев. Анализ свидетельствует о том, что состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах предприятия и последствий указанных аварий, находиться на должном уровне.

Одним из важнейших условий борьбы с производственным травматизмом является систематический анализ причин его возникновения, которые делятся на технические и организационные.

Технические причины в большинстве случаев проявляются как результат конструктивных недостатков оборудования, недостаточности освещения, неисправности защитных средств, оградительных устройств и т.п.

К организационным причинам относятся, несоблюдение правил техники безопасности из-за неподготовленности работников, низкая трудовая и производственная дисциплина, неправильная организация работы, отсутствие надлежащего контроля за производственным процессом и др.

Заключение

В разработанном мною курсовом проекте содержится информация по геологической части Альняшского месторождения. Был рассмотрен вопрос о проведении СКО на скважине № 230 . Основой для расчетов послужили планы-наряды на производство капитального ремонта скважины № 230 Альняшского месторождения. Был проведен анализ эффективности СКО.

Также я рассмотрел организационную часть, в которой описана техника безопасности, противопожарные мероприятия, охрана недр и окружающей среды.

Список используемой литературы

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Недра, 1990.

2. Дияров И.Н. и др. Химия нефти, 1990.

3. Бухаленко Е.И., Вершковой Ш.Т. и др. Нефтепромысловое оборудование. М: Недра, 1990.

4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Недра, 1986.

5. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышеленности. - М.: Госгортехнадзор России, 1998. - 161с.

Размещено на Allbest.ru

...