Общие сведения о винтовых насосах. Установки погружных винтовых электронасосов для добычи нефти. Установки штанговых винтовых насосов с наземным приводом. Расчет параметров, монтаж, эксплуатация, ремонт установок скважинных винтовых электронасосов

;(91)

где д - паспортная погрешность изготовления калибратора;

Д - уширение скважины относительно диаметра долота;

- допустимая сработка калибратора;

- уменьшение диаметра долота за полный рейс.

Д и определяют из опыта бурения в идентичных геолого-технических условиях [3].

Примем следующие значения требуемых величин:

= 0.5 мм - паспортная погрешность изготовления калибратора;

Д = 1.5 мм - уширение скважины относительно диаметра долота;

= 3 мм - допустимая сработка калибратора;

= 2 мм - уменьшение диаметра долота за полный рейс.

Диаметральный зазор по калибратору в нашем случае равен С = 2,5 мм.

5.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ВЫПРЯМЛЯЮЩЕЙ СИЛЫ

Опираясь на вышеизложенное проведем расчеты для отдельно взятой скважины.

Примем величину критической силы Р = 200 кН.

. В случае наклонно расположенного стержня сжимающая продольная сила, при которой собственная частота КНБК равна нулю меньше критической [8].

По методике предложенной Р. Хочем определим минимальное расстояние между долотом и верхним центратором:

где С =2,5 мм - диаметральный зазор по калибратору;

- интенсивность искривления скважины;

a - коэффициент, величина которого меньше 0,5.

Оптимальное место установки наддолотного калибратора определяем по монограмме [3; монограмма16а; с.76 ].

В нашем случае оптимальным является расстояние l = 0,4 м.

Исходя из вышеприведенных расчетов, расстояние между центрирующими элементами принимаем равным расстоянию от долота до первого калибратора = l = 0,4 м.

Расстояние от долота до верхнего центратора h=+ l=0,4+0,4=0,8 м

Необходимое условие h=0,8 м >=0,46 м выполняется.

Определим момент инерции бурильных труб. В нашем случае используем УБТ с наружным диаметром 108 мм.

,

где D = 108 мм - внешний диаметр УБТ, [7, с.51];

d = 38 мм - внутренний диаметр УБТ, [7, с.51];

m =63,657 кгс- вес 1 м УБТ [7, с.51];

Когда бурильные трубы отклоняются, они противодействуют боковой силе силой противодействия. Возникающая в результате этого сила сопротивления, или выпрямляющая сила , величина которой является основным критерием при рассмотрении работы компоновки, зависит от длины УБТ (h и l), зазора С, нагрузки на долото Р, угла наклона скважины и интенсивности искривления.

Модуль упругости стали .

Примем коэффициент a=0,3.

Интенсивность искривления скважины =2,8° (рис. 31).

Угол искривления ствола скважины в градусах =30°.

Основной задачей при расчете компоновки с малыми зазорами является подбор места расположения центраторов с таким расчетом, чтобы получить компоновку, которая даст максимальную силу сопротивления боковой отклоняющей силе . Это, по мнению Р. Хоча, гарантирует минимальное смещение долота и, следовательно, достижение наименьшей интенсивности искривления ствола скважины. Выпрямляющая сила, величина которой является основным критерием при рассмотрении работы компоновки для отдельно взятой скважины, составляет величину =12743,326 Н.

5.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТКЛОНЯЮЩЕЙ СИЛЫ НА ДОЛОТЕ

Рисунок 32 - Схема к расчету низа бурильной колонны в наклонной скважине

Рассмотрим бурильную колонну, находящуюся в прямолинейной, но не вертикальной скважине (рисунок 32).

Дифференциальное уравнение упругой линии имеет вид:

,(92)

где q - поперечная составляющая от веса единицы длины колонны в промывочной жидкости;

Q- отклоняющая сила на долоте;

Р - продольная нагрузка.

Решение уравнения (2):

,(93)

где - постоянные интегрирования.

Граничные условия:

при х = 0:

y = 0 ; ; ;(94)

при x = L:

y = 0 ; ; ;(95)

где L - расстояние от долота до точки касания;

r - кажущийся радиус скважины.

Подставляя граничные условия в выражение (3) получим систему уравнений:

;

; (96)

;

Решая систему уравнений ( 96 ) относительно Q и C получим:

;(97)

.(98)

Формула (97) устанавливает взаимосвязь составляющей реакции забоя, перпендикулярной оси скважины, кажущегося радиуса, жесткости и веса единицы длины колонны [14].

Коэффициент k определяется по формуле:

;(99)

где EI - жесткость колонны;

Принимаем EI=3,55 МПа ;

P=200 МПа ;

;

где - поперечная составляющая от веса единицы длины долота с переводником;

- поперечная составляющая от веса единицы длины калибратора;

- поперечная составляющая от веса единицы длины колонны.

;

где - масса долота с переводником;

- масса трехшарошечного долота;

- масса переводника;

=30 кг - масса калибратора;

;

;

;

где ;

- распределенная нагрузка от веса горизонтальной колонны;

- масса одного погонного метра трубы НКТ с высаженными внутрь концами диаметром 73 мм;

- длина трубы НКТ;

- длина долота с переводником;

- длина калибратора;

- приведенная составляющая от веса элементов бурильной колонны.

На профиль скважины существенно влияет отклоняющая сила на долоте. Для рассмотренной компоновки она составила Q = 13607 Н.

5.6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАКСИМАЛЬНОГО ИЗГИБАЮЩЕГО МОМЕНТА

Рисунок 33 - Расчетная схема КНБК, эпюра изгибающих моментов и сил

Определим реакции в точках А и Д.

Для этого составим следующие уравнения:

:

(100)

=

(101)

Проведем проверку правильности определения реакций:

:

(102)

Следовательно реакции определены верно.

Построим эпюру поперечных сил () :

Первый участок

;(103)

при

при

Второй участок

(104)

при : ,

при

Третий участок

(105)

при :

при

Определим сечение в котором момент будет максимальным (точка экстремума):

: (106)

м.

Построим эпюру изгибающих моментов ():

Первый участок

,(107)

при : ,

при м : ,

Второй участок

,(108)

при : ,

при м : ,

Третий участок

,(109)

при : ,

при

.

Определим максимальный момент:

при

Максимальный изгибающий момент приходится на место установки калибратора.

.

5.7 ОПРДЕЛЕНИЕ МОМЕНТА ИНЕРЦИИ СЕЧЕНИЯ В ПЛОСКОСТИ ДЕЙСТВИЯ МАКСИМАЛЬНОГО ИЗГИБАЮЩЕГО МОМЕНТА

Рисунок 34 - Сечение вала в плоскости действия

Определим моменты инерции фигур 0, 1, 2, 3, 4.

Найдем моменты инерции этих фигур относительно оси Х:

;(110)

момент инерции относительно центральных осей равен нулю.

;(111)

1):

2) :

3)

4)

Определим момент инерции фигуры 5 (кольца):

Определим момент инерции всего сечения:

Определим площадь сечения:

Момент инерции сечения в плоскости действия максимального изгибающего момента .

5.8 РАСЧЕТ ДЕТАЛЕЙ КАЛИБРАТОРА ВИБРОГАСИТЕЛЯ НА ИЗГИБ, СРЕЗ И СМЯТИЕ

Расчет по допускаемым напряжениям на изгиб.



Прочность обеспечивается.

Расчет по допускаемым напряжениям на сжатие:

;

Прочность обеспечивается.

Расчет на срез и смятие от крутящего момента:

;

;

;

Смятие не произойдет.

;

Срез корпуса не произойдет.



Разрушение резиновых элементов не произойдет.

Прочность конструкции по всем видам нагрузок обеспечивается.

5.9 РАСЧЕТ РЕЗЬБЫ НА ПРОЧНОСТЬ

В большинстве случаев разрушение резьбы носит усталостный характер. Усталостное разрушение резьбового соединения (от знакопеременного изгиба) происходит во многих случаях по последнему витку резьбы, который находится в сопряжении. Разрушение замкового соединения может произойти вследствие недостаточного или чрезмерного крутящего момента свинчивания. Соединения необходимо свинчивать таким крутящим моментом, чтобы при воздействии на них всех видов нагрузок предотвратилось раскрытие стыка по упорному торцу. При этом крутящий момент свинчивания не должен создавать осевую нагрузку с напряжениями, достигающими или превышающими предел текучести материала замка.

Максимально допустимую нагрузку определяют исходя из площади опасного сечения по полному витку резьбы и предела текучести:

;

где - площадь опасного сечения, ;

;

где - наружный диаметр резьбы в основной плоскости З-76 ГОСТ 5286-89;

- диаметр проходного отверстия;

Проверяется прочность витков резьбы на срез. Нагрузка, вызывающая срез витков резьбы (при равномерном распределении ):

;(112)

где - внутренний диаметр резьбы З-76 (диаметр конуса в плоскости приведения;

- коэффициент полноты для замковой стандартной резьбы З-76 ГОСТ5286-89;

-длина свинчивания резьбы;

- предел прочности материала на срез, МПа;

;(113)

где - предел прочности материала ;

;

;

Напряжение среза определяется по формуле:

;

;

Срез резьбы не произойдет.

Напряжение смятия витков резьбы определяется по формуле:

;(114)

где - допускаемое напряжение на смятие материала;

- наружный диаметр резьбы в плоскости приведения;

- шаг резьбы;

;

, .

Прочность обеспечивается, смятие резьбы не произойдет.

Напряжение изгиба витков резьбы определяется по формуле:

; ,(115)

где z=17.6 - число витков резьбы;

;

, .

Прочность обеспечивается, разрушение не произойдет.

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

Объектом исследования разработки данного проекта, как отмечалось ранее, является компоновка нижней части бурильной колонны. Компоновка предназначена для бурения скважин малых диаметров, стабилизации зенитного угла и азимута скважины, а также для забуривания бокового ствола скважины и бурения многоствольных скважин. В связи с этим, рассмотрим производственную среду и дадим анализ производственных факторов при бурении скважин. При бурении персонал подвергается воздействию сырой нефти, попутного нефтяного газа и углеводородов.

6.1 ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ СРЕДЫ

Краткая характеристика производственной среды вредных веществ при эксплуатации компоновки приведена в таблице 6.

Нефть и ее фракции, а также предельные углеводородные газы, являются одновременно наркотическими ядами и ядами крови. Токсичность нефтей и нефтяных газов возрастает при содержании в них сернистых соединений. Сырая нефть, попадая на кожу человека, обезжиривает, сушит ее, вызывает зуд, красноту. При этом происходит растрескивание ткани развиваются кожные заболевания (экзема). Нефть и ее пары могут вызывать острые и хронические отравления всего организма.

Сероводород в организме человека действует:

1) на окислительные процессы (на 80-85% снижает способность гемоглобина крови поглощать кислород);

2) на центральную нервную систему (возбуждает, угнетает, вызывает паралич дыхательного и сердечно сосудистого центров);

3) на кровь ( повышает количество эритроцитов, свертываемость и вязкость крови).

Таблица 6 - Краткая характеристика веществ

Наиме-нование вещест-ва	ПДК, %	Класс опас-ности	Температура, СО	Объемная доля предела взрываемости, %
	Рабо-чая зона ОБУВ	населен-ный пункт		вспыш-ки	самовос-пламене-ния	НПВ	ВПВ
Нефть (С1-С5)	30	0,008	IV	-35..45	260…375	1,1	6,4
Газ попут-ный (С1-С5)	50		III	-	405…580	6,0	13,5
Серово-дород	10		III	-	246	4,3	46,0

Отравление организма происходит при одновременном действии сероводорода на организм человека в целом. Токсическая опасность сероводорода резко повышается при действии, например, в составе нефтяного газа. Кроме веществ имеющих токсичные свойства, в рабочей зоне также присутствуют вещества имеющие взрывопожарные свойства.

Согласно НПБ 105-95 среда, в которой работает компоновка относится к взрывоопасной категории "А".

По ПУЭ относится к классу взрывоопасности В - 1г (зона I радиусом 5 метров, зона II R=5…7,5 м).

Категория и группа взрывоопасных смесей: нефть относится к категории IIА и группе взрывоопасных смесей Т3.

Таблица 7 - Классификация производственной среды

Наименова-ние	Категория производст-ва по НПБ 105-95	Класс взрыво-опасности ПУЭ	Категория и группа взрывоопасной смеси по ПУЭ	Краткая характерис-тика среды
устья нефтяных скважин	А	B-Iг	IIА-Т3	Нефть и попутный газ

Согласно "инструкции по проектированию молния опасных зданий и сооружений РД 34.21.122 - 87" установка относится к категориям молния защиты II, зона защиты Б. С учетом характера производственной среды далее опишем опасные и вредные производственные факторы и разработаем мероприятия по обеспечению здоровых и безопасных условий труда.

6.2 АНАЛИЗ ОПАСНЫХ И ВРЕДНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФАКТОРОВ

Проанализируем все опасные и вредные производственные факторы, которые могут возникнуть при монтаже, эксплуатации КНБК. Имеющиеся опасности, обусловленные следующими причинами:

1) выделение из скважины, при проведении ремонтных работ, рабочую зону углеводородов, нефти, а иногда и сероводорода, а также присутствие в воздухе рабочей зоны продуктов сгорания от двигателей ремонтных машин. Эти факторы могут привести к отравлениям персонала, обслуживающего установку;

2) при эксплуатации КНБК возникает опасность травмирования обслуживающего персонала вращающимися деталями;

3) для привода установки применяется напряжение U=380В, что является источником опасности поражения электрическим током, в случае неисправности токоведущих частей, что может привести к ожогам и смертельным исходам;

4) удар молнии (атмосферного электричества) опасен как источник пожара и высоких электрических потенциалов, которые могут прямо или косвенно является виновниками аварии и человеческих жертв;

5) монтаж и демонтаж КНБК связан с выполнением большого объема погрузочно-разгрузочных работ, поэтому не исключена опасность травмирования;

6) все работы по эксплуатации механизма проводятся на открытом воздухе при воздействии неблагоприятных природных условий (дождь, снег, перепад температуры, давления и т.д.), что приводит к снижению трудоемкости работающих;

7) при эксплуатации КНБК возникает вибрация. Возможная причина возникновения вибрации может служить неуравновешенность движущихся частей оборудования, ослабления усилия затяжки резьбовых соединений, что неблагоприятно воздействует на организм человека и на работу самого агрегата;

8) в процессе эксплуатации КНБК не исключается возможность выброса нефти и газа, а следовательно, взрывов, пожаров и отравления газом, при попадании технологической жидкости на незащищенные участки тела могут возникнуть раздражение [9].

6.3 РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНЫХ И ЗДОРОВЫХ УСЛОВИЙ ТРУДА

6.3.1 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ

Для обеспечения нормальной и безопасной работы в процессе эксплуатации компоновки нижней части бурильной колонны при наклонно направленном бурении скважин предусмотрены следующие требования:

1) "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденные Гостехнадзором, М: 1998, (РД 08-200-98);

2) "Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок", утвержденные Гостехнадзором.

К монтажу, эксплуатации и ремонту допускаются лица (не моложе 18 лет) физически здоровые, прошедшие инструктаж и обучение по технике безопасности, и сдавшие экзамен, в соответствии с РД 08-200-98.

Монтажные и ремонтные работы проводятся в дневное время. При необходимости ремонтов в ночное время место работы должно быть освещено (25 лк).

К работе на буровой установке допускается персонал, прошедший инструктаж, производственное обучение, стажировку и проверку знаний по технике безопасности комиссией, назначенной приказом по предприятию.

Инженерно-технические рабочие перед допуском к работе должны сдать экзамены на знание "Правил безопасности при буровых работах", а также инструкций и руководящих материалов в объеме выполняемой работы.

Ответственность за общее состояние техники безопасности на предприятии несет руководитель предприятия, который обязан в должностных инструкциях главного инженера, своих заместителей, главных специалистов, начальников отделов, начальников производственных подразделений, мастеров и рабочих, указать кто и за какие разделы техники безопасности и охраны труда конкретно отвечает.

Вопросы охраны труда при бурении нефтяных и газовых скважин регламентируются "Едиными правилами безопасности при буровых работах".

Рабочая площадка у устья скважины должна быть смонтирована согласно проекту, утвержденному главным инженером предприятия, и должна соответствовать "Правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности".

Стеллажи должны иметь размеры, обеспечивающие возможность укладки труб, необходимых для данной скважины. Длина мостков и стеллажей должна обеспечивать свободную укладку труб без свисания их концов.

В ночное время территория, где ведется работа, должна быть освещена до 25 лк на устье скважины.

Во время работы компоновки необходимо соблюдать следующие требования:

разбуривание цементных пробок, цементного стакана и упорного кольца производят пикообразным неармированным долотом не менее внутреннего диаметра обсадной колонны;

чтобы не загромождать рабочее пространство, бурильные трубы укладывают на стеллажи вне буровой;

при наличии на буровой машинных ключей их отводят в сторону и надежно закрепляют;

пол рабочей площадки буровой и приемный мост очищают от глинистого раствора и грязи;

буровая лебедка и ее привод находятся в исправном состоянии на случай использования при аварии;

К монтажу, эксплуатации и ремонту допускаются лица (не моложе 18 лет) физически здоровые, прошедшие инструктаж и обучение по техники безопасности, и сдавшие экзамен, в соответствии с РД 08-200-98.

Монтажные и ремонтные работы проводятся в дневное время. При необходимости ремонтов в ночное время место работы должно быть освещено (25 лк).

Ремонт установки и ее элементов во время работы категорически запрещены. при проведении ремонтных работ следует применять только исправный инструмент. Перед началом работы необходимо убедится в прочности подмостков. Обо всех замечаниях и недостатках по технике безопасности немедленно сообщить руководителю работ. При проведении регламентных работ на главный рубильник вывешивается табличка "НЕ ВКЛЮЧАТЬ".

Все токоведущие части изолируются, а корпус электродвигателя заземляется соединением с обсадной колонной при помощи металлических проводников Rз 4 Ом согласно ГОСТ 12 1.0.13-78 "Строительство и электробезопасность". Вращающиеся части привода защищены защитным кожухом.

При проведении погрузочно-разгрузочных работ необходимо выполнение ПБ-10-14-92 и "Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов". К выполнению этих работ также допускаются лица прошедшие проверку знаний, сдавшие экзамен и имеющие удостоверение крановщика. Применяемые при проведении этих работ стропы и канаты должны быть прочными и без видимых механических дефектов. Поэтому в радиусе возможного падения запрещается находится рабочим, не имеющим прямого отношения к производству этих работ. Площадки, где ведутся погрузочно-разгрузочные работы, должны быть чистыми, незахламленными другим технологическим оборудованием.

Пуск установки после проведения ремонтных работ допускается лишь после установки на прежнее место и укрепления всех снятых ограждений.

6.3.2 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРОМЫШЛЕННОЙ САНИТАРИИ

На основании анализа опасных и вредных производственных факторов разработаны мероприятия по промышленной санитарии при монтаже, демонтаже, ремонте и эксплуатации КНБК.

В соответствии с ГОСТ 12.4.034-78 "Средства индивидуальной защиты" рабочие, монтирующие, ремонтирующие и обслуживающие компоновку обеспечиваются спецодеждой и защитными рукавицами. Проведение работ во время сильных морозов, ветров, ливней, штормов запрещается.

Каждый участок промысла обеспечивается аптечкой и медицинскими средствами для оказания первой медицинской помощи пострадавшим.

Для контроля за здоровьем, через установленный промежуток времени рабочие проходят медицинское освидетельствование.

На работе установки проводится контроль загазованности при помощи индикаторов. Для уменьшения утечек через фланцевые соединения предусмотрены прокладки из химически стойких материалов (поранит ГОСТ 487-78, фторопласт ТУ 6-0.5-1570-72).

Герметичность фланцевого соединения достигается, при условии, что наибольшее давление должно быть в 2 раза меньше наибольшего внутреннего давления, при котором сохраняется герметичность затвора.

Освещенность, которую необходимо поддерживать на буровой, предусмотрена в соответствии со СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение».

Современные буровые установки оборудуются светильниками повышенной надежности против взрыва с лампами накаливания мощностью 300 Вт.

При сопоставлении приведенных значений с нормами, установленными СНиП 23-05-95 для промышленных предприятий, оказывается следующее.

Освещенность перечисленных объектов не соответствует роду выполняемых работ. Наименьший объект различения для работающих на буровой:

- для бурильщика - толщина конца стрелки контрольно-измерительных приборов (порядка 0,5 мм);

- для I и III помощников бурильщика - ширина трещины на теле бурильных и обсадных труб, на долоте, машинных ключах (УМК), стропах и элементах КНБК (порядка 0,15 - 0,2 мм);

- для II помощника бурильщика - ширина трещины на элементах элеватора, бурильных труб (порядка 0,15 - 0,2 мм);

- для дизелистов, электриков - толщина конца стрелки контрольно-измерительных приборов, ширина трещин на элементах силового оборудования (от 0,5 мм до 0,15 - 0,2 мм).

Работы с различением объектов от 0,15 до 0,3 мм относятся современными нормами (СНиП 23-05-95) ко II разряду зрительной работы (очень высокой точности) и при системе общего освещения лампами накаливания требуют в зависимости от контраста объекта различения с фоном и светлоты фона освещенности от 200 до 300 лк. Работы с различением объектов от 0,3 до 0,5 мм (III разряд - работы высокой точности) требуют освещенности от 150 до 300 лк.

6.4 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

Рабочие при монтаже, обслуживании и ремонте оборудования должны соблюдать противопожарные правила ППБ-01-93:

не допускать образования взрывоопасной смеси;

иметь первичные средства пожаротушения( огнетушитель, лопата, песок);

все токоведущие кабели, провода должны быть хорошо изолированными и периодически проверятся;

горюче смазочные материалы хранить в отведенных для этого местах и специальных емкостях.

Для обеспечения пожарной безопасности при проведении работ на устье скважины проводят следующие мероприятия:

1) устранение образования взрывоопасной среды вследствие утечек газа во фланцевых соединениях;

2) предотвращение образования источников зажигания в производственной среде должно быть обеспечено молнии защита в соответствии с РД 3421.112-87 в летнее время;

3) электро- и газо-сварочные работы на устье скважины должны проводится под руководством ответственного работника, по отдельному для каждого случая письменному разрешению технического руководителя.

6.5 АНАЛИЗ ВОЗДЕЙСТВИЯ НЕГАТИВНЫХ ФАКТОРОВ НА ОКРУЖАЮЩУЮ ПРИРОДНУЮ СРЕДУ

В настоящее время охрана окружающей среды стала одной из актуальнейших проблем современности. Необходимость бережного отношения к природе за последние десятилетия получила глубокое отражение в различных государственных решениях и постановлениях. Поэтому большое значение при ведении буровых работ имеют технико-экономические аспекты охраны окружающей природной среды, заключающиеся в рациональном выборе технологии производственных процессов, технических средств, обеспечивающих при наименьших экономических затратах реализацию необходимых природоохранных мероприятий.

При проведении бурения могут возникнуть следующие основные виды нарушений природной среды:

- отчуждение и вывод из строя плодородных земель;

- нерациональное и бесконтрольное использование земельных участков под планировку буровых площадок и инженерных коммуникаций, прокладываемых к буровым;

- нарушение почвенного слоя и уменьшение продуктивности почв на месте ведения буровых работ;

- поступление в водоносные горизонты и продуктивные пласты химических реагентов, применяемых в качестве добавок к промывочным жидкостям;

- переток подземных вод из одного водоносного горизонта в другой или в продуктивный пласт (нефтяной или газовый) или переток углеводорода из одного продуктивного пласта в другой по затрубному пространству в стволе скважины при неудовлетворительной организации разобщения пластов;

- утечка и проникновение в продуктивный горизонт масел, нефтепродуктов и глинистых растворов, обработанных химическими реагентами;

- загрязнение поверхностных вод различными маслами, нефтепродуктами и химическими веществами, что ведет к последующему проникновению этих вод в скважину;

- загрязнение подъемных вод при использовании таких технических и технологических средств при бурении эксплуатационных скважин на нефть и газ, как торпедирование, солянокислотная обработка призабойной зоны и гидроразрыв пласта.

Для того, чтобы предотвратить ущерб, который наносится проведением буровых работ, необходимо выполнить следующий комплекс природоохранных мероприятий, которые прямо или косвенно связаны с применяемой технологией бурения:

- тип промывочной жидкости, химические реагенты и материалы, используемые при регулировании свойств раствора, следует выбирать с учетом геолого-гидрогеологических условии месторождения;

- нельзя забуривать скважину с использованием эмульсионной промывочной жидкости;

- конструкция циркуляционной системы, сооружаемой с учетом конкретных местных условий, должна исключать возможность утечки отработанной жидкости в грунт;

- запрещается сбрасывать отработанный раствор в гидрографическую сеть, отдельные водоемы, почву;

- для защиты водоносных горизонтов и продуктивных углеводородных пластов из различных перетоков и загрязнений вредными веществами необходимо осуществлять их надежную изоляцию путем спуска обсадных колонн, цементирования, тампонирования и другими средствами, устраняющими сообщение горизонта со стволом скважины;

- захоронение остатков вредных химических веществ, реагентов, непригодных для бурения, следует проводить в землю в изолированных или искусственно созданных полостях, в местах, где отсутствуют водоемы питьевого назначения, под слоем земли не менее 1 м с последующей рекультивацией этой площади;

- при кустовом бурении необходимо в обязательном порядке проводить обваловку буровой площадки.

Спускоподъемные операции, промывка песчаных пробок, изоляционные работы и другие геолого-технические мероприятия при опробовании скважин проводят согласно установленным для данного района работ технологическим схемам. Отделившийся на установке УГ-1 нефтесодержащий песок собирают в контейнеры объемом 1,25 м³ и вывозят на шламоотвалы.

При аварийных разливах нефти ее локализацию, сбор и ликвидацию проводят экспедиционным отрядом аварийно-спасательных и подводно-технических работ данного морского пароходства [2].

6.6 РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ИСТОЧНИКОВ ЗАГРЯЗНЕНИЯ

Основные виды воздействия на окружающую природную среду при строительстве скважин заключаются в:

а) изъятии полезных ископаемых (газоконденсата, газа);

б) отчуждении земель во временное и постоянное пользование;

в) изменении среды обитания представителей растительного и животного мира;

г) при вносе химических веществ, твердых и жидких производственных и бытовых и отходов, шума и вибрации;

д) временных изменениях визуальных доминант.

Основными потенциальными источниками загрязнения окружающей природной среды при реализации проекта являются следующие технологические операции:

а) подготовительные работы к строительству скважины;

б) строительные и монтажные работы;

в) бурение скважины:

- приготовление бурового раствора;

- очистка отработанного бурового раствора от выбуренной породы;

- наращивание труб, спуско-подъемные операции, замена инструмента;

- работа силовых дизельных агрегатов;

- прием, хранение, и выдача утяжелителя, химреагентов и ГСМ;

- ремонт и техническое обслуживание буровых насосов, машин и механизмов;

- промывка оборудования, очистка рабочих мест;

г) крепление скважины:

- цементирование скважин;

- работы оборудования, спецтехники и т. д.;

д) испытание (освоении) скважины:

- перфорация;

- освоение и очистка скважин;

- гидродинамические исследования;

е) рекультивация площадки строительства.

Основными объектами воздействия, как правило, являются работающий персонал, недра, воздух, вода, почвенно-растительный слой, флора, фауна и ландшафт.

Прямое воздействие на воздух происходит в результате:

а) шума и выбросов вредных веществ с отработанными газами от двигателей внутреннего сгорания, механизмов, установок и спецтехники, участвующих при строительстве, монтаже, разборке и демонтаже буровой установки, а также бурении, креплении и испытании объектов в эксплуатационной колонне;

б) выбросов вредных веществ от сжигания газа на факельной установке при освоении скважины;

в) выбросов пыли при приготовлении и обработке бурового и тампонажного растворов (глинопорошок, химреагенты, цемент).

Косвенное влияние объекта строительства состоит во временном нарушении нормального ритма жизни животных и птиц на участках работ и прилегающей территории.

Ожидаемые загрязняющие вещества:

а) при бурении скважины:

- горюче - смазочные материалы;

- порошкообразные, комковые, сыпучие и жидкие материалы и химические реагенты для приготовления и обработки бурового и тампонажного растворов;

- буровой шлам;

- избыточный буровой раствор;

- отходы тампонажного раствора п других жидкостей при тампонажных работах и разбуривании цементных мостов;

- буровые сточные воды;

- бытовые сточные воды;

- отработанные нефтепродукты и масла;

- бумажная, полиэтиленовая, деревянная и другая невозвратная тара, хозяйственный мусор;

б) при освоении скважины дополнительно:

- пластовый флюид (газ, пластовая вода);

- возможно поступление совместно с пластовым флюидом пластового песка, бурового раствора и его фильтрата, проникшего в пласт.

6.6.1 ОБЬЕМЫ ОТХОДОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИНЫ

6.6.1.1 РАСЧЕТ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОТХОДОВ БУРЕНИЯ И ИСПЫТАНИЯ

Объём выбуренной породы в плотном виде:

- под кондуктор 0,7854 * 0,51² * 171 = 34,9 м³;

- под 1-ю промежуточную колонну 0,7854 * 0,3937² * 1020 = 124,2 м³;

- под 2-ю промежуточную колонну

0,7854 * 0,2953² * (1306 +494 +1,1)= 126,7 м³;

под эксплуатационную колонну 0,7854 * 0,2 \59 * (720+80+1,1)=

=29,6 м³;

- Всего на одну скважину - 315,4 м³; на куст скважин - 946,2 м³.

Объём шлама разуплотнённого для одной скважины 1,2 * 315,4 =

= 278 м³,

для куста скважин - 1134 м³.

Объём отработанного бурового раствора для одной скважины

1,052 * 378 + 0,5 * 80 = 438 м³; для куста скважин -1314м³.

Объём буровых сточных вод для одной скважины 2 * 438 = 876 м³ ;

для куста скважин - 2628 м³.

Объём отходов испытания объектов на продуктивность (принимаем один объём скважины до искусственного забоя, но не глубже 20 м ниже подошвы интервала перфорации на каждый объект) - для одной скважины - 524 м³, для куста скважин - 1572 м³.

Объём отходов бурения и испытания для одной скважины -

378 + 438 + 876 + 524 = 2216 м³; для куста скважин - 6648 м³.

Отходы бурения и испытания предполагается захоронить в шламонакопителе - амбаре.

6.6.1.2 ХОЗЯЙСТВЕННЫЕ ОТХОДЫ И ДОЖДЕВЫЕ СТОКИ

Хозяйственно-бытовые воды по этапам строительства:

а) для варианта 112 ГС-1 -1674м³;

б) для варианта 112 ГС-2 -1437 м ;

в) для варианта 112 ГС-3 -1482 м³;

Всего для куста скважин - 4593 м .

Расчет стока дождевых сточных вод.

Общая площадь сбора загрязненных стоков от площадки буровой составляет 2,0 га.

Суточный объем дождевого стока, м³:

Wcyт=10 Нсут* * F =10 * 87 * 0,32 * 2,0 = 556,8 м³/сут,

где Нсут - суточное количество атмосферных осадков, мм;

- общий коэффициент стока равный 0,32;

F - площадь стока, га.

Годовые объемы дождевого стока W, м , определяются:

Wгод= 10 Нгод * * F = 10 * 777* 0,35* 2,0 = 5439 м³/г,

где Нгод - годовое количество жидких атмосферных осадков, мм;

- среднегодовой коэффициент стока равный 0,35.

Дождевые стоки с обвалованной площадки буровой выпускаются на рельеф, загрязненные ливневые стоки путем перекрытия задвижек в колодце за обваловкой направляются в приемную подземную емкость объемом 40 м откуда вывозятся в амбар-шламонакопитель. Выпуск загрязненных стоков с обвалованной территории в емкость регулируется задвижками в колодце.

Сухой бытовой мусор и твёрдые пищевые отходы (соответственно 0,002 и 0,003 м³ в сутки на человека) составляют по этапам строительства:

а) для варианта 112 ГС-1 -

0,005*[20*70/2 +26*29,4/3+ 16*312,6/3 + (26*260 +22*105)*l64,2/

/(3*365)]= 19,9м³;

б) для варианта 112 ГС-2 -

0,005*[20*13/2+26*29,4/3+16*312,6/3+(26*260+22*105)*

164,2/(3365)]= 17 м³;

в) для варианта 112 ГС-3 -

0,005*[20*25/2+26*29,4/3+16*312,6/3+(26*260+22*105)*164,2/(3*365)]==17,7м³.

Всего для куста скважин - 54,7 м³.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Предприятия и организации должны организовывать и осуществлять контроль за соблюдением, требований промышленной безопасности согласно Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.97 №116 - ФЗ и постановлению Правительства Российской Федерации от 10.03.99 №263 «Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте».

Если все эти мероприятия будут выполняться, то на предприятиях резко снизится уровень травматизма, промышленных аварий и предприятия смогут работать в условиях чрезвычайных ситуаций.

7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Технические средства стабилизации направления скважин включают опорно-центрирующие элементы компоновки нижней части бурильной колонны.

Экономический эффект образуется за счет сокращения протяженности фактической длины ствола скважины, затрат на выполнение операций по корректировке его направления и повышения показателей надежности опорно-центрирующих элементов.

За базу сравнения принят калибратор ВК 122.

Величина годового экономического эффекта использования технических средств исчисляется по формуле:

Э=[(С₁-С₂)-Е_н*(К₂-К₁)]*А₂(116)

Таблица 8 - Расчет экономической эффективности

Наименование показателей	Вариант
	базовый - 10 КСИ 124 СТК	новый - ВК 122
1	2	3	4
Исходные данные
1	Цель бурения	Эксплуатация
2	Способ бурения	Винтовой ЗД
3	Вид привода	Электрический
4	Глубина скважины, м	2501
5	Интервал бурения, м	400-2020
6	Скорость бурения, м/ст.-мес.	4098
7	Себестоимость метра проходки,руб/м	6000
8	Средняя глубина корректировки направления, м	1550
9	Механическая скорость проходки,м/ч	47,6	47,6
10	Средний ресурс калибратора, ч	900	900
11	Срок службы, лет	3	3
12	Наработка на производственный отказ, ч	30	100
13	Средний ресурс деталей, ч осевой опоры лопастей	120 30	150 300
14	Сокращение фактической протяженности ствола скважины, м	-	15
15	Среднее количество операций по корректировке направления скважины, шт.	0,18	-
16	Время на замену на буровой, ч	0,72	0,72
17	Себестоимость часа эксплуатации БУ без затрат на содержание калибраторов, руб/ч	6000-800=5200
18	Стоимость одной операции по корректировке направления, руб	58000
19	Оптовая цена, руб	12500	-
20	Проектная цена, руб	-	12000
21	Цена с учетом ТЗР, руб	12500*1,167= =14587	12000*1,167= =14004
22	Цена запасных деталей, руб/компл	2000	2000
23	Время восстановления работоспособного состояния калибратора, нормо-ч	10,3
24	Трудоемкость ремонта, нормо-час	10,3*3,7=38,11
25	Стоимость нормо-часа по ремонту, руб/ч	5000/22/8=28,4
26	Стоимость одной транспортировки с БПО на буровую и обратно, руб	79,5	85,1
27	Годовой объем внедрения, тыс. м	-	250
Расчетные показатели
28	Во время работы калибратора в интервале, ч	1620/(47,6*0,85)=40,04
29	Расход калибраторов, шт.	40,04/30=1,335	40,04/300=0,133
30	Годовой объем бурения, выполняемый одним калибратором, м	(900*47,6*0,85)/3=12138
31	Откорректированная себестоимость часа эксплуатации БУ, руб/ч	5200*1,027=5340
Расчет изменения затрат на работу калибраторов
32	Количество комплектов ЗИП, расходуемых на средний ресурс, шт.	900/120-1=6,5	900/150-1=5
33	Количество замен калибраторов и их транспортировок из-за отказа на буровой, шт.	900/30=30	900/100=9
34	Количество ремонтов, включая ревизию новых изделий, шт.	30+1=31	9+1=10
35	Затраты на запасные части, руб.	2000*6,5=13000	2000*5=10000
36	Затраты на запасные части с учетом ТЗР, руб.	13000*1,3=16900	10000*1,3=13000
37	Затраты на ремонт, руб.	28,4*38,11*31= =33552	28,4*38,11*10= =10823
38	Затраты на транспортировку на буровую, руб.	79,47*30=2384	85,1*9=765,9
39	Затраты на замену на буровой, руб.	5340*30*0,72= =112320	5340*9*0,72= =33696
40	Всего изменяющихся затрат на работу калибраторов, руб.	165156	58285
41	Изменяющиеся затраты на час работы калибратора, руб/ч	165156/900=183	58285/900=6,29
Расчет эксплуатационных затрат
42	Изменяющиеся затраты, руб. на: корректировку направления скважины, калибратора амортизационные отчисления, приходящиеся на интервал Итого:	58000*0,18=10440 - 14587*0,327* *1620/12138= =636 11076	- 5340*1*1,57= =8384 14004*0,327* *1620/12138= =611 8995
43	Экономия эксплуатационных затрат, руб.		2081
44	Экономия себестоимости метра проходки, руб/м в интервале (С1-С2) в среднем по скважине		2081/1620=1,28 2081/2501=0,85
45	Себестоимость метра проходки, руб/м	6000	6000
Расчет удельных капитальных вложений
46	Удельные капитальные вложения на приобретение и доставку калибраторов, руб/м	14587/12138= =1,202	14004/12138= =1,154
Расчет экономического эффекта
47	Годовой экономический эффект, тыс. руб.	Э=[1,28-0,15*(1,154-1,202)]*250=321

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Анурьев В.И. Справочник конструктора машинострои-теля. - М.: Машиностроение, 1982. - 736с.

2 Безродный Ю.Д., Акимова А.А. Влияние экономических методов охраны окружающей природной среды на стоимость строительства скважин, Нефтяное хозяйство. - 2001. - №3.- с.58-61.

3 Беляев В.М., Калинин А.Г., Солодкий К.М. и др. Расчет компоновок нижней части бурильной колонны. - М.:Недра, 1977. - 192с.

4 Гилязов Р.М., Рамазанов Г.С., Янтурин Р.А. Технология строительства скважин с боковыми стволами. - Уфа: Монография, 2002. - 290 с.: ил.

5 Григулецкий В.Г., Лукьянов В.Т. Проектирование компоновок нижней части бурильной колонны. - М. - Недра, 1990. - 302 с.: ил.

6 Имаева И.Ш. Определение параметров амортизатора для бурильной колонны при воздействии случайных колебаний. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. - 82с.

7 Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1990. - 303с.

8 Ишемгужин Е.И. Нелинейные колебания элементов буровых машин. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. - 82с.

9 Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. - М.: Недра 1997. - 648с.

10 Левинсон Л.М., Акбулатов Т.О., Акчурин Х.И. Управление процессом искривления скважин: Учеб. пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000 - 88с.

11 Мамедов Ф.А. Теория и практика бурения наклонных скважин. - Баку: Изд-во АзИНЕФТЕХИМ, 1981. - 97 с.

12 Павлов Я.М. Детали машин. - М.: Машиностроение, 1987. - 534с.

13 Ремонт и монтаж бурового и нефтепромыслового оборудования /Под ред. Авербуха Б.А. -М.: Недра, 1976. - 368 с.

14 Султанов Б.З., Ишемгужин Е.И., Шамассов Н.Х., Сорокин В.Н. Работа бурильной колонны в скважине. М.: Недра, - 1973. - 213с.

15 Трубы нефтяного сортамента: Справочник /под ред. Сарояна А.Е. - 3-е изд.,перераб. и доп./ - М.: Недра, 1987. - 488с.

16 Шайдаков В.В. Свойства и испытания резин. М.: Недра, - 2002. - 235с.

17 Патент (SU) №344101 Гидравлический центратор. Сеид-Рза М.К., Манафов С.Т., Гусейн-Заде М.М., Рзакулиев А. М.-Г. и Ионе Б.Л. Заявлено: 06.05.70. №1436090/22-3. Опубл.:07.07.72. Бюллетень №21.

18 Патент (SU) №606994 Центробежный центратор-калибратор. Ситдыков Г.А., Юсупов М.М., Гайсин Р.М., Левинсон Л.М. Заявлено: 04.11.75. №2186752/22-03. Опубл.: 15.05.78. Бюллетень №18.

19 Патент (SU) №840275 Центратор бурильного инструмента. Гулизаде М.П., Оганов С.А., Мамедтагизаде А.М., Сакович Е.С., Алиев Н.А. Заявлено: 13.04.79. №2752829/22-03. Опубл.: 23.06.81. Бюллетень №23.

20 Патент (SU) №898037 Центратор труб в скважине. Белов В.П., Сафронов В.Д. Заявлено: 15.01.82. №2895224/22-03. Опубл.:15.01.82. Бюллетень №27

21 Патент (SU) №945356 Центратор бурильного инструмента. Ремизов М.И., Каплун В.А., Сурма К.Ю., Богомазов Л.Д., Дудкин М.П. Заявлено: 12.01.81. №3234816/22-03. Опубл.: 23.07.82. Бюллетень №27.

22 Патент (SU) №947384 Гидравлический центратор. Султанов Б.З., Лягов А.В., Морозов Ю.Н., Крист М.О. Заявлено:07.02.79. №2721783/22-03. Опубл.:30.07.82. Бюллетень №28.

23 Патент (SU) №1049650 Наддолотный виброгаситель продольных колебаний. Султанов Б.З., Ямалтдинов А.И., Габдрахимов М.С., Газаров А.Г., Хакимов А.Г. Заявлено: 02.03.82. №3403619/22-03. Опубл.:23.10.83. Бюллетень №39.

24 Патент (SU) №1089232 Центратор бурильного инструмента. Михайлов В.Е., Савенков Ю.И. Заявлено: 18.08.82. №3485029/22-03. Опубл.: 30.04.84. Бюллетень №16.

25 Патент (SU) №1244277 Центратор бурильного инструмента. Ершов Р.И., Романов А.В., Лашкин Л.П. Заявлено: 01.02.85. №3849743/22-03. Опубл.: 15.07.86. Бюллетень №26.

26 Патент (SU) №1458551 Центратор бурильного инструмента. Сафиуллин Р.Р., Султанов Б.З., Лягов А.В., Панков А.В. Заявлено: 12.11.86. №4148169/23-03. Опубл.: 15.02.89. Бюллетень №6.

27 Патент (SU) №2055144 Центратор бурильного инструмента. Бирман В.А., Якимов В.П., Перегудов А.А., Румянцев Р.А., Загорский Г.С. Заявлено:30.11.92. №92009161/22-03. Опубл.: 27.02.96. Бюллетень №6.

28 Патент (RU) №94028697 Центратор. Шаронов Г.И., Якимов В.П. Заявлено:29.07.94. №94028697/22-03. Опубл.: 10.06.96. Бюллетень №16.

Размещено на Allbest.ru

...