Вступ
Курсове проектування з дисциплінитехнологія видобутку нафти проводиться на завершальній стадії навчальногопроцесу і сприяє закріпленню теоретичних і практичних знань. Воно даєможливість для вирішення задач пов’язаних з розробкою та експлуатацією нафтовихродовищ, по суті вирішує проблеми процесів гірничого виробництва з вилученнякорисних копалин (нафти, газу) з надр Землі.
Нафтогазова промисловість Українивиникла на базі нафтового промислу України (видобуток і переробка нафтової ропи,асфальту, озокериту та інших бітумних мінералів), який існував від найдавнішихчасів аж до початків і зародження великої нафтово-озокеритної, а згодом ігазової, видобувної та переробної промисловість як у краю, так і у Європіпочинаючи з 1853 р. Нафтова промисловість відіграє значущу роль векономіці країни, адже вона забезпечує більшість галузей народного господарстванеобхідною сировиною, продуктами нафтопереробки. Нафта була і залишаєтьсястратегічною сировиною і одним з найважливіших факторів економічноїнезалежності будь-якої держави.
На території України існує тринафтогазових регіони: Карпатський, Дніпро-Донецький іПричорноморсько-Кримський. Довжина нафтопроводів складає 3,8 тис. км. З 31нафтоперекачувальною станціями. Довжина газопроводів 34 тис. км., якіобслуговує 212 компресорні станції.
Україна має 13 підземних сховищ газу зоб’ємом 43 млрд. куб. м. Протягом останніх років галузь стабілізувалавиробництво і забезпечила видобування нафти на рівні 4,2 млн. тон і газу нарівні 18 млрд. куб. м.
У курсовому проекті розглянуто тему«Аналіз добувних можливостей свердловин обладнаних УШГН».У роботівпроваджуються дослідження свердловин, які знаходяться на Долинському родовищі.
ДОЛИНСЬКЕ НАФТОВЕ РОДОВИЩЕ розташоване вІвано-Франківській області. Спосіб експлуатації — фонтанний і насосний. Площапонад 30 км2. Глибина залягання нафтоносних верств — 1600-3000 м., потужність — до 100-120 м. Густина нафти 840-846 кг/м3, малосірчиста. Експлуатується з 1956р.
У курсовому проекті описано геологічнухарактеристику Долинського родовища, продуктивних пластів; вивчені формизалягання і склад порід нафтонасичення пластів. Проведено аналіз добувнихможливостей і технологічних режимів роботи свердловини, зроблено розрахунки повибору устаткування, інструкції і рекомендації з експлуатації свердловини.Відображено роботу штангової свердловинної насосної установки і техніка безпекипри її експлуатації.
1. Загальні відомості про родовище
Долинське нафтогазове родовищерозташоване на території Долинського району Івано-Франківської області
Обласний центр м. Івано-Франківськ, якийявляється досить крупним і культурним центром України, знаходиться в 70 км відродовища і зв’язаний з м. Долина залізницею і автомагістраллю. Такий же зв’язокрайону встановлений з містами Стрий і Львів. Сільські населені пункти зв’язаніміж собою переважно ґрунтовими дорогами з гравійним покриттям.
Основними населеними пунктами району єміста Долина і Болехів, села Яворів, Тяпче, Княжолука, Гошів та інші.
Клімат району помірно-континентальний зпідвищеною вологістю. Середньорічна температура коливається від +5 С до +7 С,максимальна середньомісячна температура рівна +19.5 С, мінімальна – (- 9.4 С).Річна кількість опадів досягає 600 – 900 мм. Вітри помірні, переважнопівнічно-західного напрямку.
Промислова база району представленанафтовидобувною й деревообробною промисловістю. В м. Долина розташованінафтовидобувне управління і управління бурових робіт, які обслуговуютьДолинське родовище.
Нафтогазовидобувне управління (НГВУ)«Долинанафтогаз» розробляє десять нафтових родовищ, розташованих вмежах Долинського і Рожнятівського районів Івано-Франківської області. Заобсягом видобутку нафти і газу посідає четверте місце серед шести спорідненихпідприємств ВАТ «Укрнафта». В 1999 р. видобуто 310 тис. тонн нафти і80 млн. кубометрів газу, реалізовано товарної продукції на суму 104 млн. грн.,отримано прибутку 49 млн. грн., балансова вартість основних фондів на 1.01.1999р. становила 512,0 млн. грн.
1.1 Стратиграфія
Долинське нафтове родовище — належить до Бориславсько-Покутського нафтогазоносного району Передкарпатськоїнафтогазоносної області Західного нафтогазоносного регіону України
Розріз Західного Нафтогазоносногорегіону охоплює стратиграфічний інтервал від архею до плейстоцену включно.
В будові Долинської складки приймаютьучасть флішеві утворення верхньої крейди (відходи стрийської свити),ямненьської свити палеоцена, манявської, вигодської і бистрицької свити еоцена,а також менілітової свити олігоцената, моласові відклади міоцену(поляницька іворотищенська світи). Весь цей комплекс перекривається поменицькою іворокинценською свитами.
Відклади стрийської світи представленіритмічним чергуванням аргілітів, алевролітів, пісковиків і значно рідше –вапняків. Вони складають ядро складки і розкрита товщина їх змінюється від 140м 2377 м.
У розрізі ямненської світи виділяютьсяяремчанський строкатий горизонт, виражений тонкоритмічним чергуваннямзелено-сірих, вишнево-червоних і темно-коричневих аргілітів з тонкими прошаркамипісковиків, алевролітів та вапняків і товща масивних ямненських пісковиків,складена масивними жовтуватими та світло-сірими пісковиками, розділенимипрошарками аргілітів і лінзами гравелітів та конгломератів. Товщинаяремчанського горизонту досягає 40 м, а світи в цілому – 60 — 150 м.
Манявські відклади представлені нижньоюбарвистою аргілітовою пачкою, піщано-аргілітовою, аргілітовою, верхньоюпіщано-аргілітовою і верхньою барвистою аргілітовою пачками. Аргілітові пачкискладені, як правило, аргілітами з рідкими прошарками алевролітів і пісковиків.У розрізі піщано-аргілітових горизонтів спостерігається тонке чергуванняпісковиків, алевролітів та аргілітів. Загальна товщина манявських відкладівзмінюється від 220 до 550 м.
Вигодська світа виражена жовтуватими абобурувато-сірими масивними пісковиками середньо- і дрібнозернистими, іноді зпрошарками та лінзами грубозернистих пісковиків, гравелітів і конгломератів.Товщина її складає 80-170 м. На основі детальної кореляції в розрізі вигодськоїсвіти виділяється три пачки
Бистрицька світа представлена двомафаціями: попельською, яка залягає безпосередньо на вигодських відкладах, ібистрицькою. Перша з них характеризується чергуванням пластів аргілітів,алевролітів і пісковиків. Друга, як правило, виражена глинистими породамитовщиною від 6 до 22 м.
У покрівлі бистрицької світи залягає такзваний шешорський горизонт, який представлений чергуванням світло-сірих ізеленувато-сірих вапняків, доломітів, мергелів і аргілітів, рідше – пісковиків.Товщина горизонту 5 — 10 м, а бистрицької світи в цілому – 90 — 120 м.
Менілітова світа на родовищірозділяється на три підсвіти: нижньо-, середньо- і верхньоменілітову.
У підошві нижньоменілітової світизалягає роговиковий горизонт, представлений прошарками роговиків, які чергуютьсяз аргілітами, пісковиками і мергелями. Вище його виділяється аргілітовийгоризонт, виражений аргілітами з рідкими прошарками алевролітів, над якимзалягає клівський горизонт, представлений чергуванням аргілітів,дрібнозернистих пісковиків і алевролітів. Горизонт других зеленувато-сірихаргілітів, який перекриває клівський горизонт, складений в основному аргілітамиз рідкими прошарками алевролітів і пісковиків. Завершує розрізнижньоменілітової підсвіти піщано-аргілітовий горизонт, представленийчергуванням пісковиків і аргілітів з переважаючим об’ємом піщаних порід.Товщина нижньоменілітових відкладів змінюється від 115 до 240м.
Середньоменілітова підсвіта розділяєтьсяна два горизонти: перших зеленувато-сірих аргілітів і піщано-аргілітовийгоризонт високого опору. Перший з них, що залягає у підошві підсвіти,представлений аргілітами з незначними за товщиною прошарками алевролітів іпісковиків, а другий – чергуванням пісковиків (часто дуже щільних),алевролітів, аргілітів, зрідка мергелів і конгломератів. Товщина підсвіти – 70–150 м.
Верхньоменілітові відклади неузгодженоперекривають середньоменілітові.
У розрізі їх виділяється три горизонти:верхніх роговиків, туфітовий і піщано-аргілітовий. Горизонт верхніх роговиківвиражений кременями з
прошарками аргілітів і пісковиків. Наокремих ділянках він розмитий, але в інших місцях товщина його досягає 50 м. Туфітовийгоризонт складений в основному туфітами, які чергуються з прошарками аргілітів,алевролітів і пісковиків. А піщано-аргілітовий горизонт представленийаргілітами з прошарками пісковиків і алевролітів. Товщина підсвіти змінюєтьсявід 53 м у свердловині 27 до 225 м у свердловині 56.
Неогенові відклади на родовищі залягаютьна розмитій поверхні менілітових відкладів і представлені поляницькою,воротищенською та стебницькою світами. Розріз поляницької світи вираженийритмічним чергуванням аргілітів, алевролітів і рідше пісковиків. Товщина йогозмінюється в дуже широких межах – від 400 до 1800 м.
Відклади воротищенської світи розділяютьсяна три підсвіти, з яких нижньоворотищенська складена глинами з рідкимипрошарками пісковиків і алевролітів та лінз конгломератів,середньоворотищенська – різнозернистими пісковиками з прослоямимікроконгломератів і брекчированих глин, а воротищенська – засолоненими глинамиз прошарками пісковиків, прожилками і вкрапленнями волокнистого гіпсу та солі.Товщина воротищенської світи 1000 — 1500 м.
Відклади стебницької світи поширені упівнічно-східній частині родовища і представлені глинами з прошарками слюдистихалевролітів і пісковиків. Товщина їх досягає 400 — 600 м.
Четвертинні відклади товщиною 20 – 35 мвиражені на площі суглинками з тонкими прошарками галечникового і щебенистогоматеріалів.
1.1.1Коротка історія геологічних досліджень
У Галичині про нафту знали з давніхчасів і не тільки у Бориславі, а й у всій прикарпатській смузі від Добромиля доБиткова й Кут і далі в Румунію. Подекуди чорна горюча рідина просочувалася наповерхню землі і люди копали там колодязі, тим самим започатковуючи такуважливу сьогодні галузь промисловості. У Долинському регіоні, де ниніексплуатується десять родовищ, промисловий нафтовидобуток започаткувався впідгір'янському селі Ріпному (до 1880 року — Ропне), де віддавна селянивикористовували маслянисту чорну рідину для змащування возів та для іншихгосподарських потреб.
Наприкінці XIX століття колодязнийспосіб видобутку нафти почало витісняти буріння глибших свердловин механічним,ударним методом. Перші бурові роботи в Ріпному розпочалися в 1887 році, а вже в1892 році тут діяло 11 свердловин. Ще через чотири роки з 28 свердловин за рікбуло видобуто 2360 тонн нафти.
Видобуток нафти, особливо в Галиччині, збільшивсяпісля відкриття в 1919 році нових покладів. Уже в 1920 році на новій площіГомотівка знаходилось 24 свердловини, які дали за рік 7970 тонн нафти.
Перші відомості з геології району Долинизнайдено в праці Є. Дуниковського,яка була надрукована в 1891 році. Ще в ті далекі часи фірма«Карпатія» на околиці Долини в Підлівче вела пошуки нафти і євідомості, що одна із свердловин була пробурена до глибини 750 метрів і наглибинах 170 і 500 метрів виявлено нафтоносні пласти. Однак налагодитипромисловий видобуток нафти «Карпатії» не вдалося через те, щовибухла перша світова війна, яка призвела до занепаду нафтовидобутку наПрикарпатті.
Але нафтові промисловці не втрачалинадії знайти в Долині значні поклади нафти. На Підлівче не раз навідувалисяпідприємці з Борислава і Львова, цікавлячись перспективами нафтовидобутку.Врешті, фірма «Польмін» в 1935 році забурила тут дві свердловини. Водній із них на глибині 471-472 метрів було відкрито шар насичених нафтоюпісковиків. Однак продуктивність їх була незначною і свердловину поглиблювалидалі. Цікаво також і те, що, починаючи з глибини 250 і до 350 метрів, буровикинатрапили на поклади кристалічної солі. Видобуток нафти з пробурених свердловин(переважно в межах 150-500 метрів) був невисокий. Збереглися відомості про те,що в 1935 році в Долині видобуто 6,5 тонн нафти. І все ж за рахунок буріннянових свердловин видобуток нафти збільшувався і в 1939 році було видобуто 415тонн. Отже, у 30-рр. XX ст. було пробурена близько 60 неглибоких свердловин нанафтоносні горизонти Воротищенської світи. Припливи нафти складали від 0,1-0,6т/добу.
Після війни в Долині була створенадільниця з видобування нафти, яку очолював майстер Петро Кульчицькпй. Але вподальшому родовище виснажувалось, видобуток нафти знижувався і в 1949 році із20-ти свердловин видобувалась всього одна тонна нафти за добу. Тому дільницюбуло ліквідовано і передано Підляській дільниці того ж Ріпнянськогонафтопромислу. Разом з тим, наявність в Долині хоч і незначних запасів нафти, далопідставу геологам розпочати у повоєнний період пошуки нових родовищ вДолинському нафтопромисловому районі.
Відкриттю Долинського нафтового родовищапередувала наполеглива, цілеспрямована праця цілої плеяди вчених-геологівтаких, як Б.В. Глушко, Г.Н. Доленко, О.С. В'ялов, P.M. Ладиженський, В.Б.Порфир'єв та багато інших, які по новому підійшли до вивчення геологічноїбудови регіону, формування покладів і накопичення промислових запасів нафти ігазу. На цій основі були видані теоретичні обґрунтування і з достатньоюточністю практичні рекомендації щодо закладання перших пошукових свердловин умежах Долинського району.
У вересні 1949 року на виділену зарезультатами геологічної зйомки(1947 р.) глибинну складку в Долині розпочатобуріння глибокої розвідувальної свердловини № 1. Очолював бригаду майстер В.Т.Трапінзон.З цієї свердловини у 1950р.з менілітових відкладів олігоцену(інтервал1543-1818 м) отримано фонтан нафти 30 т/добу.
Враховуючи перспективи розвиткунафтогазовидобутку в регіоні, в серпні 1952 р. був створений укрупненийДолинський нафтопромисел № 1 об'єднання «Укрнафта». Начальником іголовним інженером промислу були призначені спеціалісти з Борислава Л.М.Перебаєв і О.І. Гайворонський, а головним геологом — випускник Львівської політехнікиМ.І. Шубін.
Разом з тим, відкриття свердловиною №1Долинського нафтового родовища сприяло дальшому нарощуванню геолого-пошукових ібурових робіт в Долинському нафтопромисловому районі. Бурові роботи проводилидві бурові організації — Долинська контора буріння і Болехівська нафторозвідка,в складі яких було 12 бурових бригад. Вже у 1955 р. менілітовий покладДолинського родовища експлуатувався 18-ма фонтанними свердловинами, річнийвидобуток чорного золота досяг 145 тис. тонн. А попереду були нові відкриття. В1956 р. відкрито потужний вигодський, а в 1958 р. манявський покладиДолинського родовища. В період з 1959 по 1963 pp. відкриті і введені вексплуатацію Спаське, Північно-Долинське і Струтинське родовища.
З відкриттям Долинського та іншихродовищ і поступовим введенням до експлуатації видобувних свердловинпочинається стрімке нарощування видобутку нафти і нафтового газу. В 1963 р.досягнуто максимального видобутку газу — 1,2 млрд., кубометрів, а в 1966 р.максимального видобутку нафти — 2 млн. тонн. А всього за 50 років (1950-2000p.p.) нафтовиками видобуто більш як 49 млн. тонн нафти і 19 млрд., кубометрівгазу. Долинський нафтопромисловий район стає одним з найбільшихнафтогазовидобувних регіонів України.
З відкриттям Долинського та іншихродовищ і поступовим введенням до експлуатації видобувних свердловинпочинається стрімке нарощування видобутку нафти і нафтового газу. В 1963 р.досягнуто максимального видобутку газу — 1,2 млрд., кубометрів, а в 1966 р.максимального видобутку нафти — 2 млн. тонн. А всього за 50 років (1950-2000p.p.) нафтовиками видобуто більш як 49 млн. тонн нафти і 19 млрд., кубометрівгазу. Долинський нафтопромисловий район стає одним з найбільшихнафтогазовидобувних регіонів України. В 1957 р. на базі Долинськогонафтопромислу створено нафтопромислове управління «Долинанафта», якев 1970 році перейменоване в нафтогазовидобувне управління «Долинанафтогаз
Нафтогазовидобувне управління (НГВУ)»Долинанафтогаз" розробляє десять нафтових родовищ, розташованих вмежах Долинського і Рожнятівського районів Івано-Франківської області. Заобсягом видобутку нафти і газу посідає четверте місце серед шести спорідненихпідприємств ВАТ «Укрнафта». В 1999 р. видобуто 310 тис. тонн нафти і80 млн. кубометрів газу, реалізовано товарної продукції на суму 104 млн. грн.,отримано прибутку 49 млн. грн., балансова вартість основних фондів на 1.01.1999р. становила 512,0 млн. грн. Основний обсяг видобутку нафти і газу припадає наДолинське, Північно-Долинське, Струтинське і Спаське родовища. Експлуатаційнийфонд видобувних свердловин складає 392, нагнітальних — 132. Середня глибинасвердловин — 2700 м. Розробка родовищ здійснюється з підтриманням пластовоготиску (ППТ) шляхом нагнітання води в продуктивні горизонти. Всі основніродовища знаходяться на пізній стадії розробки, для якої характерні високийрівень обводнення продукції (86%) і поступове зниження видобутку нафти і газу.Експлуатація видобувних свердловин проводиться механізованим способом задопомогою глибинних штангових насосів. Свердловини облаштовані потужнимиверстатами-качалками вантажопідйомністю 10-12 тон. Широко застосовуютьсявисокопродуктивні глибинні штангові насоси діаметром 55-93 мм. Збір ітранспортування продукції видобувних свердловин здійснюється по герметизованійнапірній однотрубній системі. До 1998 р. вся товарна нафта перекачувалась понафтопроводу (58 км) в м. Дрогобич на ВАТ «Нафтопереробний комплекс»Галичина". Варто відзначити, що нафта Долинських родовищ має високуякість. В ній відсутні шкідливі сполуки сірки, вміщує в собі до 12% парафіну ісмол. При переробці з неї отримують понад 50 відсотків високоякісних світлихнафтопродуктів, мазут, бітум і парафін. Починаючи з 1998 p., майже 80 відсотківДолинської нафти транспортується потужними нафтовозами в м. Надвірну на ВАТ«Нафтохімік Прикарпаття». Для цього на головних спорудах побудованоналивну естакаду, потужність якої може забезпечити поставку в Надвірну всієїДолинської нафти.
Запаси родовища підраховувались у1955,1959,1967 і 1973 рр.
1.2 Тектоніка
родовище тектоніка розріз свердловина
За сучасними даними Західний регіонУкраїни поділяється за такими тектонічними одиницями:Західно-Європейськаі Східно-Європейська платформи (Дністровський перикратон,Львівськийпалеозойський прогин, Рава-Руськаскладчата зона); Передкарпатськийпрогин (Більче-Волинська зона,Самбірськазона, Бориславсько-Покутськазона); Складчасті Карпати(Скибовазона, Дуклянська зона,Чорногорськазона, Пенінська зона таін.); Закарпатський прогин. Карпатиу загальному плані складаються з двох частин:Внутрішніх(крейдовий період) і Зовнішніх, якіявляють собою утворення заключного етапу розвитку Карпатської геосинкліналі.ВнутрішніКарпати на території України майже повністю перекриті молодими породамиЗакарпастького неогенового прогину.
Долинське нафтове родовище знаходиться впершому ярусі складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Поутвореннях палеоцену Долинська складка є антикліналлю з похилимпівденно-західним крилом і крутим, значною мірою зрізаним насувом,північно-східним. Складка має загальнокарпатське простягання. Склепінна частинаїї широка, відносно похила.На північному сході і південному заході структура обмежена насувами замплітудою 0,5-1,5 км, через які контактує із сусідніми антикліналями — Вигодською і Північно-Долинською. Район родовища характеризується покривнимстилем тектоніки. Південно-східна перекліналь складки опущена по одному знайбільших за амплітудою (700-800 м) у Бориславсько-Покутській зоніТур’янського розлому, утворююючи Південно-Долинський блок,фронтякого зміщується на 900м до південного заходу.Піднятачастина (Долинський блок) поперечними,амісцями і повздовжніми скидами меншої (25-100м) амплітуди розбита на ряддрібних блоків. Розміри складки 11,0х2,9 м, висота 1200 м.
Долинське нафтове родовище приурочене доБориславсько-Покутського нафтогазоносного району Предкарпатського розгину,якийзаймає проміжне положення між Південно-Західним схилом Східно-Європейськоїплатформи і Карпатської складчастої області.
У тектонічному відношенні родовищезнаходиться в першому ярусі складок центральної частини Бориславо-Покутськоїзони. Район родовища характеризується покривним стилем тектоніки. Береговаскиба Карпат частково перекриває перший ярус структур Бориславо-Покутськоїзони. Поверхня насуву занурюється під кутами 60-90 градусів,якіз глибиною зменшуються до 15-20.
Долинська структура являє собоюантетричну брахіантиклінальну складку з досить широким склепінням. Крутим ізрізаним північно-східним і більш пологими південно-західними крилами. Кутипадіння порід південно-західного крила в склепінній частині складають5-15, збільшуючись в південно-західному напрямку до 25-40.Південно-східне крилов склепінній частині має кути падіння порід 30-50, а потім воно стає крутим,вертикальним,підгорнутимі зрізається насувом
Долинської складки наПівнічно-Долинську. По довжині шпажка простежується на 10 км і поділяється наБолехівський, Долинський таПівденно-Долинський блоки.
У межах Долинського блоку, дезосереджені основні запаси нафти і газу родовища, виділяється шість ділянок(1-V1), границями яких є поперечні тектонічні порушення з амплітудою40– 60 м. Із них I, IV,V і VI ділянки поздовжніми порушеннямирозділені ще на дві або три частини. Проте в більшості згадані тектонічніпорушення не є екрануючими, особливо в еоценових відкладах, де глинистіпрошарки між пластами – колекторами характеризуються незначною товщиною.
Болехівський блок поперечним тектонічнимпорушенням з амплітудою 175м розділений на дві ділянки, кожна з яких поділенапоздовжнім порушенням також на дві частини. При цьому як поперечне, так іпоздовжні порушення в межах Болехівського блоку є, найбільш ймовірно, екрануючими.
Південно-Долинський блок обмежений напівнічному-заході Турянським порушенням, а на південному сході — Оболонським.Розміри блоку по покрівлі верхньоменілітових відкладів 2,5х2км.
В проміжковій розробці Долинськогородовища знаходяться шість покладів (зверху в вниз): менілітовий, бистрицький,манявський та ямненський, які об’єднані в три об’єкти розробки-менілітовий,вигодсько-бистрицький і манявсько-ямненський.
В районі Долинського родовища виділяютьз північного-заходу на південний-схід такі опущення:
1. Таняво-Болехівське;
2. Долинське;
3. Оболонське,яківідділяють одне від одного пектантними порушеннями.
Таняво-Болехівське порушення обмежене напівнічний захід Стрийським порушенням, ана південний схід-Свіченим. Вцентральній частині-Сукільським, якеділило його на Танявський і Болехівський блоки.Напівденний схід від Свіченого знаходиться Долинське підняття. Будова Долинськогоблоку ускладнена п’ятьма поперечними порушеннями,атакож трьома невеликими продольними порушеннями
1.3 Відомості про нафтогазоносність іводоносність розрізу
За прийнятою в УкрДГРІ схемоюнафтогазогеологічне районування Західного регіону має такий вигляд: Балтійсько переддобрудзьканафтогазоносна провінція: Волино-Подільська нафтогазоносна область(Волинськийнафтогазоносний район (НГР), Подільський перспективний район (ПР), Бузькийгазоносний район (ГР), Нестеровський перспективній район); Карпатськанафтогазоносна провінція: Предкарпатська нафтогазоносна область (Більче-Волинськийнафтогазовий район, Бориславсько-Покутський нафтогазоносний район), Карпатськанафтогазоносна область (Скибовий нафтогазоносний район Кросненськийперспективний район), Закарпатська газоносна область(Мукачівський газоноснийрайон, Солотвинський газоносний район).
Процес нафтонагромадження в надрахзумовлюється сукупністю сприятливих геологічних факторів і перш за всеособливостями тектоніки місцевості, літолого фаціальним складом відкладів тагідрогеологічними умовами району. При генетичному районуванні нафтогазоноснихтериторій перевагу слід віддавати структурно-тектонічному фактору.
Нафтоносна територіяБориславсько-Покутської зони дає підставу розглядати цю геотектонічну одиницю,як окрему нафтогазоносну область, яка характеризується єдністю геологічноїбудови та геологічної історії розвитку, схожістю регіональних умов літогенезувключаючи умови нафтогазоутворення і умови нафтогазонагромадження.
Основним нафтогазоносним комплексом єпалеоген. По його горизонту розподіл покладів нерівномірний: найменше їх вутвореннях палеоцену, найбільше -олігоцену. Останні містять промисловіскупчення майже у всіх родовищах Бориславсько-Покутської зони. Тут скупченнявуглеводнів пов’язано з асиметричними, нерідко лежачими антикліналями.
Нафтоносним є розріз від Воротищенськоїсвіти еоцену до манявської міоцену включно, але промислові поклади наявні лишев утвореннях менілітової, бистрицької, вигодської і манявської світ.
Скупчення нафти в розрізі менілітовоїсвіти містяться в пластах пісковиків та алевролітів. Вся товща ділиться на тригоризонти: перший-верхньоменілітова, другий — середньоменілітова і третій — нижньоменілітовапідсвіта. В кожному з них виділяють від 4-6 до 15-20 пластів пісковиківтовщиною 0,5-8 м. Піскуватість зростає з глибиною. Якщо середня ефективнатовщина першого горизонту 12 м, то другого-38 м, а третього-93 м. Відповіднозмінюються і початкові дебіти свердловин: з першого горизонту 5,5-30, з другого-35-70,третього — до 450 т/добу. Відсутність водоносних горизонтів серед нафтових даламожливість експлуатувати поклади менілітової світи спільним фільтром довжиноювід 100 до 600 м як об’єкт розробки.
Другий об’єкт розробки об’єднує покладибистрицької та вигодської світ. В першій зустрічається від 2 до 7 піщанихпластів, у другій-11-20пластів, які містять основну частину запасів родовища.
Утворення манявської світи є третімоб’єктом розробки, що охоплює до 8 піщаних пластів.
Поклади родовища мають спільнийводо-нафтовий контакт і за типом відносяться до масивно-пластових склепіннихтектонічно екранованих. Природній режим їх пружний та розчиненого газу.
Промислова розробка менілітового покладуздійснюється з 1956р., вигодсько-бистрицького — з 1959р., а манявського — з 1961 р.
Кожний поклад розбурювався самостійноюсіткою свердловин, але деякі з них розробляли два поклади одночасно. Всього народовищі пробурено 356 свердловин, з яких 31 ліквідована після буріння. Вексплуатації знаходилося 289 свердловин, ліквідовано після неї 9.Максимальнакількість діючих видобувних свердловин-190 (1991 і 1993 рр.). Пластовий тискпідтримувався протягом всього періоду заводнення(закачування води) 129свердловинами, з яких 26 уже ліквідовано. Максимальна кількість діючихнагнітальних свердловин-74 (1987-1989 рр.).Найбільшащільність сітки свердловин-8,2 га на свердловину, поточна, при наявномуфонді,-- 9,2 га на св..
Менілітовий поклад розробляється 86свердловинами, 60 з яких мають дебіти нафти менші 1 т/добу (в середньому 0,2т/добу ). Основний видобуток (64% ) у 1993р. отримано з 23 свердловин дебітяких змінюється від 1 до 6 т/добу. Більший дебіт (8-9 т/добу) мали лише три свердловини.
Свердловини експлуатуються переважноглибинно-насосним способом. Видобуток нафти складає 99,4%(середній дебіт нафти-1,2, рідини-6,6т/добу).
Закачування води в менілітовий покладздійснюється через 32 свердловини і забезпечує компенсацію поточного відбору впластових умовах на 119,1 %. Середня приймальність нагнітальних свердловин-23,7куб. м./добу при тискунагнітання 14-16 МПа. Поточний пластовий тиск складає 22,0 МПа.
Видобуток нафти з Вигодсько-Бистрицькогопокладу здійснюється 93 свердловинами,9 з яких характеризуються дебітом меншим1 т/добу,58-від 1 до 5,13-від 5 до 10, 10-від 10 до 20 і лише у трьохсвердловинах він більший 20 т/добу.
Свердловини експлуатуються фонтанним інасосно-глибинним (84) способами. Видобуток з перших становить 8,9%(середнійдебіт нафти-5,2 т/добу, рідини-77,5 т/добу), з других-91,1% (середній дебітнафти-9,0 т/добу, рідини-88,2 т/добу).
Закачування води здійснюється через 31св. Середня приймальність нагнітальних свердловин 211,4 куб. м/добу при тискунагнітання 14-16 МПа. Поточний пластовий тиск 25,8 МПа.
Видобуток нафти на Манявському покладіздійснюється 24 свердловинами,12 з яких характеризуються дебітами меншими 1 т/добу.
Фонд видобувних свердловинексплуатується переважно глибинно-насосним способом,лишетри св. — фонтанним. Із останніх одна свердловина характеризується дебітомнафти 18,1 т/добу, рідини-32,4, а дебіт двох інших не перевищує 0,3 т/добу нафтиі 38-рідини.Видобуток нафти із насосних свердловин становить 62,7%.Середнійдебіт нафти 1,6 т/добу, рідини-14,2.
Закачування рідини в Манявський покладздійснюється через 12 св., середня приймальність яких 39,3 куб. м/добу притиску нагнітання 14-16 МПа.
Поточний пластовий тиск у покладі 24,7МПа.
Отже, поклади родовища масивно-пластові,склепінчасті, тектонічно екрановані, один з них — пластовий, літологічнообмежений. Колектори — пісковики і алевроліти. Тип колектора порово-тріщинний(Пористість 7,8-12,3%, проникність 0,1-110 мД.). В Бориславсько-ПокутськомуНГР в структурах першого ярусу тиски близькі до гідростатичних або більші заних. Глибина залягання покрівлі покладу 1600 м, Глибина заляганнянафтоносних верств — 1600-3000 м., потужність пластів — до 100-120 м.Висота Покладу 1401 м. Початковий пластовий тиск 30,4 МПа,температура 54-82 °С. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Запасипочаткові видобувні категорій А+В+С1: нафти — 38320 тис. т; розчиненого газу- 12963 млн. м³. Густина дегазованої нафти 769-844 кг/м³.Вміст сірки у нафті 0,17-0,32 мас. %,парафіну 8,3-11,5%, смол 6 -19%. Спосіб експлуатації — фонтаний і насосний. Дляпідтримки пластового тиску використовується законтурне заводнення.
2. Застосоване обладнання
Насосний спосіб експлуатації свердловинпередбачає використання штангових свердловинних насосів.
Штангові насосні установки (ШНУ)призначені для підйому рідини із свердловини на поверхню.
На частку штангового насосного способуексплуатації в нашій країні припадає біля 70% діючого фонду свердловин, якізабезпечують до 30% загального об'єму видобутку нафти.
Залежно від глибини заляганняпродуктивного пласта і коефіцієнта продуктивності свердловин подача штанговихнасосних установок змінюється від декількох десятків кілограмів до 200 т ібільше за добу. На окремих свердловинах глибина підвіски насоса сягає 3000 м.
Схема та принцип роботи штанговоїнасосної установки
СШНУ (рис. 2.1) складається ізсвердловинного насоса, який спускається в свердловину під динамічний рівеньрідини на НКТ діаметром 38 – 102 мм і штангах діаметром 16 – 25 мм, індивідуальногоприводу, що складається із верстата-гойдалки та електродвигуна, і гирловогообладнання, до складу якого входять трійник із сальником та планшайба. Верхняштанга називається полірованим штоком, пропускається через сальник із'єднується із головкою балансира верстата-гойдалки за допомогою канатноїпідвіски і траверси.
Плунжерний насос приводиться в дію відверстата-гойдалки, де обертальний рух, що отримується від двигуна за допомогоюредуктора, кривошипно-шатунного механізму і балансира, перетворюється узворотно-поступальний рух, котрий передається плунжеру штангового насоса черезколону штанг.
При ході плунжера вгору (рис. 2.1 б) підним знижується тиск і рідина із між трубного простору через відкритийусмоктувальний клапан надходить у циліндр насоса. При ході плунжера внизусмоктувальний клапан закривається, а нагнітальний клапан відкривається, ірідина із циліндра переходить у підйомні труби. При безперервній роботі насосарівень рідини в НКТ підвищується, рідина доходить до гирла свердловини і через трійникпереливається у викидну лінію.
На підприємствах по видобутку нафтипрацюють редукторні станки-качалки конструкції Азинмаша. Конструктивніособливості цих станків-качалок наступні.
Усі верстати мають закритідвоступінчасті редуктори. Передаточні циліндричні шестерні редуктора сталеві,мають шевронні фрезеровані зубці, що працюють в масляній ванні. Опори валівредуктора майже у всіх верстатах виконі на підшипниках кочення.
/>
Рисунок2.1 — Схема штангової насосної установки: а – загальна схема: 1 – свердловиннийнасос; 2 –насосно-компресорні труби; 3 – штанги; 4 –трійник; 5 – сальник; 6 –план-шайба; 7 – полірований шток; 8 – траверси; 9 – підвіска; 10 – головкабалансира; 11 – балансир; 12 – опора; 13 –кривошип; 14 – шатун; 15 – редуктор;16 – електродвигун; 17 – рама; 18 – бетонна основа; 19 –анкерні болти; 20 –роторна противага; 21 – балансирна противага
Редуктори обладнані двохколодочнимигальмами для можливості зупинки балансира в будь-якому положенні післявимкнення двигуна.
Передача руху від двигуна до редуктораздійснюється за допомогою клиноподібними ременів. Вони водонепроникні, можутьпрацювати без захисту від атмосферних опадів, безпечні в пожежному відношенні.
Балансири мають відкидну чи поворотну на180º навколо вертикальної осі головку, що забезпечує вільне проходженняталевої системи при ремонтах свердловин і безпеку ведення робіт.
На всіх верстатах застосована канатнапідвіска, що полегшує регулювання довжини штока при посадці плунжера в циліндрінасоса.
Усі станки-качалки нормального рядуконструктивно однотипні.
Балансир − однобалкова конструкціядвотаврового перетину з профільного чи прокату зварена.
Для проведення ремонтних робіт усвердловині в станках-качалках моделей 1СК − 3СК головка балансиравідкидна, у верстатах моделей 4СК − 9СК − поворотна.
Для фіксації поворотної голівкибалансира в робочому положенні в шайбі головки передбачений паз, у котрийвходить клин засувки. Корпус засувки з канатом, підведеним до рукоятки,прикріплений до тіла балансира болтами. Для звільнення голівки клин задопомогою рукоятки відтягується назад.
Опора балансира − вісь, обидвакінці якого встановлені на сферичних роликопідшипниках, поміщених у чавуннікорпуси. Середня частина осі квадратного перетину двома скобами прикріплена донижньої полиці балансира.
Траверсу шарнірно з’єднує балансир іздвома паралельно працюючими шатунами. У верстатах з комбінованим і кривошипнимзрівноважуванням траверса фігурна у вигляді звареної балки коробчатогоперетину, а у верстатах з балансирним зрівноваженням траверсою є вісь.
Шатун − сталева трубна заготовка,в один кінець якої уварена верхня головка шатуна, а в інший − башмак. Настанках-качалках моделей 4СК − 9СК верхня головка шатуна прикріплена допальця; на верстатах моделей 1СК − 3СК до самої траверси. Палець верхньоїголовки шатуна, у свою чергу, шарнірно з’єднаний із траверсою. Башмак болтамиприкріплений до корпуса сферичного роликопідшипника пальця кривошипа.
Кривошип перетворить обертальний рухведучого вала редуктора у вертикальний зворотно-поступальний рух колони штанг.Зміна довжини ходу точки підвісу штанг досягається зміною радіуса кривошипа.
У станках-качалках комбінованим ікривошипним зрівноважуванням на кривошипі встановлені противаги, щопереміщаються за допомогою спеціальних ходових гвинтів, встановлених у торцевихпазах кривошипа. Обертанням гвинта здійснюється механізоване переміщенняпротиваги по кривошипі. По закінченні переміщення противагу закріплюють накривошипі, затягуючи гайки на спеціальних болтах.
Редуктор − двоступінчастий зциліндричними зубчастими колесами, розташованими симетрично щодо йогоподовжньої осі. Ведучий (швидкохідний) вал обертається в роликопідшипниках зциліндричними роликами. На кінцях ведучого вала маються конічні цапфи, на якихрозташовані шків клиноременної передачі і гальмо. Проміжний і ведучий(кривошипний) вали встановлюють у конічних роликопідшипниках. На обидва кінціведеного вала насаджені кривошипи. Змащення зубчастої передачі й опор валів −з масляної ванни (картера).
Гальмо станка-качалки − двохколодкове. Права і ліва колодки прикріплені до редуктора за допомогою пальця.Колодки за допомогою стяжного пристрою охоплюють гальмовий шків, насаджений наведучий вал редуктора. Стяжний пристрій складається з ходового гвинта з правимі лівим різьбленням і двох гайок, закріплених на рухливих кінцях колодок.Рукоятка гальма насаджена на стяжний гвинт, для зручності і безпеки при роботівинесена в коней рами за електродвигун.
Усі станки-качалки укомплектованіогородженнями поручневого типу, що закривають доступ людей до частин механізму,що рухаються, під час його роботи.
Для полегшення обслуговування вузлівбалансира на його стінці монтують сходи, а у верхній частині − запобіжніпояси, що забезпечують безпеку роботи.
Довжина ходу точки підвісу штангвизначається розмірами окремих ланок механізму станка-качалки. Очевидно, щоамплітуда коливань точки підвісу шатуна до балансира дорівнює двом радіусакривошипа. Якщо обидва плеча балансира одинакові по довжині, то довжина ходучепцевого штока дорівнює подвійному радіусу кривошипа.
В усіх конструкціях станків-качалокпередбачена можливість зміни довжину ходу чепцевого штоку відповідно до заданихпараметрів роботи штангового насоса. З цією метою на кривошипах роблятьдодаткові отвори для кріплення шатуна. Переставляючи нижні кінці шатунів зодних отворів в інші, одержують різний робочий радіус кривошипа і різну довжинуходу чепцевого штока.
Число качків балансира станка-качалкивідповідає частоті обертання кривошипного вала і залежить від характеристикивстановленого двигуна і передаточного відношення понижуючої трансмісії.
Число качків балансира або змінюютьпідбором двигуна з відповідною характеристикою, або, що робиться частіше,зміною діаметра шківа на валу електродвигуна.
Експлуатація нафтових свердловинштанговими насосами − один з основних способів механізованого видобуткунафти. Майже 70% діючого фонду нафтових свердловин експлуатуються за допомогоюцих насосів. Штангові насоси призначені для видобутку нафти при глибиніпідвіски насоса до 3500 м і при дебіті свердловин від декількох до 400 т/добу.
Свердловиний штанговий насос являє собоюплунжерний насос спеціальної конструкції, пристосований для роботи всвердловинах на великій глибині. Привід його здійснюється з поверхні черезколону спеціальних штанг.
Насосна установка складається з насоса,що знаходиться в свердловині, і станка-качалки, установленого на поверхні устя.Циліндр насоса закріплений на кінці спущених у свердловину насосо-компресорних(піднімальних) труб, а плунжер підвішений на колоні штанг. Сама верхня штанга(сальниковий шток) з’єднана з головкою балансира станка-качалки канатною чиланцюговою підвіскою. У верхній частині плунжера встановлений нагнітальнийклапан, а в нижній частині − всмоктувальний клапан.
Колона насосних труб, по якій рідина віднасоса піднімається на поверхню, закінчується на усті трійником. У верхнійчастині трійника розташований сальниковий пристрій, призначений для запобіганнявитоку рідин уздовж сальникового штока, що рухається. Через бічний відвідтрійника рідини зі свердловини направляється у викидну лінію.
Зворотно-поступальний рух колонінасосних штанг передається від електродвигуна через редуктор ікривошипно-шатунний механізм станка-качалки.
Принцип дії насоса наступний. При русіплунжера нагору всмоктувальний клапан під тиском рідини відкривається, урезультаті чого рідина надходить у циліндр насоса. Нагнітальний клапан у цейчас закритий, тому що на нього діє тиск стовп рідини, що заповнила насоснітруби.
При русі плунжера униз всмоктувальнийклапан закривається, а нагнітальний клапан відкривається і рідина з циліндрапереходить у простір над плунжером. Таким чином, при ході плунжера нагоруодночасно відбуваються усмоктування рідини в циліндр насоса і підйом її внасосних трубах, а при вході вниз − витиснення рідини з циліндра впорожнину труб. Ці ознаки характеризують штанговий (глибинний) насос як насосодинарної дії. При кожному наступному ході плунжера в циліндр надходить майжета сама кількість рідини, що потім переходить у труби і поступово піднімаєтьсядо устя свердловини.
При безперервній роботі насоса рівеньрідини в НКТ зростає.
Штангові (глибинні) насоси поконструкції і способу встановлення розділяються на дві основні групи:невстановлені і встановлені. У кожній з цих груп насоси встановлюють різнихтипів, що відрізняються конструктивними особливостями, габаритами, пристроємплунжера.
Невстановлені насоси характерні тим, щоїхні основні вузли (циліндр і плунжер) спускаються в свердловину окремо: циліндр− на насосних трубах, а плунжер у зборі з всмоктувальними і нагнітальнимиклапанами − на штангах.
Підйом невставного насоса зі свердловинтакож здійснюється в два прийоми: спочатку витягають штанги з плунжером іклапаном, а потім труби з циліндром.
Вставний же насос спускають усвердловину в зібраному виді (циліндр разом із плунжером) на насосних штангах івитягають його на поверхню також у зібраному вигляді шляхом підйому цих штанг.Насос встановлюють і закріплюють за допомогою спеціального замкового пристосування,що спускають заздалегідь у свердловину на трубах. У результаті цього для змінивставного насоса (при необхідності заміни окремих вузлів чи насоса в цілому)досить підняти на поверхню тільки насосні штанги, насосні ж труби залишаютьсяпостійно в свердловині; їх витягають лише при необхідності виправленнязамкового пристосування, що на практиці буває рідко. Таким чином, змінавставного насоса вимагає значно менше часу, ніж невставного, крім того, привикористанні такого насоса менше зношуються насосні труби, тому що немаєнеобхідності їх спускати і піднімати, а також відгвинчувати і загвинчувати прикожній зміні насоса.
Ці переваги вставного насоса маютьособливе призначення при експлуатації глибоких свердловин, у якихспуско-підйомні операції при підземному ремонті займають багато часу.
В даний час балансирні верстати-качалкивипускаються по ГОСТ 5866-76. Залежно від параметрів приводів що врівноважуютьвантаж установлюється або на балансирі, або на кривошипі редуктора, або і тут ітам. Відповідно спосіб зрівноваження називають балансирним, роторним абокомбінованим.
До складу верстата-качалки входятьнаступні основні вузли: рама із стійкою, балансир з опорою та противагами, двашатуни, два кривошипи з противагами, редуктор, клинопасова передача, гальмо,злектродвигун, канатна підвіска сальникового штока.
Одним з недоліків балансирнихверстатів-качалок є їх велика маса. Це зумовлює необхідність спорудженнямасивного фундаменту, спорудження якого є достатньо складним і трудомістким.
2.1 Аналіз добувних здібностейсвердловин
2.1.1 Визначення максимальногодопустимого тиску в свердловині
/> при n ≤50%
/> при n ≥50%
Рmax.доп — максимальнодопустимий тиск
Рнас — тиск насичення
Свердловина №101 n=71,4% /> =0,3∙20=6МПа
Свердловина №103 n=11,4% /> =0,75∙20=15МПа
Свердловина №104 n=99,1% /> =0,3∙20=6МПа
Свердловина №105 n=8,3% /> =0,75∙20=15МПа
2.1.2 Визначення максимальногодопустимого дебіту свердловин
/>куб.м/добу
Qmax.доп — максимальнодопустимий дебіт свердловини, />;
К — коефіцієнт продуктивності,т/добу/МПа;
Рпп — пластовий тиск, МПа;
Рmax.доп — максимальнодопустимий тиск, МПа;
Свердловина №101 Qmax.доп=0,1(24,8-6)=1,88 />
Свердловина №103 Qmax.доп=0,2(35,4-15)=4,08 />
Свердловина №104 Qmax.доп=0,4(44,3-6)=15,32 />
Свердловина №105 Qmax.доп=1(26,8-15)=11,8 />
2.1.3 Визначення різниці міжмаксимальним дебітом і фактичним дебітом свердловини
/>
/>-різниця між максимальним дебітом і фактичним дебітом свердловини, />/добу;
/>-максимально допустимий дебіт свердловини, />;
/> -фактичний дебіт свердловини, />;
Свердловина № 101 />=1,88-7,9=-6,02 />
Свердловина № 103 /> =4,08-11,1=-7,02 />
Свердловина № 104 /> =15,32-33,9=-18,58 />
Свердловина № 105 />=11,8-17,7=-5,9 />
Таблиця 1№ № К
/>
/>
/> п/п свердловина т/добу/МПа МПа
/>/добу
/>/добу 1 101 0,1 6 1,88 -6,02 2 103 0,2 15 4,08 -7,02 3 104 0,4 6 15,32 -18,58 4 105 1 15 11,8 -5,9
Висновок:виходячи з розрахунків, які наведені вище, видно, що в свердловинах № 101, № 103,№ 104 і № 105 різниця між максимальним і фактичним від’ємна, тому потрібнопровести заміну обладнання.
2.2 Аналіз технологічних режимів
2.2.1 Визначення відносної густини газуза повітрям
/>
/> -густина газу, г/см3 ;
/> -густина повітря, г/см3;
/>
2.2.2 Визначення газовмісту
/>
/> — відносна густина газу за повітрям;
/> — газовий фактор, м3/т;
/> — густина нафти, г/см3;
Свердловина № 101 />=90∙0,704∙0,89∙0,001=0,056 />
Свердловина № 103 />=90∙0,704∙0,89∙0,001=0,056 />
Свердловина № 104 />=90∙0,704∙0,89∙0,001=0,056 />
Свердловина № 105 />=90∙0,704∙0,89∙0,001=0,056 />
2.2.3 Визначення густини пластовоїрідини
/>
/> -густина нафти, г/см3;/> — коефіцієнт обводненості;
/> -густина газу, г/см3; /> — газовий фактор, м3/т;
/> -густина води, г/см3; /> - об’ємний коефіцієнт;
Свердловина № 101
/>
Свердловина № 103
/>
Свердловина № 104
/>
Свердловина № 105
/>
2.2.4 Визначення приведеного тиску
/>
/> — пластовий тиск, МПа;
/> — критичний тиск, МПа;
Свердловина № 101
/>
Свердловина № 103
/>
Свердловина № 104
/>
Свердловина № 105
/>
2.2.5 Визначення оптимальної глибинизанурення насоса під динамічний рівень
/>
/> — приведений тиск, МПа;
/>-тиск в затрубному просторі, МПа;
/> — густина пластової рідини або суміші, кг/м3;
g — прискорення вільного падіння;
Свердловина № 101
/>
Свердловина № 103
/>
Свердловина № 104
/>
Свердловина № 101
/>
2.2.6 Визначення фактичної глибинизанурення насоса під динамічний рівень
/>
/>-глибина спуску насоса, м;
/> — динамічний рівень рідини, м;
Свердловина № 101
/>
Свердловина № 103
/>
Свердловина № 104
/>
Свердловина № 105
/>
2.2.7 Визначення різниці між оптимальноюі фактичною глибинами занурення насоса
/>
/>-оптимальна глибина спуску насоса під динамічний рівень, м;
/> -фактична глибина занурення насоса під динамічний рівень, м;
Свердловина № 101
/>
Свердловина № 103
/>
Свердловина № 104
/>
Свердловина № 105
/>
Таблиця 2№ свр G
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/> 101 0,09 0,704 0,056 5,51 558 589 -31 1006,52 103 0,09 0,704 0,056 7,86 955 1905 -950 838,94 104 0,09 0,704 0,056 9,84 918 550 368 1092,07 105 0,09 0,704 0,056 5,94 730 1144 -414 830,77
Висновок: врезультаті проведених розрахунків, я прийшов до висновку, що в свердловинах №101,№ 103,№ 105 насоси занурені на більшу глибину, ніж потрібно, тому я рекомендуюпідняти насоси на 31 м, 950 м, 414 м відповідно, а в свердловині № 104 опуститинасос на 368 м. Коефіцієнт подачі насоса на свердловинах № 101, № 102, № 104-0,1;0,2; 0,4 відповідно, це означає, що насоси працюють не раціонально, отже требазамінити дані штангові насоси. Насос свердловини № 105 працюює раціонально і непотребують змін.
2.3 Вибір обладнання свердловин
2.3.1 Визначення дебіту свердловини
/>
К- коефіцієнт продуктивностісвердловини, т/добу МПа.;
Рпл — пластовий тиск, атм.;
Рвиб — тиск на вибоїсвердловини, атм.;
Свердловина № 101
/>
Свердловина № 103
/>
Свердловина № 104
/>
Свердловина № 103
/>
2.3.2 Визначення глибини спуску насоса
/>
НФ — фактична глибинасвердловини, м;
Рв — тиск на вибоїсвердловини, МПа;
Рпр.опт — граничнооптимальний тиск, МПа;
Свердловина № 101
/>/>
/>
Свердловина № 103
/>/>
/>
Свердловина № 104
/>/>
/>
Свердловина № 105
/>/>
/>
2.3.3 По діаграмі “АнНИИ” для виборуглибинного обладнання нормального ряду вибираємо діаметр насоса і типверстата-качалки
Свердловина № 101 /> СК=12=2,5=4000
Свердловина № 103 /> СК=6=1,5=1600
Свердловина № 104 /> СК=12=2,5=4000
Свердловина № 105 /> СК=6=1,5=1600Верстат-качалка Найбільше допустиме навантаження на гирловий шток, кН Номінальні довжини ходів гирлового штока, м Найбільший допустимий крутний момент на ведучому валу редуктора, кН·м Маса комплекту, не більше кг
Балансирні верстати-качалкиСК=6=1,5=1600 60 1,5 16 7200 СК=12=2,5=4000 120 2,5 40 14800
2.3.4 По рекомендаційним таблицямвибираємо тип насосу
Свердловина № 101 НВ1Б-29-30-15
Свердловина № 103 НВ1Б-29-25-15
Свердловина № 104 НВ1Б-38-30-15
Свердловина № 105 НВ1Б-32-30-15
НВ1-вставні з замком зверху;
Б- із товстостінним суцільним (безвтулочним) циліндром;
В умовному шифрі насоса, наприкладНВ1Б-29-25-15, позначено:
НВ1- насос вставний з замком зверху; 29-діаметрнасоса; 15-довжина ходу плунжера, помножена на 100 мм; 25-напір насоса,помножений на 100 м.
Свердловинні насоси виконання НВ1Б призначенідля відкачування з нафтових свердловин малов'язкої рідини із змістом механічнихдомішок до 1,3 г/л і вільного газу на прийомі насоса не більше 10%. В’язкістьвидобувальної рідини 0,025 Па∙с.Характеризуються підвищеною міцністю,зносостійкістю і транспортабельністю в порівнянні з насосами із циліндрамивиконання ЦС (втулковими).
Насос складається з безвтулкового(суцільного) циліндра виконання ЦБ, на нижній кінець якого нагвинчений здвоєнийвсмоктуючий клапан, а на верхній кінець — замок, плунжера виконання П1Х, рухоморозташованого всередині циліндра, на різьбові кінці якого нагвинчують: знизу — здвоєний нагнітальний клапан, а зверху — клітку плунжера. Для приєднанняплунжера до колони насосних штанг насос забезпечений штоком, що нагвинчений наклітку плунжера і закріплений контргайкою. У розточці верхнього перевідникациліндра розташований упор, впираючись на який, плунжер забезпечує зривсвердловинного насоса з опори. Клапани насосів комплектуються парою «сідло-кулька» Свердловинний насос спускається на колоні насосних штанг в колонунасосно- компресорних труб і закріплюється в опорі.
2.3.5 Вибираємо по рекомендаційнимтаблицям конструкцію насосних штанг і НКТ
Свердловина № 101 Конструкція насоснихштанг – двох ступенева
dНШ =22 мм-950 м;
dНШ =19 мм-1844 м;
dНКТ=48 мм;
Свердловина № 103 Конструкція насоснихштанг – двох ступенева
dНШ =22 мм-404 м;
dНШ =19 мм-1039 м;
dНКТ =48 мм;
Свердловина № 104 Конструкція насоснихштанг – трьох ступенева
dНШ =25 мм-400 м;
dНШ =22 мм-445 м;
dНШ =19 мм-639 м;
dНКТ =73мм;
Свердловина № 105 Конструкція насоснихштанг – трьох ступенева
dНШ =25 мм-449 м;
dНШ =22 мм-496 м;
dНШ =19 мм-604 м;
dНКТ =60 мм;
2.3.6 Визначення числа качків
/>
/> −дебіт свердловини, кг/доб
/> −площа поперечного перерізу плунжера, м/>;
S − довжина хода штока, м;
/>−густина пластової рідини, кг/см/>;
/>−коефіцієнт корисної дії насоса;
Свердловина № 101
/>
Свердловина № 103
/>
Свердловина № 104
/>
Свердловина № 105
/>
Таблиця 3№ св.. Q, т/добу LH, м
/>, м Тип насоса N, кач/хв. 101 9,2 2794 28 НВ1Б-29-30-15 4,3 103 13,2 1443 28 НВ1Б-29-25-15 8,9 104 31,2 1484 38 НВ1Б-38-30-15 7,3 105 18,0 1549 32 НВ1Б-32-30-15 7,8
Висновок:В курсовому проекті я провів аналіз добувних можливостей свердловин № 101, 102,103 і 104 Долинського нафтового родовища, визначив максимально допустимі тискита дебіти свердловин та різницю між максимальним та фактичним дебітами івизначив, що у свердловинах № 101, № 103, № 104 і № 105 необхідно провестизаміну обладнання. Провів аналіз технологічних режимів, визначив різницю міжоптимальною і фактичною глибиною занурення насосу і зробив висновок, що всвердловинах № 101, № 103 і № 105 потрібно зменшити, а в свердловині № 104 –збільшити глибину занурення насосів. По діаграмам АзНИИ (для вибору глубинногообладнання) та рекомендаційним таблицям вибрав діаметри, типи та конструкціюнасосних штанг і НКТ і розрахував число качків верстата качалки всіхсвердловин.
Верстат-качалка складається з рами зпідставкою під редуктор і поворотні салазки, стійки, балансира з головкою і противагами(при балансирному (або комбінованому зрівноваженні), опори балансира, траверси,опори 6 траверси, двох шатунів, двох кривошипів з противагами (при комбінованомуабо кривошипному урівноваженні), редуктора 1, гальма, клинопасової передачі(включаючи клинові паси, провідний і відомий шківи), електродвигуна, підвіскигирлового штока з канатом, огородження, кривошипно-шатунного механізму.
3. Охоронанадр навколишнього середовища
Завданнямзаконодавства про охорону навколишнього середовища є встановлення відносин вобласті охорони, використання та відновлення природних ресурсів, забезпеченняекологічної безпеки, запобігання і ліквідація негативного впливу господарськоїдіяльності та довкілля.
Кожен громадянинУкраїни має право на:
безпечне дляйого життя і здоров'я навколишнє природне середовище;
отриманняекологічної освіти;
участь у роботігромадських екологічних формувань.
Державнийконтроль у сфері охорони довкілля здійснюють ради депутатів, міністерстваохорони навколишнього природного середовища. Нагляд за дотриманням вимогзаконодавства здійснює генеральний прокурор України. Закон регулює такожвикористання природних ресурсів. Для фінансування заходів з охорони довкіллястворено державний і регіональний фонди охорони навколишнього природногосередовища за рахунок :
штрафів зазабруднення довкілля;
штрафів запорушення норми і правил охорони навколишнього природного середовища;
добровільнихвнесків підприємств та громадян у законодавстві зазначено заходи щодозабезпечення екологічної безпеки, а також природні території та об'єкти щопідлягають окремій охороні ( природно-заповідний фонд, курортні талікувально-оздоровчі зони, тощо ).
Порушеннязаконодавства України про охорону довкілля тягне за собою дисциплінарну,адміністративну та кримінальну відповідальність. Законодавство України проохорону навколишнього природного середовища складається із зеленого, водного,лісового кодексів, законодавства про надра, про охорону атмосферного повітря,про охорону та використання водних і земельних ресурсів.
3.1Техніка безпеки при експлуатації свердловин штанговими насосами
При експлуатаціїсвердловин штанговими насосами установками слід забезпечувати достатню міцністьобладнання і огородження всіх рухомих частин механізму. Верстати-качалки всіхтипів випускаються з огородженнями кривошипно-шатунного механізму і пасовоїпередачі. Необхідно дотримуватись наступних основних вимог безпеки :
— верхній торецьгирлового трійника-сальника повинен виступати над рівнем пригирлової не більшеніж на 1 м;
— при набивціущільнення в корпусі сальника головка його повинна утримуватися на сальниковомуштоці спеціальним затискувачем;
— забороняєтьсяповертати шків верстата-качалки вручну або гальмувати його шляхом підкладаннятруби або лома в спині;
— привстановленні пальців кривошипно-шатунного механізму шатун необхідно надійнокріпити до стінки верстата-качалки, повинна бути встановлена площадка зогородженням;
— забороняєтьсянадівати і знімати паси, необхідно шляхом пересування електродвигуна;
— під час оглядуабо зміни окремих частин верстат-качалка повинна бути зупинена;
— канатну іланцюгову підвіски дозволяється знімати і надівати тільки спеціальнимипристроями з підлоги або переносних драбин-площадок, забороняється виконуватиці роботи з балансира верстата-качалки;
— до початкуремонтних робіт електропривід повинен бути відключений, а на пусковому пристроївстановлений плакат: « Не включати — працюють люди! », на свердловинах завтоматичним і дистанційним управлінням біля пускового пристрою повинен бутизакріплений щит з надписом: « Увага! Пуск автоматичний! »;
— приобслуговуванні електроприводу персонал повинен працювати в діелектричнихрукавицях;
— глибиннонасосна установка перед пуском в експлуатацію повинна бути заземлена. Вякості заземлювача електрообладнання повинен бути використаний кондукторсвердловини. При цьому кондуктор повинен бути зв'язаний з рамою верстата двомазаземленими провідниками ( переріз кожного 50 мм2 ), які повиннібути в різних точках кондуктора і рами, які доступні для огляду. Заземлюючимпровідником може бути кругла, кутова і іншого профілю сталь, крім канату.
Для захисту відпоранення електричним струмом при обслуговуванні верстата-качалки застосовуютьізолюючі підставки.
3.2Протипожежні заходи
Нафта івуглеводневий газ — вибухонебезпечні і легкозаймисті речовини. Вибух або пожежаможуть виникнути при повних відношеннях горючого і повітря, появі джерелазагорання. Вибух можливий і при скупченні газу в певних частинах
приміщення.Більшість нафтових газів важчі за повітря, внаслідок чого вони стеляться поземлі, заповнюючи заглиблення. Можливими причинами загорання можуть бути:відкритий вогонь, сильне нагрівання, удар, тертя.
До протипожежнихзаходів відносяться заземлення металічних частин, захист блискавковідводами,своєчасне видалення і охолодження парафінистих речовин. Біля свердловини іінших об'єктів повинен бути протипожежний інвентар для гасіння пожежі, скрині зпіском, лопати, лом, сокири, вогнегасники пінні і вуглекислі. Виробничатериторія і робочі місця повинні підтримуватися у чистоті. Розлиту нафту інафтопродукти необхідно збирати, а забруднену площадку — зачищати. Куритидозволяється в спеціально відведених місцях. Газонебезпечні і вогневі роботиможуть виконуватися тільки по наряду ( типу робіт ) спеціально підготовленимиробітниками під керівництвом інженерно-технічного працівника, призначеногоначальником або головним інженером підприємства.
На кожномупідприємстві необхідно мати данні про показники пожежно вибухової небезпекиречовин та матеріалів, котрі застосовуються в технологічних процесів.
Параметри режимуроботи технологічного обладнання, з’єднаного зі застосуванням горючих газів,зріджених горючих газів легкоспалахуючих речовин, а також з наявністю вибухопожежно небезпечної пили, забезпечує вибухопожежнонебезпечність технологічногопроцесу.
Температурапідігріву темних нафтопродуктів при зберіганні, а такожпри проведенні зливо-наливних операцій нижче температури спалаху нафтопродуктув закритому тиглі на 35 ºС і не перевищувати 90 ºС.
На приборахконтролю і регулювання позначають допустимі області вибухопожежнобезпечнихпараметрів роботи технологічного обладнання.
При відхиленняходного або декількох вибухонебезпечних параметрів від допустимих границьприлади контролю та регулювання подають попереджувальні та аварійні сигнали.
Для кожногорезервуара встановлюється максимальна границя заповнення.
Схема обв’язкитрубопровода передбачає, як правило, можливість виключення несправногообладнання із технологічного процесу і забезпечує аварійний злив.
Основне тадопоміжне технологічне обладнання підприємства захищає від статичного струму.
Роботи навибухопожежнонебезпечних технологічних об’єктах виконується інструментом, що виключаєутворення іскор.
Обладнаннялінійної частини магістральних нафтопродукто-проводів, а також їх огорожутримають в цілому стані, а рослинність в межах огорожі систематично знищують.
Боротьба зпожежами і заходи по їх попередженню можуть бути ефективними тільки в томувипадку, коли протипожежні правила засвоєні і виконуються персоналомпідприємства. Задачею інженерно-технічних працівників підприємства є те, щобпри проектуванні установок, розміщенні обладнання, організації технологічногопроцесу виконувалися діючі правила пожежної безпеки, запроваджуючи заходи длязахисту від вогню.
З метоюзалучення робітників, інженерно-технічних працівників до участі в проведенніпожежно-профілактичних заходів і до активної боротьби з пожежами напідприємствах створюються пожежно-технічні комісії.
В залежності відпожежо- і вибухонебезпечних властивостей речовин, які застосовуються,виробляються або зберігаються, всі виробництва по степеню пожежної безпекиподіляються на 5 категорій: А, Б, В, Г, Д.
Категорія А –виробництва, пов’язані з отриманням, застосуванням або зберіганням: рідин, якімають температуру спалахування парів 28°Ста нижче; парів та газів з нижньою межею вибуху 10% і менше в кількостях, якіможуть утворювати з повітрям вибухонебезпечні суміші; горючих рідин притемпературі нагрівання їх до 250°С.
Категорія Б –виробництва, пов’язані із застосуванням, отриманням, збереженням абопереробкою: рідин з температурою спалахування парів від 29 до 120°С;горючих газів, нижня межа вибуху яких більше 10% до об’єму повітря, призастосуванні цих газів в кількостях, які можуть утворювати з повітрямвибухонебезпечні суміші; виробництва, в яких виділяються горюча вовна або пил утакій кількості, що можуть утворювати з повітрям вибухонебезпечні суміші.
Категорія В –виробництва, пов’язані з обробкою або застосуванням твердих паливних речовинабо матеріалів, а також рідин з температурою спалахування парів вище 120°С.Ця категорія охоплює, наприклад, склади ПММ, насосні станції по перекачуваннюрідин з температурою спалахування парів 120°С.
Категорія Г –виробництва, пов’язані із застосуванням або обробкою речовин, які не згорають,і матеріалів у гарячому, розжареному або розплавленому стані і якісупроводжуються виділеннями променистої теплоти, жаринок і полум’я, а такожвиробництва, які пов’язані із запаленням твердого, рідкого або газоподібногопалива.
До цієїкатегорії, наприклад, відносяться цехи термічної обробки металів, котельні таін.
Категорія Д –виробництва, пов’язані з обробкою не паливних речовин і матеріалів у холодномустані. Сюди відносяться механічні цехи холодної обробки металів (окріммагнієвих сплавів), компресорні станції повітря та інших негорючих газів,градирні.
Правильнерозміщення виробничих будівель і споруд, а також об’єктів буріння, добуткунафти і газу, з врахуванням направлення і швидкості пануючих вітрів,температури і вологості повітря, рівно як і правильне розташування доріг натериторії нафтогазовидобуваючого підприємства, має істотне значення взабезпеченні пожежної безпеки і успішного тушіння виниклої пожежі.