Таблица 4 - Свойства газа

1.6 Режим разработки залежей

Месторождение разрабатывается с применением системы ППД. На объектах реализуются следующие системы разработки :

по пластам АВ₅, БВ₆, БВ₈ - трехрядной блоковой, с плотностью сеток скважин 600х600 м;

по пластам АВ_1-3, АВ₂, АВ₃, АВ_4,БВ₂ - площадной (избирательной) семиточечная система, 600х600 м;

по пласту ЮВ₁ - площадная (избирательная) семиточечная система, с плотностью сеток скважин 400х400 м.

Применяются способы нестационарного заводнения.

В настоящее время месторождение находится на стадии медленного падения добычи нефти - на четвертой стадии разработки. Суммарная добыча нефти на 01.01.2009 года достигла 93% от начальных извлекаемых запасов.

Максимальная добыча нефти 2786,5 тыс. т была достигнута в 1983 году, при коэффициенте нефтеизвлечения 16%, темпы отбора при этом составили 10,01% от начальных извлекаемых запасов.

Рост добычи нефти в начальный период разработки осуществлялся за счет увеличения числа нагнетательных и добывающих скважин, высоких отборов жидкости и закачки воды в пласт.

Падение добычи нефти началось в 1984 году, но добытая за этот год добыча нефти была выше проектной на 71,7 тыс. т (что составило 103%).

Фактические показатели добычи нефти по месторождению с 1984 года и по 2001 год выше проектных. Добыча нефти по объекту в 2001 году превысила проектную в 8,5 раз. Это связано с превышением фактического фонда скважин над проектным, а также с большими, чем по проекту, дебитами скважин по нефти. Действующий добывающий фонд скважин от проекта составил 297%. Средний дебит скважин по нефти выше проектного в 3 раза.

Уменьшение добычи нефти с начала разработки в 2000 году (на 740,72 тыс. т) связано с тем, что в 2000 г. произошло изменение лицензионных границ. 10 скважин объекта Покачевского месторождения, были переведены на Южно - Покачевское месторождение (1643/55, 1684/59, 1675/59, 981/59, 1642/59, 1671/59, 1673/59, 1680/59, 1980/355).

Добыча нефти с начала разработки по проекту - 22869,9 тыс. т.

Накопленный отбор нефти по состоянию на 01.01.2009 года - 36887,6 тыс. т, что составляет 117% от проектного.

С целью поддержания пластового давления на объекте БВ₆ Покачевского месторождения с 1980 года по 2006 год закачено 312285,6 тыс. м³ воды. Средняя приемистость нагнетательных скважин достигла максимального значения в 1982 году - 1045 м³/сут, а к 1997 году снизилась до 290 м³/сут. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды на 01.01.2006 г. составила 113,3%, текущая 87,8%. По состоянию на 01.01.2009 года средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 370 м³/сут.

Пластовое давление в зонах отбора, в среднем, снижено от первоначального на 13 атм. (от 235 атм. до 221,8 атм.).

Максимального значения (96%) обводненность достигла на 26-м году разработки (2006 г).

Рост добычи нефти и уменьшение обводненности осуществлялись, в основном, за счет регулирования числа обводнившихся и роста фонда добывающих скважин по новым участкам, уменьшением объемов закачиваемой воды. Таким образом, по пласту осуществлялась планомерная эффективная выработка запасов нефти с постоянным ростом темпов добычи, причем решающее значение имел охват значительной части запасов большим числом добывающих скважин.

За последние 5 лет разработки значительно сократилось число добывающих скважин и увеличились среднесуточные отборы по жидкости (от 90,1 т/сут до 105,7 т/сут), что привело к незначительному увеличению обводненности (на 4,28%) и падению темпов отбора нефти до 0,99% от НИЗ.

. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Насосные способы добычи

Прекращение или отсутствие фонтанирования скважин вынуждало искать другие способы подъема нефти на поверхность. Вначале это были тартальные способы, при которых жидкость поднималась чисто механическими устройствами: колодезная добыча, тартание желонкой, поршневание. В 1897 г. Впервые был применен эрлифт. Однако он не смог конкурировать со штанговыми насосами, которыми по настоящее время оборудовано около 50% всего фонда скважин.

Среди насосных способов добычи используются установки УЭЦН, которые используются для добычи нефти на высокодебитных скважинах и установки УШГН, которые используются для добычи нефти из низкодебитных скважин.

Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955 г.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ.

Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (хомутами), подается на электродвигатель с ротором которого связан вал центробежного электронасоса (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном - спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор и протектор.[]

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250 - 300 м, а иногда и до 600 м.

Отличительная особенность штанговой скважинной насосной установки (УШГН) состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Откачка жидкости осуществляется плунжерным (поршневым) насосом. Плунжер совершает возвратно-поступательное движение в цилиндре насоса.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШГН - поршневой насос одинарного действия, а целиком комплекс из насоса и штанг - двойного действия.

Жидкость из НКТ вытесняется через тройник в нефтесборный трубопровод.

.2 Основные узлы штанговой насосной установки

Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин - от десятков кг в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м (иногда до 3200-3400 м).

УШГН включает: наземное оборудование - станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления; подземное оборудование - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных скважинах.

Рисунок 3 - Установка скважинной насосной установки

- фильтр песочный, 2 - насос скважинный, 3 - НКТ, 4 - штанга, 5 - тройник, 6 - уплотнение сальниковое, 7 - сальниковый шток, 8 - подвеска трубная, 9 - СК, 10 - фундамент.

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

2.1.1 Станки-качалки

Станок-качалка (рисунок 4), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Рисунок 4 - Станок качалка типа СКД

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

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

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива).

Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

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

Таблица 6 - Классификация СКД

В шифре, например, СКД8-3,0-4000, указано Д - дезаксиальный; 8 - наибольшая допускаемая нагрузка Р_max на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3,0 - наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент М_{кр, max} на ведомом валу редуктора, умноженный на 10^-2 кН*м.

АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛП-114.00.000, разработанный совместно со специалистами ПО «Сургутнефтегаз».

Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

Техническая характеристика.

Нагрузка на шток. кН (тс) 60 (6)

Длина хода, м 1,2¸2,5

Число двойных ходов в минуту 1¸7

Мощность, кВт 18,5

Масса привода, кг 1800

Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример - передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР» фирмы «ЛАФКИН».

2.1.2 Устьевое оборудование при штанговой насосной эксплантации

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

В оборудовании устья колонна насосно-компрессорных труб в зависимости от ее конструкции подвешивается в патрубке планшайбы или на корпусной трубной подвеске.

Для уплотнения устьевого штока применяется устьевой сальник типа СУС1 или СУС2 (рисунок 5).

Арматура устьевая типа АУШ-65/50х14 состоит из устьевого патрубка с отборником проб, угловых вентилей, клапана перепускного, устьевого сальника и трубной подвески (рисунок 6).

Трубная подвеска, имеющая два уплотни тельных кольца, является основным несущим звеном насосно-компрессорных труб с глубинным насосом на нижнем конце и сальниковым устройством наверху. Корпус трубной головки имеет отверстие для выполнения исследовательских работ.

Арматура устьевая типа АУШ-65/50х14 состоит из устьевого патрубка с отборником проб, угловых вентилей, клапана перепускного, устьевого сальника и трубной подвески (рисунок 6).

Рисунок 5 - Устьевой сальник типа СУС1

- ниппель; 2 - накидная гайка; 3 - втулка; 4 - шаровая крышка; 5 - крышка головки; 6 - верхняя втулка; 7 - нажимное кольцо; 8,10 - манжеты; 9 - шаровая головка; 11 - опорное кольцо; 12 - нижняя втулка; 13 - кольцо; 14 - гайка; 15 - тройник; 16 - болт откидной; 17 - палец

Трубная подвеска, имеющая два уплотни тельных кольца, является основным несущим звеном насосно-компрессорных труб с глубинным насосом на нижнем конце и сальниковым устройством наверху. Корпус трубной головки имеет отверстие для выполнения исследовательских работ. Проекция скважины поступает через боковое отверстие трубной подвески, а сброс давления из затрубного пространства производится через встроенный в корпус трубной подвески перепускной клапан.

Рисунок 6 - Устьевая арматура типа АУШ

- отверстие для проведения исследовательских работ; 2 - сальниковое устройство; 3 - трубная подвеска; 4 - устьевой патрубок; 5, 8 и 9 - угловые вентили; 6 - отборник проб; 7 - быстросборная муфта; 10 - перепускной патрубок; 11 - уплотнительное кольцо

Техническая характеристика АУШ 65/50 Х 14

Рабочее давление, МПа:

в устьевом сальнике СУС при работающем станке-качалке 4 при остановленном станке-качалке  14

Условный проход, мм:

ствола 65

обвязки 50

Подвеска насосно-компрессорных труб конусная

Диаметр подвески труб, мм 73

Присоединительная резьба Резьба НКТ

(ГОСТ 632-80)

Диаметр устьевого патрубка, мм 146

Габариты, мм 3452х770х1220

Масса, кг 160

2.1.3 Штанги насосные (ШН)

Штанги насосные предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рис. 7). Изготавливаются основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные - 1000-1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.

Рисунок 7 - Насосная штанга

Шифр штанг - ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей - сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа.

Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из от-дельных штанг, соединенных посредством муфт.

Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ (рис. 17) - для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП - для соединения штанг разного диаметра.

Для соединения штанг применяются муфты - МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм).

АО «Очерский машиностроительный завод» изготавливает штанги насосные из одноосновоориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 80 кгс/мм². Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина 8000¸11000 мм.

2.1.4 Штанговые скважинные насосы ШСН

ШСН предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой не более 130°С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в скважину на штангах и насосно-компрессорных трубах. Различают следующие типы скважинных насосов (рисунок 8):

Рисунок 8 - Типы скважинных штанговых насосов

НВ1 - вставные с заулком наверху;

НВ2 - вставные с замком внизу;

НН - невставные без ловителя;

НН1 - невставные с захватным штоком;

НН2 - невставные с ловителем.

Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений:

а) по цилиндру:

Б - с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром;

С - с составным (втулочным) цилиндром.

б) специальные:

Т - с полным (трубчатым) штоком для подъема жидкости по каналу колонны трубчатых штанг;

А - со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;

Д1 м одноступенчатые, двухплунжерные для создания гидравлического тяжелого низа;

Д2 - двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости;

У - с разгруженным цилиндром (только для насосов типа НН2), обеспечивающим снятие с цилиндра технической нагрузки при работе.

Насосы всех исполнений, кроме Д1 и Д2, одноступенчатые, одноплунжерные:

в) по стойкости к среде:

без обозначения - стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3 г/л - нормальные;

И - стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л - абразивостойкие.

Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. При этом в зависимости от размера зазора (на диаметр) в паре «цилиндр-плунжер» выпускают насосы четырех групп.[1]

В условном обозначении насоса, например, НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы - исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры - диаметр насоса (мм), последующие длину хода плунжера (мм) и напор (м), уменьшенные в 100 раз и последняя цифра - группу посадки.

Цилиндры насосов изготовляют двух исполнений: ЦБ и ЦС.

ЦБ - цельный безвтулочный толстостенный;

ЦС - составной из набора втулок, стянутых внутри кожуха переводниками.

Исходя из назначения и области применения скважинных насосов, выпускают плунжеры и пары «седло-шарик» клапанов различных поверхностей.

Плунжеры насосов изготавливают четырех исполнений:

ПХ1 - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и с хромовым покрытием наружной поверхности;

ПХ2 - то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце;

П111 - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности напылением износостойкого порошка;

П211 - то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце.

Пары «седло-шарик» клапанов насосов изготавливают в трех исполнениях:

К - с цилиндрическим седлом и шариком из нержавеющей стали;

КБ - то же, с седлом и буртиком;

КИ - с цилиндрическим седлом из твердого сплава и шариком из

нержавеющей стали.

Скважинные насосы нормального исполнения по стойкости к среде, применяемые преимущественно для подъема жидкости с незначительным содержанием (до 1,3 г/л) механических примесей, комплектуют плунжерами исполнения ПХ1 или ПХ2 с парами «седло-шарик» исполнения К или КБ. Скважинные насосы абразивостойкого исполнения И, применяемые преимущественно для подъема жидкости, содержащей более 1,3 г/л механических примесей, комплектуют плунжерами исполнения П1И или П2И и парами «седло-шарик» исполнения КИ.

Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей, максимально унифицированных.

Скважинные насосы типа НВ1 выпускают шести исполнений:

НВ1С - вставной с замком наверху, составным втулочным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде; НВ1Б - вставной с замком наверху, цельным (безвтулочным) цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде; НВ1Б...И - то же абразивостойкого исполнения по стойкости к среде; НВ1БТ...И - то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде; НВ1БД1 - вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде; НВ1БД2 - вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, двухступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы всех исполнений, кроме исполнения НВ1БД1 и НВ1БД2, одноплунжерные, одноступенчатые.

Скважинные насосы типа НВ2 изготовляют одного исполнения: НВ2Б - вставной с замком внизу, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноплунжерный, одноступенчатый, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН выпускают двух исполнений:

ННБА - невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, сцепляющим устройством, одноступенчатый, одноплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;

ННБД1 - невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН1 изготовляют одного исполнения:

НП1С - невставной с захватным штоком, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН2 выпускают пяти исполнений:

НН2С - невставной с ловителем, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

НН2Б - невставной с ловителем, цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде;

НН2Б...И - то же, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НН2БТ...И - то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НН2БУ - невставной с ловителем, разгруженным цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде.

Все насосы типа НН2 - одноплунжерные, одноступенчатые.

Замковая опора типа ОМ предназначена для закрепления цилиндра скважинных насосов исполнений НВ1 и НВ2 в колонне насосно-компрессорных труб. Высокая точность изготовления поверхностей деталей опоры обеспечивает надежную герметичную фиксацию цилиндра насоса в насосно-компрессорных трубах на заданной глубине скважины и одновременно предотвращает искривление насоса в скважине.[1]

Замковая опора ОМ состоит из опорного кольца 2, пружинного якоря 3, опорной муфты 4, кожуха 5 и переводников 1 и 6.

Переводник имеет на верхнем конце гладкую коническую резьбу, при помощи которой опора соединяется с колонной насосно-компрессорных труб. Кольцо изготавливают из нержавеющей стали. Конической внутренней (15^о) фаской оно сопрягается с ответной конической поверхностью конуса замка насоса и обеспечивает герметичную посадку насоса.

Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от усилий трения движущегося вверх плунжера в период запуска в работу подземного оборудования. Максимальное усилие срыва замка 3¸3,5 кН.

2.3 Факторы, влияющие на подачу насоса

К факторам влияющим на коэффициент подачи насоса относятся:

. Деформация колонны штанг и колонны насосно-компрессорных труб так как насосы опускаются на большую глубину до 3500 м, то нагрузка на головку балансира (особенно при ходе плунжера вверх) очень велика и в соответствии с законом Гука происходит удлинение колонны штанг на некоторую величину до 30 см. При ходе плунжера вниз действует давление на основание (седло клапана и клапан) и происходит незначительное удлинение колонны насосно-компрессорных труб. В следствии этого длина хода полированного штока больше длины хода плунжера на величину деформации штанг и труб.

. Усадка жидкости. В скважинных условиях (на уровне приема насоса температура жидкости выше, чем в поверхностных условиях кроме того в жидкости растворен попутный газ, который десорбируется (выделяется) на устье скважины. В связи с этим объем жидкости в скважинных условиях меньше, чем в поверхностных. И коэффициент подачи снижается за счет этого фактора.

. Неполное заполнение связана с двумя факторами. Влияние вредного пространства между плунжером и всасывающем клапаном и при движении плунжера вверх происходит снижение давления и выделение свободного газа.

. Утеки в клапанах и плунжерной паре. В процессе работы штанговых насосов происходит абразивный износ движущихся частей насоса: плунжерные пары всасывающий и нагнетательный клапан. Вследствие износа происходит утечки жидкости и снижение коэффициента подачи насоса.

2.4 Исследование скважин оборудованных УШГН

Контроль за работой скважин, оборудованной УШГН, осуществляют путем ее исследования и динамометрирования.

Исследование скважин. Насосные скважины, оборудованные УШГН, исследуют в основном при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q и установления зависимости дебита от режимных параметров работы установки. По данным исследования аналогично, как и при других способах эксплуатации, определяют параметры пласта: пластовое давление, проницаемость, продуктивность, пористость и устанавливают режим работы скважины.

Дебит скважины равен подаче установки. Из этого можно сделать вывод, что дебит можно менять либо изменением длины хода штока (изменение места сочленения шатуна с кривошипом перестановкой пальца шатуна на кривошипе), либо изменением числа качаний (смена диаметра шкива на валу электродвигателя).

По сравнению с другими способами эксплуатации скважин особенность исследования в данном случае связана с определением забойного давления. Для прямого измерения забойного давления в затрубном пространстве (поскольку в НКТ находятся штанги) на стальной проволоке через патрубок устьевого оборудования при эксцентричной подвеске НКТ спускают малогабаритный скважинный манометр диаметром 22-25 мм. В глубоких и искривленных скважинах возможны прихваты и обрывы проволоки.

Прямые измерения забойного давления обеспечивают получения надежных результатов исследования, поэтому представляет интерес применения датчиков давления, постоянно находящихся в скважине.

Определение глубины от устья скважины до динамического уровня жидкости, устанавливающегося при каждом режиме откачки, осуществляют с помощью эхолота. Сущность эхометрии заключается в следующем. В затрубное пространство с помощью датчика импульса звуковой волны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс. Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливает кварцевым чувствительным микрофоном. Микрофон соединен через усилитель с регистрирующем устройством, которое записывает все сигналы (исходные и отраженные) на миконе в виде диаграммы. Измеряя длину записи на эхограмме, определяют время прохождения звукового сигнала от устья до уровня и обратно. Тогда вычисляют расстояние от устья до динамического уровня. Скорость зависит от давления, температуры и плотности газа. Для ее определения на колонне НКТ вблизи уровня на заданной глубине предварительно при очередном ремонте устанавливают репер-отражатель. В качестве репера служит утолщенная муфта или отрезок трубы, который на 50-65 % перекрывает затрубное пространство. На эхограмме получают сигнал, отраженный от репера. Тогда определяют аналогично время прохождения волны до репера и обратно, скорость звука.

Динамометрирование установок. Диаграмму нагрузки на устьвой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие динамометрированием УШГН. Это осуществляется с помощью динамографа. В зависимости от принципа работы различают механические, гидравлические, электрические, электромагнитные, тензометрические и другие динамографы. Наиболее распространенны гидравлические динамографы ГДМ-3 действующая на шток нагрузка передается через рычажную систему на мембрану камеры, заполненной жидкостью (спиртом или водой), где создается повышенное давление. Давление жидкости в камере, пропорциональное нагрузке на шток, передается по капиллярной трубке на геликсную пружину. При увеличении давления геликсная пружина разворачивается, а перо, прикрепленное к ее свободному концу, чертит линию на бумажном диаграммном бланке.

Для снятия динамограммы измерительную часть динамографа вставляют между траверсами канатной подвески штанг, а нить приводного механизма самописца прикрепляют к неподвижной точке (устьевому сальнику).

Известны динамографы механические, гидравлические, электрические, электромагнитные, тензометрические и др. Однако наибольшее распространение получили гидравлические динамографы, в которых нагрузка на полированный шток передается через рычажную систему на упругую диафрагму камеры, заполненной жидкостью. Давление жидкости в камере, пропорциональное усилию в штоке, по капилляру передается геликсной пружине. При увеличении давления геликсная пружина разворачивается и поворачивает перо, которое чертит линию на бумажном бланке, закрепленном на подвижном столике или барабане.

Рисунок 10 - Принципиальная схема гидравлического динамографа и его установки между траверсами канатной подвески

- шнур; 2 - шкив ходового вита; 3 - ходовой винт столика;

- направляющие салазки столика; 5 - бумажный бланк, прикрепляемый к столику; 6 - перо геликсной пружины; 7 - геликсная пружина; 8 - капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину с полостью силоизмерительной камеры; 9, 10 - нажимной диск; 11 - верхний рычаг силоизмерителыюй части; 12 - нижний рычаг силоизмерительной части

Перемещение столика пропорционально ходу полированного штока. Таким образом, смещение пера, пропорциональное усилиям в штоке, соответствует оси ординат, а смещение столика, пропорциональное ходу штока, - оси абсцисс.

Стандартное оборудование УШГН предусматривает возможность установки динамографа в разъеме между траверсами канатной подвески. Приводной механизм столика или барабана с помощью шнура соединяется с неподвижной точкой - сальником устьевого оборудования.

При движении штока вверх шнур разматывается со специального шкива, который при этом поворачивается на несколько оборотов, вращая червячный ходовой винт, и перемещает столик. Одновременно при этом заводится спиральная возвратная пружина. При обратном ходе столик возвращается в исходное положение с помощью возвратной пружины, вращающей червяк и шкив в обратном направлении. Шнур при этом наматывается на шкив, оставаясь в натянутом состоянии. К прибору придается три сменных шкива различного диаметра.

.5 Оптимизация режима эксплуатации скважин, оборудованных УШГН

Для обеспечения установленного технологического режима работы насосной установки и выявления причин отклонения от него систематически наблюдают за дебитом, содержанием газа и песка в добываемой продукции. Замеры на скважинах проводят по специально составленному графику не реже одного раза в 3 дня.

По данным замерам дебита и вычисленным коэффициентам подачи насоса судят о правильности установленного для скважины технологического режима или об имеющихся неполадках в работе насосной установки.

Улучшение режима эксплуатации и поддержание установленного режима в каждой скважине является очень важным мероприятием по увеличению производительности скважин.

Во время эксплуатации иногда добывные возможности скважин превышают подачу насосной установки. В то же время применение других, более высокопроизводительных способов эксплуатации скважин невозможно по различным техническим и технологическим причинам.

Поэтому стараются определить максимальный дебит жидкости, который можно получить из данной скважины путем подбора соответствующей насосной установки. Наряду с увеличением производительности скважин ставят задачу и увеличения межремонтного периода их работы. Последнее особенно важно при эксплуатации наклонных скважин.

Таким образом, критерием оптимизации ( количественным показателем экономического эффекта принимаемого решения) является прирост добычи и увеличение межремонтного периода работы скважин.

Процесс оптимизации режима работы скважин включает в себя выявление фонда скважин для технологических мероприятий по оптимизации режимов работы насосных установок, их подбор и практическое осуществление рекомендаций.

В начале расчетов по оптимизации необходимо определить коэффициент продуктивности работающей скважины. Для этого определяют забойное и пластовое давление или по динамическому и статическому уровням и дебиту, или же эти давления замеряют глубинными манометрами.

Забойное давление, рассчитываемое по динамическому уровню, складывается от массы газонефтяной смеси в затрубном пространстве скважины и затрубного давления, а также от массы газоводонефтяного столба в эксплуатационной колонне от приема насоса до верхних отверстий перфорации в работающей скважине.

Пластовое давление рассчитывают по замеренному статическому уровню во время остановки скважины на восстановление забойного давления до пластового.

Таким образом. Перед остановкой скважины отбивают динамический уровень и замеряют дебит, а по прохождении времени восстановления давления отбивают статический уровень.

Для определения максимально возможного дебита скважины задаются допустимым минимальным забойным давлением для данной скважины. При этом исходят из геолого - промысловых и технических ограничений: разрушение призабойной зоны, предотвращении выделения в призабойной зоне парафина, солей или свободного газа, сохранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца и т. д.

Задаются также минимальным давлением на приеме насоса, обеспечивающим его нормальную работу, т.е. без вредного влияния газа и с необходимой величиной коэффициента подачи.

При выборе штангового насоса и параметров откачивания S и n исходят из нагрузки в точке подвеса штанг. Величина этой нагрузки ограничивается прочностью штанговой колонны и грузоподъем-ностью станка - качалки.

Остальные расчеты производят в соответствии со схемой выбора насосной установки, приведенной выше.

В наклонной скважине глубину подвески насоса определяют с учетом удлинения ее ствола.

При значительном отклонении оси насоса от вертикали ухудшаются условия работы всасывающего и нагнетательного клапанов. Поэтому определяют допустимый угол наклона, обеспечивающий нормальную работу насоса.

Надежность работы насосной установки зависит от сил трения между цилиндром и плунжером, определяемых в значительной степени величиной изгиба оси штангового насоса. Поэтому определяют радиус скважины, позволяющий располагать насос без деформации.

Оптимальный дебит в работающих скважинах можно установить путем улучшения коэффициента подачи насоса, принятия мер борьбы с песком или уменьшения суточного отбора жидкости.

На практике часто встречаются случаи, когда производительность насосной установки превышает продуктивность скважины несмотря на использование насоса малого диаметра. Такие скважины называют малодебитными ( дебит менее 5 т\ сут).

После пуска в эксплуатацию малодебитной скважины насос быстро откачивает поступающую из пласта жидкость, уровень ее снижается до приема насоса. В результате этого коэффициент подачи насоса резко падает. Для повышения коэффициента полезного действия насосной установки , уменьшения износа ее отдельных узлов и сокращения расхода электроэнергии ( т.е. для оптимизации режима работы насосной установки ) такие скважины переводят на периодическую эксплуатацию. Последняя заключается в том, что после понижения уровня до приема насоса скважину останавливают для накопления жидкости, после чего вновь пускают в работу. Целесообразность периодической эксплуатации и соответствующий режим работы скважины устанавливают путем анализа данных исследования ее на приток.

Наиболее подходящими для перевода на периодическую эксплуатацию являются скважины, не дающие песка, имеющие низкие коэффициенты продуктивности ( медленно восстанавливающие уровень жидкости ) и сравнительно высокие статические уровни. К этой категории относятся скважины с высоконапорными пластами, с очень слабыми притоками жидкости.

Скважины с низким и быстро восстанавливающимся статическим уровнем нецелесообразно переводить на периодическую эксплуатацию, т.к. возникает необходимость частого запуска и остановки станка - качалки. Если этого не делать, то будет наблюдаться снижение добычи нефти.

В большинстве малодебитных скважин приток нефти из пласта непрерывно уменьшается с подъемом уровня жидкости из - за создающегося противодавления на пласт. Поэтому периоды накопления жидкости устанавливают исходя из допустимых потерь и экономической эффективности различных режимов эксплуатации малодебитной скважины.

Наибольший эффект достигается при наличии в скважинах зумпфа ( часть скважины ниже подошвы эксплуатируемого пласта, используемая для накопления жидкости и различных осадков ) достаточной высоты. Такие скважины эксплуатируются без противодавления на пласт.

.6 Анализ выхода из строя УШГН на Покачевском месторождении

Таблица 6 - Отказы УШГН с наработкой до 50 суток

За 2009 год произошло 3 отказа в категории с наработкой до 50 суток. За 1 кв. 2010 года произошел 1 отказа.

Таблица 7 - Отказы УШГН с наработкой от 51 до 100 суток

В 2009г. в категории с наработкой от 51 до 100 суток произошло 8 отказов. За 1 кв. 2010 года произошло 2 отказ.

В 2009г. в категории с наработкой от 101 до 365 произошло 92 отказа. За 1 кв. 2010 года произошло 57 отказов, что составляет 61% от всех отказов произошедших в 2009г.

Таблица 8 - Отказы УШГН с наработкой от 101 до 365 суток

.7 Подбор оборудования УШГН

Скважина № 8141, Куст 629, месторождение Покачевское

Исходные данные:

Пластовое давление Р_пл. = 15,8 Мпа;

Забойное давление Р_з = 13,8 Мпа;

Плотность нефти ρ_н = 850 кг/м³;

Обводненность n= 86%;

Глубина скважины Н_ф = 2417м;

Газовый фактор G= 51 м³/м³;

Длина хода плунжера S = 1500 мм;

Диаметр плунжера насоса d_пл. = 38 мм.

. Определяем глубину спуска насоса:

, м, (1)

L = 2100 - (13,8 - 9,5 ) ·10⁶) / 965,6 · 9,8 = 1650 м

где Р_пр.опт- оптимальное давление на приеме насоса, МПа.

Оптимальное давление на приеме насоса устанавливается опытным путем для каждого месторождения Р_пр.опт = 2...2,5 МПа.

Плотность смеси ниже приема насоса:

при малом газосодержании и обводненности более 80%, определяется по формуле:

r_см=r_в×n_в+r_н(1- n_в)                                              (2)

при высоком газосодержании и обводненности менее 80%, по формуле:

. Определяем плотность смеси ниже приема насоса

, кг/м³,                                     (3)

ρ_см = (850 + 1,1 · 51 + 1000 · (0,86/(1- 0,86)) /(1,12 + (0,86/1- 0,86)) = 965,6 кг/м³

где в - объемный коэффициент нефти, принимаем условно в - 1,12.

. Определяют объемную производительность установки, задавшись предварительно коэффициентом подачи насоса α_п = 0,6...0,8:

м³/сут,                                                              (4)

Q_об = 15/ (0,9656·0,6) =25,9 м³/сут

По диаграмме: А.Н. Адонина для базовых станков качалок выбирают по дебиту (Q_об) и глубине спуска насоса (L_н) диаметр насоса (плунжера) (d_н) и тип станка качалки (СК), смотрите рисунки 1, 2, записывают техническую характеристику выбранного станка - качалки.

В зависимости от диаметра, глубины спуска насоса выбирают конструкцию колонны штанг.[5]

Устанавливают параметры работы УШГН (режим откачки). Правильно назначенный режим откачки должен характеризоваться максимальной длиной хода S (см. техническую характеристику выбранного СК), минимальным диаметром насоса. Число качаний вычисляется по формуле:

. Определяем число качаний балансира в минуту:

,                               (5)

где F_пл- площадь поперечного сечения плунжера, определяют, но справочным таблицам или по формуле:

n = 25,9/(1440·15,2·1,5·0,6·0,9656) =14 кач/мин

. Определяем площадь поперечного сечения плунжера насоса:

, м²,                                                                                                                     (6)

F_пл = (3.14 · (0,044)²) / 4 = 0,00152 м²

. Определяют необходимую мощность по формуле Д. В. Ефремова:

N=0,000401×π××S×n×r_см×L_н, кВт,            (7)

=0,000401·3,14·(0,038)²·1,5·14·965,6·1650·((10,9·0,82)/0,9·0,82+0,6)·1=59,6 кВт

где η_н и η_ск - соответственно КПД насоса и КПД станка-качалки, η_н = 0,9, η_ск = 0,82;

a_п - коэффициент подачи насоса (см. пункт 3); К - коэффициент степени уравновешенности СК, дли уравновешенной системы К = 1-2. Выбирают тип электродвигателя.

По диаграмме Адонина определяем тип станка - качалки:

СК10-2115

тип насоса НВ2-38

Насос вставной с нижним расположением замковых опор с диаметром плунжера 38 мм, длиной хода плунжера 1500 мм, длинной самого плунжера 1000 мм.

покачевский месторождение нефть насос

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Расчёт годовой добычи нефти и товарной продукции

Смена оборудования УШГН на скважине производится бригадой ПРС, состоящей из двух операторов, работающих на устье скважины и машиниста подъёмника.

При работе используется следующее технологическое оборудование: подъёмник АПРС-40 для проведения спуско-подъёмных операций; агрегат цементировочный ЦА-320М для промывки скважины, агрегат 2АРОК для обслуживания станка-качалки; установка ППУ для пропарки подземного оборудования с целью удаления парафиновых и асфальто-смолистых отложений, автоцистерна АЦ-10 для перевозки технологических жидкостей; самопогрузчик промысловый ПС-0,5 для перевозки штангового насоса и другого оборудования. Одновременно со сменой насоса проводится промывка скважины.

В результате смены оборудовании УШГН произошёл прирост добычи нефти.

Суточный дебит скважины по нефти:

- до замены оборудования: Q_сут1=0,8 т/сут;

- после замены оборудования: Q_сут2=1,8 т/сут.

Годовую добычу нефти определим по формуле:

Q_год=Q_сут∙К_экспл∙365,                                                                (8)

где К_экспл - коэффициент эксплуатации, принимаем К_экспл=0,967.

Годовая добыча нефти до мероприятия:

Q_год1=0,8∙0,967∙365=282,36 т.

Годовая добыча нефти после мероприятия:

Q_год2=1,8∙0,967∙365=635,32 т.

Прирост годовой добычи нефти за счёт проведения мероприятия:

ΔQ= Q_год2- Q_год1 ,                                                                              (9)

ΔQ=635,319 -282,364 =352,955 т.

Товарную продукцию определим по формуле:

ТП= Q_год∙Ц,                                                                            (10)

где Ц - цена одной тонны нефти, Ц=15200 руб.

Товарная продукция до мероприятия:

ТП₁=282,364 ∙15200=4291872 руб.

Товарная продукция после мероприятия:

ТП₂=635,319 ∙15200=9656864 руб.

.2 Расчет фонда оплаты труда

Затраты на оплату труда определяются исходя из численности рабочих и тарифных ставок.

Согласно технологической карте для производства работ требуется: оператор ПРС 4-го разряда - 1 чел.; оператор ПРС 5-го разряда - 1 чел.; машинист подъёмника 6-го разряда - 1 чел.

Тарифные ставки приведены в таблице 9

Таблица 9 - Часовые тарифные ставки работников

Определим среднюю тарифную ставку рабочих по формуле:

 , (11)

где Т_i - тарифная ставка i-го разряда, руб/ч;

N_i - количество рабочих, имеющих i-й разряд;

n - число разрядов.

В соответствии с принятыми данными получим:

Заработная плата производственных рабочих по тарифу (основная заработная плата) определяется по формуле:

ЗП_осн=Т_ср·Т_эф·N,                                                                     (12)

где Т_эф - эффективный фонд рабочего времени, принимаем в качестве Т_эф время проведения работ по замене оборудования, Т_эф =107 часов;

N - число рабочих, N=3.

ЗП_осн=85,8∙107∙3=27541,8 руб.

Доплата за работу в ночное время

Ночными считаются часы работы с 22 до 6 часов утра. Они составляют 1/3 от эффективного фонда рабочего времени. Доплата за работу в ночное время составляет 40% часовой тарифной ставки за каждый час работы в ночное время и определяется по формуле:

                                 (13)

.

Доплата за работу в праздничные дни. Ведётся в двойном размере и определяется по формуле:

где Т_пр - количество праздничных дней, Т_пр = 12.

Д_пр=2∙85,8∙12∙3=6177,6 руб.

Премия. Максимальный размер премии составляет 40% за оплату в отработанное время, с учётом доплаты за работу в ночное время

ПР=(ЗП_осн+Д_н)∙0,4,                                                                           (15)

ПР = (27541,8 + 3672,24) ∙0,4 = 12485,62 руб.

Районный коэффициент. Принят в размере 70% и начисляется на оплату за отработанное время с учётом премии и доплат, определяется по формуле:

РК=(ЗП_осн+ПР+Д_пр)∙0,7,                                                                   (16)

Северная надбавка. Начисляется в размере 50%, определяется по формуле:

СН=(ЗП_осн+ПР+Д_пр)∙0,5,                                                                  (17)

Фонд оплаты труда:

ФЗП_осн= ЗП_осн+ПР+Д_пр+ Д_н+РК+СН,                                              (18)

ФЗП_осн=27541,8+12485,62+6177,6+3672,24+32343,51+23102,51=105323,28 руб.

Дополнительная заработная плата. Включает доплаты за сверхурочное время, за отклонения от нормальных условий труда, оплату внутрисменных простоев, учебных отпусков, определяется по формуле:

                                                               (19)

где Д_доп - процент дополнительной заработной платы.

Значение Д_доп определяется по формуле:

                                                                 (20)

где Д_о - число дней отпуска, Д₀ =45;

Д_п - число праздничных дней в году, Д_п =12;

Д_в - число выходных дней в году, Д_в =104;

Д_к - число календарных дней в году, Д_к =365.

Общий фонд заработной платы работников:

ФЗП_р=ФЗП_осн+ФЗП_доп ,                                                                              (21)

ФЗП_р=105323,28+24277=129600,3 руб.

3.3 Расчёт начислений на заработную плату

Отчисления на заработную плату составляют 34,5% от общего фонда заработной платы. Отчисления на заработную плату складываются из отчислений:

% - пенсионный фонд;

,9% - фонд социального страхования;

,1% - фонд обязательного медицинского страхования;

,5% - страхование от несчастных случаев.

СВ= ФЗП_р·0,305,                                                                              (22)

СВ=129600,3∙0,305=39528,1 руб.

.4 Расчёт затрат на материалы

Затраты на материалы вычисляются по формуле:

С_в = Ц·Q,                                                                                (23)

где Ц_i - цена материала, руб.;

Q_i - норма расхода материала на весь объём работ.

Жидкость глушения:

С_в1=84,8∙8,5=720,8 руб.

Жидкость промывочная:

С_в2=68,5∙15=1027,5 руб.

Итого затрат на материалы:

С_в=720,8+1027,5=1748,3 руб.

Таблица 10 - Затраты на материалы

.5 Расчёт затрат на услуги технологического транспорта

Затраты на услуги технологического транспорта состоят из затрат на проведение технологических операций и определяются по формуле:

З_то =С_1мч∙t ,                                                                     (24)

где t - время проведения технологической операции;

С_1мч - стоимость одного машино-часа работы оборудования, руб.

Используемый при технологическом процессе транспорт, время работы, стоимость машино-часа и результаты вычислений сведены в таблицу 7.

Подъёмник АПРС-40:

З_то1=40∙858,41=34336,4 руб.

Насосный агрегат ЦА-320:

З_то2=12∙1260,88=15130,56 руб.

Агрегат 2 АРОК:

З_то3=6∙894,35=5366,1 руб.

Установка ППУ:

З_то4=4∙2662,11=10648,44 руб.

Автоцистерна АЦ-10:

З_то5=18∙785,56=14140,08 руб.

Самопогрузчик промысловый ПС-0,5:

З_то6=6∙904,76=5428,56 руб.

Итого:

З_то=34336,4 +15130,56 +5366,1+10648,44+14140,08+5428,56=85050,14 руб.

Таблица 11 - Затраты на проведение технологических операций

.6 Расчёт цеховых расходов

Цеховые расходы - косвенные расходы, которые определяются в процентном отношении от фонда заработной платы. Они включают:

- заработную плату вспомогательных рабочих;

- начисления на зарплату вспомогательных рабочих;

- расходы на содержание малоценных и быстроизнашивающихся инструментов и приспособлений;

- затраты на охрану труда и ТБ;

- затраты на рационализаторство и предпринимательство;

- прочие расходы.

Цеховые расходы определяются по формуле:

 (25)

где П_ц - процент цеховых расходов, принимаем П_ц=95%

.7 Расчёт себестоимости подбора оборудования

Сведём все статьи затрат в таблицу 12.

Таблица 12 - Затраты на проведение мероприятия

.8 Расчёт экономической эффективности

Экономическая эффективность смены оборудования определяется последующим увеличением добычи нефти за счёт его оптимальной работы.

Исходные данные для расчёта экономической эффективности сведём в таблицу 13.

Таблица 13 - Исходные данные для расчёта экономической эффективности

Эксплуатационные затраты ΔЗ на добычу дополнительной нефти ΔQ определим по формуле:

ΔЗ=У_пер·ΔQ,                                                                  (26)

где У_пер - условно-переменные затраты на добычу дополнительной нефти, (затраты которые прямо зависят от количества добытой нефти)

У_пер =4100 руб/т.

ΔЗ=4100∙352,96=1447115,5 руб.

Всего затрат на добычу дополнительной нефти с учётом затрат на проведение мероприятия:

ΔЗ_т= ΔЗ+З',                                                                            (27)

гдеЗ' - затраты на проведение мероприятия, по рассчитанной смете

З'=378799,24 руб.

ΔЗ_т=1447115,5+378799,24=1825914,74 руб.

Определим затраты на добычу нефти без использования мероприятия по формуле:

З_т1=Q_год1·C₁,                                                                  (28)

где   Q_год1            -             объём добытой нефти до мероприятия, Q_год1=282,36 т/год;

C₁ - себестоимость 1 т нефти, добытой до мероприятия,

C₁ = 9200 руб/т.

З_т1=282,36 ∙9200=2597712 руб.

Затраты на добычу нефти с использованием мероприятия определим по формуле:

З_т2=З_т1+ΔЗ_т ,                                                                  (29)

З_т2=2597712+1825914,74=4423626,74 руб.

Себестоимость добычи 1 т нефти, добытой с использованием мероприятия:

С₂=З_т2/Q_год2 ,                                                                  (30)

где Q_год2 - объём добытой нефти после мероприятия, Q_год2=635,32 т/год.

С₂=4423626,74/635,32=6562,63 руб.

Снижение себестоимости:

ΔС= С₁- С₂,                                                                   (31)

ΔС=9200-6562,63=2237,17 руб.

Определим балансовую прибыль до мероприятия:

П₁=ТП₁- З_т1,                                                                  (32)

П₁=4291872-2597712=1694160 руб.

после мероприятия:

П₂=ТП₂- З_т2,                                                                  (33)

П₂=9656864 -4423626,74=5233237,26 руб.

Определим прирост балансовой прибыли от дополнительной добычи нефти:

ΔП=П₂-П₁,                                                                     (34)

ΔП=5233237,26 - 1694160=3539077,26 руб.

Налог на прибыль определим, считая ставку налога на прибыль равную 20%:

до мероприятия:

Н₁=20·П₁/100,                                                                (35)

Н₁=20∙1694160/100=338832 руб.

после мероприятия:

Н₂=24·П₂/100,                                                                         (36)

Н₂=20∙5233237,26/100=1046647,452 руб.

Прирост налога:

ΔН=Н₂-Н₁,                                                                              (37)

ΔН=1046647,45-338832 =707815,45 руб.

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия:

до мероприятия

П_пр1=П₁-Н₁,                                                                             (38)

П_пр1=1694160-338832=1355328 руб.

после мероприятия

П_пр2=П₂-Н₂ ,                                                                            (39)

П_пр2=5233237,26-1046647,45=4186589,81 руб.

Прирост прибыли:

ΔП_пр= П_пр2 - П_пр1 ,                                                                             (40)

ΔП_пр=4186589,81-1355328=2831261,81 руб.

По результатам расчёта составляем сравнительную таблицу технико - экономических показателей - таблица 14.

Таблица 14 -Таблица технико-экономических показателей

4. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

.1 Техника безопасности

Устье скважины 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, дистанционным 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 дистанционным 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 пункт.

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 20 см.

Кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой станка-качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору (технической колонне) и раме.

Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм², толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей - 10 мм.

Заземляющие проводники, соединяющие раму станка-качалки с кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены в землю не менее, чем на 0,5 м.

В качестве заземляющих 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.

Работа по обслуживанию станков-качалок весьма опасны и трудоемки. Это обусловлено наличием движущихся частей и токонесущих линий, необходимостью смазки, обслуживания, частой смены и ремонта узлов и деталей. Опасности устраняются при надежном ограждении всех движущихся частей и проведении смазки, наладки, ремонта оборудования при полной остановке станка- качалки. Для устранения опасности падения с высоты при обслуживании и ремонте устраиваются площадки с ограждениями.

Работы, связанные со снятием и надеванием канатной подвески, откидыванием или опусканием головки балансира, перестановкой пальцев кривошипов и уравновешиванием станков-качалок, присоединением и отсоединением траверсы, сменой балансира и откидной головки, снятием и установкой роторных противовесов, редукторов, электродвигателей, должны проводиться при использовании различных устройств, приспособлений и быть механизированы. При перестановки и смене пальцев кривошипно-шатунного механизма на сальниковых шток следует установить зажим, а шатун надежно прикреплен к стойке станка-качалки. Во избежание несчастных случаев рабочее место подготавливают так, чтобы создать определенные удобства для выполнения указанной операции. Шатун после отсоединения от кривошипа привязывают к стойке станка-качалки, а пальцы выпрессовывают посредством предназначенного для этого приспособления с использованием привода и тормоза станка-качалки. Устанавливать балансир в требуемое положение путем проворачивания вручную шкивов клиноременной передачи запрещается.

Перед началом ремонтных работ в насосных скважинах головка балансира станка-качалки должна быть откидана назад или отведена в сторону.

Откидывание и опускание головки балансира, а так же снятие и надевание канатной подвески следует проводить при помощи приспособлений, исключающих необходимость подъема рабочего на балансир станка-качалки.

Техническое состояние крепления каких-либо частей проверяется после остановки станка-качалки. [2]

Перед пуском станка-качалки после выполнения ремонтных работ убирают инструмент и различные приспособления, устанавливают на место предохранительные ограждения и обязательно проверяют отсутствие посторонних людей в опасной зоне.

.2 Охрана окружающей среды

Как источник загрязнения, кусты скважин выделяют в атмосферу углеводороды. В аварийных случаях или при нарушении технологии возможны выбросы нефти и пластовых вод со скважин, ГЗУ, дренажных емкостей и выкидных трубопроводов на территорию кустовой площадки.

Площадки кустов скважин имеют периметральные защитные обвалования, предотвращающие излив или смыв загрязняющих веществ с территории площадки с талыми водами или осадками.

Промбазы цехов существенного загрязнения окружающей среде не наносят, кроме выбросов в атмосферу сварочных аэрозолей. В цеху полготовки производства при работе пилорамы и столярного цеха происходит выброс в атмосферу древесной пыли после очистки.

Трубопроводные сети представляют собой герметичные системы и только в аварийных случаях возможен выброс в атмосферу углеводородов и на рельеф нефти и подтоварной воды.

Как источники загрязнения, комплексные сборные пункты являются основными источниками загрязнения атмосферы. От резервуаров, различных емкостей, отстойников, сепараторов, насосных блоков происходит выброс углеводородов в атмосферу. При сжигании газа или нефти на котельных происходит выброс в атмосферу двуокиси углерода и двуокиси азота.

Площадки КСП оборудованы замкнутыми системами утилизации пром ливневых и сточных вод с территории площадки, резервуары имеют защитные обваловки, площадки технологических аппаратов имеют бетонный бордюр. Для аварийного сброса нефти или жидкости на каждой площадке КСП предусмотрены аварийные шламовые амбары, соединённые с системой утилизации промливневых вод. Котельные работают на нефти и газе. Попутный газ с КСП подаётся на Белозёрный ГПЗ, КС и в аварийных ситуациях (гидратные пробки, аварии на газопроводах, остановки ГПЗ) и при капремонте (газопроводов, КСП, КС) газ сжигается на факелах, процент утилизации газа по предприятию составляет 97,6 %.

С целью поддержания пластового давления закачка в продуктивные пласты Самотлорского месторождения производится с КНС. Водоснабжение КНС осуществляется подачей пластовой воды с площадок ППН. Вода поступает на приём КНС ( давление на приёмах насосов от 0,2 до 1Мпа) через выкида насосов (давление до 15Мпа) по сети водоводов высокого давления закачивается в нагнетательные скважины.

При нормальной эксплуатации системы герметичны и загрязнение окружающей среды не происходит, в аварийной ситуации может произойти выброс жидкости на рельеф, в озёра или реки. БКНС оборудованы замкнутыми системами сбора и утилизации промливневых и сточных вод с территории площадок. Учёт закачиваемой воды на кустовых насосных станциях ведётся ультразвуковыми счётчиками воды, установленными на приёмном водоводе КНС.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте рассматривалась геологическая характеристика Покачевского месторождения: орогидрография, стратиграфия, литология и тектоника продуктивных горизонтов месторождения, физико-химические свойства нефти и газа и режим разработки залежи.

На Покачевском месторождении 35% фонда скважин оборудование установками штангового глубинного насоса, что говорит об уменьшении дебита скважин и большой обводненности.

В технико-технологической части описаны основные узлы штанговой насосной установки, а именно станка-качалки и штангового насоса. Рассмотрены виды и конструкция вставных и невставных насосов, оборудование устья скважины при штанговой насосной эксплуатации. Классифицированы факторы, влияющие на подачу насоса и исследование штанговой насосной установки.

Так же в технологической части был произведен расчет подбора оборудования установки штангового глубинного насоса. По диаграмме Адонина была выбран привод насоса станка-качалки типа СКН10-2115.

ГОСТ 5866-76 и тип вставного насоса НВ2-38.

В экономическом расчете себестоимость подбора оборудования УШГН складывается из затрат на заработную плату рабочих бригады, затрат на материалы, затрат на эксплуатацию технологического оборудования, затрат на обязательные выплаты (ЕСН), цеховых затрат.

Экономическая эффективность мероприятия определяется количеством дополнительно добытой нефти - согласно технологическому расчёту годовой объём дополнительно добытой нефти составил 352,96 т. В результате этого произошло снижение себестоимости нефти на 2237,14 руб. и увеличение чистой прибыли на 2831261,81 руб.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учеб. Для Э 11 техникумов - М.: Недра, 1989 - 480 с.: ил.

2. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1990 - 427с.: ил.

. Махмудов С.А. Монтаж, эксплуатация и ремонт скважинных насосных установок: справочник мастера. - М.: Недра, 1987.

. Никишенко С.Л. Нефтепромысловое оборудование: Учебное пособие. - Волгоград: Издательство «Ин-Фолио», 2008. - 416 с.:ил.

. Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие. - Волгоград: Издательство «Ин-Фолио», 2008. - 352 с.:ил.

6. Технологическая схема разработки Покачевского месторождения. - Тюмень: НИПИНП, 1992. - 34 с.

7. Юрчук А.М. Расчёты в добыче нефти. Учебник для техникумов, 3-е изд., перераб. и доп., - М.: Недра¸ 1979 - 271 с.:ил.