Технология разработки месторождения

W = Q / F

где F = 0,785 (D2 - d2 ) - площадь кольцевого сечения,

D -внутренний диаметр обсадной колонны,

d-внешний диаметр ПЭД.

Если скорость потока откачиваемой жидкости W оказывается больше [W] (где [W] - минимально допустимая скорость откачиваемой жидкости), тепловой режим погружного двигателя считается нормальным.

Если выбранный насосный агрегат не в состоянии отобрать требуемое количество жидкости глушения при выбранной глубине подвески, она (глубина подвески) увеличивается на L= 10 - 100 м, после чего расчет повторяется, начиная с п.5. Величина L зависит от наличия времени и возможностей вычислительной техники потребителя.

После определения глубины подвески насосного агрегата по инклинограмме проверяется возможность установки насоса на выбранной глубине (по темпу набора кривизны на 10 м проходки и по максимальному углу отклонения оси скважины от вертикали). Одновременно с этим проверяется возможность спуска выбранного насосного агрегата в данную скважину и наиболее опасные участки скважины, прохождение которых требует особой осторожности и малых скоростей спуска при ПРС.



Таблица 2.1 Исходные данные

№ п/п	Наименование величины	Размерность	Значение величины	Примечание
1	Плотности воды	кг/куб.м	1020
2	Плотность нефти	кг/куб.м	860
3	Плотность газа	кг/куб.м	1,05
4	Коэффициент кинематической вязкости нефти	м2 /с	0,08
5	Коэффициент кинематической вязкости воды	м2 /с	0,001
6	Планируемый дебит скважины	куб.м/сутки	92
7	Обводненность продукции пласта		0,7
8	Газовый фактор	куб.м/куб.м	62
9	Объемный коэффициент нефти		1,15
10	Глубина расположения пласта (отверстий перфорации)	м	1890
11	Пластовое давление	МПа	16
12	Давление насыщения	МПа	8,3
13	Пластовая температура	С	97
14	Температурый градиент		0,02
15	Коэффициент продуктивности	куб.м /МПа*сут	1,8
16	Буферное давление	МПа	1,4
17	Наружный диаметр обсадной колонны	мм	146
18	Толщина стенки обсадной колонны	мм	9

Таблица 2.2 Расчеты

№п/п	Определяемая величина	Расчетная формула	Численные значения	Результат
1	Плотность смеси на участке «забой-прием насоса», кг/куб.м	см = ([в b + н (1-b)] (1-Г) + г Г	[1020*0.7 + 860* (1 - 0.7)] (1-0.15) + 1.05*0.15	826,4
2	Забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины, МПа	Рзаб = Рпл - Q / Kпрод	16,0 - 92/18	10,9
3	Глубина расположения динамического уровня, м	Ндин = Lскв - - Pзаб / см g	1890 - 10,9*106/ 826,4*9,81	545,5
4	Давление на приеме насоса, при котором газосодержание не превышает предельно-допустимое, МПа	Р пр = ( 1 - Г ) Рнас	(1 - 0,15) 8,3	7,05
5	Глубина подвески насоса, м	L = Ндин + Pпр / см g	545,5 + 7,05*106 / 826,4*9,81	1414,1
6	Температура пластовой жидкости на приеме насоса, С	T = Tпл - - (Lскв - L) * Gт;	97 - (1890 - 1414,1) * 0,02	87,5
7	Объемный коэффициент жидкости при давлении на входе в насос	B* = b + (1-b) [ 1 + (B - 1) Pпр / Pнас	0,7 + (1-0,7)* [ 1+(1,15-1)* *7,06/8,3]	1,034
8	Дебит жидкости на входе в насос, куб.м/сут	Qпр = Q * B*	92 * 1,034	95,128
9	Объемное количество свободного газа на входе в насос, куб.м	Gпр = G*(1-b)* * [1- (Pпр / Рнас )],	62(1-0.7)[1-(7,06/8,3)]	2,8
10	Газосодержание на входе в насос	вх = 1 / [(( 1 + Рпр*10-5) В*) / Gпр + + 1]	1/[((1+70,5)* 1,034)/9,26 +1]	0,111
11	Расход газа на входе в насос	Qг.пр = (1-b)*Qпр вх / ( 1 -вх)	(1-0,7)* 95,128*0,111 / (1-0,111)	3,56
12	Приведенная скорость газа в сечении обсадной колонны на входе в насос,см/с	C = Qг.пр.с / f cкв	3,56/24*60*60* 0,785*(0,1282 - 0,0962 )	0,68
13	Истинное газосодержание на входе в насос	= вх / [ 1 + ( Cп / C ) вх ]	0,111 / [1+(0,16* 0,11/0,68)]	0,108
14	Работа газа на участке "забой-прием насоса,МПа	Pг1 = Pнас { [ 1 / (1 - - 0,4 )] - 1 }	8,3 {[1/1-0,4*0,108)] -1}	0,373
15	Работа газа на участке "нагнетание насоса - устье скважины,МПа	Pг2 = Pнас { [ 1 / (1 - - 0,4 )] - 1 },	8,3 {[1/1-0,4*0,118)]-1}	0,41
16	Потребное давление насоса, МПа	Р = g Lдин + Рбуф - - Pг1- Pг2	826,4*9,81*545,5 +1,4*106 - 0,373- - 0,41	5,04
17	Выбор насосной установки по величине планируемого дебита и потребного давления			По каталогу выбираем установку УЭЦН5- 80-900; QоВ = 86куб.м/ сут
18	Коэффициент изменения подачи насоса при работе на нефтеводо-газовой смеси относительно водяной характеристики	KQ = 1 - -4,95 0.85 * QоВ -0.57	1 - 4,95*0,08 0.85 * 86 -0.57	0,954
19	Коэффициент изменения КПД насоса из-за влияния вязкости	K = 1 - - 1.95 0.4 / QоВ 0.27	1 - 1,95*0,08 0.4 / 86 0.27	0,787
20	Коэффициент сепарации газа на входе в насос	Kc = 1 / [1 + (6.02 Qпр.с / fскв )],	1 / [1+6,02* 95,128/24*3600* *0,785*(0,1282 - -0,0962 )	0,4597
21	Относительная подача жидкости на входе в насос	q = Qж.пр / QоB	95,128 / 86	1,106
22	Относительная подача на входе в насос в соответствующей точке водяной характеристики насоса	qпр = Qж.пр / QоB KQ	95,128 /86*0,954	1,1595
23	Газосодержание на приеме насоса	пр = вх ( 1 - Кс )	0,111*(1-0,4597)	0,06
24	Коэффициент изменения напора насоса из-за влияния вязкости	КН = 1 - (1.07 0.6 qпр / QоB 0.57 )	1 - 1,07*0,08 0.6 / 86 0.57	0,981
25	Коэффициент изменения напора насоса с учетом влияния газа	К = [ ( 1 - ) / (0.85 - - 0.31 qпр )A ] где А = 1 / [ 15.4 - -19.2 qпр + ( 6.8 qпр )2 ]	A=1 / [15,4-19,2* *1,1595 + +(6,8*1,1595)2 ] K=[ ( 1 - 0,06) /(0.85 - - 0,31*1,595 )0,018]	A=0,018 K=0,9576
26	Напор насоса на воде при оптимальном режиме,м	Н = Р / g К КН	5,04*106 /826,4* *9,81 *0,9576 *0,981	661,7
27	Необходимое число ступеней насоса, шт	Z = H / hст ,	661 / 4,3	153,9
28	Выбираем стандартное количество ступеней насоса	-		196
29	КПД насоса с учетом влияния вязкости, свободного газа и режима работы	= 0.8 К Кq оВ	0,8*0,787*0,92**0,52	0,31
30	Мощность насоса кВт	N = P196 * Qс /	6,13*106 *95,128* /(24*3600*0,31)	21,79
31	Мощность погружного двигателя, кВт	NПЭД = N / ПЭД	21,79 / 0,85	25,63
32	Давление при откачки жидкости глушения при освоении скважины,МПа	Ргл = гл g L + Рбуф	1200*9,81*545,5+1,4*106	7,82
33	Напор насоса при освоении скважины, м	Нгл = Ргл / гл g	7,82*106 /1200* 9,81	663
34	Мощность насоса при освоении скважины, кВт	N гл = P гл Qс /	7,82*106 *95,128 / 24*3600* 0,31	27,8
35	Мощность, потребляемая погружным электродвигателем при освоении скважины, кВт	N ПЭД. гл = N гл / ПЭД	27,8 / 0,85	32,7
36	Проверяем установку на максимально-допустимую температуру на приеме насоса	Т = [T],	87,5 < [90]	Температура на приеме ПЭД меньше допусти-мой
37	Проверяем установку на теплоотвод по минимально допустимой скорости охлаждающей жидкости	W = Qс / 0,785 (D2 - - d2 )	95,128/24*3600*0,785*(0,1282 - -0,0962 )	0,195 - что практически равно минимальной скорости охлаждающей жидкости

SubPUMP оказывает помощь при подборе ЭЦН создавая оптимальный режим работы при текущих условиях работы скважины или анализируя работу существующей системы УЭЦН. Этот анализ обычно проводится инженером по добыче. Конфигурация ствола скважины, анализ флюидов, характеристика притока, вот те параметры, которые используются в качестве основы для проведения анализа работы и подбора подземного оборудования программой SubPUMP.



2.7 Мероприятия по повышению эффективности работы УЭЦН при повышенном содержании в нефти свободного газа

При повышенном газосодержании на приеме насоса установка комплектуется газостабилизирующим модулем:

- газосепаратором или диспергатором для скважин с уровнем газосодержания на входе до 55 % по объему;

- «газосепараторм - диспергатором» для скважин с уровнем газосодержания на входе до 68 % по объему

Рис. 2.7 Примененяемые газосепараторы по заводам-изготовителям на Федоровском месторождении

Большую часть (48%) применяемых газосепараторов составляет продукция ОАО «Борец».

ОАО «Борец» предлагает газосепараторы и габаритов 5, 5А и 6 типа 3МНГБ и «Газосепараторы - диспергаторы» габаритов 5 и 5А типа 3МНДБ - для работы с насосами типа ЭЦНД, ЭЦНМ, 10ЦНД, 10ЭЦНМ и ЭЦНДП.

Газосепараторы устанавливаются на входе насоса вместо входного модуля и предназначены для уменьшения количества свободного газа в пластовой жидкости, поступающей на вход погружного центробежного насоса.

Все Газосепараторы выпускаются без осевой опоры вала.

В конструкции газосепараторов типа 3МНГБ осевые усилия передаются на опору протектора, который работает в масле, не подвергается агрессивному воздействию откачиваемой среды и выполнен со значительным запасом прочности.

Газосепараторы снабжены защитной гильзой, предохраняющей корпус газосепаратора от гидрообразивного износа. Основания и защитные гильзу корпуса газосепаратора выполнены из нержавеющей стали для повышения сопротивляемости гидроабразивному износу.

Стыки соединений уплотнены резиновыми кольцами для защиты от прорыва газа в соединении. Установлен промежуточный радиальный подшипник для повышения жесткости вала. Радиальные подшипники выполнены из карбида вольфрама.

Диспергаторы предназначены для измельчения газовых пробок в пластовой Жидкости, подготовки однородной суспензии и подачи ее на вход погружного центробежного насоса.

Диспергаторы выпускаются без осевой опоры вала, осевые усилия передаются на опору протектора.

Защитные гильзы корпуса диспергаторов выполнены из нержавеющей стали для повышения сопротивляемости гидроабразивному износу. Стыки соединений уплотнены резиновыми кольцами для защиты от прорыва газа в соединении. Радиальные подшипники выполнены из карбида вольфрама.

«Газосепараторы - диспергаторы» предназначены для снижения содержания газа в пластовой жидкости и ее преобразования смесь перед входом в насос.

Газосепараторы - диспергаторы устанавливаются на входе насоса вместо газосепаратора или диспергатора в скважинах с особо высоким газовым фактором, где применение ни диспергатора не обеспечивает стабильной работы погружного центробежного насоса На первой ступени газосепаратора-диспергатора на едином валу устанавливаются рабочие органы газосепаратора, а затем диспергатора. В конструкции газосепараторов-диспергаторов исполнения 3МНГДБ осевая опора вала отсутствует, при этом осевые усилия передаются на опору протектора.

Таблица 2.1 Условия эксплуатации газосепараторов, диспергаторов и газосепараторов-диспергаторов

Водородный показатель	6,0 - 8,5 рН
Концентрация твердых частиц в пластовой жидкости	0,5 г/л
Микротвердость частиц, по шкале Мооса	Не более 7 баллов
Макс. содерж. свободного газа на входе газосепаратора	Не более 55 %
Температура откачиваемой жидкости	Не более 135 ?С

Таблица 2.2 Технические характеристики

Типоразмер	3МНГБ5-04КМ	3МНГБ5А-КМ	3МНГБ5А.20-6МВ	3МНГБ5А)8МВ
Подача однофазной жид.,м?/сут	До 250	250-800	До 250	250-800
Максим. Допустимая Мощность, кВт	125	135 (250 с плав.пуском, высокопроч. валами)	125	135 (250 с плав.пуском, высокопроч. валами)
Диаметр корпуса,мм	92	103	92	103
Диаметр вала, мм	20	22	20	22
Масса, кг	27,5	30	21	28
Длина ,мм	936	952	774	678

Таблица 2.3 Условия эксплуатации Федоровского месторождения

№ скважины	Тип скв.	Куст	Пласт	Статус скв.
163Р	Вертик.	1855А	АС 4	В работе
168ОЦ	Вертик.	1878	ЮC 0	В работе
1535Б	Накл -напр.	1848	БС 2	В работе
2110	Накл -напр.	496	АС 10	В работе
Характеристики жидкости
№ скважины	Р нас., атм	ГФ, м?/м?	Вэзкость, сПз	Объем. коэф., м?/м?
163Р	97	81,3	1,67	1,17
168ОЦ	99	83	1,17	1,23
1535Б	97	1178,6	1,67	1,17
2110	97	70	1,67	1,17
№ скважины	Плот. нефти в поверх. усл., г/см?	Плот. нефти в пл. усл., г/см?	Темп.пл., ?С	Плот. газа, г/см?
163Р	0,84	0,77	60	1,01
168ОЦ	0,84	0,75	79	0,1
1535Б	0,85	0,77	60	1,01
2110	0,85	0,77	60	1,01
	Плот.воды, г/см?
163Р	1,02
168ОЦ	1,02
1535Б	1,02
2110	1,02
Данные по стволу скважины
№ скважины	Нвд,(замер.глуб),м	Нвд,(вертик.глуб),м	Удлинение,м	Нпер, м
163Р	1720	1718,2	1,8	18
168ОЦ	2566	2522,7	43,3	9
1535Б	1709	1668,9	40,1	4
2110	1818	1630	188	15
№ скважины	Dэ/к (внешн.), мм	Dнкт, мм	D шт., мм
163Р	146	73	5
168ОЦ	146	73	18
1535Б	140	73/60	8
2110	168	73/73	18
Данные по насосно-компрессорной эксплуатации
№ скважины	Тип насоса	Число ступеней	Напор	частота
163Р	ЭЦН-50-1600	273	1600	50
168ОЦ	УЭЦН5-50-2600	273	2600	50
1535Б	ЭЦНД5-50-1800	273	1800	50
2110	ЭЦНД5-50-1600	273	1600	50
№ скважины	Qтеор, м?/сут	Глуб.спуска насоса,м	Нсп (верт.), м	Рпл, атм
163Р	30	1681	1679,2	142
168ОЦ	30	2451,2	2407,9	200
1535Б	30	1641,3	1601,2	106
2110	30	1714,6	1526,6	131
№ скважины	Рбуф, атм	Н дин, м	Рзатр, атм	Рзаб.расчит., атм
163Р	24	1367	21	50,14
168ОЦ	27	1978	25,5	73,83
1535Б	18	1193	16,3	58,18
2110	18	1272	13,7	54,86

К примеру, возьмем четыре скважины 163Р, 168ОЦ, 1535Б, 2110 с дебитом жидкости 26 м?/сут, 38 м?/сут, 27 м?/сут, 40 м?/сут соответственно, на которых провели оптимизацию установки монтаж 3МНГБ - средняя наработка без остановки газосепаратора составляла 167 суток.

Скважинны оборудованные ЭЦН.

Без установки газосепаратора периодически срывали подачу тем самым уменьшался суточный отбор жидкости.

В следствии периодического отключения скважин уменьшается наработка на отказ. Для оптимизации скважин был смонтирован ЭЦН с газосепаратром той же производительностью. Тем самым был получен прирост добываемой нефти 77 м?/сут и, соответственно, жидкости 8,224 т/сут.

Таблица 2.4 Изменение эффективности работы скважины на Федоровском месторождении до и после установки газосепаратор

Фактический режим до установки газосепаратора
№ скв.	Нефти, т/сут	Жидкости, м?/сут	Обводнённость, %	Коэфф. подачи
163Р	7,644	26	65	0,887
168ОЦ	11,172	18	65	1,27
1535Б	14,9	2	35	0,9
2110	15,83	40	55	1,33
Фактический режим после установки газосепаратора
№ скв.	Нефти, т/сут	Жидкости, м?/сут	Обводненность, %	Коэфф. подачи
163Р	9,2	32	70	1,07
168ОЦ	13,77	47	70	1,57
1535Б	17,5	34	40	1,13
2110	17,3	50	60	1,67



Рис. 2.8 Динамика среднесуточного дебита жидкости и нефти до и после установки газосепаратора

Дебит жидкости в среднем увеличился на 25 %, нефти на 10 %. Наработка в среднем увеличилась на 85 суток.

Рис. 2.9 Наработка на отказ скважин до и после установки газосепаратора



3. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.

3.1 Техника безопасности при эксплуатации УЭЦН

Первостепенное значение при охране труда и техники безопасности при эксплуатации УЭЦН уделяется соблюдению «Правил безопасности при эксплуатации электроустановок». С этой целью весь обслуживающий персонал ЦДНГ проходит ежегодный специальный курс подготовки по промышленной электробезопасности. На кустах скважин в местах расположения станций управления и наземных силовых кабельных линий, находящихся под высоким напряжением вывешены предупреждающие таблички, согласно правилам безопасности. Для предотвращения несанкционированного доступа в силовые шкафы, обеспечивающие электроснабжение погружного оборудования последние снабжены запорными устройствами (согласно правилам безопасности при эксплуатации электроустановок). Доступ к обслуживанию силовых частей наземного оборудования УЭЦН имеют только специально обученные и имеющие группы допуска не ниже 4-й по элекробезопасности специалисты организаций, обслуживающих данное оборудование.

Если быть точнее, то полный список требований выглядит так:

- К работе со станцией управления допускаются только представители базы (цеха) по прокату и ремонту УЭЦН. После настройки релейной защиты станция управления должна быть закрыта и опломбирована.

- Все работы по монтажу, проверке, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и реле, смене предохранителей, выявлению и устранению неисправностей в станции управления, а также переключению отпаек автотрансформаторов (трансформаторов) должны проводиться только при выключенной установке бригадой электромонтеров не менее двух человек с квалификационной группой по электробезопасности старшего не ниже IV, другого - не ниже III.

- Все работы с подключенной к сети станцией управления следует проводить в диэлектрических перчатках.

- Запуск объемных насосов УЭДН, УЭВН "на закрытую задвижку" запрещается. Для проверки наличия подачи по перепаду давления должен быть использован штуцер или регулирующий вентиль.

- Перед заменой (установкой) штуцера в рабочем отводе давление должно быть снижено до атмосферного через патрубок с задвижкой (вентилем). При этом насосная установка должна быть отключена либо продукция скважины должна быть направлена через запасной отвод в коллектор, емкость или затрубное пространство скважины.

- При разгерметизации устьевого сальника его уплотнение должно быть осуществлено только после снижения давления в затрубном пространстве до атмосферного.

3.2 Противопожарные мероприятия при эксплуатации УЭЦН

При организации работ следует строго придерживаться требований «Правил пожарной безопасности при эксплуатации УЭЦН». Члены бригады обязаны знать правила пожарной безопасности, расположение противопожарного инвентаря, оборудование и номер телефона пожарной части. Агрегаты, автотранспорт, тракторы должны быть оборудованы глушителями с искрогасителями, а также средствами пожаротушения.

Не допускается замазучевание территории вокруг скважины. Запрещается применение открытого огня для разогрева замерших трубопроводов, оборудования и хим. продуктов, используемых для ремонта скважин. Значения показателей пожарной опасности индивидуальных веществ представлены в таблице 3.1.



Таблица 3.1

Значения показателей пожарной опасности индивидуальных веществ

Вещество	Химическая формула	Плотность по воздуху, кг/м3	Относительная молекулярная масса	Концентрационные пределы воспламенения, (%)	Температура самовоспламенения, 0С	Температура вспышки , 0С
Аммиак	Н3	0,59	17,03	15,0 -- 28,0	650	--
Бензин А-66	--	3,35	--	0,76 -- 5,03	255	-- 39
Бутан	С4Н10	0,06	2,00	4,0 -- 75,0	570-590	--
Гексан	С6Н14	3,00	86,17	1,2 -- 7,5	234	-- 20
Керосин тракторный	--	--	--	1,4 -- 7,5	250	27
Метан	С Н4	0,55	16,00	5,0 -- 15,0	537	--
Метиловый спирт	СН3OH	1,11	32,00	6,0 -- 34,7	436-464	--
Окись углерода	СО	0,90	28,00	12,5 -- 74,0	651	--
Пропан	С3 Н8	1,56	44,00	2,1 -- 9,5	466	--

При возникновении пожара следует немедленно вызвать пожарную службу и одновременно приступить к ликвидации пожара имеющимися на скважине средствами пожаротушения. Курить разрешается только в специальных и оборудованных местах имеющих надпись "Место для курения".

Для каждой площадки кустовых скважин должен быть составлен индивидуальный план ликвидации возможных аварий, согласованный с местными органами.

При авариях, связанных с фонтанированием скважины, все работы включая добычу нефти, должны быть прекращены до ликвидации аварии. Расстоянием между трансформатором и устьем скважины должно быть не менее 40 метров. В случае обнаружения утечек нефти или газа в устьевой арматуре или коммуникациях работа должна быть прекращена и приняты меры по устранению утечек.

Согласно графику необходимо производить очистку от скопившихся отложений парафина. Внутренние поверхности оборудования от парафиновых отложений следует очищать только инструментом, изготовленным из материала, не дающего искру. Во время чистки необходимо обильно смачивать водой оборудование для поддержания во влажном состоянии до окончания чистки.

Самые важные назначения по данному вопросу мы отразили емко в данном перечне:

1. На каждом предприятии необходимо иметь данные о показателях пожаровзрывоопастности веществ и материалов, применяемых в технологических процессах.

2. Параметры режима работы технологического оборудования, связанного с применением горючих газов, сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся жидкостей, а также с наличием взрывопожароопастной пыли, обеспечивает взрывопожаробезопасность технологического процесса.

3. Температура подогрева темных нефтепродуктов при хранений, а также при проведении сливоналивных операций ниже температуры вспышки нефтепродукта в закрытом тигле на 350 С и не превышать 900 С.

4. На приборах контроля и регулирования обозначают допустимые области взрывопажаробезопасносных параметров работы технологического оборудования.

5. При отклонений одного или нескольких взрывоопасных параметров от допустимых пределов приборы контроля и регулирования подают предупредительные и аварийные сигналы.

6. Для каждого резервуара устанавливается максимальный придел заполнения.

7. Схема обвязки трубопровода предусматривает, как правило, возможность выключения неисправного оборудования из технологического процесса и обеспечивает аварийный слив.

8. Основное и вспомогательное технологическое оборудование предприятия защищает от статического электричества.

9. Работы на взрывопожароопасных технологических объектов выполняется инструментом, исключающим образование искр.

10. Оборудование линейной части магистральных нефтепродуктопроводов, а также их ограждение содержат в исправном состояний, а растительность в пределах ограждения систематический удаляют.

11. Сооружения защиты от разлива нефтепродуктов, своевременно ремонтируется, очищаются от нефтепродукта и отложений.

12. Помещения насосных станций должны быть оснащены газоанализаторами взрывоопасных концентраций, а при их отсутствии на объекте устанавливают порядок отбора и контроля проб.

13. Устанавливают постоянный контроль за герметичность резервуаров и их оборудование.

14. Люки, служащие для замеров уровня и отбора проб из резервуаров, имеют герметичные крышки. С внутренней стороны люки снабжают кольцами из металла, исключающего образование искр.

15. Перед розжигом огневой печи трубопроводы подачи топлива ко всем неработающим форсункам оглушаются. Зажигать форсунки огневой печи без предварительной продувки камеры сгорания и дымовой трубы водяным паром запрещают. Продувку следует вести не менее 15 минут после появления пара из дымовой трубы.

16. Для отогрева трубопроводов и узлов задвижек применяют пар, горячею воду или песок, а затем также электроподогрев во взрывозащищенном исполнении.

17. Сети эвакуационного освещения и систем пожарной автоматики присоединяются независимым от основной сети источникам питания или автоматически переключаются при отключений основных источников.

18. Здания, сооружения и открытые производственные установки в зависимости от назначения, класса взрывоопасных и пожарных зон, среднегодовой продолжительности гроз в районе их расположения и ожидаемого количества поражений молнией обеспечивают молниезащитных зданий и сооружений и настоящих правил.



4. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ.

4.1 Охрана недр в нефтепромысле

В соответствии с Основами законодательства о недрах правила разработки нефтяных и газовых месторождений предусматривают следующие основные требования охраны недр:

1. применения наиболее рациональных и эффективных методов добычи нефти, газа и сопутствующих компонентов, имеющих промышленное значение;

2. недопущение сверхнормативных потерь полезных ископаемых, а также выборочной отработки наиболее продуктивных и легкодоступных участков залежи, приводящей к необоснованным потерям балансовых запасов и ухудшению показателей разработки залежи в целом;

3. осуществление доразведки месторождений и иных геологических работ, проведение маркшейдерских работ и ведение необходимой, предусмотренной правилами геолого-технической документации;

4. учёт состояния, движения запасов и потерь полезных ископаемых;

5. недопущение порчи запасов разрабатываемых и рядом расположенных месторождений, а также сохранение полезных ископаемых, консервируемых в недрах;

6. сохранение и учёт попутно добываемых, но временно не используемых полезных ископаемых, а также отходов производства, содержащих полезные ископаемые;

7. соблюдение правил по безопасному ведению работ и охраны окружающей среды. Эти требования выполняются при соблюдении тех же правил, что и при разбуривании месторождений.

Правила охраны недр в процессе промышленной эксплуатации месторождений нефти и газа требуют неукоснительного соблюдения положений проектных документов на разработку.

Для выполнения проектных решений и практической реализации требований охраны недр, необходимо осуществлять эффективный геолого-промысловой контроль и оперативное регулирование процесса разработки. Только такой подход может обеспечить эффективное использование пластовой энергии, системы воздействия на пласт, фонда скважин, мер по интефикации добычи из этих скважин, достижению максимально возможной в данных геолого-технологических условиях нефтегазоконденсатоотдачи - в общем всего, что в конечной степени и обеспечивает решение вопросов охраны недр конкретного месторождения.

4.2 Охрана окружающей среды при эксплуатации УЭЦН

При непреднамеренном воздействии на окружающую среду при добыче нефти происходит загрязнение атмосферы, поверхностных водотоков, подземных вод, недр. Среди загрязнителей водных объектов, почвогрунтовых недр одно из первых мест занимает нефтегазодобывающая промышленность. Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу представлен в таблице 4.1 Многие химические реагенты, используемые в нефтедобыче, при попадании в природные воды оказывают отрицательное влияние на их физико-химический состав, самоочищающую способность, а также могут оказывать токсическое воздействие на живой организм, в том числе и на человека.

Попадание нефти в почву, поверхностные грунты приводит к разрушению их структур, снижению водопроницаемости, ухудшает корневое питание растений, снижает количество микроорганизмов в почве, способствует образованию в ней углекислого газа.?



Таблица 4.1 Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу

Код	Наименование	Наименование	Использ.	Значение	Класс	Выбросы
	загрязняющего в-ва	нормируемого в-ва	критерий		опасн-ти	в-ва, т/год
0123	Пыль металлическая	Железа оксид	ПДК с.с	0.04	3	0.3454
0143	Марганец и его соед-я	Марганец и его соед-я	ПДК м.р	0.01	2	0.017
0203	Оксиды хрома	Хром шестивалентный	ПДК м.р	0.0015	1	0.0056
0301	Азота диоксид	Азота двуокись	ПДК м.р	0.085	2	0.2457
0330	Серы диоксид	Сернистый ангидрит	ПДК м.р	0.5	3	0.784
0342	Фториды газообразные	Фториды газообразные	ПДК м.р	0.02	2	0.0116
2963	Пыль древесная	Пыль древесная	ОБУВ	0.1	--	2.5924
2754	Углеводороды предел.	Углеводороды предел.	ПДК м.р	1	4	0.0489
0344	Фториды плохораств.	Фториды плохораств.	ПДК м.р	0.2	2	0.0137
2904	Мазутная зола	Ванадий	ПДК с.с	0.002	2	0.003

Очищение почв и грунтов от нефти микроорганизмами происходит путем биологического и химического окисления. Скорость этих реакций возрастает при введении в почву нитратов и фосфатов.? С целью предотвращения загрязнения недр, сточные воды должны подвергаться максимальной очистке. При поддержании пластового давления в закачиваемую в нефтяные пласты воду, добавляются щелочи, ПАВ, полимеры. Эти химические реагенты способствуют более полному вытеснению нефти из пласта. Но при этом основными противопоказаниями к применению этих реагентов является увеличение жесткости пластовой воды, взаимодействие щелочей с пластовой породой, адсорбция реагентов породой. Эти факторы способствуют загрязнению пластов, а в случае разлива этих вод на поверхности загрязняют почву и водоемы. Последствия аварий, случающихся по различным причинам, тем губительнее, чем опаснее производство. Наиболее тяжелые аварии с человеческими жертвами.? Рекультивация земель заключается в ликвидации или блокировании источника загрязнения, в очистке территории от продуктов загрязнения (отходов производства) и проведения приведения территории в состояние, пригодное для применения по назначению. Рекультивацию обычно производят в два этапа, на первом из которых планируется поверхность земли и возвращается плодородный слой, а на втором этапе ведутся работы по улучшению земель биологическими и биохимическими методами.

Земли, загрязненные химическими веществами, рекультивировать чрезвычайно сложно и дорого. В нашей стране восстановление таких почв только начинается.? Устранение загрязнений атмосферы, почв, недр, водообъектов в Тюменской области осуществляется в соответствии с разработанным комплексом мероприятий. Совместная работа экологов различных регионов России может способствовать снижению отрицательного влияния нефтедобывающей промышленности на окружающую природную среду. Результаты многочисленных натурных экспериментов и промышленного использования методик, способов могут в значительной степени помочь в решении проблемы охраны окружающей среды и очистке от загрязнений при добыче нефти и газа.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Федоровское месторождение является одним из крупнейших, находится на четвертой стадии разработки, которая характеризуется неуклонным снижением действующего добывающего фонда на 7- 10% в год, вследствие чего значительно снизились уровни добычи жидкости и нефти на 43,6 % и 59,5 % соответственно.

Характерной особенностью разработки Федоровского месторождения за последние годы является прогрессирующее обводнение продукции скважин, составляющее 90-98%.

В настоящее время более 50% всей нефти страны добывается установками погружных центробежных насосов (УЭЦН).

В технических условиях многих серийно-выпускаемых российских центробежных насосов приводится значение допустимого газосодержания 25% для всех типов и конструкций насосов без учета иных факторов. Допустимое значение газосодержания ГЖС должно обеспечить работу насоса без колебаний параметров насоса, так как эти колебания приводят к повышению уровня вибрации и , как следствие, к снижению наработки насоса.

К настоящему времени известно, что допустимое газосодержание ГЖС на входе центробежного насоса зависит от следующих параметров:

- типа и конструкции ступени;

- обводненности «в» ГЖС;

- давления на входе насоса;

- режима работы ступени;

- частоты вращения.

Известны следующие методы борьбы с газом в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН:

- спуск насоса в зону, где давление на приеме обеспечивает оптимальную подачу насоса и устойчивую ее работу;

- применение газосепараторов различных конструкций;

- монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств;

- принудительный сброс газа в затрубное пространство;

- применение комбинированных, так называемых «ступенчатых», насосов.

Применение центробежных газосепараторов является самым надежным средством защиты ЭЦН от вредного влияния свободного газа. От эффективности их работы во многом зависят параметры эксплуатации и наработка на отказ погружного насоса в скважине.

Применение газосепараторов и диспергаторов на Федоровском месторождении позволяет добиться положительных результатов в плане уменьшения количества отказов, увеличения наработки на отказ и МРП, уменьшения аварийности и количества скважин, находящихся в часто ремонтируемом фонде. Они так же оправданы с экономической точки зрения, т.е. растет прибыль предприятия, увеличивается производительность труда производственных работников и снижается себестоимость добычи нефти.



ЛИТЕРАТУРА И УЧЕБНЫЕ ПОСОБИЯ

Технологическая схема разработки Федоровского месторождения СибНИИНП. 1976г.

Проект разработки Федоровского месторождения СибНИИНП. - Москва-Тюмень, 1980г.

Работы отдела разработки и добычи нефти г. - Сургут, 2014г.

М.М.Иванова «Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа». - М., Недра,1985г.

Годовой отчет геологического отдела 2013г

А.Г.Молчанов «Нефтепромысловые машины и механизмы». - М., Недра,1976г

А.Х.Мирзаджанзаде «Техника и технология добычи нефти». - М., Недра,1986г.

Работы лаборатории техники и технологии добычи нефти за 2013г. Сургут

Регламент по эксплуатации УЭЦН

Каталог ОАО «Брец»

Н.Г.Середа «Спутник нефтяника и газовика». - М., Недра, 1986г.

В. И. Щуров Технология и техника добычи нефти. - М., Недра, 1983.

Ф. С. Абдуллин Добыча нефти и газа. - М., Недра, 1983.

З. А. Хабибуллин, З. М. Хусаинов, Г. А. Ланчаков Борьба с парафиноотложениями в газонефтедобыче. -УНИ, Уфа, 1992.-105с.

Д. Съюмен, Р. Эллис, Р. Снайдер. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах /Пер. с английского и ред. М. А. Цангера. - М., Недра, 1986

П. В. Куцын, Б. С. Мишанин, Ю. Н. Овсяникова Охрана труда на буровых и нефтегазовых предприятиях.

Инструкция по охране труда. 1999г.

Размещено на Allbest.ur

...