Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай

Дипломная работа

В скважину опускают промывочные трубы, после чего к промывочным трубам наращивают промывочное устройство, затем в верхний конец промывочного устройства ввинчивают наращиваемую трубу и спускают в скважину. При этом башмак промывочных труб должен находиться выше уровня пробки на 15-20 м. Затем устье оборудуют головкой для обратной промывки. Чем ближе установлено промывочное устройство к уровню пробки, тем больше эффективность данного приспособления. Однако глубина установки промывочного устройства до начала промывки зависит от ряда факторов и, в частности, от способа эксплуатации, глубины подвески труб, конструкции состояния эксплуатационной колонны. Ее можно определить расчетным путем.

Для отвода жидкости, выходящей из колонны промывочных труб, пользуются также отводной головкой. На устье устанавливают сальник для обратной промывки и через его отвод закачивают промывочную жидкость в затрубное пространство. Вследствие перекрытия межтрубного пространства манжетой жидкость через отверстия в корпусе 2 и продольные каналы циркуляционной муфты 1 подается по трубам к забою скважины (пробке).

Смесь размытой пробки и жидкости поднимается по затрубному пространству до циркуляционной муфты и, проходя через ее поперечные каналы и патрубок 7, поступает в промывочные трубы, а затем выносится на поверхность.

По окончании размыва пробки на длину наращенной трубы, элеватор, загруженный колонной промывочных труб, сажают на сальник и закачивают 1-2 м 3 жидкости (для подъема размытой пробки на безопасную высоту).

Затем наращивают новую трубу. Такие операции повторяются в зависимости от мощности пробки. По окончании промывки снимают с устья скважины сальник, поднимают трубы с промывочным устройством.

Рисунок 7 — Схема промывки скважины от песчаной пробки с применением промывочного устройства ПУ-1

Рисунок 8 — Промывочное устройство ПУ-1

1.4.2.1 Прямая промывка водой

При прямой промывке жидкость нагнетают в промывочные трубы, а размытый песок выносится на поверхность по кольцевому (межтрубному) пространству между промывочными трубами и эксплуатационной колонной; при обратной промывке промывочную жидкость нагнетают в кольцевое пространство, а размытый песок движется по промывочным трубам.

При прямой промывке жидкость нагнетают насосом через стояк, промывочный шланг и вертлюг в трубы. Восходящий поток вместе с размытой пробкой поднимается по межтрубному пространству на дневную поверхность.

10 стр., 4829 слов

Промывка скважин при бурении

... разведочного бурения. промывка скважина бурение Рисунок 1 - Прямая промывка скважин буровой насос; 2 - нагнетательный шланг; 3 - вертлюг - сальник; 4 - колонна бурильных труб; 5 - ... отстойник; 10 - приемный бак Обратная промывка (рис.2), когда промывочная жидкость движется к забою по кольцевому пространству между бурильными трубами и стенками скважины, омывает забой, входит в отверстия ...

По мере размыва и выноса пробки промывочные трубы медленно опускают, пока вертлюг не дойдет до устья. После этого продолжают нагнетать жидкость, пока размытая пробка не будет поднята до устья скважины, т.е. до чистой воды. Затем наращивают новую трубу и продолжают промывку скважины.

Для повышения эффективности прямой промывки применяют ряд приспособлений, усиливающих разрушительное действие струи промывочной жидкости (мундштук-перо, фреза, фрезер Мельникова, карандашный мундштук, бросовый наконечник и др.).

Основные преимущества прямой промывки: лучший размыв пробки жидкостью, выходящей из башмака промывочных труб; возможность применения на конце промывочных труб различных насадок для усиления размывающей способности струи жидкости.

Основные недостатки этого способа промывки: низкая скорость восходящей струи жидкости, вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх: при большом диаметре эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться недостаточной для выноса крупных частиц песка; необходимость промывки скважины до чистой воды перед каждым наращиванием труб (во избежание их прихвата вследствие оседания песка); неизбежность перерывов в процессе промывки скважины перед каждым наращиванием труб, при этом перерывы являются более длительными, чем при обратной промывке.

1.4.2.2 Обратная промывка водой

При обратной промывке жидкость нагнетается через манифольд в тройник с герметизатором, уплотняющим НКТ, в затрубное пространство и, размывая пробку, поднимается по НКТ до тройника манифольда, а по нему к приемной емкости.

При обратной промывке жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам, благодаря чему достигаются большие скорости восходящего потока, обеспечивается вынос на поверхность более крупных фракций песка и, следовательно, ускоряется процесс промывки.

При обратной промывке для герметизации устья скважины применяют сальник для обратной промывки скважин, оно действует подобно самоуплотняющемуся поршню. Давление промывочной жидкости распирает резиновое уплотнение и тем самым герметизирует кольцевое пространство.

Во избежание загрязнения рабочего места, обливания рабочих струей промывочной жидкости, выходящей на поверхность, применяют головку для отвода жидкости.

Основными преимуществами обратного способа промывки являются: большая скорость восходящего потока жидкости, что почти полностью устраняет возможность прихвата труб; кратковременность перерывов в процессе промывки перед каждым наращиванием труб.

Недостатками этого способа промывки являются: меньшая интенсивность размыва пробки; относительно высокое избыточное давление на забое скважины в связи с высокой скоростью восходящего потока жидкости в трубах, что при низких пластовых давлениях приводит к проникновению в пласт больших объемов промывочной жидкости; невозможность полного вскрытия фильтра в скважинах, поглощающих промывочную жидкость; невозможность применения насадок, а следовательно, и промывки скважины от плотных песчаных пробок.

В таких случаях рекомендуется применять комбинированную промывку.

После выноса песка скважину промывают до полной ликвидации пробки.

1.4.3 Гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки

14 стр., 6509 слов

Буровые промывочные жидкости

... породы на забое и прихватах бурового инструмента. 2. Способы промывки При бурении скважин промывочная жидкость должна циркулировать по замкнутому гидравлическому контуру. В зависимости от ... породоразрушающего инструмента. Буровой раствор также охлаждает бурильные трубы, нагревающиеся вследствие трения о стенки скважины. Буровые растворы обладают относительно высокой теплоемкостью, поэтому функция ...

1.4.3.1 Определение глубины установки промывочного устройства в глубиннонасосных скважинах

В глубиннонасосных скважинах, в которых после промывки пробки предусматривается подъем труб, глубина установки промывочного устройства определяется так же, как и для компрессорных скважин при подъеме всех труб. В скважинах, в которых не предусмотрен подъем труб, вопрос о глубине установки ПУ-1 решается следующим образом [3].

Если глубина подвески насоса после промывки будет оставлена без изменения или будет уменьшена, устройство ПУ-1 присоединяют к верхней трубе находящихся в скважине труб. После этого, наращивают промывочные трубы из расчета установки их башмака на 15 м выше уровня пробки. Если же после промывки скважины предусматривается увеличение глубины подвески насоса, то необходимо добавить трубы соответствующих длин. Затем установить ПУ-1 и спустить трубы в скважину. Перед промывкой скважины башмак промывочных труб должен находиться выше пробки на 15 м. По окончании промывки из скважины поднимают наращенные промывочные трубы с ПУ-1.

Задача 1. Определить глубину установки промывочного устройства в глубиннонасосной скважине глубиной 1800 м, которая выбыла из эксплуатации вследствие образования в ней пробок. Интервал перфорации 1785-1755 м. Глубина уровня пробки 1730 м. По окончании промывки промывочные трубы будут подняты.

Решение. Определим длину l3 промывочных труб, подлежащих спуску в скважину до присоединения к ним промывочного устройства, по формуле:

l3=l2+ml1, (1)

где l2 — расстояние от искусственного забоя скважины до нижних отверстий фильтра, т.е. глубина зумпфа, м; т-коэффициент, предусматривающий безопасные условия работ при промывке скважины (берется в пределах 3-5, принимаем m=4); l1 — длина фильтра, м.

Тогда в формуле (1) в правой части второе слагаемое будет представлять собой учетверенную длину фильтра (4l1).

Минимальное расстояние от ПУ-1 до верхних отверстий фильтра должно быть не менее 30м.

l1=H1-H2 (2)

где H1, H2 — глубина соответственно нижних и верхних отверстий фильтра.

Подставляя данные в формулу (2), имеем:

l1=1785-1755=30 м.

Длина зумпфа скважины:

l2=H-H1 (3)

где Н — глубина скважины, м.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (3), будем иметь:

l2=1800-1785=15 м.

Тогда по формуле (1) получим:

l3=15+4(1785-1755) = 135 м.

После установки ПУ-1 на расчетной глубине продолжают спуск промывочных труб, общую длину которых до начала промывки скважины определяют по формуле:

l=H3-l0 (4)

где H3 — глубина верхнего уровня пробки, м; l0 — минимальное расстояние между башмаком промывочных труб и верхним уровнем пробки, необходимое, чтобы избежать посадки труб в пробку (l0=15-20 м, принимаем l0=15 м).

Тогда

l=1730-15=1715 м.

Задача 2. По условиям предыдущей задачи определить глубину установки ПУ-1, если в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм выше отверстий фильтра имеется дефект на глубине 1505 м.

Решение. Определим длину промывочных труб, спускаемых в скважину до присоединения к ним промывочного устройства:

l3=(H-H4)+l0′ (5)

где Н4 — глубина местонахождения дефекта в эксплуатационной колонне, м; l0′ — расстояние от ПУ-1 до дефекта колонны, обеспечивающее безопасное ведение работ по промывке скважины от пробки, м (l0’=20-25 м, принимаем l0′ =20 м).

Тогда по формуле (5) будем иметь:

l3= (1800-1505) + 20 = 315 м.

Определим общую длину труб, спускаемых в скважину перед началом промывки:

l3= (1800-1505) + 20=315 м.

Технологический расчет

Задача 3. Произвести гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки.

Определить:

1) давление на выкиде насоса;

2) давление на забое скважины;

3) необходимую мощность двигателя;

4) время на промывку скважины для удаления пробки

5) разрушающее действие струи при промывке скважины.

Исходные данные: глубина скважины H=1800 м; диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм; диаметр промывочных труб d=73 мм; максимальный размер песчинок, составляющих пробку, д=0,45 мм; глубина фильтра скважины 1785-1755 м; уровень песчаной пробки равен 1730 м.

Для промывки используется насосная установка УН1Т=100Ч200.

В таблице 1.4.3.1 приведена характеристика насоса НП-100ХЛ1 насосной установки УН IT-100Ч200 при частоте вращения вала двигателя, равном 1070 об/мин, общем коэффициенте полезного действия з=0,8 и диаметре плунжера, равном 125 мм.

Таблица 1.4.3.1 — Подача и давление, развиваемые насосом НП-100ХЛ1

Скорость коробки передач

Число двойных ходов плунжера в минуту

Подача, дм3/с

Давление, МПа

I

49,8

3,8

20,0

II

72,8

5,6

17,1

III

110,0

8,4

11,3

IV

168,0

12,9

7,4

Прямая промывка водой

Решение.

1) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных трубах диаметром 73 мм по формуле:

(1)

где л — коэффициент трения при движении воды в трубах (данные приведены ниже); dB — внутренний диаметр промывочных труб, мм; vH -скорость нисходящего потока жидкости, м/с.

На рисунке 9, находим скорости нисходящего потока воды при соответствующей подаче насоса, т.е.

Подача VH

на I 3,8 дм 3 /с l,26 м/с

II 5,6 дм 3 /с 1,85 м/с

Ш 8,4 дм 3 /с 2,78 м/с

IV 12,9 дм 3 /с 4,27 м/с

Ниже приведены коэффициенты гидравлического сопротивления.

Диаметр труб, мм … 48 60 73 89 102 114

л 0,040 0,037 0,035 0,034 0,033 0,032

Подставив численные значения величин, входящих в формулу (1), находим потери напора h, при работе установки на IV скоростях:

2) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в затрубном пространстве скважины по формуле:

(2)

где ц — коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости. Находится в пределах 1,1-1,2, принимаем ц=1,2; л — коэффициент трения при движении воды в затрубном пространстве, определяется по разности диаметров 168 мм (Dв=150 мм) и 73 мм (dH=73 мм) труб: 150-73=77 мм, что почти соответствует внутреннему диаметру 89-мм труб, для которых л=0,034; dH — наружный диаметр промывочных труб; vв — скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с (определяем по таблице 1.4.3.2).

Для расходов жидкости на I, II, III и IV скоростях насосной установки УН1Т-100Ч200 по таблице находим соответствующие значения скоростей восходящего потока для 73 мм промывочных труб, спущенных в 168 мм колонну: они равны v’в=0,28; v»в =0,41; v»’в =0,62; vIVв=0,96 м/с.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (2), получим потери напора h2 при движении жидкости с песком в затрубном пространстве:

Рисунок 9 — Зависимость объемного расхода воды q от линейной скорости движения vH в насосно-компрессорных трубах d=73 мм

на I скорости

на II скорости

на III скорости

Таблица 1.4.3.2 — Скорость движения жидкости в затрубном пространстве (м/с)

Расход жидкости q, дм3/с

Диаметр эксплуатационной колонны, мм

146

168

Диаметр насосно-компрессорных труб, мм

60

73

89

60

73

89

102

114

1

0,10

0,11

0,14

0,06

0,07

0,09

0,10

0,13

2

0,19

0,22

0,28

0,13

0,15

0,17

0,21

0,27

3

0,29

0,33

0,42

0,20

0,22

0,27

0,31

0,40

4

0,38

0,44

0,56

0,27

0,30

0,34

0,41

0,54

5

0,48

0,55

0,70

0,34

0,37

0,43

0,52

0,67

6

0,57

0,66

0,85

0,40

0,44

0,52

0,62

0,81

7

0,67

0,77

0,99

0,47

0,52

0,61

0,73

0,95

8

0,77

0,88

1,13

0,54

0,60

0,70

0,83

1,08

9

0,86

0,99

1,27

0,60

0,66

0,78

0,93

1,21

10

0,96

1,10

1,41

0,67

0,74

0,87

1,04

1,35

12

1,15

1,32

1,69

0,81

0,88

1,04

1,25

1,62

15

1,44

1,65

2,11

1,01

1,11

1,36

1,56

2,02

17

1,63

1,87

2,39

1,15

1,25

1,48

1,77

2,30

20

1,92

2,20

2,82

1,35

1,49

1,74

2,08

2,70

на IV скорости

3) Определяем потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в затрубном пространстве по формуле К. А. Апресова:

(3)

где т — пористость песчаной пробки (принимаем равной 0,3); F — площадь проходного сечения 168-мм эксплуатационной колонны (F=177 см 2 ); l — высота пробки промытой за один прием (длина двухтрубки равна 14 м); f — площадь поперечного сечения кольцевого пространства между 168-мм и 73-мм трубами (f=135 см2 ); рп — плотность зерен песка (рп=2600 кг/м3); рж — плотность промывочной жидкости — воды (рж=1000 кг/м3 ); Vкр — скорость свободного падения песчинок в воде для песчинок размером д=0,45 мм равна 4,90 см/с (берется из данных таблицы 1.4.3.3); Vв — скорость восходящего потока жидкости, см/с.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (3), находим потери напора h3 при работе установки:

на I скорости

на II скорости

на IV скорости

Таблица 1.4.3.3 — Скорость свободного падения песчинок в воде Vкр

Размер зерен, мм

Скорость свободного падения, см/с

Размер зерен, мм

Скорость свободного падения, см/с

Размер зерен, мм

Скорость свободного падения, см/с

0,01

0,01

0,17

2,14

0,45

4,90

0,03

0,07

0,19

2,39

0,50

5,35

0,05

0,19

0,21

2,60

0,60

6,25

0,07

0,36

0,23

2,80

0,70

7,07

0,09

0,60

0,25

3,00

0,80

7,89

0,11

0,90

0,30

3,50

0,90

8,70

0,13

1,26

0,35

3,97

1,00

9,50

0,15

1,67

0,40

4,44

1,20

11,02

4) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды. Эти потери находим по таблице 1.4.3.4 путем интерполирования.

Потери напора, возникающие в шланге h4 и вертлюге h5, составляют в сумме при работе: на I скорости

(h4+h5)I=7,2 м;

на II скорости

(h4+h5)II =15 м;

на III скорости

(h4+h5)III=31,8 м;

на IV скорости

(h4+h5)IV=128 м.

Таблица 1.4.3.4 — Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге

Расход воды, дм3/с

Потери напора, м

Расход воды, дм3/с

Потери напора, м

3

4

8

29

4

8

9

36

5

12

10

50

6

17

12

104

7

22

15

186

5) Находим потери напора h6 на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии от насоса агрегата до шланга. Принимаем длину этой линии l=50 м. Тогда по формуле (1) находим потери напора:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

6) Определяем давление на выкиде насоса (в МПа):

(4)

где — сумма потерь, м.

Подставляя значения, имеем:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

7) Определяем давление на забое скважины при работе установки:

(5)

где Н — глубина скважины, м.

Подставляя данные в формулу (5), получим давление на забое скважины:

8) Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки, по формуле

(6)

где за — общий механический к. п. д. насосной установки (принимаем равным за = 0,8).

Подставляя в формулу (6) полученные данные, будем иметь:

Из расчета видно, что так как насосная установка УН1Т-100Ч200 имеет номинальную полезную мощность 83 кВт, то работа ее на IV скорости невозможна. Поэтому все дальнейшие расчеты будем вести для первых трех скоростей установки.

9) Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки:

(7)

Подставляя данные в формулу (7), получим K установки:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

10) Определим скорость подъема размытого песка, который находится как разность скоростей:

(8)

Подставляя фактические данные в формулу (8), получим значения скоростей подъема:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

11) Определим продолжительность подъема размытой пробки после промывки скважины на длину колена (двухтрубки) до появления чистой воды по формуле:

(9)

Итак, продолжительность подъема песка:

12) Определяем размывающую силу (силу удара) жидкости по формуле:

(10)

где Q — подача агрегата, дм 3 /с; f — площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, т.е. площадь поперечного сечения промывочных труб (для 73-мм колонны f=30,19 см2 ); F — площадь проходного сечения эксплуатационной колонны (для 168-мм колонны равна 177 см2 ).

Подставляя эти данные в формулу (10), получим значения Р:

Обратная промывка водой

1) Определим потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в затрубном пространстве между 168-мм и 73-мм трубами по формуле:

(1)

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (1), будем иметь для работы агрегата:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

2) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в 73-мм трубах по формуле:

(2)

где vв — скорость восходящего потока (равна скорости нисходящего потока vH при прямой промывке).

Поэтому в расчетах воспользуемся значениями скоростей, определенных ранее по рисунке 8. Подставляя данные в формулу (2), получим значение h2 при работе агрегата:

3) Определяем потери напора на уравновешивание разности плотности жидкостей в промывочных трубах и в кольцевом пространстве по формуле К.А. Апресова, в которую вместо площади сечения кольцевого пространства подставляют площадь внутреннего сечения 73-мм труб, равную 30,19 см 2 . Следовательно, имеем следующие значения h3 при работе агрегата:

Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге при обратной промывке отсутствуют: h4+h5=0

4) Определяем потери напора h6 на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии. Они будут такими же, как и при прямой промывке:

h6I=2,28 м

h6II=4,92 м

h6III=11,11 м

h6IV=26,23 м

5) Определяем давление на выкиде насоса по формуле (4) при прямой промывке:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

6) Определяем давление на забое скважины по формуле (5) при прямой промывке:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

7) Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки по формуле (6):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

Как видно из расчетов, работа на IV скорости насосной установки невозможна.

Сравнивая мощности, необходимые для промывки скважины от пробки при прямой и обратной промывках (на одной и той же скорости установки), можно убедиться, что соответствующие мощности при обратной промывке больше, чем при прямой.

8) Определяем коэффициент использования максимальной мощности насосной установки по формуле (7):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

9) Определяем скорость подъема размытого песка по формуле (8) при работе агрегата:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

10) Определяем продолжительность подъема размытого песка по формуле (9):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

11) Определяем, размывающую силу струи жидкости по формуле (10), в которую вместо f подставляем значение площади кольцевого пространства между 168-мм эксплуатационной колонной и 73-мм промывочными трубами (f — 135 см2):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

Определяя гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки, можно сказать, что обратная промывка водой является более эффективной, чем прямая промывка водой. Потому что, время на промывку скважины для удаления пробки уходит гораздо меньше, чем при прямой промывки, размывающая сила струи жидкости также меньше и сравнивая мощности, необходимые для промывки, можно убедиться, что мощности при обратной промывке больше, чем при прямой промывке.

1.4.4 Расчет РНМ

1.4.4.1 Исходные данные для проектирования

Периметр расчетного контура Рр = 38000 м;

Площадь в расчетном контуре Sн = 46Ч106 м 2 ;

  • Эффективная толщина в контуре h = 19 м;
  • Глубина скважины Н = 2170 м;

Проницаемость к = 0,6Ч10-12 м 2 ;

  • Вязкость нефти µн = 18Ч103 Па•с;
  • Вязкость пластовой воды µв = 4,5Ч103 Па•с;
  • Радиус скважины rс = 1,3Ч10-3 м;
  • Пористость m = 0,4;
  • Коэффициент нефтенасыщения в = 0,58;
  • Коэффициент нефтеотдачи з = 0,8;
  • Пересчетный коэффициент в = 1,4 м3/т;
  • Пластовое давление Рпл = 21,1 МПа;
  • Давление насыщения Рнас = 14,6 МПа;
  • Эффективно действующий газовый фактор Gэф = 94 м3/т.

1.4.4.2 Схематизация формы залежи

Выбранный эксплуатационный объект имеет неправильную геометрическую форму. Точный расчет для данного случая можно выполнить только на электроинтеграторе. Однако выяснено, что при соблюдении определенных условий замена формы залежи правильной геометрической фигурой дает достаточную точность. Заменим площадь выбранного эксплуатационного объекта площадью кольца, внешний периметр которого равен периметру расчетного контура.

Все дальнейшие расчеты проводятся для площади кольца. Замена кольцом делается, когда соотношение малой оси месторождения к большой более одной трети и менее одной второй. Если эта величина будет менее одной трети, то месторождение моделируется полосой.

Из условия замены определим внешний радиус кольца (радиус расчетного контура):

(1)

Радиус центральной батареи (последнего ряда) определяется из условия равенства площадей (запасов):

Sн= р(rн2 — rц2), (2)

откуда

(3)

Как было указано, радиус расчетного контура равен 6051 м, радиус последнего ряда равен 4686 м. Эксплуатационные ряды и скважины в них располагаем по методике ВНИИ. Для выбора рационального варианта разработки исследуем три расчетных варианта с различным числом эксплуатационных рядов, а именно, от одного до трех. В расчетах принимается, что одновременно в эксплуатации находятся максимально три ряда. Отключение каждого внешнего ряда означает конец этапа.

Здесь рассмотрим вариант, в котором число рядов равно трем, тогда

, (4)

где rц — радиус последнего ряда, rц = r3 = 4686 м.

На рисунке 10 для заданного с3 и числа рядов, равного трем, получим

Тогда

r2= 6051•0,850 = 5143 м

r1= 6051•0,925 = 5597 м

По этому же графику находим

Откуда

2 lg rн — lg л1 — lg lg rн/rc = 3,8

lg л1=2 lg rн — lg lg rн/rc -3,8

lg л1 =2 lg 6051 — lg lg -3,8

lg л1=2,8

Находим значения

Окончательно принимается: r1 =5597 м; r2 =5143 м; r3 =4686 м.

Зная величины lgл/rc2, и число рядов, работающих одновременно, находим на рисунке 11 расстояние между скважинами в ряду. Соединяя точки, соответствующие значениям 0,16; 0,18; 0,20 на оси с точкой 6,3 на оси lgл/rc2, найдем 2у на каждом ряду для трех вариантов разработки и все значения /rc сводим в таблицу 1.4.4.1.

Таблица 1.4.4.1 — Значения /rc для трех рядов трех вариантов разработки

/rc

І вариант

ІІ вариант

ІІІ вариант

1 ряд

4,1104

5,7105

8,2105

2 ряд

3,4104

5,0105

7,8105

3 ряд

2,8104

4,8105

6,9105

Откуда находим значения 2, таблица 1.4.4.2.

Таблица 1.4.4.2 — Расстояние между скважинами

2, м

I вариант

II вариант

III вариант

1 ряд

112,0

201

298

2 ряд

105,4

195

246

3 ряд

87,00

171

222

Найдем число скважин в рядах ni=2Чri/2i, значения которых сводим в таблицу 1.4.4.3.

Таблица 1.4.4.3 — Число скважин в рядах

n

I вариант

II вариант

III вариант

1 ряд

313

160

98

2 ряд

333

166

120

3 ряд

404

189

133

Рисунок 10 — Расчетная диаграмма расположения рядов скважин

Рисунок 11 — Номограмма для определения расстояний между скважинами

2. Экономическая часть

2.1 Структура нефтяных предприятий

Нефтяная промышленность, как отрасль промышленности представляет собой единый хозяйственный комплекс, призванный обеспечить потребности страны, связанные с добычей нефти, газа и газового конденсата.

Производственная единица — нефтегазодобывающее управление (НГДУ) осуществляет организацию своего производства на принципах специализации и кооперирования. В организационную структуру НГДУ входят специализированные цехи, призванные выполнять определенные их положением функции и объемы производства [7].

Основное производство в нефтегазодобывающих управлениях осуществляется через инженерно-технологические службы (центральные и районные).

Вспомогательное производство сосредоточено в базах производственного обслуживания.

База производственного обслуживания призвана проводить цикл ремонтных и вспомогательных работ.

В системе управления различают управляющую и управляемую подсистемы. Управляемая подсистема состоит из ряда взаимосвязанных производственных подразделений и коллективов (цехов, различного рода служб, бригад).

Управляющая подсистема состоит из совокупности органов управления, представляющих собой специализированные отделы и руководство производственного объединения, предприятия или производственной единицы. Обе подсистемы связаны между собой посредством информации, взаимно воздействуют друг на друга, совершенствуясь в своем развитии.

В НГДУ управляющей подсистемой является аппарат управления, состоящий из специализированных отделов. В цехах управление осуществляется администрацией цеха.

Организация производства предопределяет организацию труда рабочих основного и вспомогательного производства.

2.2 Организационная характеристика НГДУ «Жетыбаймунайгаз» и организация основного и вспомогательного производства

Нефтегазодобывающее управление «Жетыбаймунайгаз» состоит из четырех групп организационных подразделений: аппарата управления, инженерно-технической службы, базы производственного обслуживания цехов и предприятий, непосредственно подчиненных руководству НГДУ.

Инженерно-техническая служба обслуживает выполнение текущего плана по добыче нефти и газа, собирает всю технологическую и производственную информацию о процессе добычи, координирует деятельность всех производственных подразделений на территории предприятия.

В состав инженерно-технической службы входят: центральная инженерно-техническая служба (ЦИТС) и нефтепромыслы.

Аппарат ЦИТС, состоит из 2-х групп:

  • технологической, осуществляющей сбор и первичную обработку технологической информации, анализ текущего состояния добычи нефти, разработку мероприятий по поддержанию установленного технологического режима работы скважин;
  • диспетчерской, осуществляющей надзор за производственным процессом и координацию деятельности производственных подразделений.

Нефтяные промыслы собирают технологическую и производственную информацию, координируют работу по территории и поддерживают чистоту территории вокруг закрепленных за ними скважин и объектов.

База производственного обслуживания является производственным подразделением НГДУ. Она осуществляет эксплуатацию числящегося на балансе управления и закрепленного за ней механического и энергетического оборудования, поддерживает их в рабочем состоянии и обеспечивает бесперебойную работу всех производственных объектов.

2.3 Особенности организации труда и заработной платы в НГДУ «Жетыбаймунайгаз»

Организация труда в любом предприятии, в том числе и в нефтегазодобывающем, представляет собой часть организации, которая предусматривает рациональный подбор, расстановку и использования рабочих кадров, обеспечивает максимально эффективное использование рабочего времени и средств производства.

Организация труда включает в себя:

  • организацию и обслуживание рабочего места;
  • режим работы;
  • расстановку рабочих кадров;
  • охрану труда и обеспечение технической безопасности;
  • подбор, подготовка и повышение квалификации работников;
  • организация соревнований.

На 1 августа 2006 г. по НГДУ «Жетыбаймунайгаз» среднесписочная численность всего персонала составляет 1023 человек, в том числе занятых на производстве 793 человек, в аппарате управления 100 человек, в социальной сфере 130 человек.

Оплата труда рабочих производится по повременно-премиальной, сдельной и косвенно-сдельной системе оплаты труда. Средний разряд рабочих составляет 4,0.

В управлении разработано и утверждено положение о премировании рабочих, ИТР и служащих в целях усиления материальной заинтересованности в конечных результатах.

Среднемесячная заработная плата на одного работника по НГДУ «Жетыбаймунайгаз» составила 50177 тенге, в том числе промышленно-производственного персонала — 54840 тенге, в социальной сфере -17818 тенге.

2.4 Технико-экономические показатели и анализ разработки месторождения Жетыбай

Месторождение Жетыбай введено в разработку в 1983 г. Разбуривание опытного участка длилось около 4 лет с 1983 по 1987 гг.

В настоящее время на месторождении 1980 скважин, из них 1099 эксплуатационные, 373 нагнетательные, 29 наблюдательных, 6 скважин в консервации. В бездействии находится 469 скважин, в простое — 29 скважин из эксплуатационного фонда и 2 скважины из нагнетательного фонда.

За 2006 г. по нефтегазодобывающему управлению «Жетыбаймунайгаз» добыто 2039239 т. нефти и газового конденсата, 174300 тыс. м 3 попутного и природного газа. Выполнение государственного задания по добыче нефти и газа соответственно составило 102% и 102,5%, сверх плана 39239 т. нефти выполнено на 103,1%. Закачано воды в пласт 6001 тыс. м3 при плане — 6000 тыс.м3 или 100,02% к плану.

На 01.09.06 г. дополнительная перфорация была проведена на 29 добывающих скважинах, дополнительная добыча 28,641 тыс. тонн нефти, гидроразрыв пласта на 65 скважинах, солянокислотная обработка на 13 добывающих скважинах, дополнительная добыча — 15530 тыс. тонн нефти, солянокислотная обработка на 32 нагнетательных скважинах, дополнительная закачка 181179 мі воды, капитальный ремонт на 101 скважине.

За отчетный период введено в эксплуатацию 63 (при плане 82) новых и 18 скважин из числа бездействующих на начало года (при плане 36).

Произведено 962 скважинной операций ПРС (при плане 940), 36 скважинной операций КРС (при плане 30) и 111 скважинной операций канатной техникой (при плане 100).

Затраты на выпуск товарной продукции за отчетный год составили 60044 тыс., при плане — 58929. По итогам отчетного года получен перерасход затрат на производство против плана на сумму 1115 тыс. тенге, а против плановых затрат на выполненный объем получена экономия на сумму 431 тыс. тенге. Получено снижение затрат на один тенге товарной продукции против плана на 0,49 тиын [7].

Снижение себестоимости против плана:

1 т. товарной продукции на 0,06 тенге, при плане — 28,43;

1 т. нефти и газового конденсата на 0,03 тенге, при плане — 28,68;

1000 мЗ попутного газа на 0,44 тенге, при плане — 12,56.

За 2006 г. на балансе НГДУ состоит основных производственных фондов на сумму 360015 тыс. тенге, в том числе стоимость скважин составила 257255 тыс. тенге. За 2006 г. введено основных фондов на сумму 22060 тыс. тенге, из них стоимость скважин составила — 13956 тыс. тенге. Среднегодовая стоимость основных производственных фондов составила 367162 тыс. тенге, в том числе скважин 257567. За отчетный год показатель фондоотдачи по НГДУ составил 14 тиын, при плане 13,5 тиын.

Расчет удельной себестоимости нефти при существующем и рассчитанном вариантах компоновки скважины.

Внедрение новой техники и различных внедряемых технических мероприятий всегда ведет к изменению себестоимости продукции. Уровень затрат в добыче нефти меняется соответственно дополнительно извлекаемому объему постатейно.

1. Расчет амортизации

Амортизационные отчисления на основные средства, пришедшие на смену базовой технике, рассчитываются в зависимости от дополнительных капитальных вложений на приобретение новой техники и норм амортизации в статье «Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования».

Сост = , (1)

Агод = , (2)

где Na — норма годовых амортизационных отчислений, %;

  • Сост — остаточная стоимость оборудования;
  • Сп — первоначальная стоимость оборудования;
  • Та — срок работы оборудования.

Годовые амортизационные отчисления:

Агод = , (3)

где Сск — стоимость станка-качалки;

  • Снкт — стоимость колонны НКТ;
  • Сшт — стоимость колонны штанг;
  • Сскв — стоимость скважины;
  • Na — норма амортизации соответствующего оборудования.

Остаточная стоимость скважины:

Сост = тенге.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Стоимость двухступенчатой колонны штанг рассчитана исходя из стоимости 1т штанг — С, массы одного погонного метра — q и их длины — l:

Сшт = С1 l1 q1 + С2 l2 q2 , (4)

Сшт1 = 84500

  • 316
  • 2,35 / 1000 + 91000
  • 574
  • 3,14 / 1000 = 226764,46 тг.

Стоимость колонны НКТ рассчитана исходя из стоимости 1т НКТ — С, массы одного погонного метра — q и глубины спуска насоса — L:

Снкт = С q L, (5)

Снкт1 = 91000

  • 1000
  • 9,5 / 1000 = 864500 тенге.

Сск1 = 9100000 тенге.

Агод1=

тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки стоимость оборудования рассчитывается по тем же формулам:

Сшт2 = 58500

  • 216
  • 2,35 / 1000 + 67600
  • 474
  • 3,14 / 1000 = 130307,74 тенге.

Снкт2 = 65000

  • 690
  • 9,5 / 1000 = 426075 тенге.

Сск2 = 2730000 тенге.

Агод2 = тг.

2. Расчет фонда оплаты труда

Изменение затрат по основной и заработной плате рассчитывают, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации. При изменении численности и разряда рабочих, изменение ФЗП нужно рассчитывать на основе тарифных ставок в зависимости от системы оплаты труда. Если же меняется только численность рабочих, то необходимо определить экономию фонда оплаты труда по средней зарплате, соответствующей категории работников.

Минимальная заработная плата в РК — 7000 тенге.

Тарифный коэффициент принят из тарифной сетки, учитывая, что ПТП работает повременной форме оплаты труда.

Коэффициент, учитывающий дополнительную зарплату — 1,75 от основной.

Территориальный коэффициент, действующий в РК — 1,14

Районный коэффициент — 1,35.

ФОТ = Минимальная ЗП Ч Тарифный коэффициент Ч Количество месяцев Ч Районный коэффициент Ч Территориальный коэффициент Ч Коэффициент дополнительной ЗП Ч Численность ПТП

Для существующего варианта компоновки оборудования:

ФОТ1= 7000 10,85 12 1,35 1,14 1,75 6 = 14727768,3 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

ФОТ2 = 7000 10,85 12 1,35 1,14 1,75 4 = 9818512,2 тенге.

3. Отчисления от ФОТ

Представляют 31% от ФОТ.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зотч1 = 0,31 14727768,3 = 4565608,17 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зотч2 = 0,31 9818512,2 = 3043738,78 тенге.

4. Расчет энергетических затрат

Энергетические затраты рассчитываются по формуле:

Зэл = Q Эуд Цэ, (6)

где Q — количество нефти в тоннах;

  • Эуд — удельный расход электроэнергии, приходящийся на подъем 1 т. нефти при рассчитанном и существующем вариантах компоновки оборудованием, кВт•ч;

Цэ — цена одного кВт ч

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зэл1 = 1,6 70 5,2 = 582,4 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зэл2 = 1,6 45 5,2 = 374,4 тенге.

5. Затраты на подготовку и перекачку нефти будут одинаковы как для рассчитанного так и для существующего варианта компоновки оборудования:

Зпп = Q (Цпод + Цпер), (7)

где (Цпод + Цпер) — сумма цен подготовки и перекачки 1т. нефти.

Зпп = 1,6 (520 + 455) = 1560 тенге.

6. Затраты на ППД для расчетного варианта аналогичны существующему:

Зппд = Qв Цз Энв (8)

где Qв — объем закачиваемой воды, т/сут

Цз — цена закачки 1 м3 воды, тенге

Энв — норма расхода электроэнергии на закачку 1 м3 воды 23 кВт/ч

Зппд = 4,8 25 23 = 2760 тенге.

7. Прочие отчисления

Составляют 25% от ФОТ

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зотч1 = 0,25 14727768,3 = 3681942,075 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зотч2 = 0,25

  • 9818512,2 = 2454628,05 тенге.

8. Затраты на ремонт оборудования рассчитываются по формуле:

Зрем = , (9)

где КВ — капитальные вложения (ОПФ);

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зотч1 = тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зрем2 = тенге.

9. Общие цеховые затраты определяются как 0,2 от суммы всех статей затрат:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Зцех1 = (6695480,57 + 14727768,3 + 4565608,17 + 582,4 + 1560 + 2760 + + 3681942,075 + 1618246,188) 0,2 = 6258292,7 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Зцех2 = (5923668,15 + 9818512,2 + 3043738,78 + 374,4 + 1560 + 276 + + 2454628,05 + 1535387,677) 0,2 = 4555629,0 тенге.

10. Общие годовые затраты определяются как сумма всех статей затрат:

Для существующего варианта компоновки оборудования:

Згод1 = 6695480,57 + 14727768,3 + 4565608,17 + 582,4 + 1560 + 2760 + + 3681942,075 +1618246,188 + 6258292,7 = 37549756,4 тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

Згод2 = 5923668,15 + 9818512,2 + 3043738,78 + 374,4 + 1560 + 276 + +2454628,05 + 1535387,677 + 4555629,0 = 27333774,3 тенге.

11. Удельная себестоимость 1 т. нефти определяется как отношение эксплуатационных годовых затрат к годовому объему добычи.

Для существующего варианта компоновки оборудования:

С1 = тенге.

Для рассчитанного варианта компоновки оборудования:

С2 = тенге.

12. Годовой экономический эффект от применения рассчитанного варианта компоновки оборудования, обеспечивающего экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:

Э = (С1 — С2) Q2 (10)

где С1 — себестоимость нефти до внедрения нового оборудования;

  • С2 и Q2 — себестоимость и объем добычи нефти после внедрения оборудования;
  • Э = (5179,3 — 3770,2) 7250 = 10215975 тенге.

Таблица 2.1 — Основные технико-экономические показатели до и после промывки скважины

Показатели

До про-мывки скважины

После промывки скважины

Объем добычи по скважине, т/сут

1,4

1,6

Амортизационные отчисления, тенге.

6695480,57

5923668,15

Фонд оплаты труда (ФОТ), тенге.

14727768,3

9818512,2

Энергетические затраты, тенге.

582,4

374,4

Затраты на подготовку и перекачку нефти, тенге.

1560

1560

Затраты на ППД, тенге.

276

276

Прочие отчисления, тенге.

3681942,075

2454628,05

Затраты на ремонт оборудования, тенге.

1618246,188

1535387,677

Общие цеховые затраты, тенге.

6258292,7

4555629,0

Общие годовые затраты, тенге.

37549756,4

27333774,3

Удельная себестоимость 1 т. нефти, тенге.

5179,3

3770,2

Годовой экономический эффект, тыс. тенге.

10215,9

3. Охрана труда и окружающей среды

3.1 Опасные и вредные факторы на предприятии

К производственным опасностям и профессиональным вредностям на нефтедобывающих предприятиях относятся неблагоприятные метеорологические условия (ветер, пыль, туман), вредные вещества, шум, вибрация, взрывоопасные вещества и т.д [15].

Климат района полупустынный, резко континентальный. Лето знойное и сухое, температура воздуха достигает плюс 40-45?С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами. Температура воздуха зимой понижается до минус 30?С. Атмосферных осадков выпадает мало.

Высокий уровень электрификации нефтяных промыслов и тяжелые условия эксплуатации электрооборудования (сырость, переменные температуры, наличие горючих взрывоопасных и агрессивных веществ), вызывает поражение обслуживающего персонала.

Опасными элементами нефти являются углерод и водород. Опасность и вредность нефти зависит от количества тяжелых и легких углеводородных фракций. Попутный газ содержит 75,97% метана, 5,89% этана, 2,7% пропана, 1,25% бутана, 4,9% углекислоты, 0,81% азота, 3,29% сероводорода. Метан, этан, пропан, бутан относятся к числу не ядовитых и пожароопасных. При содержании их в воздухе около 10% человек испытывает недостаток кислорода, а при большом содержании может наступить удушение.

Предельно взрывоопасные допустимые концентрации углеводородов занесены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 — Предельно взрывоопасные допустимые концентрации веществ в воздухе рабочей зоны

Вещество

ПДВК

Вещество

ПДВК

Об.%

Мг/м3

Мг/л

Об.%

Мг/м3

Мг/л

Аммиак

0,75

5500

5,50

Н-пентан

0,07

2050

2,05

Бензол

0,07

2250

2,25

Пропан

0,11

1900

1,90

Бутан

0,09

2250

2,25

Метан

0,30

4600

4,60

Метан

0,25

1650

1,65

Этан

0,15

1800

1,80

Керосин

0,07

3700

3,70

Этилен

0,15

1700

1,70

3.2 Мероприятия по обеспечению безопасности труда

3.2.1 Указания мер безопасности при ремонте скважин

Капитальный и текущий ремонт скважин отличаются многообразием и трудоёмкостью выполняемых работ, наличием многих опасных моментов [14].

Основными причинами несчастных случаев является неправильные или опасные приемы работы, неисправность оборудования и инструмента, плохая подготовка рабочего места, не удовлетворительная организация обучения и инструктажа рабочих, отсутствие технического надзора за работой.

Специализированные бригады по ремонту скважин выполняют спуско-подъемные операции (СПО), обследование, чистку пробок, свабирование, освобождение прихваченных насосно-компрессорных труб, изоляционные работы и крепление пород призабойной зоны, ремонт и исправление обсадных колонн, цементирование скважин, ловильные и другие работы. Все эти работы должны быть механизированы. Для этого применяются стационарные вышки и мачты, самоходные агрегаты, талевые системы, приспособления и инструменты.

К ремонту скважин допускаются лица, обученные согласно положению о порядке обучения работников безопасным методам работы. Организационные, технические и технологические требования выполнения которых является обязательным для обеспечения безопасного производства работ, изложена в «Отраслевой инструкции по безопасности труда при капитальном ремонте скважин» (РД-08-15-94) и «Правилах ведения ремонтных работ в скважинах» (РД 153-39-023-97) разработанных в НПО «Бурение».

Руководящие работники, специалисты, служащие, рабочие находящиеся на объектах, содержащих сероводород более 6 %, на период проведения ремонтных работ обязаны выполнять Устав (распорядок) о дисциплине работников предприятий и организации, занятых освоением газовых и нефтяных месторождений с высоким содержанием сероводорода. При ремонте скважин, в продукции которых содержится сероводород, обслуживающий персонал должен пройти обучения и проверку знаний, также в соответствии с «Инструкцией по безопасному ведению работ при разведке и разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений с высоким содержанием сероводорода и других вредных и агрессивных веществ» [13], [16].

Бригады по текущему и капитальному ремонту скважин должны вести «Журнал проверки состояний условий труда». В этом журнале ИТР и общественные инспектора по технике безопасности записывают результаты плановых внеочередных проверок состояния техники безопасности, а также мероприятия по устранению выявленных нарушений.

Перед проведением ремонтных работ территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время очищена от снега и льда.

Площадка для установки передвижных подъемных агрегатов должна сооружаться с учетом грунта, типа агрегата, характера выполняемой работы и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.

Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными надписями в соответствии с типовыми перечнями, утвержденными Министерством в установленном порядке.

Бригада по ремонту скважин должна быть обеспечена оборудованием в соответствии с нормативами оснащения объектов нефтяной промышленности, механизмами, приспособлениями и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации, утвержденным Министерством энергетики, Минеральных ресурсов РК и Министерством по ЧС РК.

Оборудование, механизмы и КИП должны иметь паспорта заводов-изготовителей, в которых вносят данные об их эксплуатации и ремонте. Запрещается эксплуатация оборудования при нагрузках и давлениях, превышающих допустимые по паспорту. Все применяемые грузоподъемные машины и механизмы должны иметь ясно обозначенные надписи об их предельной нагрузке и сроке очередной проверки.

Техническое состояние подъемных механизмов (лебедка, талевый блок, кронблок) грузоподъемных устройств и приспособлении (стропы, элеваторы, механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг), а также канатов должно отвечать требованиям соответствующих стандартов (ГОСТ, ТУ) и нормам на изготовление.

Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1005-76 (углеводороды предельные) С1-С10 в пересчете на С-300 мг/мі, сероводород в смеси с углеводородами С1-С3-3 мг/мі.

К работам на производственных объектах, где возможна загазованность воздуха сероводородом выше ПДК (в аварийных ситуациях) допускаются лица не моложе 18 лет, не имеющих медицинских противопоказаний для работы в изолирующих противогазах и дыхательных аппаратах и прошедшие соответствующее обучение, инструктаж и проверки знаний по безопасному ведению работ.

На месторождениях, содержащих сероводород, запрещается выпуск сероводорода содержащего газ в атмосферу без сжигания или нейтрализации, а также слив жидкости, содержащей сероводород, в открытую систему канализации без ее нейтрализации.

Агрегаты для ремонта скважин устанавливаются на специальной площадке с надежными опорами или приспособлениями для крепления подъемника в соответствии и инструкцией по эксплуатации. Агрегат должен быть оборудован световой или звуковой сигнализацией, которая не должна производить слепящего или раздражающего действия на работающих. Допускается применение на одном агрегате сигнализации обоих видов.

Подземный ремонт скважин со стационарной вышки может быть допущен без оттяжного ролика, если:

  • подъемник установлен на расстоянии не более 25 м от устья скважин.

— кронблок оборудован дополнительным роликом, выводящим ходовой конец талевого каната за габариты вышки (при отсутствии дополнительного ролика, диагональные тяги на грани верхней секции вышки, обращенной к подъемнику, необходимо заменить жесткими раскосами).

При капитальном ремонте разрешается работать без оттяжного ролика (напрямую), если трактор-подъемник установлен вплотную к рамному брусу вышки и служит не только для выполнения спуско-подъемных операций, но и как привод к ротору. В этом случае:

  • для работы на безопасной катушке устраивают площадку;
  • роторную цепь и звездочки на валу лебедки подъемника и на валу ротора ограждают съемным металлическим кожухом с подстилающим направлением, предотвращающим провисание цепи;
  • подъемник оборудуют искрогасителем;
  • на поясе вышки устанавливают предохранительный ролик для предотвращения истирания вышки и каната. Около ремонтируемой скважины устраивают площадку, обеспечивающую устойчивость подъемника при спуско-подъемных операциях.

Для предотвращения и ликвидации возможных нефтегазопроявлений агрегат для промывки скважины или емкость долива во время ремонта фонтанной скважины должны быть постоянно подключены к затрубному пространству, а на устье скважины установлено противовыбросовое оборудование. На этот период скважина должна быть обеспечена запасом жидкости в количестве не менее двух объемов скважины.

Ремонт скважин на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления и использования специальных мероприятий и технических средств, предусмотренных планом.

При ремонте глубинно-насосных скважин в кусте с расстоянием между центрами устья 1,5 м, соседняя скважина должна быть установлена или при необходимости — заглушена.

Работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт в ночное время, при ветре скоростью 8 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане видимостью менее 100 м должны быть приостановлены.

Спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м запрещается.

При обнаружении нефтегазопроявлений должно быть закрыто противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.

При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно закрыто. На устье скважины, при ремонте которой возможны выбросы, до начала ремонта должна устанавливаться предохранительная (противовыбросовая) задвижка.

На насосе промывочного агрегата должен быть установлен манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры.

При промывке песчаных пробок в скважинах, из которых возможны выбросы, следует под вертлюгом установить предохранительную противовыбросовую задвижку и применять промывочную жидкость такого удельного веса, чтобы в момент вскрытия фильтра пластовое давление не превышало давления столба этой жидкости.

3.3 Охрана атмосферного воздуха

3.3.1 Перечень источников загрязнения

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/diplomnaya/mestorojdenie-jetyibay/

Основными загрязняющими веществами являются сероводород, углеводород, сернистый ангидрид, окись азота, двуокись азота, окись углерода, сварочный аэрозоль; соединения марганца, соединения кремния, фториды, фтористый водород, аэрозоль серной кислоты, сажа [15].

К организованным источникам относятся факелы сжигания газа, дыхательные клапаны резервуаров. К неорганизованным источникам относятся выбросы в атмосферу через неплотности в аппаратуре, в запорно-регулирующей и предохранительной арматуре и др. Выбрасываемые загрязняющие вещества с неорганизованных источников — углеводород и сероводород. Выбросы с неорганизованных источников относятся, в основном, к холодным выбросам.

Процесс текущего ремонта скважин месторождения Жетыбай сопровождается техногенным воздействием на компоненты окружающей природной среды: атмосферный, подземные воды, почвы.

При ТРС источниками загрязнения атмосферного воздуха являются:

  • устье скважины (выделение углеводородов происходит в результате неплотностей в запорно-регулирующей арматуре и фланцевых соединениях);
  • насосы (происходит выделение углеводородов в результате неплотностей в запорно-регулирующей арматуре и фланцевых соединениях);
  • технологические амбары (происходит выделение углеводородов с открытой поверхности амбаров).

При эксплуатации нефтяных месторождений воздух загрязняется главным образом при подготовке, транспорте и хранении нефти и газа из-за неисправности элементов оборудования замерных установок, системы сбора продукции скважин и испарений нефти из емкостей, отстойников и т. д.

Атмосфера загрязняется сернистыми соединениями в результате сжигания минерального топлива в стационарных установках, факелах и т. д.

Всего по НГДУ «Жетыбаймунайгаз» учтено 1901 объект выделения вредных веществ при четырех ингридиентах: углеводородов, окислов азота, окиси углерода и сажи.

Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха являются:

  • факел высокого давления для аварийного сжигания газа;
  • дымовые трубы печей подогрева газа, нефти;
  • скважины;
  • открытые амбары;