5.3.1 Определяем планируемый отбор жидкости по уравнению притока
Q=К*(Рпл–Рзаб) (м3/сут), (22)
где Q – планируемый отбор (м3/сут);
Рпл– пластовое давление (МПа);
Рзаб– забойное давление (МПа);
К– коэффициент продуктивности (м3/МПа*сут).
Q=К*(Рпл–Рзаб)= 2,7*(9,35–7,05)=2,3 м3/сут
5.3.2 Определение глубины спуска насоса
Lн=Нф–(Рзаб.–Рпр.)*106/ ρж*q (м), (23)
где Нф– фактическая глубина спуска (м), (тех.реж)
Lн=Нф–(Рзаб.–Рпр.)*106/ ρж*q = 1500–(7,05 — 3,65) * 106 /930*9,8=1127 м
5.3.3 Определение необходимой теоретической производительности установки
Qоб.= Q*103/ ρж* ŋ=2,3*103/930*0,8= 3,1 м3/сут (24)
По диаграмме А.Н.Адонина подбираем диаметр насоса и тип СК. Для скважины с дебитом Q = 3,1 м3/сут глубиной спуска насоса
Lн=1127 м подходит СК типа СК3– 1,2 –630.
Диаметр плунжера 28 мм
Максимальная нагрузка на головку балансира 5 т;
Максимальное число качаний 15
Максимальная длина хода полированного штока 1,2 м
5.3.4 Определение числа качаний балансира
n = Qф.* 103/ 1440*F*S*h* ρж., (25)
где Qф – фактический дебит (м3/сут.)
F – площадь поперечного сечения плунжера (м2)
S – длина хода плунжера (м.)
h – коэффициент подачи насоса
ρж – плотность жидкости
F = pd2/4 = 3,14 * 0,0282 / 4 = 0,00061544 м2
n = 3,1 * 103 / 1440 * 0,00061544 * 1,2 * 0.8 * 930 =3,9 кач/мин
5 Согласно таблице рекомендаций подбираем одноступенчатую колонну штанг диаметром 16 мм
Из таблицы подбираем НКТ условным диаметром 60мм (толщина стенки d=5,0; dвн=50,3мм)
5.3.5 Определение мощности двигателя
N=401*106*π*d2*S*n* ρжhd*(1– ŋн* ŋск/ŋн* ŋск + ŋ)*К (Вт), (26)
где d2 –диаметр плунжера (мм),
S –максимальная длина полированного штока (м),
п– число качаний,
ρж – плотность жидкости (кг/м3),
hd – высота подъема жидкости (м),
ŋн–КПД насоса (0,8),
ŋск – КПД станка–качалки (0,9),
К–коэффициент степени уравновешивания станка–качалки. (для уравновешенной системы 1,2).
N=401*10–6*3.14*0.0282*1.2*3,9*930*1127*(1–,9*0.8/0.8*0.9+0.08)*1.2= 6,8 кВт
По мощности электродвигателя подтверждается правильный выбор СК3 с электродвигателем на 7,5 кВт
В результате произведенных расчетов по выбору комплекта оборудования для скважины № 173 было выбрано следующее оборудование:
Таблица 16 – Выводы по выбору оборудования
| 
| 
| 
| 
| 
| 
|
| 2,3 | 3,1 | 3,9 | 6,8 |
Станок качалка – СК3–1,2–630
Насос – НСВ1 диаметром на 28 мм
НКТ–60мм
Электродвигатель – 4АР2П 225М4
Одноступенчатая компоновка колонны штанг – диаметром 16 мм
Число качаний в минуту – 3,9 кач/мин.
Глубина спуска насоса –1127 м.
Планируемый отбор жидкости – 4,9 м3/сут
Теоретическая производительность
установки – 3,1 м3/сут
Мощность электродвигателя – 6.8 кВт
6 Организационная часть
6.1 Охрана недр окружающей среды
Нефтяная и газовая промышленности остаются потенциально опасными по загрязнению окружающей среды и ее отдельных объектов. Возможное воздействие их на основные компоненты окружающей среды (воздух, воду, почву, растительный и животный мир и человека) обусловлено большим разнообразием химических элементов, используемых в технологических процессах, а также большим объемом добычи нефти и газа, их подготовке, транспортировке, хранению, переработке и широкого разнообразного использования.
Все технологические процессы в нефтяной промышленности при соответствующих условиях могут нарушить естественную экологическую обстановку. Нефть, углеводороды нефти, сточные воды в больших объемах попадают в водоемы и другие экологические объекты:
− при бурении и аварийном фонтанировании скважин;
− при аварии транспортных средств;
− при разрывах трубопроводов;
− при нарушении герметичности колонны в скважине, технологического оборудования;
− при сбросе не очищенных промысловых вод.
В процессе добычи, подготовке, транспортировке и хранении нефти и газа загрязнения вызваны утечками углеводородов через неплотные соединения во флянцах (сальниках, задвижка), задвижках трубопроводов и пробоотборных кранов.
Большую опасность для окружающей среды представляют нефтепроводы. Подсчитано, что в среднем при одном порыве нефтепровода выбрасывается две тонны нефти, приводящей в непригодность 1000 м2 земли.
Характерными остаются разливы нефти в результате аварии на нефтегазосборных коллекторах и технологических установках, ликвидации которых не редко затягиваются, выполняются не качественно.
6.2 Охрана труда и техника безопасности
Техника безопасности при эксплуатации скважин оборудованных УШГН:
- устье скважин оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока.
- обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры.
- до начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистационным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат: «Не включать, работают люди».
- на скважинах с автоматическим и дистационным управлением станков–качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: «Внимание! Пуск автоматический».
- кривошипно–шатунный механизм станка–качалки, площадка для обслуживания электропривода и пускового устройства должны быть окрашены и иметь ограждения.
- системы замера дебита, пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пульт.
- станок–качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом.
- для обслуживания тормоза станка–качалки устраивается площадка с ограждением.
- при крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20см.
- кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой станка–качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору и раме.
- сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48мм2, толщина стенок угловой стали не менее 4мм, диаметр круглых заземлителей 10мм.
- заземляющие проводники, соединяющие раму станка–качалки с кондуктором, должны быть заглублены в землю не менее чем на 0,5м. В качестве заземляющих проводников, соединяющих проводников может применяться сталь круглая, полосовая, угловая или другого профиля, применение для этих целей стального каната не допускается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра.
Техника безопасности при мероприятиях связанных с повышением производительности скважин:
- работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.
- при закачке химреагентов, пара, горячей воды на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан.
- нагнетательная система после сборки до начала закачки должна быть спрессована полуторократное ожидаемое рабочее давление.
- при гидравлических испытаниях нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, устанавливаемой планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.
- перед началом технологического процесса на скважине с применением передвижных агрегатов руководитель работ обязан убедиться в наличии двухсторонней переговорной связи.
- перед началом работ по закачке реагентов, воды и после временной остановки в зимнее время необходимо убедиться в отсутствии в коммуникациях насосных установок и нагнетательных линиях ледяных пробок.
- обогревать трубопроводы открытым огнем запрещается;
- обработка призабойной зоны и интенсификация притока в скважинах с негерметичными колоннами и заколонными перетоками запрещается.
- на период тепловой и комплексной обработки вокруг скважины и применяемого оборудования должна быть установлена опасная зона радиусом не менее 50 м.
- передвижные насосные установки необходимо устанавливать на расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ (компрессор, ППУ) должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважин.
- технологические режимы ведения работ и конструктивное исполнение агрегатов и установок должны исключить возможность образования взрывопожароопасных смесей внутри аппаратов и трубопроводов.
- на всех объектах образование взрывоопасных смесей не допускается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы.
- выкидная линия от предохранительного устройства насоса должна быть жестко закреплена, закрытым кожухом и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса.
- вибрация и гидравлические удары в нагнетательных коммуникациях не должны превышать установленные нормы.
6.3 Противопожарные мероприятия
Меры пожарной безопасности при эксплуатации электрооборудования.
Всё электрооборудование должно иметь исполнение, соответствующее классу зоны (по ПУЭ) в которой оно установлено, а также защиту от токов короткого замыкания и перегрузок.
При эксплуатации электроустановок запрещается:
– использовать оборудование, приборы, кабели и электрические проводки в условиях не соответствующих рекомендациям изготовителя или имеющих неисправности;
– прикрывать электролампы и светильники бумагой, тканью и другими горючими материалами;
– пользоваться электронагревательными приборами без подставок из негорючего материала;
– применять электронагревательные приборы кустарного изготовления и без терморегуляторов;
– использовать плавкие некалиброванные вставки (жучки);
– прокладывать открыто бронированные кабели, не снимая джутового покрова.
Электрооборудование, не имеющее знаков взрывозащиты завода–изготовителя или письменного заключения государственной контрольной организации, к эксплуатации во взрывоопасных зонах не допускается.
В зонах, в которых возможно образование горючих паровых смесей, запрещается:
– включать в работу электроустановки при неисправном защитном заземлении (занулении), неисправных блокирующих устройствах, нарушении оболочки;
– вскрывать оболочки электрооборудования при нахождении токоведущих частей под напряжением;
– включать электроустановки после автоматического отключения аппаратами защиты без выявления причин отключения;
– включать электроустановки без защиты от токов короткого замыкания перегрузки;
– применять плавкие некалиброванные вставки предохранителей, нагревательные элементы тепловых реле;
– подключать к источникам питания искробезопасных приборов другие аппараты и цепи, не входящие в комплект данного прибора.
При отсутствии стационарного электроосвещения для временного освещения помещений с взрывоопасными зонами, открытых технологических площадок, аппаратуры и другого оборудования необходимо применять аккумуляторные фонари во взрывозащищенном исполнении.
Применять переносные светильники, не отвечающие требованиям ПУЭ для соответствующих зон, запрещается. Включать и выключать фонари следует за пределами взрывоопасной зоны.
Смена ламп и источников питания, встроенных в светильник, должна производиться работниками, на которых возложено обслуживание светильников.
Меры пожарной безопасности при технологических процессах и эксплуатации оборудования.
При эксплуатации оборудования и реализации технологических процессов запрещается:
– использовать неисправное оборудование, приборы;
– использовать оборудование и приборы в условиях не соответствующих рекомендациям изготовителя, с нарушениями правил устройств и эксплуатации;
– эксплуатировать сосуды, работающие под давлением, печи нагрева нефти,резервуарыи другое оборудование без технологических защит или с неисправной контрольно–измерительной аппаратурой;
– оставлять без присмотра открытые колодцы технологической канализации;
– допускать замазученность оборудования, негерметичность коммуникаций и соединений (пропуски нефти и газа);
Профилактические осмотры, техническое обслуживание и планово–предупредительные ремонты оборудования должны проводиться по графику в полном объёме и в установленные сроки.
Заключение
В ходе работы над дипломным проектомизучена геология павловского месторождения, современное состояние разработки, обозначена проблема АСПО на месторождениях юга Пермского края.
Для раскрытия темы проекта проанализированы отчеты ТРС и отчеты по промывкам скважин с 2002 по 2006 годы, сделаны выводы по эффективности внедрения магнитного аппарата по увеличению межочистного и межремонтного периодов работы нефтяных добывающих скважин.
Дипломный проект имеет практическое значение и актуален, так как добываемая продукция с нефтяных скважин юга Пермского края высоковязкая, высокосмолистая, парафинистая что ведет к осложнениям в работе глубинно – насосного оборудования и к частым ремонтам. Для предотвращения ремонтов используют магнитные аппараты, об эффективности которого рассказано в этой работе.
Специальный вопрос посвящён расчётам по анализу добывных возможностей скважин, анализу технологических режимов работы скважин, а также подбору оборудования для скважины № 173тульско– бобриковской залежи. От правильных расчётов в нефтяной промышленности зависит работоспособность нефтяного оборудования, а значит и себестоимость добытой нефти.
Экономическая часть проекта посвящена целесообразности применения магнитного аппарата на конкретной скважине №208 Павловского месторождения. Экономические расчёты показывают эффективность применения дополнительного оборудования для предотвращения осложнений в процессе эксплуатации.
В организационной части раскрыты вопросы охраны недр и окружающей среды, техники безопасности при эксплуатации УШГН, а также противопожарным мероприятиям.
Работа над дипломным проектом научила систематизировать и анализировать фактический промысловый материал, проводить различные расчёты, что несомненно пригодится в будущей работе.
Список использованных источников
1 Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин А.Ю., Дорощенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М: Недра 1989 г.
2 Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений– М: Недра 1990 г.
3 Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию – М: Недра 1983 г.
4 Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти– М: Недра 1989 г.
5 Скважинная добыча нефти И.Т Мищенко 2003 г.
6 Разработка нефтяных и газовых месторождений Б. В. Покрепин.
7 Технологическая схема разработки Павловского месторождения ПермНИПИнефть,1978 г.
8 Технологическая схема разработки Павловского месторождения ПермНИПИнефть 01.01.1996 г.
9 Экономическая оценка геолого–технических мероприятий нефтегазодобыче. Методическое пособие Пермь 2005 г.
10 Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти– М: Недра.