Эксплуатация установки скважинного штангового насоса

Скважина 4231 куст 647 Лянторского месторождения бурилась с 1.11.90 по 6.11.90 года. Цель бурения - нагнетание воды. Продуктивный пласт вскрыт: АС-9 2114,6-2124,8 м. Эксплутационная колонна перфорирована на отметке 2115,2-2122 м. Геологический разрез скважины №4231 куст №647 приведен в приложение А. В эксплуатацию скважина была введена 28.12.90 года. Причина перевода скважины с УЭЦН на ШГН, ввиду слабого притока.

Исходные данные для расчета приведены ниже.

Глубина скважины Н, м ……………………………………………… 2058

Диаметр эксплутационной колонны D, м ………………………... 0,146

Планируемый дебит жидкости QЖ, м3/сут …………………………… 12

Объемная обводненность продукции nО,% …………………………… 55

Плотность дегазированной нефти нд, кг/м3 …………………..….. 889

Плотность газа (при стандартных условиях) Г, кг/м3 …………….. 1,4

Газовый фактор ГО, м3/м3 ……………………………………….…… 81

Вязкость нефти Н, м2/с ………………………………………… 1,14·10-6

Давление насыщения РН, МПа …………………………………….. 14,9

Пластовое давление РП, МПа ………………………………………. 19,4

Устьевое давление РУ, МПа ………………………………………… 2,45

Средняя температура в стволе скважины Т, К ……………………… 323

Коэффициент продуктивности К, м3/(с·ПА) ………………… 0,58·10-10

Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения, bН ……. 1,16

Выбор необходимого оборудования для эксплуатации скважины и режима работы ШГН при заданном отборе продукции рассмотрим по следующей методике.

1)Определяем дебит нефти по формуле с.221, (5):

Qж 100 - n0

QНС = -------------------- , м3/сут. (1)

86400 100

где QНС - дебит нефтяной смеси, м3/сут;

QЖ - планируемый дебит жидкости, м3/сут;

n0 - объемная обводненность продукции, %;

12 100 - 55

Q = ------------------ = 0,625·10-4 м3/с = 5,4 , м3/сут.

86400 100

Рассчитаем забойное давление по формуле с.221, (5):

РЗ = РП - Qнс/К, МПа. (2)

где РЗ - забойное давление в скважине, МПа;

РП - пластовое давление, МПа;

К - коэффициент продуктивности, м3/(с·ПА);

0,625·10-4

РЗ = 19·106 - ----------------------- = 18,32 , МПа.

0,58·10-10

Строим кривую распределения давления по стволу скважины при РЗ = 18,32 МПа смотри рисунок 2.10.1.

4) Пользуясь градиентной кривой, определяем глубину спуска насоса. Для этого нужно задаться давлением на приеме насоса, которое в первую очередь зависит от содержания свободного газа в откачиваемой смеси.

Если оно мало, что возможно при высокой обводненности продукции или низком газовом факторе, то при дебите скважины менее 100 м3/сут и вязкости жидкости не более 10-4 м2/с можно принять погружение насоса под динамический уровень 120 - 210 м, что соответствует давлению на приеме порядка 2,5 - 10 МПа.

При значительном газосодержании давление на приеме насоса увеличивают. Давление на приеме принимается, равное 25 - 30 % от давления насыщения.

По рисунку 2.10.1 находим, что при LН = 1200 м, РПР = 4,47 МПа. Эту глубину и выбираем в качестве глубины спуска.

5) По диаграмме А.Н. Адонина, выбираем диаметр насоса, который для для LН = 1200 м и QЖ = 12 м3/сут равен 28 мм. По таблице IV.23, (5) выбираем насос НСВ1-28 II группы посадки с зазором = 100 мкм в плунжерной паре.

6) Колонну НКТ для насоса НСВ1-28 в соответствии с таблицей IV.40, (5) выбираем с условным диаметром 60 мм и толщиной стенки 5 мм.

Группа посадки 0 I II III

Зазор по диаметру , мкм 0-45 20-70 70-120 120-170

Рис. 2.1.2 - Диаграмма А.Н. Адонина для подбора станков-качалок и выбора диаметра скважинного насоса

7) Для давления на приеме определяем:

а) объемный коэффициент нефти по формуле с.223, (5):

b(РПР) = 1 + (bН - 1) · [(РПР - 0,1)/(РН - 0,1)]1 / 4 (3)

где b(РПР) - объемный коэффициент нефти при давлении на приеме РПР = 4,47 МПа;

bН - объемный коэффициент нефти;

РПР - давление на приеме скважинного насоса, МПа;

Рн - давление насыщения, МПа;

b(РПР) = 1 + (1,16 - 1) · [(4,47 - 0,1)/(14,9 - 0,1)]1 / 4 = 1,12.

б) объем растворенного газа по формуле с. 223, (5):

Vгр = Го·[(Рпр - 0,1)/(Рн - 0,1)]0,454, м3/м3 (4)

где Vгр - объем растворенного газа в нефти, м3/м3;

Го - газовый фактор м3/м3;

Рпр - давление на приеме скважинного насоса, МПа;

Рн - давление насыщения, МПа;

Vгр = 81·[(4,47 - 0,1)/(14,9 - 0,1)]0,454 = 46,6 , м3/м3.

в) расход свободного газа по формуле с.223, (5):

Qг = (Го - Vгр)·[(z·Po·Tcp)/(Рпр·То)]·Qнс, м3/сут. (5)

где Qг - расход свободного газа, м3/сут.;

Го - газовый фактор, м3/м3;

Vгр - объем растворенного газа в нефти, м3/м3;

Рпр - давление на приеме скважинного насоса, МПа;

z - коэффициент сжимаемости газа примем равным единице;

Ро - атмосферное давление, МПа;

Тср - средняя температура в стволе скважины, К;

То - температура при стандартных условиях, К;

Qнс - дебит нефтяной смеси, м3/сут;

Qг = (81 - 46,6)·[(1·0,1·323)/(4,47·293)]·0,625·10-4 = 0,5375·10-4 м3/с = 4,6 , м3/сут.

г) подачу жидкости по формуле с. 223, (5)

Q?ж = Qнс·b(Рпр) + Qв, м3/сут (6)

где Q?ж - дебит по жидкости насосной установки, м3/сут;

Qнс - дебит нефтяной смеси, м3/сут;

b(Рпр) - объемный коэффициент нефти при давлении на приеме Рпр = 4,47 МПа;

Qв - дебит воды насосной установки, м3/сут;

Q?ж = 0,625·10-4· 1,12 + 0,343·10-4 = 0,97·10-4 м3/с = 8,3 , м3/сут.

8) Определяем газовый фактор в НКТ. Для этого находим:

а) коэффициент сепарации по формуле с. 223, (5):

с = [(D2 - d2)/D2]/[1 + 36,5·Q/ж/(0,785·D2)] (7)

где D - внутренний диаметр эксплутационной колонны, мм;

d - условный диаметр НКТ, мм;

Qж - дебит по жидкости насосной установки, м3/сут;

с = [(0,1462 - 0,062)/0,1462]/[1 + 36,5·0,97·10-4/(0,785·0,1462)] = 0,97

б) газовый фактор в НКТ по формуле с. 223, (5):

Готр = Го - (Го - Vгр)·с, м3/м3 (8)

где Готр - эффективный газовый фактор в НКТ, м3/м3;

Го - газовый фактор, м3/м3;

Vгр- объем растворенного газа в нефти, м3/м3;

Готр = 81 - (81 - 46,6)·0,97 = 47,6 , м3/м3;

в) давление насыщения в трубах по формуле с. 233, (5):

Рнтр = 0,1 + (Рн - 0,1)·(Готр/Го)1/0,454 , МПа (9)

где Рнтр - давление насыщения в НКТ, МПа;

Рн - давление насыщения, МПа;

Готр - эффективный газовый фактор в НКТ, м3/м3;

Го - газовый фактор, м3/м3;

Рнтр = 0,1 + 14,8·106(47,6/81)1/0,454 = 4,7 , МПа.

9) Строим градиентную кривую распределения давления в НКТ при Ру = 2,45 МПа и Готр = 47,6 м3/м3. На глубине Lн = 1200 м на этой кривой находим давление на выкиде Рвык = 13,3 МПа.

Средняя плотность смеси в колонне НКТ по формуле с.224, (5):

= (Рвык - Ру)/(Lн·g), кг/м3 (10)

где - средняя плотность смеси в колонне НКТ, кг/м3;

Рвык - давление на выкиде насоса, МПа;

Ру - давление на устье скважины, МПа;

Lн - глубина подвески насоса в скважине, м;

g - ускорение свободного падения, м2/с;

= (13,3 - 2,45)·106/(1200·9,81) = 922 , кг/м3.

10) Определим максимальный перепад давления в клапанах при движении через них продукции скважины.

Согласно таблице IV.41, (5) dКЛВ = 20 мм, dКЛН = 11 мм.

Расход смеси через всасывающий клапан определим по формуле с. 224, (5):

Qкл = Qж + Qг, м3/сут. (11)

где Qкл - расход смеси через всасывающий клапан, м3/сут;

Qж - дебит по жидкости насосной установки, м3/сут;

Qг - дебит по газу насосной установки, м3/сут;

Qг = (Готр - Vгр)·z·Po·Tср·Qнс/(Рпр·То), м3/сут (12)

где Готр - эффективный газовый фактор в НКТ, м3/м3;

Vгр - объем растворенного газа в нефти, м3/м3;

Рпр - давление на приеме скважинного насоса, МПа;

z - коэффициент сжимаемости газа примем равным единице;

Ро - атмосферное давление, МПа;

Тср - средняя температура в стволе скважины, К;

То - температура при стандартных условиях, К;

Qнс - дебит нефтяной смеси, м3/сут;

Qг = (47,6 - 46,6)·1·0,1·323·0,625·10-4/(4,47·293) = 0,015·10-4, м3/с = 0,13 , м3/сут.

Qкл = (0,97 + 0,015)·10-4 = 0,99·10-4 м3/с = 8,6 , м3/сут.

Максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана по формуле с.224, (5):

max = 4·Qкл/d2клв, м/с. (13)

где dКЛВ - диаметр отверстия седла всасывающего клапана, мм;

Qкл - расход смеси через всасывающий клапан, м3/сут;

max = 4·0,99·10-4/0,0222 = 0,99 , м/с.

Число Рейнольдса определяем по формуле с.224, (5):

ReКЛ = dКЛВ·max/Ж (14)

где dКЛВ - диаметр отверстия седла всасывающего клапана, мм;

max - максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана, м/с;

Ж - вязкость пластовой жидкости, м2/с;

ReКЛ = 0,02·0,99/(1,14·10-6) = 1,7·104

По зависимости коэффициента расхода клапана от числа Рейнольдса, определяем коэффициент расхода клапана Мкл = 0,4 с.225, (5).

Перепад давления на всасывающем клапане определим по формуле с.225, (5):

Рклв = 2max·ж/(2·М2кл), МПа. (15)

где max - максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана, м/с;

Мкл - коэффициент расхода клапана;

ж - плотность жидкости в пластовых условиях, кг/м3;

Рклв = 1,992 ·889/(2·0,42) = 2723, Па = 0,002723 , МПа.

Определим перепад давления на нагнетательном клапане. Поскольку:

Рвык>Рнтр, то Qг = 0 и Qкл = Qж (Рнтр);

а) объемный коэффициент нефти при давлении насыщения в трубах по формуле с. 225, (5):

b(Рнтр) = 1 + (bН - 1)·(Рнтр - 0,1)/(Рн - 0,1)1/4 (16)

где b(Рнтр) - объемный коэффициент нефти при давлении насыщения в трубах

Рнтр = 4,7 МПа;

bН - объемный коэффициент нефти;

Рнтр - давление насыщения в трубах, МПа;

Рн - давление насыщения, МПа;

b(Рнтр) = 1 + (1,16 - 1)·(4,7 - 0,1)/(14,9 - 0,1)1/4 = 1,12

б) расход смеси при давлении насыщения в трубах по формуле с.225, (5):

Qж(Рнтр) = Qнс·b(Рнтр), м3/сут (17)

где Qнс - дебит нефтяной смеси, м3/сут;

b(Рнтр) - объемный коэффициент нефти, при давлении насыщения в трубах

Рнтр = 4,7 , МПа;

Qж(Рнтр) = 0,625·10-4 ·1,12 = 0,7·10-4, м3/с = 6,1 , м3/сут.

Максимальная скорость движения смеси в седле нагнетательного клапана по формуле с. 225, (5):

max = 4·Qж·(Рнтр)/d2КЛН, м/с. (18)

где dКЛН - диаметр отверстия седла нагнетательного клапана, мм;

Qж(Рнтр) - расход смеси через нагнетательный клапан, при давлении насыщения в трубах Рнтр = 4,7 МПа, м3/сут;

max = 4·0,7·10-4/0,0112 = 2,3 , м/с.

Число Рейнольдса определяем по формуле с. 225, (5):

Re = dКЛН·max/Ж, (19)

где dКЛН - диаметр отверстия седла нагнетательного клапана, мм;

max - максимальная скорость движения смеси в седле нагнетательного клапана, м/с;

Ж - вязкость пластовой жидкости, м2/с;

Re = 0,011·2,3/(1,14·10-6) = 22193 = 0,022·106.

По зависимости коэффициента расхода клапана от числа Рейнольдса, определяем коэффициент расхода клапана Мкл = 0,4.

Перепад давления на всасывающем клапане определим по формуле с. 225, (5):

Рклн = 2max·ж/(2·М2кл), МПа. (20)

где max - максимальная скорость движения смеси в седле нагнетательного клапана, м/с;

Мкл - коэффициент расхода клапана;

ж - плотность жидкости в пластовых условиях, кг/м3;

Рклн = 2,32 ·889/(2·0,42) = 14696 Па = 0,0147 , МПа.

Давление в цилиндре насоса при всасывании Рвсц и нагнетании Рнгц и перепад давления, создаваемый насосом Рнас, будут следующими:

Рвсц = Рпр - Рклв, МПа. (21)

где Рвсц - давление в цилиндре при всасывании, МПа;

Рпр - давление на приеме насоса, МПа;

Рклв - перепад давления на всасывающем клапане, МПа;

Рвсц = 4,47 - 0,0027 = 4,4673 , МПа.

Рнгц = Рвык + Рклн, МПа. (22)

где Рнгц - давление в цилиндре при нагнетании, МПа;

Рвык - давление на выкиде из насоса, МПа;

Рклн - перепад давления на нагнетающем клапане, МПа;

Рнгц = 13,3 + 0,0147 = 13,3147 , МПа.

Рнас = Рнгц - Рпр, МПа. (23)

где Рнас - перепад давления создаваемый насосом, МПа;

Рнгц - давление в цилиндре при нагнетании, МПа;

Рпр - давление на приеме насоса, МПа;

Рнас = 13,3147 - 4,47 = 8,8447 , МПа.

11) Определим утечки в зазоре плунжерной пары по формуле IV.64, (5):

qУТ = 0,36·dПЛ·3·(Рвык - Рвсц)/(ж·пл·ж), м3/сут. (24)

где dПЛ - диаметр плунжера, м;

пл - длина плунжера, м;

- зазор в плунжерной паре в соответствии с группой посадки, м;

ж - кинематическая вязкость жидкости, м2/с;

ж - плотность жидкости, кг/м3;

Рвык - давление на выкиде из насоса, МПа;

Рвсц - давление в цилиндре при всасывании, МПа;

qУТ = 0,36·28·10-3 ·(10-4)3 ·(13,3 - 4,4673)·106/(1,14·10-6 ·1,2·889) =

= 0,73·10-4, м3/с = 6,3 , м3/сут.

Чтобы определить коэффициент утечки, необходимо знать расход смеси при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх Рвсц:

Qж(Рвсц) Qж(Рпр) = Qж = 0,97·10-4 м3/с = 8,3 , м3/сут.

а) объем растворенного газа при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх по формуле с. 225, (5):

Vгр(Рвсц) = Готр·(Рвсц - 0,1)/(Рнтр - 0,1)0,454, м3/м3 (25)

где Vгр - объем растворенного газа при давлении в цилиндре пи ходе плунжера вверх Рвсц = 4,4673, м3/м3;

Готр - эффективный газовый фактор в НКТ, м3/м3;

Рвсц - давление в цилиндре при всасывании, МПа;

Рнтр - давление насыщения в трубах, МПа;

Vгр(Рвсц) = 47,6·(4,4673 - 0,1)/(4,7 - 0,1)0,454 = 46,92 , м3/м3.

б) расход газа при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх находим по формуле с.225, (5):

Q?г(Рвсц) = (Готр - Vгр (Рвсц)) · [z·Po·Tcp·Qнс/(Рпр·То)], м3/сут. (26)

где Готр - эффективный газовый фактор в НКТ, м3/м3;

Vгр - объем растворенного газа в нефти при (давлении в цилиндре при всасывании Рвсц = 4,4673 МПа), м3/м3;

Рпр - давление на приеме скважинного насоса, МПа;

z - коэффициент сжимаемости газа примем равным единице;

Ро - атмосферное давление, МПа;

Тср - средняя температура в стволе скважины, К;

То - температура при стандартных условиях, К;

Qнс - дебит нефтяной смеси, м3/сут;

Qг(Рвсц) = (47,6 - 46,49) · (1·0,1·323·0,625·10-4)/(4,47·293) = 0,017·10-4 м3/с = 0,15 , м3/сут.

в) расход смеси при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх находим по формуле с. 225, (5):

Qсм(Рвсц) = Qг(Рвсц) + Qж(Рвсц) , м3/сут. (27)

где Qг(Рвсц) - расход газа при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх, м3/сут;

Qж(Рвсц) - расход жидкости при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх, м3/сут;

Qсм(Рвсц) = (0,017 + 0,97)·10-4 = 0,987·10-4, м3/с = 8,5 , м3/сут.

Коэффициент утечки определяется по формуле IV.65, (5):

ут = qУТ/(2·Qсм (Рвсц)) (28)

где qУТ - утечки в зазоре плунжерной пары, м3/сут;

Qсм (Рвсц) - расход смеси при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх, м3/сут;

ут = 0,73·10-4/(2·0,987·10-4) = 0,37.

12) Определим коэффициент наполнения н по формуле IV.66, (5):

н = (1 - mВРR)/(1 + R) - ут (29)

где mВР - относительный объем вредного пространства;

ут - коэффициент утечки;

н = (1 - 0,1·0,018)/(1 + 0,018) - 0,37 = 0,61;

R = Qг(Рвсц)/Qж(Рвсц) (30)

где Qг(Рвсц) - расход газа при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх, м3/сут;

Qж(Рвсц) - расход жидкости при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх, м3/сут;

R = 0,017·10-4/0,97·10-4 = 0,018.

Вычислим коэффициент ус, учитывающий усадку нефти (IV.68), (5):

ус = 1/n0/100 + (1 - n0/100)·b(Рвсц) (31)

где n0 - обводненность продукции, %;

b(Рвсц) - объемный коэффициент нефти при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх;

ус = 1/55/100 + (1 - 55/100)·1,12 = 0,95.

13) В соответствии с полученным коэффициентом наполнения определим подачу насоса Wнас, обеспечивающий запланированный дебит нефти:

Wнас = Qж (Рвсц)/н, м3/сут. (32)

где Qж (Рвсц) - расход жидкости при давлении в цилиндре при ходе плунжера вверх, м3/сут;

н - коэффициент наполнения насоса;

Wнас = 0,987·10-4/0,61 = 1,62·10-4 , м3/с = 14 , м3/сут.

Зная диаметр насоса, находим необходимую скорость откачки по формуле с.226, (5):

SПЛ n = 60Wнас/(0,785·d2ПЛ) , м/мин. (33)

где Wнас - подача насоса обеспечивающая запланированный дебит нефти скважины, м3/сут;

dПЛ - диаметр плунжера, мм;

SПЛ n = 60·1,62·10-4/(0,785·0,0282) = 16, м/мин.

По диаграмме А.Н. Адонина, смотри рисунок 2.10.2, для заданного режима рекомендуется использовать станок качалку 5СК6-1,5-1600 или его аналог по ГОСТ 5866-76 СК5-3-2500. Выбираем SПЛ = 1,8 м, n = 12 мин-1.

14) При выборе конструкции штанговой колонны воспользуемся таблицами АзНИИ ДН. По таблице IV.25, (5) для насоса диаметром 28 мм выбираем двухступенчатую колонну штанг из углеродистой стали марки сталь 40 (ПР = 70 МПа) диаметрами 16 и 19 мм с соотношением длин ступеней 66х34%. Предельная длина такой колонны 1480 м, следовательно длина ступеней 977х503м. В нашем случае глубина спуска насоса 1200 м, поэтому длины ступеней будут составлять 792х408 м.

Скорректируем длину ступеней за счет наличия тяжелого низа. Для расчета его веса определим силы, сопротивлений, сосредоточенные у плунжера:

а) сопротивление в нагнетательном клапане найдем по формуле с. 226, (5):

Рклн = Рклн·Fпл, Н. (34)

где Рклн - перепад давления в клапанах насоса при ходе плунжера вниз, МПа;

Fпл - площадь поперечного сечения плунжера, см2;

Рклн = 14696·0,785·0,0282 = 9,1 , Н.

б) силу трения плунжера о стенки цилиндра при откачке обводненной продукции определим по формуле с. 226, (5):

Ртрпл = 1,84·dПЛ/ - 137, Н. (35)

где Ртрпл - сила трения плунжера о стенки цилиндра, Н;

dПЛ - диаметр плунжера, мм;

- зазор в плунжерной паре в соответствии с группой посадки, м;

Ртрпл = 1,84·0,028/10-4 - 137 = 378,2 , Н.

Вес тяжелого низа найдем, как сумму сил сопротивлений по формуле с. 227, (5):

Ртн = Рклн + Ртрпл, Н. (36)

где Рклн - сопротивление в нагнетательном клапане, Н;

Ртрпл - сила трения плунжера о стенки цилиндра, Н;

Ртн = 9,1 + 378,2 = 387,3 , Н.

Определим длину тяжелого низа, приняв для него штанги диаметром 25 мм определим по формуле с. 227, (5):

тн = Ртн/(qШТТН·g·KAPX), м. (37)

где Ртн - вес тяжелого низа, Н;

Карх - коэффициент уменьшения веса штанг в жидкости;

qШТТН - масса одного метра колонны штанг тяжелого низа, Н;

тн = 387,3/(4,09·9,81·0,883) = 10 , м.

Карх = (ШТ - )/ШТ. (38)

где - средняя плотность смеси в колонне, кг/м3;

ШТ - плотность материала штанг, равная 7850 кг/м3;

Карх = (7850 - 922)/7850 = 0,883.

Уменьшение длины ступени колонны штанг за счет наличия тяжелого низа определим по формуле с. 227, (5):

= тн·(qШТТН/qШТ - 1), м. (39)

где тн - длина тяжелого низа, м;

qШТ - масса одного метра колонны штанг 1-й ступени, Н;

qШТТН - масса одного метра колонны штанг тяжелого низа, Н;

= 10·(4,09/1,66 - 1) = 15, м.

Тогда длина ступеней:

1 = 792 - 15 = 777, м. (66%) и 2 = 408, м (34%)

Принимается конструкция колонны штанг диаметром 16х19 мм с отношением длин ступеней 66х34%.

15) Рассчитываем потери хода плунжера и длину полированного штока по формулам IV.60 и IV.63, (5):

ШТ = Рж·Lн/Е·(1/ѓШТ1 + 2/ѓШТ2), м. (40)

где Рж - вес столба жидкости в трубах, Н;

Lн - глубина спуска насоса, м;

Е - модуль упругости материала, МПа;

ѓШТ1, ѓШТ2 - площадь поперечного сечения 1-й и 2-й колонны штанг, см2;

1,2 - доля длины ступеней;

ШТ = 5,4·103 ·1200/(2·1011) ·[0,66/(0,785·0,0162) + 0,34/(0,785·0,0292)] = 0,145 , м.

Вес столба жидкости определяем по формуле с. 227, (5):

Рж = (Рвык - Рвсц)·Fпл, кН. (41)

где Fпл - площадь поперечного сечения плунжера, см2;

Рвсц - давление в цилиндре при всасывании, МПа;

Рвык - давление на выкиде из насоса, МПа;

Рж = (13,3 - 4,4673)·106 ·0,785·0,0282 = 5433,12 Н = 5,4 , кН.

Определим гидростатические нагрузки, обусловленные суммой упругих деформаций штанг и труб по формуле с.227, (5):

=ШТ + ТР, м. (42)

где ТР - упругие деформации в трубах, м;

ШТ - упругие деформации в штангах, м;

тр = Рж·Lн/(Е·ѓТР) (43)

где Рж - вес столба жидкости в трубах, Н;

Lн - глубина спуска насоса, м;

Е - модуль упругости материала, МПа;

ѓТР - площадь поперечного сечения колонны труб, см2;

ТР = 5,4·103 ·1200/(2·1011 ·11,66·10 -4) = 0,028 , м

= 0,145 + 0,028 = 0,173 , м.

Критерий динамичности для данного режима находим по формуле (IV.57), (5):

= ·Lн/ = ·n·Lн/(30·) . (44)

где - скорость звука в металле, которую можно принять равной для двухступенчатой колонны штанг - 4900 м/с;

Lн - длина спуска насоса, м;

n - число ходов плунжера, кач./мин;

= 3,14·12·1200/(30·4900) = 0,31.

Если <КР, режим работы установки считается статическим, при больших величинах динамическим. Значения КР в зависимости от диаметра насоса приведены ниже.

Диаметр насоса, мм …………………… <43 55 68 93

КР …………………………………… 0,20 0,17 0,14 0,12

Поскольку <КР, определяем длину хода сальникового штока по формуле IV.59, (5):

S = (SПЛ + )·cos, м. (45)

где SПЛ - длина хода плунжера, м;

- критерий динамичности;

- гидростатическая нагрузка, обусловленная суммой упругих деформаций штанг и труб, м;

S = (1,8 + 0,173)·cos0,31 = 1,95 , м.

Для дальнейших расчетов принимаем стандартную ближайшую длину хода станка - качалки СК5-3-2500 S=1,8 , тогда для увеличения скорости откачки определяем уточненное число качаний по формуле с. 227, (5):

n = S·n/S, мин - 1 (46)

где S - длина хода сальникового штока, м;

S - стандартная длина хода полированного штока станка - качалки, м;

n - число ходов плунжера, кач./мин;

n = 1,95·12/1,8 = 13, мин - 1.

тогда угловую скорость вала кривошипа определим по формуле с. 227, (5):

= ·n/30, рад/с. (47)

где n - число ходов плунжера, кач./мин;

= 3,14·13/30 = 1,36 , рад/с.

Длина хода плунжера при S = 1,8 м определяется по формуле с. 228, (5):

SПЛ = S/cos - , м (48)

где S - стандартная длина полированного штока станка - качалки, м;

- гидростатическая нагрузка обусловленная суммой упругих деформаций штанг и труб, м;

SПЛ = 1,8/cos0,31 - 0,173 = 1,65 , м

Коэффициент подачи штанговой насосной установки определим по формуле с. 228, (5):

ПОД =·Н·УС (49)

где - коэффициент гидравлических сопротивлений;

Н - коэффициент наполнения насоса, Н = 0,60;

УС - коэффициент учитывающий усадку нефти, УС = 0,89;

Коэффициент гидравлических сопротивлений определим по формуле с.228, (5):

= SПЛ/S (50)

где SПЛ - длина хода плунжера, м;

S - стандартная длина хода полированного штока станка - качалки, м;

= 1,65/1,8 = 0,92.

16) Определим нагрузки, действующие в точке подвески штанг по формулам с. 228, (5):

а) вес колонны штанг в воздухе:

РШТ = qШТ1·g (1 - ТН) + qШТ2·g·2+ qШТТН·g·ТН, кН (51)

где ТН - длина тяжелого низа, м;

qШТ1 - масса одного метра колонны штанг 1-й ступени, Н;

qШТ2 - масса одного метра колонны штанг 2-й ступени, Н;

qШТТН - масса одного метра колонны штанг тяжелого низа, Н;

1 - 2 длина колоны штанг соответственно 1-й и 2-й ступени, м;

РШТ = 1,66·9,81·(777 - 10) + 2,35·9,81·408 + 4,09·9,81·10 = 22297 Н = 22,3 , кН.

б) вес колонны штанг в жидкости:

Ршт = Ршт·Карх, кН (52)

где Ршт - вес колонны штанг в воздухе, кН;

Карх - коэффициент уменьшения веса штанг в жидкости;

Ршт = 22,3·0,883 = 19,7 , кН.

Вычислим коэффициенты m и по формулам А.С. Винорского IV.80 и IV.81, (5):

m = 2 ·S/g = (·n)2 ·S/g . (53)

где - угловая скорость вала кривошипа, рад./с; = ·n/30;

S - стандартная длина полированного штока станка-качалки, м;

g - ускорение свободного падения, м/с;

m = 1,312 ·1,8/9,81 = 0,31.

= ШТ/ . (54)

где ШТ - упругие деформации в штангах, м;

- гидростатическая нагрузка обусловленная суммой упругих деформаций штанг и труб, м;

= 0,145/0,173 = 0,84.

Определим вибрационные и инерционные составляющие нагрузки при ходе вверх и вниз по формулам IV.76 и IV.79, (5):

РВИБВ = 1,09m (0,91· - ШТ/S)·РШТ·РЖ, кН (55)

РВИБН = 0,81m (1,32· - ШТ/S)·РШТ·РЖ, кН (56)

где РШТ - вес колонны штанг в воздухе, кН;

РЖ - гидростатическая нагрузка, кН;

ШТ - упругие деформации в штангах, м;

S - стандартная длина хода полированного штока станка - качалки, м;

m и - коэффициенты А.С. Винорского;

РВИБВ = 1,09·0,31 (0,91·0,84 - 0,145/1,8)·22297·5433 = 3074 Н = 3,1 , кН;

РВИБН = 0,81·0,31 (1,32·0,84 - 0,145/1,8)·22297·5433 = 2803 Н = 2,8 , кН.

РИНВ = 1,09m2 ·0,91 - 2·ШТ/(S·)РШТ, кН (57)

РИНН = 0,328m2 ·1,32 - 2·ШТ/(S·)РШТ, кН (58)

где РШТ - вес колонны штанг в воздухе, кН;

ШТ - упругие деформации в штангах, м;

S - стандартная длина хода полированного штока станка - качалки, м;

m и - коэффициенты А.С. Винорского;

РИНВ = 1,09·0,312 ·0,91 - 2·0,145/(1,8·0,84)·22297 = 1681 Н = 1,7 , кН;

РИНН = 0,328·0,312 ·1,32 - 2·0,145/(1,8·0,84)·22297 = 794 Н = 0,8 , кН.

Определим поправочные коэффициенты для динамических составляющих экстремальных нагрузок по формулам IV.71 и IV.72, (5):

КДИНВ = 2,042(dПЛ·103) -0,206 (59)

КДИНН = 2,754(dПЛ·103) -0,294 (60)

где dПЛ - диаметр плунжера насоса, мм;

КДИНВ = 2,042(0,028·103) -0,206 = 1,028;

КДИНН = 2,754(0,028·103) -0,294 = 1,034.

Нагрузки при ходе вверх и вниз находим по формулам IV.69 и IV.70, (5):

Pmax = Ршт + Рж + Кдинв(Рвибв + Ринв), кН (61)

Pmin = Ршт - Кдинн·(Рвибн + Ринн), кН (62)

где Pmax и Pmin - нагрузки на головку балансира при ходе вверх и вниз соответственно, кН;

Ринв и Ринн - инерционные нагрузки при ходе вверх и вниз, обусловленные по величине и направлению скорости движения колонны штанг, кН;

Рвибв и Рвибн - вибрационные нагрузки, обусловленные колебательными процессами, возникшими в колонне штанг под действием ударного положения и снятия гидростатических нагрузок на плунжере при ходе вверх и вниз соответственно, кН;

Рж - гидростатическая нагрузка, кН;

Ршт - вес колонны насосных штанг в жидкости, кН;

Кдинв и Кдинн - поправочные коэффициенты;

Pmax = 19700 + 5433 + 1,028·(3074 + 1681) = 30021 Н = 30, кН;

Pmin = 19700 - 1,034·(2803 + 794) = 15981 Н = 16, кН.

17) Рассчитаем напряжение в штангах по формуле с. 229, (5):

MAX = PMAX/ѓШТ2, МПа (63)

MIN = PMIN/ѓШТ2, МПа (64)

где Pmax и Pmin - нагрузки на головку балансира при ходе вверх и вниз соответственно, кН;

ѓШТ2 - площадь поперечного сечения второй ступени колонны штанг, см2;

MAX = 30021/(0,785·0,0192) = 105, МПа;

MIN = 15981/(0,785·0,0192) = 56, МПа.

Определим среднее напряжение цикла по формуле с.229, (5):

A = 1/2·(MAX - MIN), МПа (65)

где MAX и MIN - максимальное и минимальное напряжение цикла, МПа

A = 1/2· (105 - 56)·106 = 24,5 , МПа.

Определим предельно-допустимое значение цикла по формуле с.229, (5):

ПР = MAX·А, МПа (66)

где MAX - максимальное напряжение цикла, МПа;

А - среднее напряжение цикла, равное полу разности между максимальным и минимальным напряжениями цикла, МПа;

ПР = (105·24,5·106·106 = 50,7 , МПа.

Для нормализованной стали марки сталь 40 ПР <ПР=70 МПа. Оставим конструкцию колонны без изменений.

18) Крутящий момент на валу редуктора по формуле с.229, (5):

(Мкр)max = 300S + 0,236S·(Pmax - Pmin), Н·м. (67)

где S - длина хода устьевого штока, м;

Pmax и Pmin - нагрузки на головку балансира при ходе вверх и вниз соответственно, кН;

(Мкр)max = 300·1,8 + 0,236·1,8·(30021 - 15981) =6504, Н·м = 6,5 , кН·м.

19) Подберем окончательно станок-качалку. По результатам расчета установлено: Pmax = 30, кН, (Мкр)max = 6,5 , кН·м, S = 1,8 , м, n = 13, мин -1. Этим условиям отвечает станок-качалка СК5-3-2500.

20) Подберем электродвигатель для станка-качалки по формулам с.229, (5):

а) полезная мощность:

Nпол = Qнс/[(1 - n0/100)·(Рвык - Рпр)], Вт. (68)

где Qнс - дебит нефтяной смеси, м3/сут;

n0 - объемная обводненность продукции, %;

Рпр - давление на приеме скважинного насоса, МПа;

Рвык - давление на выкиде насоса, МПа;

Nпол = 0,625·10 -4/(1 - 55/100)·(13,3 - 4,47)·106 = 1227, Вт = 1,2 , кВт.

б) КПД подземной части установки:

ПЧ = 0,85 - 2,1·10 -4 (S·n)2 (69)

где S - стандартная длина хода полированного штока станка-качалки, м;

n - число ходов плунжера, кач./мин;

ПЧ = 0,85 - 2,1·10 -4 (1,8·13)2 = 0,74.

За КПД электродвигателя и станка-качалки принимаем их среднее значение: ЭД = 0,77, СК = 0,8, тогда общий КПД определим по формуле с. 229, (5):

= ПЧ·ЭД·СК (70)

где ЭД - среднее значение КПД электродвигателя;

СК - среднее значение КПД станка-качалки;

ПЧ - КПД подземной части установки;

= 0,74·0,77·0,8 = 0,46.

Полную мощность, затрачиваемую на подъем жидкости найдем по формуле с. 229, (5):

N = NПОЛ/ , Вт (71)

где NПОЛ - полезная мощность установки, Вт;

- общий КПД установки;

N = 1227/0,46 = 2667, Вт = 2,7 , кВт.

По таблице IV.20, (5) выбираем электродвигатель серии АОП-41-6. Номинальная мощность которого - 1 кВт; КПД - 76,5%; пуск/ном - 4,5.

2.11 Мероприятия, направленные на повышение эффективности и надежности работы УСШН

2.11.1 Применяемое дополнительное специальное оборудование

Специальное и дополнительное специальное оборудование необходимо использовать при проявлении осложняющих эксплутационных факторов. Дополнительное оборудование представлено в таблице 2.11.1.

Таблица 2.11.1 Специальное оборудование для борьбы с осложняющими факторами

Вид специального оборудования	Осложняющие факторы	Условия применения оборудования
1	2	3
Насосы специального назначения	Высокая вязкость жидкости	Nв = 40-70%
	Высокое газосодержание жидкости	При прорыве газа на подгазовых зонах
	Мехпримеси, песок	> 1,3 г/л
Газозащитные устройства	Высокое газосодержание жидкости	При прорыве газа на подгазовых зонах
Центраторы штанговых колонн, протекторные муфты	Наклонно-направленный ствол скважины	> 15 град
	Зоны повышенной кривизны	> 2 град/10м
Скребки	Асфальтосмолопарафиновые отложения	Nв = 0-50%
Штанговращатели вместе с центраторами штанговых колонн, протекторными муфтами	Наклонно-направленный ствол скважины	> 15 град
	Зоны повышенной кривизны	> 2 град/10 м
Штанговращатели вместе со скребками	Асфальтосмолопарафиновые отложения	Nв = 0-50%
Фильтры, песочные якори	Мехпримеси, песок	При заметном влиянии песка
Дозировочные устройства для подачи на прием скважинного насоса: - деэмульгаторов; - ингибиторов АСПО; - ингибиторов солеотложений; - ингибиторов коррозии.	Высоковязкая водонефтяная эмульсия	Nв = 40-70%
	Асфальтосмолопарафиновые отложения	Nв = 0-50%
	Отложение солей угольной кислоты	Nв = > 50%
	Коррозия подземного оборудования	Nв = > 80%
Хвостовики ниже приема насоса	Накопление столба пластовой воды над забоем скважины	Nв = < 50%

Характеристика специального и дополнительного специального оборудования приведена ниже.

1) Насосы специального назначения.

Характеристика оборудования этого вида дана выше в пункте 2.4.

2) Газозащитные устройства, применяются для борьбы с вредным влиянием газа.

В промысловой практике распространение получили газовые якори гравитационного и, частично, инерционного типа. Эффективность защитных устройств зависят как от конструкции, так и от природных и эксплутационных условий.

Из практики известно, что при использовании газового якоря погружение насоса под динамический уровень может быть уменьшено с 200-400 м до 150-200 м, что приводит к снижению металлоемкости и увеличению надежности УСШН.

Сепарационная характеристика газосепарирующих средств, выпускаемых согласно ОСТ 39-177-84, дана в таблице 2.11.2.

Таблица 2.11.2 - Сепарационная характеристика газозащитных устройств

Наименование устройств	Среднее значение коэффициента сепарации Кзу
Сепарационный патрубок для насоса диаметром, мм 29 32 38 44 57 70	0,75 0,64 0,62 0,53 0,43 0,37
Якорь-зонд	0,85
4-х корпусный якорь	0,83
Сепаратор-фильтр	0,82
Винтовой якорь	0,75
Однокорпусный якорь	0,70

По данным скважинных исследований эффективность газовых якорей с ростом давления значительно снижается.

На подгазовых зонах месторождения для защиты наземного оборудования от высокого давления в случае прорыва газа из газовой шапки необходимо оснащать УСШН специальным газозащитным устройством.

Данное устройство включает в себя газовый якорь для сепарации газа и клапан-отсекатель, оставляющий скважину при увеличении затрубного давления.

Более подробно этот вопрос рассмотрен в пункте 2.8.

3)Штанговращатели, центраторы штанговых колонн, протекторные муфты.

В наклонных скважинах для предотвращения одностороннего износа штанг, плунжера и цилиндра применяются штанговращатели.

На участке набора кривизны и в зонах повышенной кривизны на участке стабилизации угла штанговую колонну необходимо оборудовать центраторами и протекторными муфтами. Применяются различные типы центраторов: пластиковые, металлические, роликовые и др. Муфты изготавливаются полиамидные и гуммированные. При использовании протекторных муфт срок службы труб и штанг увеличивается совместно с центраторами и протекторными муфтами.

При одноступенчатой штанговой колонне на участке набора кривизны необходима установка штанг, упрочненных ТВЧ. Штанговые муфты в наклонно-направленных скважинах должны применяться только с закалкой ТВЧ.

4)Пластинчатые скребки.

Используются для борьбы с АСПО. Скребками оборудуется колонна штанг в зоне отложения АСПО. Могут применяться вместе со штанговращателем. На Лянторском месторождении уже в течении 3 лет не применяются скребки-центраторы, ввиду их дороговизны.

5)Фильтры, песочные якори.

Фильтр-заглушка устанавливается на приеме штангового насоса от попадания в него наиболее крупных посторонних предметов. При использовании клапанов - отсекателей на приеме вставных насосов фильтр-заглушка используется расчетной длины. Песочный якорь применяется для снижения влияния твердых частиц на работу насоса в высокодебитных скважинах с низким содержанием свободного газа.

6)Дозировочные устройства для подачи на прием скважинного штангового насоса деэмульгаторов и ингибиторов АСПО, солеотложений, коррозии.

Деэмульгаторы рекомендуется использовать при образовании в стволе скважины и в насосе высоковязкой водонефтяной эмульсии обратного типа («вода в нефти»). Такая эмульсия может образовываться при обводненности от 40% до 70% особенно в нефтях пластов АС-10 и АС-11.

Мероприятия по снижению влияния высокой вязкости откачиваемой жидкости следует проводить по результатам динамометрических исследований скважин.

Ингибиторы АСПО, солеотложений и коррозии применяются при проявлении соответствующих факторов.

АСПО образуются при обводненности от 0% - 50%, солеотложения - при обводненности выше 50%. Коррозия может наблюдаться при содержании воды свыше 80%.

АСПО на месторождении отлагаются на глубинах 300-600 м.

При отложении солей могут быть рекомендованы реагенты ПАФ-1-3А-зимний, ПАФ-13, ДПФ-1, ИСБ-279, ИСБ-281, ИСБ-282 и др.

Для ингибирования процессов коррозии применяются реагенты ИКБ, СЕВЕР, АзНИПИнефть, СК-378 и др.

В качестве деэмульгаторов используют Сепарол-25, Сепарол-5014, Доуфакс и др.

7)Хвостовики ниже приема насоса.

При дебитах, характерных для УСШН, в обводненных скважинах на участке обсадной колонны «забой скважины - прием насоса» происходит накопление столба пластовой воды. Для обеспечения выноса воды применяются хвостовики из НКТ размером 48 (1,5'') и 60 мм (2''). Длина хвостовиков составляет 200-300 м. Спускать хвостовики до забоя не рекомендуется, т.к. при этом не будет происходить сепарация газа.

2.11.2 Мероприятия проводимые на Лянторском месторождении для депарафинизации скважин оборудованных УСШН

а) Тепловой метод. Промывка скважин горячей нефтью с помощью АДП.

Для горячей промывки скважин в настоящее время применяются агрегаты АДП-4-150, которые изготовлены на шасси автомобиля КРАЗ-255. Принцип работы агрегата следующий: нефть из автоцистерн забирается насосом и подается в змеевик котла, где нагревается и закачивается в скважину. Температуру нагрева можно

регулировать изменением производительности насоса. Оптимальная работа достигается обычно при температуре 90-100 0С.

В качестве топлива для котла используется дизельное топливо. При отсутствии АДП нефть или воду нагревают в емкостях или автоцистернах при помощи передвижных паровых установок ППУ-257. Принцип работы ППУ такой же как у АДП-4. Производительность ПУ-3М - 1 тонна пара в час температуре пара до 300 0С.

При нагревании нефти с помощью ППУ в открытых емкостях температуру выше 90 0С поднимать не рекомендуется во избежание выброса нефти из емкости. Нагретую в емкости нефть закачивают при помощи промывочных агрегатов «Азинмаш-32», «Азинмаш-35», АНТ-100.

Перед началом горячей промывки нагнетательную линию опрессовывают на давление, превышающие в 1,5 раза. Агрегат АДП устанавливают не ближе 25 м от скважины кабиной от устья. При горячей обработке следят за давлением, расходом и температурой рабочей жидкости. Все данные записывают в журнал учета горячих промывок, который ведет инженер-технолог для анализа депарафинизации скважин.

б) Химический метод. Промывка скважин бензиновой фракцией (ШФЛУ).

Действие углеводородного растворителя основано на способности растворять отложения парафина и асфальтосмолистых веществ. При воздействии растворителя отложения становятся подвижными и выносятся потоком жидкости.

Технология проведения обработки внутрискважинного оборудования углеводородным растворителем определяется исходя из особенностей месторождения и конструкции скважины и может выполняться по одному из следующих направлений:

Растворитель в объеме 5м3 закачивается в затрубное пространство скважины. Затем скважина запускается на круговую циркуляцию не менее суток (в зависимости от производительности насоса) для 2-3 кратного прохождения объема растворителя через НКТ. После этого скважина переводится на обычный режим работы, производится замер дебита, Рлин, Рбуф, при необходимости круговая циркуляция продляется еще на сутки.

Растворитель в объеме 5-10 м3 (в зависимости от динамического уровня) закачивается в затрубное пространство скважины. Скважина запускается до заполнения НКТ растворителем (выравнивание динамического уровня), после чего останавливается и оставляется на реакцию на срок 1-3 суток (на основании результатов лабораторных данных по растворимости АСПО конкретного месторождения). По истечению необходимого времени реагирования скважина запускается в работу, снимаются показания Рлин, Рбуф.

Растворитель в объеме 1--15 м3 закачивается в скважину (в зависимости от динамического уровня и глубины спуска насосного оборудования) через затрубную задвижку. За счет выравнивания динамического уровня при работе насосной установки растворитель попадает в колонну НКТ, постепенно растворяет имеющиеся АСПО и выносит их в нефтесборный коллектор. В течение суток после обработки производится замер Рлин, Рбуф.

3. Охрана труда и противопожарная защита

3.1 Общие требования безопасности при обслуживании нефтяных и газовых скважин

Основное условие безопасности при обслуживании нефтяных и газовых скважин - соблюдение трудовой и производственной дисциплины всеми работающими на них. Работники помимо, знания технологии извлечения нефти и газа на поверхность, должны обладать навыками работ и выполнять свои обязанности таким образом, чтобы не допускать возникновение опасностей, а также знать, что предпринимать при их возникновении.

Производственные и гигиенические условия труда предопределяют специальные требования к рабочим, занятым добычей нефти и газа. Находясь на территории нефтепромысловых объектов, рабочие должны соблюдать эти требования. Например, оператор по добыче и газа должен содержать территорию куста в надлежащем порядке, не допускать захламления и замазученности, зимой необходимо регулярно расчищать снежные заносы на подходах к скважинам, наземным сооружениям, рабочим площадкам. Оператор должен следить за чистотой рабочих мест и всего оборудования.

Лубрикаторные площадки и лестницы необходимо содержать в исправном состоянии, двери производственных помещении должны закрывать на замок.

Выполняя текущие работы на скважинах, операторы и слесари обязаны следить за исправностью всего оборудования, установленного на обслуживаемом ими кусте, за герметичностью фланцевых соединений нефтегазокоммуникаций и устьевого оборудования, исправностью задвижек и принимать меры по ликвидации утечек и пропусков.

После вывода скважины на заданный режим необходимо проверить работу средств КИП и А. В случае отказа системы автоматики, влекущего за собой нарушение технологического режима, оператор обязан перевести работу куста на ручное управление. При отказе в управлении многоходового (ПСМ) крана АГЗУ следует перевести скважину на перепускную линию.

Оператор обязан ежедневно тщательно осматривать скважины и все оборудование куста, проверять соответствие фактического режима их работы установленному по технологической карте.

Оператор должен контролировать:

- состояние технологических систем и устройств переключения;

- состояние КИП и А, запорной, регулирующей и предохранительной арматуры, вентиляционного оборудования, систем отопления и освещения;

- состояние средств защиты, средств связи и телемеханики.

Оператор в зимнее время должен контролировать состояние запорной и предохранительной арматуры и оголенных участков трубопроводов обвязки, предотвратить возможности образования ледяных пробок в продувочных и других линиях.

Запорную арматуру должны по мере необходимости смазывать, она должна легко открываться. Запрещается закрывать и открывать задвижки вентилей и других запорных устройств ломами, трубами. Осматривать и ремонтировать оборудование периодически работающей скважины с автоматическим или дистанционным управлением можно после отключения пускового устройства и вывешиванием на нем знака безопасности «Не включать работают люди».Об остановке скважины на осмотр или ремонт оборудования и КИП и А необходимо сообщить диспетчеру и сделать запись в вахтовом журнале. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением вблизи пускового устройства должен быть прикреплен плакат «Внимание! Пуск автоматический».

Каждый раз перед замером дебита скважин необходимо убедится в исправности предохранительного клапана и манометра на замерной установке.

В помещении замерной установки (АГЗУ) должна действовать общеобменная приточно-вытяжная вентиляция, обеспечивающая удаление вредных веществ. До входа в помещение установки необходимо включить вентилятор на 10 минут. При пребывании людей и проведении работ профилактического и ремонтного характера внутри помещения вентилятор должен работать беспрерывно. Работы связанные со вскрытием и ремонтом оборудования в технологическом помещении АГЗУ, должны проводить не менее двух человек. При ремонте переключателя скважин, отсекателей, дебитозамерной установки, турбинного расходомера или переводе скважины на перепускную линию и в процессе проверки работы блока местной автоматики необходимо выключать рубильник и автоматический выключатель гидропривода, а на пульте включения вывесить знак безопасности «Не включать - работают люди».

В случаях гидратообразования или замораживания скважины, участка трубопровода, обвязки скважины, запорной арматуры следует отогревать их горячей водой или паром. При этом отогреваемый участок должен быть отключен от работающей системы.

Все виды работ внутри помещений газового манифольда, АГЗУ, а также у устья скважин должны выполнятся искробезопасным инструментом. У операторов и других рабочих, занятых обслуживанием и ремонтом скважин и оборудования на кусте, обувь должна быть без стальных подковок и гвоздей.

Оператор по добыче нефти и газа должен контролировать возможные межколонные проявления.

При возникновении аварийных ситуаций оператор должен безотлагательно принять соответствующие меры согласно плану ликвидации возможных аварий.

Например, в случае пропуска газа, нефти или воды, прорыва трубопровода следует отсечь поврежденный участок и сообщить о случившемся мастеру или сменному технологу. В случае воспламенения газа на пламя набрасывают мокрую кошму, брезент или сбивают пламя инертным газом.

3.2 Правила безопасной эксплуатации станков-качалок и глубинно-насосного оборудования

Охрана труда - система правовых, технических и санитарных норм, обеспечивающих безопасные для жизни и здоровья, трудящихся условия выполнения работы: внедрение современных мер техники безопасности, предупреждающих производственный травматизм, и обеспечение санитарно - гигиенических условий, предотвращающих возникновение профессиональных заболеваний рабочих и служащих, обеспечение техники безопасности пожарной профилактики (противопожарная защита).

В нефтяной промышленности действует положение, определяющее права, обязанности, ответственность руководителей всех нефтепромысловых служб, главных специалистов, ИТР, рабочих. За нарушение норм охраны труда предусмотрены различные формы ответственности для виновных: общественное воздействие, дисциплинарные взыскания, административная, гражданская, уголовная.

К работе по обслуживанию скважин, оборудованных ШСНУ, допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, производственное обучение, инструктаж и проверку знаний по безопасному ведению работ.

Обслуживающий персонал (оператор добычи нефти и газа) должен пользоваться спецодеждой, СИЗ, обеспечивающими безопасность работы. При выполнении работ повышенной опасности, связанных с обслуживанием скважин оборудованных ШСНУ (газоопасные, огневые и т.д.), обслуживающий персонал должен руководствоваться соответствующими инструкциями на их выполнения.

Обустройство, монтаж, демонтаж, заземление, обслуживание, ремонт станка-качалки и его электрооборудования должны выполнятся с соблюдением требований «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности».

Ниже приведены важнейшие правила безопасности, которые должны строго соблюдаться персоналом, обслуживающим станки-качалки в эксплуатации.

1)Работа станка-качалки без ограждений кривошипно-шатунного механизма и клиноременной передачи запрещается.

2)Производство работ по техническому обслуживанию и текущему ремонту без остановки станка-качалки запрещается.

3)Рабочее пространство около станка-качалки должно быть чистым, без лишних предметов.

4)Одежда обслуживающего персонала не должна иметь висящих частей, которые могут быть захвачены вращающимися узлами станка-качалки.

5)Категорически запрещаются операции по смазке при работающем станке-качалке.

6)Нахождение обслуживающего персонала под качающимся балансиром и его головкой.

7)Запрещается снятие или монтаж клиновидных ремней посредством пуска двигателя на непродолжительное время или прежде его полного о становления.

Правильное выполнение этой операции осуществляется посредством перемещения двигателя вдоль его салазок.

8)Прикрепление полированного штока канатом на головке балансира, а также прикрепление её к насосной головке в случае подземного ремонта скважин осуществляется при помощи исправного кабельного зажима.

9)Все вращающиеся части станка-качалки (кривошипы с противовесами, шатуны, траверса, балансир и головка балансира) должны вращаться свободно, не задевая никакие предметы на своем пути.

10)Проворачивание ведомого шкива (редуктора) вручную и торможение его путем подкладывания трубы, лома или других предметов запрещается.

11)Перед пуском двигателя необходимо убедиться в том, что тормоз ослаблен, а при остановке сперва остановить двигатель, а потом посредством тормоза блокировать станок-качалку в желаемом положении.

12)Перед пуском станка-качалки в работу следует:

- обратить внимание на стопорение головки балансира с балкой балансира;

- убедится в том, что редуктор не заторможен, ограждения установлены и в опасной зоне нет людей;

- дать словесный сигнал о включении станка-качалки.

13)До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать, работают люди».

14)Во время монтажа, как и во время ремонта станка-качалки с особым вниманием необходимо следить за соблюдением правил безопасности, обязательных при подвязывании и маневрировании грузов при помощи крана.

15)Основные правила для обеспечения безопасности при работе с электрооборудованием.

а) все электропроводящие неизолированные части, в пределах, доступных для прикосновения рукой, должны быть надежно защищены;

б) нельзя выполнять операции на установке под напряжением;

в) перегоревшие плавкие предохранители должны быть заменены при выключателе в положении «разомкнут»;

г) все металлические части должны быть заземлены соответствующим способом;

д) запрещается выполнение работ на электроустановке в темноте;

е) проверка наличия напряжения в энергосистеме осуществляется только при помощи указателя напряжения или пробной лампы.

3.3 Противопожарная защита при эксплуатации УСШН

При организации работ следует строго придерживаться требований «Правил пожарной безопасности при эксплуатации ШСНУ». 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 замазучивание территории вокруг скважины. При подъеме труб из скважины не допускается разлив нефти. Запрещается применение открытого огня для разогрева замерших трубопроводов, оборудования и химических продуктов, используемых для ремонта скважин.

Для каждого вида аварий в цехах добычи нефти имеется 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. В случаи обнаружения утечек нефти или газа в устьевой арматуре или коммуникациях работа должна быть прекращена и приняты меры по устранению утечек.

Согласно графика, необходимо производить очистку от скопившихся отложений парафина. Во время чистки необходимо обильно смачивать водой для поддержания во влажном состоянии до окончания чистки.

Ввиду безопасности от пожаров, нужно предпринять следующие мероприятия:

а) в случае оснащения станка-качалки электроприводом, пульт управления (автомат для пуска и защиты) должен быть расположен на минимальном расстоянии в 15 м от скважины;

б) необходимо применять специальное приводное оборудование (электрическое или термическое), соответствующее условиям эксплуатации скважин;

в) должны быть соблюдены местные правила безопасности от пожаров;

г) заказчик должен оснастить места эксплуатации станков-качалок установками и материалами по тушению пожаров;

д)обслуживающий персонал должен проходить соответствующий инструктаж по противопожарной охране;

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».

4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Общие положения

Ухудшение состояния окружающей среды и недр - важнейшая проблема, объединяющая государства и народы.

Ускоренный рост добычи полезных ископаемых, в частности нефти и газа, их транспорта и переработки, обустройство промыслов технологическими установками большой единичной мощности, увеличивая сети промысловых и магистральных трубопроводов, все это предопределяет значительную экологическую опасность производств и их воздействия на воздух, воду, почву, недра, растения, животный мир и человека.

Для нефтегазодобывающей промышленности одной из важнейших проблем является охрана окружающей среды. Это связано как с вводом в действие новых месторождений, так и с эксплуатацией старых, оборудования которых подвержено моральному и физическому износу. При этом проблемы охраны окружающей среды существуют на всех стадиях добычи, сбора, подготовки, транспорта продукции скважин. Залповые аварийные выбросы в окружающую среду нефти, стали носить кризисный, а иногда и катастрофический характер. Необходимым условием рационального использования природных ресурсов является осознание жизненной потребности гармоничного сочетания интересов общества с законами биосферы. Для решения экологических проблем нефтегазовых производств является оптимизация и комплексная автоматизация всех технологических процессов и операций по технологическим факторам.

4.2 Охрана недр и окружающей среды при добыче нефти и газа в условиях НГДУ «Лянторнефть»

Техсхемой разработки Лянторского месторождения предусмотрены мероприятия по предотвращению загрязнения болотных ландшафтов, речных, озерных и подземных вод жидкими отходами.

Для уменьшения воздействия на водотоки при строительстве трубопроводов проектом предусмотрены следующие мероприятия:

- количество пересечений с водными преградами минимально необходимое (два пересечения);

- выполнение строительно-монтажных работ в зимний период для уменьшения воздействия строительных машин на растительный покров берегов;

...