Підбір обладнання для збільшення видобутку нафти з допомогою штангового глибинного насоса

АНОТАЦІЯ

Дипломний проект містить такі розділи:

1. Геологічний розділ, в якому висвітлені загальні відомості про родовище, орогідрографія, стратиграфія, тиктоніка, нафтогазоводоносність і колекторські властивості продуктивних горизонтів.

2.Техніко-технологічний розділ, в якому висвітлені характеристика фонду свердловин, характеристика продукції свердловин, розрахунок, вибір обладнання, автоматизація роботи свердловини і роботи установки.

3. Охорона праці і протипожежний захист, в якому висвітлені техніка безпеки, протипожежні заходи і промсанітарія.

4. Охорона довкілля, в якому описані заходи по збереженню чистоти довкілля.

5. Організаційно-економічний розділ, в якому висвітлено економічну доцільність переведення свердловини на експлуатацію штенговим насосом.

ВСТУП

Протягом останнього десятиріччя нафтогазова галузь України перебуває в затяжній глибокій кризі, одним із проявів якої є сповільнення, а в окремих випадках цілковите призупинення модернізації і реконструкції об’єктів нафтогазового комплексу, удосконалення технологічних процесів у сфері пошуку родовищ, видобутку, транспортування, переробки і розподілу нафти і газу. Недостатньо оперативно і виважено здійснюються процеси реструктуризації галузі і реформування системи керування нею.

Ці чинники у своїй сукупності і взаємопов’язаності значною мірою впливають на ефективність виробничих процесів. І відносна стабілізація показників видобутку та транспортування нафти і газу у 1994 – 2005 рр. не є результатом корінних змін у науково-технічній політиці галузі, а скоріше про інтенсивне використання сировинної бази, виробничих потужностей, інтелектуального потенціалу галузі, які було створено у попередні десятиріччя.

Яскравим свідченням цього є той факт, що упродовж останніх шести років видобуток нафти і газу в Україні значно перевищує прирости їх запасів, що свідчить про неспроможність геологорозвідувальних підприємств здійснити просте відтворення сировинної бази нафтогазовидобувної промисловості. Така ситуація створилася не лише через відсутність достатніх коштів, а й через недосконалість самої системи фінансування геологорозвідувальних робіт, застарілість методів і технічних засобів геофізичних досліджень надр, істотне відставання від сучасних зразків техніки і технології буріння свердловини.

Аналіз залишкових розвіданих запасів доводить, що близько 60% їх належить до, так званих, важко видобувних, що знаходяться у низькопроникних колекторах, у водоплаваючих та під газових покладах, у нафтових облямівках газових покладів, у родовищах високов’язких нафт тощо. Це зумовлює низькі темпи відбору нафти і газу від початкових запасів. Тому інтенсифікація видобутку нафти і газу є важливою складовою комплексу заходів, що забезпечують компенсацію природного зниження видобутку. Широкомасштабне застосування прогресивних методів інтенсифікації ( потужні гідророзриви пластів, різні види комбінованих впливів на привибійну зону і т. п. ) може забезпечити зростання видобутку з існуючих свердловин на 3 – 5%. У зв’язку з цим збільшення масштабів застосування методів інтенсифікації видобутку нафти і газу буде залишатися стратегічним напрямком програми розвитку НАК „ Нафтобаз України ”.

Значний резерв видобутку нафти і конденсату з уже відкритих родовищ пов’язаний впровадженням сучасних методів підвищення нафтогазоконденсатовіддачі пластів і гідродинамічних, фізико-хімічних і теплових методів впливу на продуктивні пласти. Адже тільки залишкові запаси нафти промислових категорій в уже відкритих родовищах України після завершення їх розробки звичайними методами оцінюються в 80 млн. т. ВАТ „ Укрнафта ” і ДК „ Укргазвидобування ” мають певний досвід ефективного впровадження таких методів. Згідно з оцінкою ВАТ „ Український нафтогазовий інститут ” тільки на родовищах ВАТ „ Укрнафта ” за рахунок впровадження, так званих, удосконалених вторинних і третинних технологій вилучення нафти можна додатково видобути близько 10 млн. т. нафти. Правда, собівартість нафти, видобутої за рахунок третинних технологій висока. Їх впровадження буде істотно залежати від рівня світових цін на нафту. Від рівня цін на газ і конденсат істотно залежатимуть і обсяги впровадження технологій розробки газоконденсатних родовищ підтримання пластових тисків. Впровадження цих технологій в практику розробки родовищ нафти і газу є одним з приорітетних напрямків роботи видобувних підприємств Компанії. Серйозним резервом для подальшого розвитку видобутку нафти і газу є ще нерозвідані запаси нафти і газу, які зосереджені на великих глибинах Дніпрвсько-Донецької западини та Передкарпатського прогину, а також на відносно малих глибинах у надрах Азово-Чорноморського шельфу та перспективної Волино-Подільської нафтогазоносної області.

1 ГЕОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ

1.1 Загальні відомості про родовище

Бориславське нафтове родовище розташоване в районі міста Борислава Львівської області. У тектонічному відношенні - в межах Скибової зони Карпат і Внутрішньої зони Передкарпатського прогину.

Перші згадки про нафту у Бориславі відносяться до 1805 року. Значні нафтопрояви на денній поверхні воротищенських і поляницьких відкладів Бориславської глибинної складки дозволили розпочати розробку родовища криницями, а згодом - неглибокими свердловинами. Розбурювання родовища глибокими свердловинами розпочато у 1886 році. Основний нафтоносний горизонт родовища - бориславський пісковик відкритий в 1897 році.

Промислові поклади нафти встановлені на дев'яти структурних елементах: Бориславській та Південно-Бориславській глибинних складках, Бориславському Піднасуві, Попельській та Нижньо-Попельській складках. У Скибовій зоні розвідані нафтові поклади на ділянках: Міріам і Теміда, МЕП, Мражниці Попельсько-Бориславського і Бориславського блоків.

Основним об'єктом розробки є Бориславська глибинна складка, де зосереджено 90% запасів нафти.

Вперше запаси нафти Бориславської глибинної і Насуву (ділянка Міріам) були затверджені ДКЗ 27.05.1950р. і 27.04.1951р. У 1959 ДКЗ затвердила запаси нафти Бориславської глибинної складки, Піднасуву і ділянок Насуву (МЕП та Міріам). У 1969 році ЦКЗ прийняла на баланс запаси нафти та газу Попельської та Нижньо-Попельської складок.

1.2 Орогідрографія

Клімат помірно-континентальний з дещо підвищеною вологістю. Річна кількість опадів складає 800-900мм. Тривалість періоду з середньодобовою температурою +10°С складає у передгір'ї 160-165 днів, у гірській частині-135-150 днів. В орографічному відношенні територію Бориславського родовища можна поділити на дві частини: Південно-західну, що характеризується гірським рельєфом і північно-східну, виражену передгір'ям.

Гірська частина району характеризується типовим ландшафтом гір середньої висоти. Система орієнтована на північний схід і складається з ряду паралельних хребтів. Головним геоморфологічним елементом системи є Магурський хребет з горою Діл Верхній (801м) і іншими висотами з абсолютними відмітками 735-620м. У передгір'ї абсолютні відмітки коливаються в межах 360-400м. Гідрографічна сітка району представлена р. Тисменицею з мілкими притоками і струмками.

1.3 Стратиграфія

В геологічній будові родовища приймають участь крейдові, палеогенові і неогенові відклади, які належать до Скибової зони Карпат, Бориславсько-Покутської (І , II і III яруси антиклінальних структур) та Самбірської зон Передкарпатського прогину.

Найбільш детально вивчений стратиграфічний розріз в І структурному ярусі Бориславсько-Покутської зони. Опис його приводиться у відповідності з уніфікованою схемою УкрНДГРІ, запропонованою для Передкарпатського прогину в 1965 році.

Структурно-тектонічна одиниця Бориславсько-Покутської зони в Бориславському нафтопромисловому районі складена флішовими крейдо-палеогеновими та моласовими неогеновими відкладами.

І структурний ярус в стратиграфічному відношенні представлений відкладами стрийської світи верхньої крейди, ямненської світи палеоцену, манявської, вигодської і бистрицької світ еоцену, нижньоменілітової підсвіти олігоцену, поляницької та воротищенської світ міоцену.

Крейдова система представлена відкладами стрийської світи, що складена комплексом тонкоритмічного глинисто-піщаного флішу у вигляді сірих до світло-сірих вапнистих, дрібнозернистих пісковиків, алевролітів та темно-зелених аргілітів з рідкими проверстками мергелів, вапняків і конгломератів. Розкрита товща відкладів І ярусу структур 37-332м.

Палеогенова система представлена палеоценовим, еоценовим та олігоценовим відділами. Палеоценові відклади виражені ямненськими грубоуламковими світло-сірими та сірими вапнистими пісковиками, рідше аргілітами, вапняками та конгломератами. Відклади ямненської світи чітко відбиваються за промислово-геофізичними матеріалами і служать хорошим репером у Бориславському нафтопромисловому районі. Товщина світи змінюється від 45 до 125м у Бориславсько-Покутській зоні та від 62 до 167м у Береговій зоні Скибових Карпат.

Еоценові відклади представляють собою пісчано-глинистий фліш, в якому виділяється товща тонкоритмічного флішу манявської світи, вище -пісочні відклади вигодської світи і зверху - тонкоритмічні більш глинисті утворення бистрицької світи.

Еоценові пісковики світло-сірі, кварцеві, великозернисті алевроліти та аргіліти темно-сірі із зеленуватим відтінком. Середня товщина еоценових відкладів І ярусу структур складає 355м.

Олігоценові відклади представлені, в основному, нижньоменілітовою підсвітою, складеною чергуванням проверстків аргілітів, алевролітів та пісковиків з перевагою аргілітів у верхній частині і пісковиків у нижній. Аргіліти чорні, темносірі, з коричневим відтінком, невапнисті. Алевроліти і пісковики сірі, темносірі до чорних, вапнисті, дрібнозернисті, кварцеві.

Середнє значення товщин нижньоменілітової підсвіти І та II ярусів структур дорівнює відповідно 156м, 173м, у Скибовій покрівлі - 161м. На прозмитій поверхні менілітових відкладів незгідно залягають флішеві утворення поляницької світи, вік яких є перехідним палеоген-неогеновим.

Поляницькі відклади представлені, в основному, світло-сірими і темно-сірими вапнистими аргілітами із рідкими проверстками світло-сірих, сірих алевролітів і сірих, темно-сірих до чорних, вапнистих пісковиків. Інколи зустрічаються гравійно-геологічні конгломерати, які складаються із уламків пісковиків, вапняків, аргілітів, філітів. Розмір уламків - від 0,3 до 2,5 см.

Середня товщина поляницьких відкладів І та II ярусів структур відповідно 389 та 217м.

Неогенова система представлена воротищенською світою міоцену, літологічно складеною глинами, аргілітами, у верхній частині -грубоуламковими породами із проверстками пісковиків, алевролітів, аргілітів та глин.

Середні товщини у І та II ярусах структур складають відповідно 157 і 677м.

1.4 Тектоніка

У тектонічному відношенні Бориславське родовище пов'язане із зоною стикування двох великих тектонічних елементів: Скибовою зоною Карпатської складчатої області та Бориславсько-Покутською зоною Передкарпатського прогину.

Скибова зона в межах Бориславського родовища представлена двома крайніми північно-східними скибами - Орівською та Береговою, які насунуті із значними амплітудами на відклади Внутрішньої зони Передкарпатського прогину.

Орівська скиба складається із ряду перекинених асиметричних складок, що насунуті одна на одну, котрі беруть участь у побудові Бориславського та Східницького родовищ.

Відклади Берегового насуву перекривають Глибинну складку Внутрішньої зони Передкарпатського прогину, котра іменується Бориславською Глибинною складкою. Складка представляє собою лежачу антикліналь із крутим підвернутим і зрізаним насувом північно-східним крилом і похилим південно-західним. Складка ускладнена серією порушень. З північного заходу Бориславська Глибинна складка обмежена Раточинським скидо-зсувом, а на південному сході по тектонічному порушенню Трускавецький скид граничить з ділянкою Помірки. Південною границею покладу є контурні води.

Поклади нафти Бориславської Глибинної складки пов'язані з воротищенськими, поляницькими, менілітовими, попельськими, витвицькими та ямненськими відкладами.

У воротищенській світі нафтоносними є пісковики, що залягають серед алевролітів і аргілітів. Загальна товщина 90-340м.

Нафтоносні пісковики поляницької світи залягають лінзовидно і представляють нафтоносну товщу в 100 і більш метрів при ефективній товщі 2м і пористості 9,9%.

У менілітовій світі нафтоносними є пісковики, ефективна товщина окремих пластів яких змінюється від 0,5 до 10м. Середня сумарна товщина пластів складає 90м, пористість-10,1%.

У підошві менілітових відкладів залягає "бориславський пісковик" -основний промисловий об'єкт розробки Бориславського родовища. Середня глибина залягання його 1200м, товщина - 10-40м, ефективна потужність -17,5м, пористість -11,7%.

Простежується "бориславський пісковик" по всій площі родовища. Представлений пісковиками від дрібно- до великозернистих, слабовапнистими, кварцевими з невеликою домішкою глауконіту, місцями -щільними пісковиками та алевролітами. Пласт "бориславського пісковика" неоднорідний по потужності. В ньому зустрічаються глинисті прошарки товщиною від 0,5 до 5м.

Попельські нафтоносні відклади еоцену Глибинної складки представлені пісковиками, що залягають двома горизонтами в товщі глинистих порід на глибинах 1275м і 1350м. Ефективні товщини горизонту змінюються від 3 до 48м, складаючи в середньому 18,6м. пористість-10,1%.

Нафтоносний поклад у витвицьких відкладах пов'язаний з проверстками і лінзами пісковиків. Середня глибина залягання 1400м; ефективна товщина 2-30м, при середній - 9,6м, пористість-11,8%.

Найнище на родовищі залягає ямненський пісковик. Загальна товщина його - 40-60м, ефективна - 24,7м, пористість - 12.2%.

ВНК покладів Глибинної складки проходить по ізогіпсах 1080м в південно-західній частині, 960-1000м - в південній.

1.5 Нафтогазоводоносність

Визначення колекторських властивостей порід проводилося, в основному, за керновим матеріалом свердловин, що були пробурені після 1945 року, в лабораторіях Львівського філіалу АН УРСР та ЦНДЛ НПУ „Бориславнафта". Але зважаючи на недостатню кількість даних побудови карт пористостей не проводилося.

Прямі визначення параметрів нафтонасиченості в лабораторних умовах після довготривалої розробки родовища давали результати, які характеризували величини залишкової нафтонасиченості, ще й до того ж занижувалися із-за недосконалості самої методики. Тому величини початкової нафтонасиченості, які були прийняті при підрахунку запасів, визначалися як похідні від параметру насиченості зв'язаною водою.

Із-за недостатнього висвітлення продуктивного розрізу керновим матеріалом і геофізичними дослідженнями побудова статистичних рядів розпроділення проникності неможлива.

1.6 Колекторські властивості продуктивних горизонтів

У Бориславській і Південно-Бориславській глибинних складках продуктивними є пісковики ямненських, нижньоеоценових, верхньоеоценових, менілітових, поляницьких та воротищенських відкладів.

Ямненські відклади складені пісковиками з прошарками алевролітів. Керн відбирався з 13 свердловин (39 зразків). Пісковики характеризуються добрими колекторськими властивостями і, як правило, слабо зцементовані. Товщина пісковиків ямненської світи змінюється від 34 до 109м, середня -67м. Ефективна товщина, виділена на основі каротажу, змінюється від 12 до 64м, середня-31,1м. Пористість, за даними аналізів, змінюється від 0,28% до 13,4%, проникність (0,1 - 6,8) • 10^-15
м²
. Коефіцієнт піщанистості 0,479, коефіцієнт розчленування 7. Пласти мають складну будову.

В нижньоеоценових відкладах, які складені пісковиками, алевролітами, аргілітами, продуктивними є прошарки пісковиків невеликої товщини, які часто залягають лінзовидно. Ефективна товщина пісковиків змінюється від 4 до 45м, середня - 14,4м. Керн відбирався з 17 свердловин (56 зразків). Пористість змінюється від 0,8% до 14,9%, проникність (0,1-28,9) –10^-15
м²
. Коефіцієнт піщанистості 0,064, коефіцієнт розчленування 9. Пласти мають складну будову.

Пісковики верхньоеоценової світи часто перешаровуються аргілітами, на в розрізі переважають, а також алевролітами. Ефективна товщина икжшишв змінюється від 4 до 24м, в середньому складає 12м. Пісковики відносно добре прослідковуються по площі, особливо в верхній частині розрізу. Керн відбирався з 23 свердловин (56 зразків). Пористість змінюється нд 2% до 15,6%, проникність (0,01-10,6) • 10^-15
м²
. Коефіцієнт піщанистості 00,84 коефіцієнт розчленування 7. Пласти мають складну будову.

Бориславський пісковик складений дрібно-, середньо- і крупнозернистими кварцовими пісковиками від щільних, майже непроникних, др пухких. В середній частині пісковиків часто зустрічаються прошарки аргілітів. Товщина бориславського пісковика змінюється від 2 до 183м і в середньому складає 33м. Ефективна товщина пісковиків змінюється від 3 до 35м, середня - 17,2м. Керн відбирався з 27 свердловин (67 аналізів). Пористість змінюється від 1,5% до 15,1%, проникність (0,1-59,33) -10" м . Коефіцієнт піщанистості 0,653, коефіцієнт розчленування 4. Пласти мають складну будову.

Менілітова світа складена аргілітами, алевролітами і пісковиками. Прошарки пісковиків, які перешаровуються з аргілітами, товщиною від 0,2-0,5 до 2м і більше, мають підпорядковане розташування у розрізі. Ефективна товщина пісковиків від 5 до 31м, середня 16,4м. Сюди входять пісковики, які залягають у верхній частині розрізу (клівський і надроговиковий). Керн відбирався з 24 свердловин (90 зразків). Пористість змінюється від 4,9% до 17,5%, проникність (0,1-57) -10" м . Коефіцієнт піщанистості 0,087, коефіцієнт розчленування 3. Пласти мають складну будову.

Поляницька світа Бориславської глибинної складки складена алевролітами, аргілітами, пісковиками. Ефективна товщина пісковиків зиінюєгься від 4 до 25м, середня - 13,7м. Керн відбирався з 18 свердловин :' 1 зразки). Пористість змінюється від 1,3% до 13,85%, проникність (1-22,5) 10^-15
м²
. Коефіцієнт піщанистості 0,024, коефіцієнт розчленування 10. Пласти мають складну будову.

Середня ефективна товщина поляницької світи Південно-Бориславської складки 14,7м, пористість 12%, проникність 1,0 • 10^-15
м²
. Коефіцієнт піщанистості 0,059, коефіцієнт розчленування 5. Пласти мають складну будову.

У воротащенських відкладах нафта міститься у малопотужних, дуже пншстих пісковиках, які залягають серед глин і глинистих сланців. Пісковики, в більшості випадків, залягають лінзовидно, виклинюються і не мають промислового значення як колектори нафти.

У Бориславському піднасуві промислові припливи нафти одержані з поляницьких, менілітових і верхньоеоценових відкладів.

Найнижчими піщаними горизонтами, з яких одержана нафта, є два горизонти попельських пісковиків (верхній еоцен). Нижній горизонт представлений середньозернистими пісковиками з пористістю 12%, проникністю (3-5) • 10^-15
м²
. Другий горизонт попельських пісковиків, який залягає, вище першого на 30м, має пористість 9% і проникність 3,0 • 10^-15
м . Керн відбирався з 13 свердловин (40 зразків). Пористість змінюється від ЦМ до 11,2%, проникність (0,1-28,4)- 10^-15
м²
.

Відклади бориславського пісковика представлені пісковиками, аишрадітами, аргілітами, брекчіями. Товщина прошарків від 2 до 10м, іришоових від 1 до 5м, переважають піщані різновидності. Керн відбирався з 10 свердловин (29 зразків), відклади бориславського пісковика є добрими жшскюрами і мають пористість 7,6%, проникність пісковиків в більшості випадків менше 0,1• 10^-15
м²
.

Менілітова світа складена пісковиками, алевролітами, аргілітами, а також брекчіями, гіпсом, роговиками. Пористість змінюється від 0,6% до 134,, проникність (0,1-10,6) • 10^-15
м²
.

Ефективна товщина еоцен-олігоценових відкладів становить 18-75м, середня - 40,1м. Коефіцієнт піщанистості 0,148, коефіцієнт розчленування 20. Пласти мають складну будову.

Відклади поляницької світи представлені ритмічним чергуванням алевролітів, пісковиків, аргілітів, а також конгломератів, брекчій, вапняків, які зустрічаються в нижній частині розрізу. Пісковики незначної товщини, жігоовидні. Керн відбирався у 25 свердловинах (173 зразки). Пористість пісковиків змінюється від 0,9% до 12,8%, проникність (0,1-3) • 10^-15
м²
.

Коефіцієнт піщанистості 0,136, коефіцієнт розчленування 6. Пласти мають сшіадну будову.

Продуктивними горизонтами Попельської складки є ямненські, пожяницькі та менілітові відклади.

Ефективна товщина ямненських відкладів 38,8м, відкрита пористість 9%, проникність 2,0 • 10^-15
м²
. Коефіцієнт піщанистості 0,746, коефіцієнт розчленування 6.

Менілітові відклади складені чергуванням аргілітів з пісковиками і алевролітами, що переважають у нижній частині розрізу. Покрівельна «метана розрізу часто розмита або зрізана насувом. Ефективна товщина шімюється від 10,4 до 16,6м, середня 12,6м, пористість від 0,6% до 14,2%, проникність (0,001-3,3) • 10^-15
м²
. Коефіцієнт піщанистості 0,109, коефіцієнт розчленування 6. Пласти мають складну будову.

Ефективна товщина поляницьких відкладів 14,4м, коефіцієнт инвданистості 0,034, коефіцієнт розчленування 9.

Ефективна товщина менілітових відкладів Нижньо-Попельської складки їм. Пористість змінюється від 1,1% до 10,5%, проникність (0,01-4,2) • 10^-15
м²
. Коефіцієнт піщанистості 0,098, коефіцієнт розчленування 6. Пласти мають складну будову.

У Насуві нафтонасиченими є пісковики ямненської світи (ділянка МЕТІ), пісковики верхньострийської світи (ділянка Міріам, ділянка Мражниця Попелівсько-Бориславського блоку) і середньострийської світи (ділянка Мражниця Бориславського блоку).

На ділянці МЕП нафтонасиченими є пісковики Берегової скиби. Відкрита пористість за даними аналізів двох свердловин в середньому складає 17%, проникність 4,7' 10"¹⁵
м . Ефективна товщина від 25 до 56,5м. Середня 45,7- Коефіцієнт піщанистості 0,528, коефіцієнт розчленування 11. Пласти мають складну будову.

Стрийські відклади ділянки Міріам представлені алевролітами і мжагоішками. Найбільша товщина пісковиків до 80м в центральній частині структури. Ефективна товщина пісковиків змінюється від 43,5 до 75м. Середня 58,8м. Керн відбирався з 7 свердловин (42 зразки). Пористість змінюється від 2,1% до 17,9%, проникність (1-3) • 10^-15
м²
. Коефіцієнт піщанисті 0,245, коефіцієнт розчленування 52. Пласти мають складну будову.

Стрийські відклади ділянки Мражниця Попельсько-Бориславського бпоку представлені в основному щільними різновидностями з окремими прошарками пісковиків. Розкрита товщина стрийських відкладів досягає 720м. ефективна товщина змінюється від 22,8 до 110,4м, середня - 71,7м. Керн відбирався з 8 свердловин (53 зразки). Пористість змінюється від 2,6% до 13,9%, проникність (0,001-3) • 10^-15
м²
. Коефіцієнт піщанистості 0,211, коефіцієнт розчленування 6,2. Пласти мають складну будову.

Середньострийська підсвіта (ділянка Мражниця Бориславського блоку) представлена ритмічним чергуванням пісковиків, алевролітів і аргілітів. Ефективна товщина змінюється від 14,2 до 14,5м, середня - 14,35м. Керн підбирався з 4 свердловин (53 зразки). Пористість змінюється від 1,4% до "³
»_ч
проникність (0,001-0,006) • 10^-15
м²
. Коефіцієнт піщанистості 0,049, коефіцієнт розчленування 14. Пласти мають складну будову.

Породами-покришками покладів нафти на родовищі є поляницька і іянлрщька світи, горизонт строкатих аргілітів, який знаходиться в підошві манявської світи. Ці флюїдоупори мають регіональне значення у формуванні покладів нафти і газу. У якості локальних покришок виділяється аргілітовий горизонт у середині манявської світи і строкато-колірні аргіліти у верхній частини стрийської світи. Переважаючим компонентом розрізу усіх порід-покришок є аргіліти.

2 ТЕХНІКО-ТЕХНОЛОГІЧНИЙ РОЗДІЛ

2.1 Характеристика фонду свердловин

На Бориславському родовищі пробурено 1669 свердловин, в експлуатаційному фонді числиться 471 видобувна свердловина, 22 – свердловини нагнітальні, 52 – спостережні, 6 – недіючих, 430 – свердловини ліквідовано після буріння, 688 – після експлуатації, 4 – знаходиться в ремонті, 7 - очікують на ремонт.

Відомості про буріння перших свердловин з’явилися в 1886 році. Біля 40% старих свердловин на даний час ліквідовано після експлуатації.

З діючого фонду свердловин 408 – експлуатуються глибинно-насосним способом, 63 – желонковим. Основна маса свердловин низькодебітна і високо водна. Дебіт нафти змінюється від 0,01 до 2,0 т/д, лише декілька свердловин мають дебіт більше І т/д. Обводненість продукції 25% свердловин перевищує 90%, досягаючи 99,97%.

Жолонкові свердловини експлуатуються періодично – більшу частину часу вони простоюють в очікуванні накопичення. Дебіт нафти в них не перевищує 0,01 т/д. Видубуток нафти жилунковим способом здійснюється в основному із покладів в глибинної складки.

2.2 Характеристика продукції свердловин

Фізико-хімічні властивості сепарованої нафти слідуючі. За груповим вуглеводневим складом нафти Бориславського родовища відносяться до класу метанового-нафтових і аналогічні до нафт і інших родовищ Прикарпаття.

При деяких відмінностях властивостях нафт по глибинах залягання для них є належність до малосірчастих/вміст сірки до 0,5%/, крім нафти стрийського покладу Мражниці попельсько-Бориславського банку Насуву і нафти менілітоготпокладу Нижньопопельської складки, які відносяться до сірчастих / 0,51% -2%/. За вмістом фракцій, які виникають до 350 ^о
С, до типу Т_І
/більше 45%/. За вмістом твердих парафінів нафти належить до парафінованих /0,51% - 6%/, крім нафти стрийського покладу Мражниці Бориславського банку, яка належить до мало парафінових /менше 1,5%/ і нафти менілітового покладу Нижньо-Попельської складки, які відносяться до високо парафінованих /більше 6%/.

Температура насичення нафти парафіном Бориславської глибинної складки в середньому – 25 ^о
С.

Нафти Бориславського пісковика, еоценових і поляницького покладів глибинної складки відносяться до легких /густини до 850 кг./м³
/. До середніх відносяться нафта Насуву ділянок МЕП, Міріан, Мражниця, Поппельсько і Бориславського блоків, еоцен-олігоценового покладу Піднасуву, Попельської та Нижньо-Попельської складок, поляницького покладу Південно Бориславської складки.

За вмістом силікагелових смол нафта /воротишенських відкладів Піднасуву відноситься до мало смолистих /вміст смол до 5%/, нафта/ поляницького покладу Попельської складки відносяться до смолистих /5% - 15%/, нафти всіх покладів глибинної складки, еоцен-олігоценового покладу Піднасуву, менілітових покладів Попельської і Нижньо-попельської складки, покладів Насуву, поляницького складу Південно-Бориславської складки до високо смолистих /більше 15%/.

Дослідження нафти Бориславського родовища на радіоактивність не проводилась.

В процесі експлуатації густина нафти знизилася, зокрема найбільше в Поляницькому покладі глибинної складки і Стрийському покладі Мражниці Попельсько-Бориславськог банку Насуву.

Слід відзначити, що густина нафти Попельської складки збільшилась, що пояснюється розгазуванням, зниженням пластового тиску і впливом води. Вміст парафінів також знизився у нафтах всіх покладів, за винятком нафти стрийського покладу ділянки Міріан Насуву, де він підвищився. Вміст смол теж дещо зменшився, крім еоценованого і яменського покладів глибинної складки. В’язкість нафти при 50 ^о
С також зменшилась, крім нафти ділянки МЕП Насуву.

Зниження густини, вмісту парафінів і смол свідчить про тенденцію до полегшення нафти.

Дослідження компонентного складу нафти в останні роки не проводилося.

Слід відзначити, що вміст сірки в нафтах Мражниці, Попельського-Бориславського блоку і Нижньо-Попельської складки досягає промислової концентрації /більше 0,5%/. Однак, враховуючи те, що середній по родовищу вміст сірки /0,42%/ не досягає промислових концентрацій, і те, що родовища розробляються більше 100 років, а отже, значна частина нафти видобута, організувати виробництво сірки з нафти є недоцільним.

Фізико-хімічна характеристика нафти в пластових умовах Піднасуву на 1959 рік вивчалась на підставі дослідження глибинних проб пластових нафт, які були відібрані з шести свердловин № 1600, 1605, 1670, 1676, 1687, 1690. Але, як показує аналіз якості глибинних проб нафти у всіх пробах не було досягнуто пластового співвідношення вмісту нафти, розчиненого газу, оскільки вони відбирались при вибійних тисках, які були нижче тиску насичення. Проби пластової нафти були відібрані з свердловин 1608, 1609, 1611-Борислав і 39-Попелі, які розташовані в Північно Західній частині Піднасуву на Попельському куполі. Остання проба нафти виявилась неякісною. Найближче значення початкового тиску насичення мають свердловини 1609, 1611 відповідно 23,2 і 23,6 МПа. Тиск насичення 23,4
МПа приймається як середній для менілітового і еоценового покладів
Піднасуву. Визначивши початковий пластовий тиск, а значить і тиск
насичення нафти газом разом з іншими вихідними параметрами, за
.томограмами встановлені інші основні параметри пластових нафт
Бориславської глибинної складки,див. табл. 2.1.

Таблиця 2.1

Аналіз нафти свердловини 24 Попелі

Дата відбору...................... ........................13.06.89р.

Густина при 20°С...................................... 859,2 кг/м³

Забруднення, % об'єм води, емульсії....... 1,2%

Вміст, % маси:

Парафіну.................................................... 6,6%

Смол........................................................... 38%

Сірки........................................................... 0,63%

Температура застивання нафти................. 22 С

температура застивання мазуту................ 38 С

Початок кипіння......................................... 170 С

Википає до 200°С....................................... 5%

300°С.......................................................... 22%

Пластові води, які видобуваються з покладів Бориславського родовища, за класифікацією В. Суліна відносяться до хлоркальцієвого типу, за винятком вод воротищенських відкладів Піднасуву, які відносяться до хлормагнієвого типу. В сольовому складі вод основними компонентами є натрій і хлор. Вміст кальцію значно переважає над магнієм. Дослідження на вміст брому і йоду в останні роки не проводилися.

Пластові води Бориславського родовища характеризуються високою мінералізованістю. Тобто відносяться до розсолів, крім води стрийського поклад)

Мражниці Попельсько-Бориславського блоку Насуву, яка відноситься до солоних. До слабких розсолів відносяться води подяницького покладу Глибинної складки , ямненського покладу ділянки МЕП, стрийських покладів ділянок Міріам і Мражниця Бориславського блоку Насуву, воротищенських відкладів Піднасуву.

До міцних розсолів відносяться води Глибинної складки, за винятком води поляницького покладу і води менілітових покладів Попелівської і Нижньопопелівської складок.

До дуже міцних розсолів відносяться води еоцен-олігоценового поюїзду Піднасуву.

Густини пластових вод змінюються в межах від 1013,9 кг/м³
до 1202кг/м³
. За показниками рн води Бориславського родовища відносяться 90 кислих, за винятком води стрийського покладу ділянки Мражниця Бориславського блоку Насуву, яка відноситься до слаболужних.

Із корисних мікрокомпонентів у водах Бориславського родовища досліджувались йод і бром. За даними невеликої кількості аналізів проб води, які були відібрані з різних горизонтів у п'яти свердловинах Насуву, Попелівської складки і Бориславського Піднасуву концентрація йоду змінюється в межах 8-17,7 мг/л, а брому 156,6-460 мг/л. Ці концентрації можна вважати кондиційними, але через малі дебіти свердловин промислової цінності не мають.

Попутні гази покладів Бориславського родовищів за свом складом відносяться до нафтових жирних газів, вміст метану змінюється я в середньому від 69,16% /стрийський поклад ділянки Мражниця Бориславського банку Насуву/ до 92 – 73%/ еоцен-олігоценовий поклад Піднасуву/. Найбільший вміст важких вуглеводнів має нафтовий газ насув ділянки Мражниця Бориславського банку/ 488,35 г/м³
/ і ділянки Міріам /260,92г/м³
/. Значно „сухіші” нафтові гази, які одержують з ділянки Мражниця Бориславського банку /22,35 г/м³
/.

Вища теплова згоряння для газу Глибинної складки становить в середньому 9009,3 кДж/м³
, нижча 8315,5 кДж/м³
, зокрема для газу покладу Бориславського пісковика – відповідно 8740,14 і 8249,15 кДж/м³
, для ямненського покладу - 9178,5 і 8748,1 кДж/м³
.

В процесі експлуатації свердловин Бориславського родовища підвищилася об’ємна доля метану в нафтовому газі, знизилась об’ємна доля пропан-пентанових фракцій з вуглекислим газом і відносна густина газу, крім газу менілітових покладів Глибинної і Попельсьокї складок.

Вільний газ знаходився в поляницькому покладі Піднасуву і ямненському покладі Попельської складки.

Вільний газ з ямщицького покладу Попельської складки на сьогоднішній день не видобувається, так як свердловина, так як свердловина 2-Попелі находиться в очікувані ліквідації. Газ цього покладу складається з 91,3% метану густина газу 0,8 кг/м³
, відносна густина 0,6228.

Вільний газ видобувався з поляницького покладу Піднасуву свердловинам 1635 і 1685. він складався з метану /88,11%/ та його гомологів /9,5%/. Густина газу 0,7809 кг/м³
, відносна густина за повітрям 0,648. початковий потенційний вміст конденсату 146 г/м³
.

Слід відзначити, що дослідження газу Бориславського родовища вміст сірководню і гелію практично відсутній.

Вміст азоту у вільному газі не досягає промислової концентрації /30%/.

Вміст етану в газі перевищує промислову концентрацію /3%/, це стосується пропану і бутану /0,9%/.

Але, враховуючи те, що родовище розробляється більше 100 років, а отже, значна частина видобувних запасів вже відібрана, організувати виробництво етану і пропану-бутан з газу недоцільно.

2.3 Вибір свердловини, її конструкція

і аналіз роботи

Для вводу в експлуатацію штанговим насосом я вибираю свердловину 24-Попелі Бориславського родовища. Оскільки дебіт свердловини почав знижуватись тому пропонується підбір обладнання для вводу свердловини на експлуатацію штанговою глибинно-насосною установкою.

Конструкція свердловини (див. Рис.1)

· направлення діаметром 426 мм в інтервалі від 0 до 9 метрів, забутоване
повністю;

· кондуктор діаметром 324 мм в інтервалі від 0 до 100 метрів,

зацементований до гирла свердловини;

· технічна колона діаметром 245 мм в інтервалі від 0 до 2254 метрів, зацементований до гирла свердловини;

· експлуатаційна колона діаметром 146 мм в інтервалі від 0 до 2448,37
метра, зацементована до гирла свердловини, опресована на 24,6 МПа
технічною водою та признана герметичною;

проперфорована зарядами ПКС-80 по 10 отворів на метр погонний в інтервалі від 2398 до 2364 метра в експлуатаційній колоні.

2.4 Вихідні дані для проектування

Глибина свердловини Н,м. 2420

Діаметр експлуатаційної колониD, мм 125

Абсолютний пластиковий тиск Р_пл
, МПа 13,4

Газовий фактор G_o
, м³
/т 848

Густина нафти ρ_н
кг/м³
859,2

Густина пластової води ρ_в
,кг/м³
1170

В’язкість нафти ν_н
,м²
/с 2,03∙10
^-6

Вміст води в продукції свердловини n_в
, % 57

Коефіцієнт продуктивності свердловини К_о
, т/(добу∙МПа) 1,2÷1,8

Коефіцієнт розчинності газу в нафті α , м³
/(т∙МПа) 63,28

Плановий дебіт свердловини (нафти) після переводу Q_н
, т/добу 2,41

2.5 Вибір верстата-качалки

2.5.1 Визначення глибини спуску насоса

Визначаємо продуктивність свердловини з врахуванням води за формулою:

Q = Q_н
∙ 100 / (100-
n
_в

)
, т/добу; (2.1)

Q
= 2,41∙100 / (100-57)=5,6 т/добу

Визначаємо вибійний тиск із рівня припливу рідини, прийнявши коефіцієнт фільтрації п=1:

Р_виб
=Р_пл
–
Q / К₀

, МПа (2.2)

де Р_пл

– пластовий тиск, МПа;

Q
– продуктивність свердловини (дебіт рідини), т/добу;

К_о

– коефіцієнт продуктивності свердловини, т/(добу∙МПа).

Р_виб

=13,4– 5,6 / 1,8 = 10.2 МПа

Визначаємо динамічний рівень за формулою:

Н_д
=
Р_виб

∙10⁶
/ (ρ∙g)
, м (2.3)

де ρ
– густина рідини кг/м³
, яка визначається за формулою (1.2)
;

ρ
=ρ_н
∙
n
_н

+ρ_в
∙
n
_в

/100
кг/м³

ρ
=859,2∙43+1170∙57 / 100=1036,3 кг/м³

g
-прискорення вільного падіння, м/с²

Н
_д

=10,2∙10⁶
/(1036,3∙9,806)=1003,7м

Визначаємо тиск, який необхідно створити на прийомі насоса, щоб в рідені не було вільного газу за формулою:

Р =G_о
∙10⁶
/α
,Па (2.4)

Р
=848∙10⁶
/63,28=1300758,53 Па

Визначаємо необхідну глибину занурення насоса під динамічний рівень рідини ,щоб створити на прийомі насоса тиск Р за формулою:

h
=
Р/ρ∙g
,м (2.5)

h
=13400758,53/1036,3∙9,806=1318,7 м

Визначаємо глибину спуску насосу за формулою:

L
=
H
-
H
_д

+
h
,м (2,6)

L
=2420-1003,7+1318,7=2735 м

Так як глибина спуску насосу виявилась дуже великою, навіть більшою від глибини свердловини H, то для зменшення глибини спуску насоса і усунення шкідливого впливу газу на роботу насоса необхідно на його прийомі встановити газовий якір і опустити насос на нову глибину h, під динамічний рівень.

В цьому випадку визначаємо кількість вільного газу, яка буде поступати в насос з 1 м³
нафти, припускаючи, що газовий якір сепарує 80% вільного газу в затрубний простір за формулою :

G
’
= 0,2 ∙
G
₀

, м³
/ т (2.7)

G
’
= 0,2 ∙ 848 = 169,6 м³
/ т

Для того, щоб ця кількість газу знаходилась в розчиненому стані, біля прийому насоса необхідно створити тиск :

Р’ =
G
’₀
∙ 10⁶
/ α
, Па (2.8)

Р’
= 169,6 ∙ 10⁶
/ 63,28 = 2680151,7 Па

Для створення такого тиску потрібно опустити насос під динамічний рівень на глибину :

h
’
= Р’ / (ρ ∙ g)
, м (2.9)

h
’
= 2680151,7 / (1036,3 ∙ 9,806 ) = 263,7 м

Необхідну глибину спуску насоса визначаємо за формулою :

L = H – H
_д

+ h’
, м (2.10)

L
= 2420 – 1003,7 + 263,7 = 1680 м

2.5.2
Вибір типу верстата - качалки і марка насоса

Для вибору типу верстата-качалки і діаметра насоса визначаємо продуктивність установки в м³
/ добу (при коефіцієнті подачі = 0,75 ) за формулою :

Q’ = Q ∙ 10³
/ ρ
, м³
/добу (2.11)

Q’
= 5,6 ∙ 10³
/ 1036,3 = 5,4 м³
/добу

Тип верстата-качалки і діаметр насоса вибираємо з діаграми областей застосування верстатів - качалок. згідно діаграми обираємо верстат-качалку СКД6-2,5-2800 з числом коливань 14 кол / хв.

Тип насоса вибираємо в залежності від глибини спуску і характеристики продукції свердловини ( з каталогу штангових насосів ). Обираємо насос марки НВ1С29-18-25.

2.6
Вибір насосних штанг

Підбір колони насосних штанг проводимо за приведеним напруженням в точці підвішування штанг з табл. 13-18 [25, ст.18-25].

Обираємо трьохступеневу колону штанг 16 мм; 19 мм; 22 мм :

l₁
= 840м ; l₂
= 470,4 м ;l₃
= 369,6 м

2.7
Встановлення режиму роботи установки

графічним методом

Щоб забезпечити тривалу роботу верстата-качалки потрібно для одержання дебіту Q’ в м³
/ добу прийняти максимально можливу довжину ходу сальникового штока S для вибраного типо – розміру верстата-качалки і знаходимо потрібне число коливань за такою формулою :

n
=
n_max

∙
Q
’ /
Q_max

, кол / хв. (2.12)

де n_max

- максимальне число коливань для вибраного верстата-качалки за хв.

Q_max

– максимальна продуктивність вибраного насоса при роботі на максимальних параметрах, м³
/ добу.

n
= 14 ∙ 5,4 / 17,1 = 4,42 кол / хв.

Обираємо стандартне число коливань 4,5 кол / хв.

2.8
Вибір і розрахунок насосно – компресорних труб

Діаметр насосно-компресорних труб вибирається в залежності від вибраного типу і діаметра насоса з табл.IV [20, ст.222].

Сумарна маса 1 м труб, штанг і рідини визначаємо за формулою :

m
=
m
_Т

+
m
_ш

+
m
_р

, кг/м (2.13)

де m
_Т

- масса 1м колони труб (з врахуванням труб і муфт), кг/м

m
_ш

- масса 1м колони штанг, кг/м

m
_р

– масса 1м стовпа рідини в колоні НКТ, кг/м.

m
=703+2,66+1,67=11,36 кг/м

Массу 1м ступеневої колони штанг визначаємо за формулою:

m
_ш

=(
m
₁

∙
l
₁

+
m
₂

∙
l
₂

+
m
₃

∙
l
₃

)/
L
,кг/м (2.14)

Массу 1м стовпа рідини визнаємо за формулою:

m
_р

=(
F
<sub>Т

р</sub>

-ƒ_шт
) ∙
ρ
∙1
, кг/м (2.15)

m
_р

= (0,001986 – 0,000379) ∙ 1036,3 ∙ 1 = 1,6653 кг /м

F
<sub>Т

р</sub>

=πd_в
²
/ 4
,м²
(2.16)

F
_Тр

= 3,14 ∙ 0,0503²
/ 4 = 0,001986 м²

f
_шт

= πd_ш
²
/ 4
, м²
(2.17)

f
_шт

=3,14 ∙ 0,022²
/ 4 = 0,000379 м²

де F
<sub>Т

р</sub>

- площа поперечного січення труби, м²

f
_шт

– площа поперечного січення штанги, м²

ρ
– густина рідини, кг/м³

d_в

– внутрішній діаметр НКТ, м²

d_ш

– діаметр штанги, м²

2.9
Перевірка працездатності верстата-качалки

Для перевірки працездатності вибраного верстата-качалки потрібно визначити максимальне навантаження на головку балансира та максимальний крутний момент на валі кривошипа редуктора і порівняти їх з відповідними параметрами вибраного верстата-качалки.

Максимальне навантаження на головку балансира визначають на основі динамічної теорії за формулою І.А.Чарного :

Р
_max

= Р_р
+ Р_ш
∙(в + (5 ∙
n
²

∙
tgφ
) / (1800 ∙φ))
, Н (2.18)

Р
_max

= 10499,3 + 43831,2 ∙ (0,87 + (2,1∙ 4,5²
∙ tg8,88º) / (1800 ∙ 8,88º)) = 48650,6 Н

де φ
– параметр, який характеризує режим відкачки і визначається за формулою :

φ =
W
∙
L
/
a
, рад (2.19)

φ = 0,471∙ 1680 / 5100 = 0,155 ∙ (180º / 3,14 ) = 8,88º

де W
– кутова швидкість обертання кривошипа верстата-качалки, рад/с;

L
– глибина спуску насоса, м ;

а
– швидкість розповсюдження звуку в матеріалі штанг ( для сталі а = 5100м/с).

Кутова швидкість обертання кривошипа визначається за формулою :

W
=
π
∙
n
/ 30
,
рад/с (2.20)

W
= 3,14 ∙ 4,5 / 30 = 0,471 рад/с

де п
– число коливань верстата-качалки, кол/хв.

Мінімальне навантаження на головку балансира за цикл дії свердловинного насоса визначаємо за формулою :

P_min

= Р_ш
∙ (
b
– (
S
∙
n
²

∙
tgφ
) / (1800 ∙
φ
)
. Н (2.21)

P_min

= 43831,2 ∙ (0,87 – (2,1 ∙ 4,5²
∙ tg ∙8.88º) / (1800 ∙ 8.88º) = 38114.9,Н

Максимальний крутний момент на кривошипному волі редуктора визначаємо за формулою :

M_max

= [30 ∙
S
+ 0.236 ∙ (
P_max

–
P_min

)] ∙
g
.,Н ∙ м (2.22)

M_max

= [30 ∙ 2,1 + 0,236 ∙ (48650,6 – 38114,9)] ∙ 9,806 = 24999,6 Н ∙ м

Одержані значення P_max
і М_max
не перевищують відповідно допустиме навантаження на головку балансира [P_max
] і допустимий крутний момент на кривошипному валі редуктора [M_max
], вказані в шифрі вибраного верстата-качалки, то вибраний верстат-качалка забезпечує роботу установки.

2.10
Визначення фактичної продуктивності установки

Фактичну продуктивність установки визначаємо за формулою :

Q
_ф

= 1.44 ∙
F
_пл

∙
S
_пл

∙
n
∙
ρ
∙ η
, м³
/добу (2.23)

Q
_ф

= 1,44 ∙ 0,000615 ∙ 1,8 ∙ 4,5 ∙ 1036,3 ∙ 0,75 = 5,5 м³
/добу

де S
_пл

– довжина ходу плунжера насоса, м ;

η
– коефіцієнт подачі установки, який приймається 0,75;

інші позначення та їх розмірності такі ж як в попередніх формулах.

Фактичну довжину ходу плунжера визначаємо за формулою Л.С.Лейбензона – А. С. Вірновського :

S
_пл

=
S / cosφ – λ_cm

, м (2.24)

S
_пл

= 1,8 / cos8.88º - 0.0044 = 1.82 м

де λ
– втрати ходу плунжера від видовження НКТ і насосних штанг.

При ступеневій колоні насосних штанг втрати ходу плунжера від видовження НКТ і штанг визначаємо за формулою :

Λ_ст
= Р_р
/ Е ∙((
L
/
f_m

) +(
l
₁

/
f
₁

) + (
l
₂

/
f
₂

) + (
l
₃

/
f
₃

))
, м (2.25)

Λ_ст

= 10499,3/2,1 ∙ 10¹¹
∙ ((1680/0,0869) + (840 / 0,0201) + (470,4 / 0,0283) + (369,6 / 0,038)) = 0,0044 м

де l
₁

,
l
₂

,
l
₃

– довжина відповідної 1-ої, 2-ої, 3-ої ступені колони насосних штанг, м ;

f
₁

,
f
₂

,
f
₃

– площа поперечного перерізу насосних штанг відповідно 1-ої, 2-ої, 3-ої ступені.

2.11
Розрахунок зрівноваження верстата-качалки

Виходячи з вибраного режиму роботи, слід визначити кількість і розміщення противаг на кривошипах верстата-качалки.

Для цього визначають зрівноважуючий момент за формулою :

М_зр
=
S ∙ (P_max
+ P_min
) / 2
, Нм (2.26)

М_зр

= 1,8 ∙ (48650,6 + 38114,9 ) / 2 = 78088,95 Нм = 78,1 кНм

З допомогою графіків (рис. 15-18 (1, ст.. 24, 25 )), виходячи з визначеного значення М_зр
визнаємо кількість і положення противаг на кривошипах.

Для верстата-качалки СКД6-2,5-2800 М_зр
= 78088,95 Нм. З рис. 17 (1, ст. 25) знаходимо по 3 противаги на кривошип масою 485 кг. Встановлюємо на відстань R = 93 см.

2.12
Вибір електродвигуна

Потрібну потужність електродвигуна для приводу верстата-качалки слід визначити за формулою Д. В. Єфремова :

Ng
= 4.1 ∙ 10^-5
∙
π
∙
Dnn
²

∙
S
∙
n
∙
ρ
∙
h
_д

∙
k
∙ (( 1 –
η
_р

∙
η
_вг

/ η_н
∙ η_вг
) + η )
, кВт (2.27)

Ng
= 4,1 ∙ 10^-5
∙ 3,14 ∙ 0,028²
∙ 1,8 ∙ 4,5 ∙ 1036,3 ∙ 1416,3 ∙ 3,4 ∙ (( 1 – 0,85 ∙ 0,8 ) / 0,85 ∙ 0,8) + 0,75 )) = 5 кВт

де D
– діаметр плунжера насоса , м ;

S
– довжина ходу сальникового штока , м ;

n
– кількість коливань за хвилину ;

ρ
– густина рідини, кг/м³
;

h
_д

– віддаль від гирла свердловини до динамічного рівня, м ;

k
– коефіцієнт, який враховує зрівноваженість верстата-качалки ( для зрівноваженої системи приймається k = 1,2 , для незрівноваженої k = 3,4 ) ;

η
_н

– 0,85 – 0,95 К.К.Д. свердловинного насоса ;

η
<sub>в.г

.</sub>
– 0,8 – 0,85 К.К.Д. верстата-качалки ;

η
– коефіцієнт передачі насосної установки ( приймається = 0,75 ).

Віддаль від гирла до динамічного рівня рідини визначаємо за формулою :

h
_д

= Н – Н_д

; м (2.28)

h
_д

= 2420 – 1003,7 = 1416,3 , м

де Н
– глибина свердловини, м ;

Н_д

– динамічний рівень рідини в свердловині, м.

Підбір електродвигуна за визначеною потужністю проводиться з табл.. 10 (1, ст. 14). Вибираємо електродвигун марки 4АР180М8У2 з максимальною потужністю 15 кВт.

2.13
Вибір іншого обладнання

Для з’єднання сальникового штока з головкою балансира верстата-качалки слід вибирати канатну підвіску, яка входить в комплект верстата. Технічна характеристика канатних підвісок приведена в табл. 12 [ 23, ст. 16 ]. Обираємо канатну підвіску марки ПСШ6 з діаметром канату 2,5 см. та довжиною каната 6,6 м.

Розмір сальникового штока вибираємо в залежності від довжини його ходу.

Максимальна довжина ходу, мм 1800

Довжина сальникового штока, мм 5600

Діаметр сальникового штока, мм 36

З допустимим навантаженням, кН 100

Для герметизації гирла свердловини та підвішування колони насосно-компресорних труб вибираємо гирлове обладнання типу ОУ140-146/168-65А.

В гирловому обладнанні ОУ використовуються сальники СУС2 з подвійним ущільненням і коркові крани КПП65-140 з ущільнюючим мастилом від фонтанної арматури на тиск 14 мПа.

2.13.1 Розрахунок викидної лінії

Приймаємо викидну лінію, яка залишилась після фонтанування свердловини, оскільки вона знаходиться в доброму технічному стані і забезпечить заданий відбір рідини.

2.13.2 Підбір газового якоря

Визначаємо площу сепараторного перерізу газового якоря за формулою:

F
_я

= 65 ∙ 10^-4
∙ ((
F
_пл

∙
S_n

) / (
a
∙ δ)) ∙
, м²
(2.29)

F
_я

= 65 ∙ 10^-4
∙ ((0,00066 ∙ 1,8 ∙ 4,5) / (0,6 ∙ 0,02 ))∙ = 8 ∙ 10^-5

де : v
– кінематична в′язкість рідини,м²
/с;

а
– коефіцієнт використання об′єму якоря;

б
– діаметр відділюваних бульбашок газу, м.

Задаючись діаметром всмоктуючої труби d₃
= 48,3 мм визначаємо діаметр корпусу газового якоря за формулою :

Д_я
=
, м (2.30)

Д_я

= = 0,0493 м

де: F
_я

– площа сепараційного перерізу газового якоря, м.

Для корпусу якоря приймаємо труби по ГОСТ 633-80, умовного діаметру 60мм.

Уточнюємо площу сепараційного перерізу якоря :

F
^’

_я

= 0,785 ∙(Д^’2
_я
-
)
,
м²
(2
.31)

F
^’

_я

= 0,785 ∙ (0,0493²
–0,0483²
) = 7,665 ∙ 10^-5
, м²

де Д’_я

– прийнятий за ГОСТ 633-80 діаметр труб для багатокорпусного якоря, м.

Кількість корпусів якоря визначаємо за формулою :

п_к
=
F
_{я /}

F
^’

_я

(2.32)

п_к

= (8 ∙ 10^-5
) / ( 7,665 ∙ 10^-5
) = 1,043

де: F_я
– площа сепараційного перерізу якоря, м.

Отже, для якоря буде достатній один корпус.

Приймаємо однокорпусний газовий якір ЯГ-1.

Довжину корпусу однокорпусного якоря визначаємо за формулою :

l
_я

= (20 ∙ Д’_я
) / п_к
, м (2.33)

l
_я

= (20 ∙ 0,0603) / 1 = 1,2, м

Приймаємо l
_я

= 1,5 м.

2.14
Автоматизація роботи свердловини

Автоматизація свердловини, обладнаної ШСНУ може бути місцевою (локальною) і дистанційною. При місцевій автоматизації насосні свердловини обладнуються станцією управління типу БУС-3М, електроканатним манометром типу ВЕ-16 РБ для контролю затрубного тиску. Станція управління складається з таких основних частин :

· силової частини, призначеної для управління електродвигунами верстата-качалки;

· блоку управління і захисту, який забезпечує формування сигналів управління, контроль стану обладнання верстата-качалки і формування сигналу аварійного відключення;

· первинного перетворювача тиску, призначеного для формування аварійного сигналу при підвищенні або зниженні тиску в викидному трубопроводі.

Така система забезпечує :

· автоматичне управління електродвигуном верстата-качалки в аварійних випадках ( при обриві штанг і поломках редуктора, при струмових пере навантаженнях, коротких замиканнях і обривах фаз, неполадках насоса );

· відключення електродвигуна по імпульсу від електроконтактного манометра при аварійних ситуаціях на груповій замірній установці;

· індивідуальний само запуск верстата-качалки після перерви в постачанні електроенергією;

· програмний запуск і зупинка електродвигуна при періодичній експлуатації свердловини.

Аварійний стан встановлюється з допомогою аналізатора який споживає потужність електродвигуна. При допомозі аналізатора потужності можна одержати інформацію для діагностики свердловинного обладнання ( поломка каналів, обрив штанг ). Передбачено і ручне управління роботою верстата-качалки. Є також система контролю рівня рідини в свердловині типу СКУ-1М «ЕХО» з глибиною замирювання до 3000 м при тиску газу в затрубному просторі до 15 мПа.

У випадку місцевої ( локальної ) автоматизації при передачі інформації на невеликі відстані, застосовуються пневматичні і електричні перетворювачі інформації на великі відстані між контролюючим пунктом (КП) і пунктом управління ( ПУ ) застосовуються засоби телемеханіки, які передбачають інформацію у вигляді дискретних ( цифрових ) сигналів, представлених кодовими комбінаціями , тобто використовуються аналогоцифрові і цифроаналогові перетворювачі. При місцевій і дистанційній автоматизації датчики технологічних параметрів вимірюють значення цих параметрів і дозволяють одержати на виході стандартний ( аналоговий ) сигнал, пропорційний цьому значенню.

Для телемеханізації технологічних об’єктів в нафтовій промисловості застосовують систему телемеханіки ТМ-620. Вона включає в себе пункт управління і контролюючі пункти. Ця система забезпечує телеуправління двопозиційними виконуючими пристроями ТУ, телевимірювання інтегральних ( дебіт ) ТНН і поточних ( тиск ) ТНТ значень параметрів, телединамометрування ( телеконтроль ) ТД, телесигналізацію аварійного стану об’єктів ТСА, телесигналізацію стану двопозиційного об’єкту ТСС, а також двосторонній телефонний зв’язок.

2.15
Обслуговування установки

При експлуатації свердловини штанговими насосами проводиться спостереження за роботою верстатів-качалок, станом гирлового обладнання, а також замірних і збірних установок і за подачею рідини.

Змазування частин, які труться є основною умовою довготривалої, безперебійної роботи насосної установки. Тому оператори видобутку нафти повинні постійно слідкувати, щоб всі частини верстата-качалки були добре змащені. Підшипники нижніх головок шатунів, опори балансира, а також ходові гвинти на складках електродвигуна, гальмах і кривошипах змащується консистентним мастило (солідолом). Рекомендується добавляти мастило в цих вузлів не рідше одного разу в місяць і робити заміну мастила один раз в 6 місяців.

Редуктор верстата-качалки заливають автотрансформаторним мастилом і зубчаті колеса і підшипники валів працюють у масляній ванні. Масло заливають через люк в кришці редуктора. Заміна масла в редукторі повинна відбуватися один раз в шість місяців. Добавка мастила в редуктор між його змінами відбувається по мірі необхідності. Наявність масла в редукторі перевіряють через контрольні клапани. Рівень масла в редукторі повинен бути між нижнім і верхнім контрольними клапанами.

Оглядати і перевіряти наземне обладнання глибиннонасосних свердловин слід систематично дотримуватись графіку перевірки, встановленого для даного району, промислу, дільниці.

Виявлені дефекти в роботі насосних установок повинні ліквідовуватися негайно. При обході і огляді глибиннонасосних свердловин необхідно перевіряти наступне :

· стан клинопасової передачі;

· стан валових підшипників верстатів-качалок і при виявленні несправних болтів ( погнутих або з зірваною різьбою ) необхідно замінити їх після кріплення та перевірити нагрівання підшипників;

· кріплення головки шатуна і пальця кривошипа, не допускається найменше ослаблення або коливання пальця, а також кочення пальця або гнізда конуса;

· роботу сальникового штока і трійника-сальника; один раз в добу треба підтягувати сальник; границею підтягування служить легке нагрівання штока; пропускання рідини через сальник не допускається, тому

необхідно завчасно міняти набивку, шток при роботі повинен зберігати вертикальне положення, не гнутися;

· чистити від бруду і нафти площу навколо верстата і свердловини; оглядати всі нафтові і газові лінії, всі пропуски нафти через тріщини.

Крім того періодично ( один раз в два-три місяці ) слід проводити повну перевірку глибиннонасосних установок ( кріплення верстатів-качалок, паралельність валів, кріплення всіх балкових з’єднань).

Для проведення всіх цих робіт оператори з видобутку нафти повинні мати необхідний ручний інструмент : гайкові ключі, молотки, зубила, оправки, ножівки і т. п. Надійність і працездатність верстатів-качалок досягається за рахунок своєчасного проведення планово-попереджувальних ремонтів.

3
Охорона праці

3.1 Техніка безпеки

При експлуатації свердловин штанговими насосами установками слід забезпечувати достатню міцність обладнання і огородження всіх рухомих частин механізму. Верстати-качалки всіх типів випускаються з огородженнями кривошипно-шатунного механізму і пасової передачі. Необхідно дотримуватись наступних основних вимог безпеки :

- верхній торець гирлового трійника-сальника повинен виступати над рівнем пригирливої не більше ніж на 1 м;

- при набивці ущільнення в корпусі сальника головка його повинна утримуватися на сальниковому штоці спеціальним затискувачем;

- забороняється повертати шків верстата-качалки вручну або гальмувати його шляхом підкладання труби або лома в спині;

- при встановленні пальців кривошипно-шатунного механізму шатун необхідно надійно кріпити до стінки верстата-качалки, повинна бути встановлена площадка з огородженням;

- забороняється надівати і знімати паси, необхідно шляхом пересування електродвигуна;

- під час огляду або зміни окремих частин верстат-качалка повинна бути зупинена;

- канатну і ланцюгову підвіски дозволяється знімати і надівати тільки спеціальними пристроями з підлоги або переносних драбин-площадок, забороняється виконувати ці роботи з балансира верстата-качалки;

- до початку ремонтних робіт електропривід повинен бути відключений, а на пусковому пристрої встановлений плакат : « Не включати – працюють люди ! », на свердловинах з автоматичним і дистанційним управлінням біля пускового пристрою повинен бути закріплений щит з надписом : « Увага ! Пуск автоматичний ! »;

- при обслуговуванні електроприводу персонал повинен працювати в діелектричних рукавицях;

- глибиннонасосна установка перед пуском в експлуатацію повинна бути заземлена. В якості заземлювача електрообладнання повинен бути використаний кондуктор свердловини. При цьому кондуктор повинен бути зв’язаний з рамою верстата двома заземленими провідниками ( переріз кожного 50 мм²
), які повинні бути в різних точках кондуктора і рами, які доступні для огляду. Заземлюючим провідником може бути кругла, кутова і іншого профілю сталь, крім канату.

Для захисту від поранення електричним струмом при обслуговуванні верстата-качалки застосовують ізолюючі підставки.

3.2 Промсанітарія

На здоров’я людини впливають метрологічні умови виробничого середовища, які складаються з температури навколишнього повітря, його вологості, швидкості руху і випромінювання від нагрітих предметів.

Негативні метрологічні умови приводять до погіршення умов праці, знижують виробництво, збільшують захворюваність. Тому оператори по обслуговуванню глибиннонасосних свердловин повинні мати засоби індивідуального захисту : спецодяг, спецвзуття, засоби захисту органів зору та дихання.

Спецодяг видається для захисту від професійних пошкоджень при роботах з негативними температурними умовами праці. Він повинен відповідати наступним вимогам :

- надавати відповідний захист від шкідливостей, для яких він призначений;

- забезпечувати гігієну і нормальний повітряний теплообмін між зовнішнім середовищем і тілом людини;

- бути зручним для надівання, носіння і роботи в ньому.

Персонал, який обслуговує рухомі механізми, повинен носити спецодяг в застебненому вигляді, а жінки повинні збирати волосся під берет чи косинку. Забороняється носити хустини з висячими кінцями.

Для захисту органів зору є окуляри, які призначені для захисту очей від твердих механічних частин. На промислах, де є нафтогазові прояви і можливе отруєння, передбачені протигази і распіратори.

Для профілактики професійних захворювань велике значення має обов’язковий попередній і періодичний огляд робітників. Існує список виробництв і професій, робітники яких, повинні пройти медичний огляд при працевлаштуванні і періодично проходити медичне обстеження.

На всіх підприємствах нафтової і газової промисловості є медпункти, які мають всі необхідні медикаменти і перев’язочні засоби для надання першої медичної допомоги при нещасних випадках.

Тому аптечку повинен мати оператор по обслуговуванню верстатів-качалок.

3.3 Протипожежний захист

Нафта і вуглеводневий газ – вибухонебезпечні і легкозаймисті речовини. Вибух або пожежа можуть виникнути при повних відношеннях горючого і повітря, появі джерела загорання. Вибух можливий і при скупченні газу в певних частинах приміщення. Більшість нафтових газів важчі за повітря, внаслідок чого вони стеляться по землі, заповнюючи заглиблення. Можливими причинами загорання можуть бути : відкритий вогонь, сильне нагрівання, удар, тертя.

До протипожежних заходів відносяться заземлення металічних частин, захист блискавковідводами, своєчасне видалення і охолодження парафінистих речовин. Біля свердловини і інших об’єктів повинен бути протипожежний інвентар для гасіння пожежі, скрині з піском, лопати, лом, сокири, вогнегасники пінні і вуглекислі. Виробнича територія і робочі місця повинні підтримуватися у чистоті. Розлиту нафту і нафтопродукти необхідно збирати, а забруднену площадку – зачищати. Курити дозволяється в спеціально відведених місцях. Газонебезпечні і вогневі роботи можуть виконуватися тільки по наряду ( типу робіт ) спеціально підготовленими робітниками під керівництвом інженерно-технічного працівника, призначеного начальником або головним інженером підприємства.

Боротьба з пожежами і заходи по їх попередженню можуть бути ефективними тільки в тому випадку, коли протипожежні правила засвоєні і виконуються персоналом підприємства. Задачею інженерно-технічних працівників підприємства є те, щоб при проектуванні установок, розміщенні обладнання, організації технологічного процесу виконувалися діючі правила пожежної безпеки, запроваджуючи заходи для захисту від вогню.

З метою залучення робітників, інженерно-технічних працівників до участі в проведенні пожежно-профілактичних заходів і до активної боротьби з пожежами на підприємствах створюються пожежно-технічні комісії.

4
Охорона довкілля

Завданням законодавства про охорону навколишнього середовища є встановлення відносин в області охорони, використання та відновлення природних ресурсів, забезпечення екологічної безпеки, запобігання і ліквідація негативного впливу господарської діяльності та довкілля.

Кожен громадянин України має право на :

- безпечне для його життя і здоров’я навколишнє природне середовище;

- отримання екологічної освіти;

- участь у роботі громадських екологічних формувань.

Державний контроль у сфері охорони довкілля здійснюють ради депутатів, міністерства охорони навколишнього природного середовища. Нагляд за дотриманням вимог законодавства здійснює генеральний прокурор України. Закон регулює також використання природних ресурсів. Для фінансування заходів з охорони довкілля створено державний і регіональний фонди охорони навколишнього природного середовища за рахунок :

- штрафів за забруднення довкілля;

- штрафів за порушення норми і правил охорони навколишнього природного середовища;

- добровільних внесків підприємств та громадян у законодавстві зазначено заходи щодо забезпечення екологічної безпеки, а також природні території та об’єкти що підлягають окремій охороні ( природно-заповідний фонд, курортні та лікувально-оздоровчі зони, тощо ).

Порушення законодавства України про охорону довкілля тягне за собою дисциплінарну, адміністративну та кримінальну відповідальність. Законодавство України про охорону навколишнього природного середовища складається із зеленого, водного, лісового кодексів, законодавства про надра, про охорону атмосферного повітря, про охорону та використання водних і земельних ресурсів.

5
Організаційно-економічний розділ

Вихідні дані для проектування

Вартість свердловини, грн. 1659274

Дебіт свердловини , q т/добу 5,4

Календарний період IV
–
XII
2005 р.

Коефіцієнт експлуатації свердловини, k_екс
0,964

Коефіцієнт зміни дебіту, k_зм
0,952

Газовий фактор, G м³
/ тон 848

Питома густина газу, ρ_г
, т/м³
8,5∙10^-4

Потужність електродвигуна, кВт / год 15

Тариф за 1 кВт / год. електроенергії, грн. 0,32

Тарифні ставки, грн.

III5
,
743

IV6
,
267

V6
,
832

Преміальні доплати:

а) вахтові, % 30

б) невахтові, % 25

Група свердловин, які обслуговує бригада, n_св
14

Норма амортизації, % 15

Витрати по збору і транспортуванню :

нафта, грн. 6,55

газ, грн. 4,55

Витрати по технологічній підготовці нафти, грн. 8,4

Витрати на підготовку і освоєння виробництва :

нафта, грн. 10,5

газ, грн. 4,5

Витрати на утримання і експлуатацію обладнання :

нафта, грн. 25,5

газ, грн. 17,5

Цехові витрати :

нафта, грн. 17,8

газ, грн. 17,4

Загальні витрати :

нафта, грн. 23,6

газ, грн. 18,9

Інші витрати, грн. 27,4

5.1
Визначення собівартості видобутку однієї тони нафти і тисячі м³
газу на свердловині 24-Попелі Бориславського родовища при підборі обладнання для ШСН

5.1.1
Визначення об’єму видобутку продукції

а) нафти

Q
_н

=
Σ
Q
_м

(5.1)

де: Σ
Q
_м

- сума видобутку нафти по місяцях, тон.

Q
_н

=
148,6 + 146,2 + 134,7 + 132,5 + 126,2 + 116,2 + 114,3 + 105,3 + 103,6 = 1127,6

Q
_м

=
q
∙
k
_екс

∙
kⁿ

_зм

∙
t
_кал

(5.2)

де : q
-
дебіт свердловини

k
_екс

– коефіцієнт експлуатації

k
_зм

- коефіцієнт зміни дебіту

t
_кал

– тривалість календарного місяця

п
– порядковий номер місяця

Q₄
= 5.4 ∙ 0.964 ∙ 0.952¹
∙ 30 = 148.6 т

Q₅
= 5.4 ∙ 0.964 ∙ 0.952²
∙ 31 = 146.2 т

Q₆
= 5,4 ∙ 0,964 ∙ 0,952³
∙ 30 = 134,7 т

Q₇
= 5,4 ∙ 0,964 ∙ 0,952⁴
∙ 31 = 132,5 т

Q₈
= 5,4 ∙ 0,964 ∙ 0,952⁵
∙ 31 = 126,2 т

Q₉
= 5,4 ∙ 0,964 ∙ 0,952⁶
∙ 30 = 116,2 т

Q₁₀
= 5,4 ∙ 0,964 ∙ 0,952⁷
∙ 31 = 114,3 т

Q₁₁
= 5,4 ∙ 0,964 ∙ 0,952⁸
∙ 30 = 105,3 т

Q₁₂
= 5,4 ∙ 0,964 ∙ 0,952⁹
∙ 31 = 103,6 т

а) газу

Q
_г

=
Q
_н

∙
G
(5.3)

де: G- газовий фактор

Q
_г

= 1127,6 ∙ 848 ∙ 10^-3
= 955,6 тис.м³

Об’єм видобутку газу в тонах складає:

Q
_г(т)

=
Q
_н

∙
G
∙
ρ
_г

(5.4)

де: ρ
_г

–
питома густина газу, кг/м³

Q
_г(т)

=
1127,6 ∙ 848 ∙ 8,5 ∙ 10^-4
=812,77 т

в) продукції:

Q
_пр

=
Q
_н

+
Q
_г(т)

(5.5)

Q
_пр

=
1127,6 + 812,77 = 1940,37 т

5.1.2
Визначення енергетичних витрат

Ці витрати визначаємо за формулою:

В_ен
=
N
∙
k
_екс

∙ Т_кол
∙ Ц (5.6)

де: N
– потужність електродвигуна, кВт / год.

k
_екс

–
коефіцієнт експлуатації свердловини

Т_кол
–
кількість коливань верстата-качалки

Ц
- тариф за 1 кВт/ год. електроенергії, грн.

5.1.3
Визначення витрат по заробітній платі виробничих робітників

Витрати по заробітній платі виробничих робітників, які обслуговують групу свердловин, в тому числі 24-Попелі Бориславського родовища визначаємо за формулою :

Ф_3/п
= з/п_заг.а
+ з/п_заг.б
(5.7)

де : з/п_заг.а

= з/п_осн
+ з/п_дод

з/п_осн

- основна заробітна плата, грн.

з/п_дод

– заробітна плата додаткова, грн.

Основна заробітна плата визначається для:

а) робітників, які працюють за безперервним режимом роботи (вахтові) за формулою :

з/п_осн
= з/п_тар
+ Пр + з/п_св.дн
+ з/п_н.ч.
(5.8)

де : з/п_тар

– заробітна плата по тарифу, грн.

Пр
– преміальні доплати, грн.

з/п_св.дн

- доплата за роботу в святкові дні, грн.

з/п_н.ч

– доплата за роботу в нічний час, грн.

б) робітників, які працюють за перервним режимом роботи (не вахтові), основна заробітна плата визначається за формулою :

з/п_осн
= з/п_тар
+ Пр (5.9)

Заробітна плата по тарифу визначається :

з/п_тар
= т_{ст.ч сер}
∙ ф_еф
∙ п_роб
(5.10)

де: т_{ст.ч сер}
–
тарифна ставка середнього розряду, грн.

ф_еф

– ефективний фонд робочого часу, год.

п_роб

– чисельність робітників, чол.

Для визначення тарифної ставки середнього розряду необхідно визначити середній розряд робітників.

Групу свердловин, в тому числі 24-Попелі Бориславського родовища обслуговує бригада наступного складу і кваліфікації :

а) вахтові : 3/III, 4/IV, 3/V

б) не вахтові : 3/III, 2/IV, 1/IV

Середній розряд робітників визначаємо за формулою :

r
_сер

= (
r
₁

∙
n
₁

+
r
₂

∙
n
₂

+ …+
r
₆

∙
n
₆

) / Σn (5.11)

де : r
– розряд робітників відповідно від I до VI

а) r_сер
= ( 3 ∙ 3 + 4 ∙ 4 + 3 ∙ 5 ) / 10 = 4

б) r_сер
= ( 3 ∙ 3 + 2 ∙ 4 + 1 ∙ 5 ) / 6 = 3,66

Тарифна ставка середнього розряду визначається за формулою :

Tc
т.
r
.сер = Тст.
r_n

+ ( Тст.
r<sub>n

+1</sub>

– Тст.
r_n

) ∙ (
r
_сер

–
r_n

) (5.12)

де : r
_сер

–
середній розряд

r_n

– повний розряд у визначеному середньому

r<sub>n

+1</sub>

– наступний повний розряд за середнім

а) вахтові :

Tc
т.
r
.сер
= Тст
_IV

Tc
т.
r
.сер
= 6,267 грн./год..

б) не вахтові

Tc
т.
r
.сер
= Тст_III
+ ( Тст_IV
– Тст_III
) ∙ 0,34

Tc
т.
r
.сер
= 5,743 + ( 6,267 – 5,743 ) ∙ 0,34 = 5,921 грн./год.

Для визначення ефективного фонду робочого часу необхідно скласти баланс робочого часу одного робітника за відповідний календарний період.

Таблиця 1
Баланс робочого часу одного робітника з квітня по грудень 2005 року

Заробітна плата по тарифу складає :

а) вахтові

з/п_тар
=
6,267 ∙ 1480 ∙ 10 = 92751,6 грн.

б) не вахтові

з/п_тар

= 5,921 ∙ 1312 ∙ 6 = 46610,112 грн.

Визначення преміальних доплат :

Пр. = (
з/п_тар
∙ % пр ) / 100 (5.13)

де : % - відсоток преміальних доплат

Преміальні доплати складають :

а) вахтові :

Пр
. = (92751,6 ∙30 ) / 100 = 27825,48 грн.

б) не вахтові

Пр
. = ( 46610,112 ∙ 25 ) / 100 = 11652,528 грн.

Визначення доплат за роботу у святкові дні :

з/п_св.дн.
= (з/п_тар
∙ п_св.дн
) / ф_еф
(5.14)

де : п_св.дн

- кількість святкових днів згідно балансу робочого часу

ф_еф

– ефективний фонд робочого часу ( дні )

а) вахтові

з/п_св.дн.

= ( 92751,6 ∙ 7 ) / 185 = 3509,52 грн.

Визначення доплат за роботу в нічний час :

з/п_н.ч
=
з/п_тар
(5.15)

де : - загальна кількість годин роботи в нічний час в ефективному фонді робочого часу

- 75% надбавка за роботу в нічний час

а) вахтові :

з/п_н.ч

=
92751,6 = 23187,9 грн.

Основна заробітна плата складає :

а) вахтові :

з/п_осн.

= 92751,6 + 27825,48 + 3509,52 + 23187,9 = 147274,5 грн.

б) не вахтові

з/п_осн

= 46610,112 + 11652,528 = 58262,64 грн.

Визначення додаткової заробітної плати :

з/п_дод
= ( з/п_осн
∙ п_нев
) / ф_{еф (дні)}
(5.16)

де : п_нев

– невикористаний час, крім днів хвороби згідно балансу робочого часу

а) вахтові :

з/п_дод

= ( 147274,5 ∙ 20 ) / 185 = 15921,57 грн.

б) не вахтові :

з/п_дод

= ( 58262,64 ∙ 22 ) / 164 = 7815,72 грн.

Загальна заробітна плата складає :

а) вахтові :

з/п_заг

= 147274,5 + 15921,57 = 163196,07 грн.

б) не вахтові

з/п_заг

= 58262,64 + 7815,72 = 66078,36 грн.

Фонд заробітної плати складає :

Ф з/п = 163196,07 + 66078,36 = 229274,43 грн.

Витрати по заробітній платі виробничих робітників на одну свердловину складають :

В з/п = ф_з/п
/ п_св
(5.17)

де : п_св

– група свердловин, які обслуговує бригада, св

В з/п
= 229274,43 / 14 = 16376,745 грн.

5.1.4
Визначення суми нарахувань на заробітну плату

Згідно рішення Кабінету Міністрів України підприємства здійснюють наступні нарахування на заробітну плату :

- на обов’язкове соціальне страхування : 2,9% ;

- у фонд на випадок безробіття : 2,1% ;

- у пенсійний фонд : 32% ;

- у фонд соціального страхування нещасних випадків на виробництві : 1,87% ;

Сума нарахувань на заробітну плату визначається за формулою :

В_нар
= ( В з/п ∙ Н_нар
) / 100 ( 5.18 )

де : Н_нар

– загальний відсоток нарахувань на заробітну плату по всіх видах нарахувань.

Н_нар

= 38,87%

Сума нарахувань на заробітну плату складає :

В_нар

= ( 16376,745 ∙ 38,87 ) / 100 = 6365,64 грн.

5.1.5
Визначення суми амортизаційних відрахувань

Сума амортизаційних відрахувань визначається за формулою :

ΣАр = (( В_п.п.
∙Н_а
) / 100 ) ∙ ( п_міс
/ 12 ) ( 5.19 )

де : В_п.п.

– першопочаткова вартість свердловини, грн..

Н_а

– норма амортизації, %

п_мі

– кількість місяців роботи у розрахунковому періоді

ΣАр =
( ( 1659274 ∙ 15) / 100 )) / ( 9/12 ) = 186668,325 грн.

5.1.6
Визначення вартості основних фондів

Визначення вартості основних фондів проводиться за формулою :

ΣК₁
= В_св
+ В_вк
+ В_нкт
+ В_ш
+ В_л
, грн. ( 5.20 )

Вартість основних фондів по свердловині 24-Попелі Бориславського родовища приведені в таблиці 5.2

Таблиця 2
Вартість основних фондів

ΣК =
1659274 + 30543 + 34843,2 + 23234,4 + 900 = 1748494,6 грн.

5.1.7
Визначення витрат, що пов’язані із видобутком

1. Витрати по збору і транспортуванню.

Ці витрати визначаються за формулою :

В_тр
=
Q
∙ Ц_тр

, грн. ( 5.21 )

де : Q
– об’єм видобутку нафти, газу : т або 1000 м³

Ц_тр

– вартість транспортування в розрахунку на 1т нафти або 1000 м³
газу.

а) нафти :

В_тр

= 1127,6 ∙ 6,55 = 7385,78 грн.

б) газу :

В_тр

= 955,6 ∙ 4,55 = 4347,98 грн.

2. Витрати по технологічній підготовці нафти.

Ці витрати визначаються за формулою :

В_т.п.
=
Q
∙ Ц_т.п.

, грн. ( 5.22 )

де : Ц_т.п

– вартість технологічної підготовки нафти в розрахунку на 1 тону нафти

В_т.п.

= 1127,6 ∙ 8,4 = 9471,84 грн.

3. Витрати на підготовку і освоєння виробництва.

Ці витрати визначаються за формулою :

В_під.
=
Q
∙ Ц_під

, грн. ( 5.23 )

де : Ц_під

– вартість підготовки і освоєння виробництва в розрахунку на 1 тону нафти і 1000 м³
газу, грн..

а) нафти :

В_під

= 1127,6 ∙ 10,5 = 11839,8 грн.

б) газу :

В_під

= 955,6 ∙ 4,5 = 4300,2 грн.

4. Витрати на утримання і експлуатацію обладнання.

Ці витрати визначаються за формулою :

В_експ
=
Q
∙ Ц_експ

, грн. ( 5.24 )

де : Ц_експ

– витрати на утримання і експлуатацію обладнання в розрахунку на 1 тону нафти і 1000 м³
газу

а) нафти :

В_експ

= 1127,6 ∙ 25,5 = 28753,8 грн.

б) газу :

В_експ

= 955,6 ∙ 17,4 = 16627,44 грн.

5. Цехові витрати.

Ці витрати визначаються за формулою :

В_цех
=
Q
∙ Ц_цех

, грн. ( 5.25 )

де : Ц_цех

– цехові витрати в розрахунку на 1 тону нафти і 1000 м³
газу, грн.

а) нафти :

В_цех

= 1127,6 ∙ 17,8 = 20071,28 грн.

б) газу :

В_цех

= 955,6 ∙ 17,4 = 16627,44 грн.

6. Загально-промислові витрати.

Ці витрати визначаються за формулою :

В_з.п.
=
Q
∙ Ц_з.п.

, грн. ( 5.26 )

де : Ц_з.п

– загально-промислові витрати в розрахунку на 1 тону нафти і 1000 м³
газу, грн.

а) нафти :

В_з.п

= 1127,6 ∙ 23,6 = 26611,36 грн.

б) газу :

В_з.п

= 955,6 ∙ 18,9 = 18060,84 грн.

7. Інші витрати.

Ці витрати визначаються за формулою :

В_ін.
=
Q
∙ Ц_ін

, грн. ( 5.27 )

де : Ц_ін

– інші витрати в розрахунку на 1 тону продукції.

В_ін

= 1940,37 ∙ 27,4 = 53166,14 грн.

5.1.8
Визначення основних техніко-економічних показників по свердловині 24-Попелі Бориславського родовища при підборі обладнання для експлуатації ШСН

1. Визначення собівартості видобутку 1 тони нафти і 1000 м³
газу.

Таблиця 3.
Планова калькуляція собівартості видобутку

Разом всі витрати визначаємо по формулі :

ΣВ₁
= ΣВ_заг1
+ ΣВ_н1
+ ΣВ_г1
( 5.28 )

ΣВ₁

= 277822,12 + 104133,86 + 59963,9 = 441919,88 грн.

1. Визначення собівартості видобутку 1 тони продукції :

с/в = ΣВ₁
/
Q
_пр

( 5.29 )

с/в
= 441919,88 / 1940,37 = 227,7 грн.

2. Визначення собівартості видобутку 1 тони нафти.

Для цього розрахунку необхідно роз приділити суму загальних витрат на нафту, газ, пропорційно складу продукції.

а) визначаємо процентний склад нафти в продукції :

%н =
Q
_н

/
Q
_пр

∙ 100 ( 5.30 )

%н
= ( 1127,6 / 1940,37 ) ∙ 100 = 58,1%

б) визначаємо суму загальних витрат на нафту :

В_заг.н
= ( ΣВ_заг.1
∙ %н ) / 100 ( 5.31 )

В_заг.н
=
( 277822,12 ∙ 58,1 ) / 100 = 161414,65 грн.

в) визначаємо собівартість видобутку 1 тони нафти :

с/в_н
= ( В_заг.н
+ ΣВ_н
) /
Q
_н

( 5.32 )

с/в_н

= ( 104133,86 + 161414,65 ) / 1127,6 = 235,49 грн/т

3. Визначення собівартості видобутку 1000 м³
газу.

а) визначаємо суму загальних витрат на газ :

В_заг.г
= ΣВ_заг
– В_заг.н
( 5.33 )

В_заг.г
=
277822,12 – 161414,65 = 116407,47, грн.

б) визначаємо собівартість видобутку 1000 м³
газу :

с/в_г
= ( В_заг.г
+ ΣВ_г1
) /
Q
_г

( 5.34 )

с/в_г

= ( 116407,47 + 59963,9 ) / 955,6 = 184,57 грн./1000м³

4. Визначення питомих капіталовкладень :

К’ = ΣК /
Q
_пр

( 5.35 )

К’
= 1748794,6 / 1940,37 = 901,27 грн./т

5. Визначення продуктивності праці :

П_п
. =
Q
_пр

/ П_роб
( 5.36 )

П_п

= 1940,37 / 16 = 121,2 т/люд

Висновок

Техніко-економічні розрахунки показали доцільність експлуатації свердловини 24-Попелі Бориславського родовища штанговим свердловинним насосом, тому, що собівартість видобутку однієї тони нафти і тисячу м³
газу є середніми по родовищу.

Список літератури

1. Амиров А.Д. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1989.

2. Бойко В.С. Разработка и експлуатация нефтяных месторождений. М., Недра, 1990.

3. Довідник з нафтогазової справи ( за загальною редакцією докторів технічних наук В.С.Бойка, Р.М.Кондрата, Р.С.Яремійчука ), Львів, 1996.

4. Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти. М., Недра, 1975.

5. Середа Н.Г. и др. Спутник нефтяника и газовика. М., Недра, 1986.

6. Станки-качалки. Каталог. М., ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1990.

7. Трубы нефтяного сортамента. Под редакцией А.Е.Сарояна. М., Недра, 1987.

8. С.Ф.Покропивний. Економіка підприємства. Виробництво „ Хвиля-Прес”, 1995. том 1-2

9. С.Ф.Мочерний. Основи економічної теорії. м. Тернопіль А.Т „Терлеко ”, 1993.

10. П.Самульсон. Економіка. Львів „ Світ ”, 1993.

11. О.Лищишин. Основи ринкової економіки. Львів, 1993.

12. А.М.Шадріна. Нафтовий комплекс України. Прикарпаття „ Наукова думка ”, 1994.

13. В.І.Егоров та інші. Економіка нафтової та газової промисловості „ Надра ”, 1984.

14. А.Ф.Андреев и др. Сборник задач по економике - организаций и планировке производства. „ Недра ”, 1981.