Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УЭЦН Судановского месторождения

Федеральное агентство по образованию

Федеральное государственное образовательное учреждение среднего профессионального образования

«Чернушинский политехнический колледж»

Курсовой проект

Анализ добывных возможностей скважин оборудованных УЭЦН Судановского месторождения

ЧПКО. 13050302. 45 ПЗ

Руководитель:

Анисимова Л.Е.

Разработал:

Наширов Э.В.

Чернушка 2010

Содержание

Введение

1 Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Тектоника

1.3 Стратиграфия

1.4 Нефтегазоносность

1.5 Физико-химические свойства нефти

2 Техническая часть

2.1 Анализ технологических режимов работы добывающих скважин

2.2 Характеристика используемого оборудования

3 Проектная часть

3.1 Анализ добывных возможностей

3.2 Подбор оборудования

4 Организационная часть

4.1 Охрана недр и окружающей среды

4.2 Техника безопасности при эксплуатации УЭЦН

4.3 Противопожарные мероприятия

Заключение

Список литературы

Введение

Нефть и газ в настоящее время являются основными энергоносителями и источниками сырья в нефтехимической промышленности. В условиях рыночных отношений весьма актуальной является проблема рационального ведения процессов разработки нефтяных месторождений - как с точки зрения сокращения затрат на добычу нефти, так и с точки зрения, полноты использования запасов углеводородов.

Одной из важных задач этой проблемы является повышение фондоотдачи основных промышленно-производственных фондов, основную долю которых в нефтяной промышленности составляют скважины: добывающие и нагнетательные. Скважина обеспечивает связь недр с земной поверхностью, служит каналом доступа человека к пласту.

Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважин, либо к существенному сокращению ее дебита, особенно по нефти. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные: связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, связанные с изменением пластовых условий, ухудшающих или вообще прекращающих приток жидкости из пласта к забою скважины. Но одной из основных причин простаивания скважин является высокая обводненность продукции, основная причина тому закачиваемая вода или законтурные воды. В связи, с чем возникла необходимость изолирования водопроницаемых пропластков. Залогом успеха водоизоляционных работ является выбор наиболее эффективной технологии для конкретной скважины, а также строгая реализация (без каких либо отступлений) выбранной технологи, утверждённым.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Судановское месторождение открыто в 1984 году. Расположено в Октябрьском и Чернушинском районах Пермской области в 13 км на северо-запад от станции Щучье-Озеро, в 40 км к востоку от г. Чернушки. В орфографическом отношении месторождение расположено на окраине Восточно-Европейской равнины, на южном окончании Сылвенского кряжа, на водоразделе рек Тюй и Ирень.

Рельеф местности представляет собой возвышенную равнину, глубоко расчлененную долинами небольших рек, склоны и водоразделы которых осложнены овражной сетью и карстовыми формами. Климат месторождения умеренно-континентальный, со среднегодовой температурой воздуха +1,6 градусов по Цельсию. Годовое количество атмосферных осадков до 500 мм. Толщина снегового покрова 30-60 см. Глубина промерзания почвы до 1,5 м. Реки замерзают в конце ноября и вскрываются во второй половине апреля. На площади развиты небольшие массивные леса, представленные в основном елью, сосной, пихтой, берёзой. Месторождение состоит из 5 самостоятельных поднятий: Судановское, Гординского, Анастасьинского, Евдокимовского и Мосягинского. По запасам нефти месторождение относится к небольшим. Запасы нефти сосредоточены в пластах Тл2а, Тл2б, Бб1, Бб2, Мл и Т и в целом по месторождению оценивались по состоянию на 1.1.88 категория С1-1547тыс. тонн балансовые, 340тыс. тонн извлекаемые, категория С2-116 тыс. тонн балансовые, 27 тыс. тонн извлекаемые.

Уточнены запасы нефти с вновь открытым пластом Мл и составили 3844 тыс. тонн балансовые, 859 тыс. тонн извлекаемые. Все запасы отнесены к категории С1.

1.2 Тектоника

В тектоническом отношении месторождения приурочено к Чернушинской валообразной зоне, осложняющий северо-западный склон Башкирского свода. Месторождение включает в себя 5 структур: Судановское, Гординское, Анастасьинское, Евдокимовское и Мосягинское, подготовленные под глубокое бурение сейсморазведки в 1984-87 годах.

По кровле терригенных девонских отложений(отражающие горизонты) замкнутые структуры отсутствуют.

Наиболее рельефно, поднятия выражены по поверхности турнейского яруса(отражающий горизонт П), вверх по разрезу выхолаживаются.

По кровле артинского яруса, поднятию соответствует структурный мыс, раскрывающийся в восточном направлении.

1.3 Стратиграфия

Геологический разрез Судановского месторождения изучен по материалам бурения структурных, разведочных и поисковых скважин до вендских отложений. Разрез сложен, в основном, карбонатными и терригенными породами.

Пласт Тл2а - сложен чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты почти чёрные, плотные с отпечатками флоры. Алевролиты тёмно-серые, плотные.

Пласт Тл2б - сложен чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты почти чёрные, плотные с отпечатками флоры. Алевролиты тёмно-серые, плотные.

Пласт Бб1 и Бб2 - представлены песчаниками, алевритами и каолинитовыми аргиллитами с линзовидными прослоями углей, углистых аргиллитов.

Пласт Т1 - представлен мелководными морскими фациями. Это известняки светло-серые, мелкодетритовые.

В процессе бурения разведочного и поискового, установлены нефтеносность тульских, бобриковских, малиновских и турнейских отложений.

Промышленная нефтеносность доказана промыслово-геофизическими исследованиями и результатами опробования скважин в открытом стволе и в колонне. Таким образом, всего на месторождении в пределах указанных стратиграфических горизонтов и поднятий выделено 13 залежей, в том числе 6 в тульском горизонте, 4 в бобриковском, в малиновском надгоризонте 1 и в турнейском-4.

1.4 Нефтегазоносность

Коллекторские свойства продуктивных пластов изучались по керну и ПИС.

По керну среднее значение пористости по куполам для яснополянских залежей изменяются в пределах от 17 до 21%. Для турнейских пластов среднее значение равно 12%.

Максимальное значение проницаемости определены для бобриковских пластов 0,447-056 мкмІ. Минимальные значения характерны для турнейских залежей 0,001-0,015 мкмІ. По промысловым данным наиболее промышленными также являются бобриковские пласты, а наименее турнейские. Наиболее нефтенасыщенными являются тоже бобриковские пласты - до 89%, наименее турнейские - до 72%.

Пласт Тл2а

Распространён по всей площади и представлен 1-3 проницаемыми пропластками толщиной от 0,8 до 2,4м. Нефтенасыщен пласт на Анастасьинском и Мосягинском поднятиях. Среднее нефтенасыщенные толщины равны соответственно 2,2 и 2,3м.

Пласт Тл2б

Распространён по всей площади, представлен 1-4 проницаемыми пропластками толщиной от 0,4 до 3,6м. Нефтенасыщен пласт на Анастасьинском, Судановском, Гординском и Мосягинском поднятиях. Среднее нефтенасыщенные толщины равны соответственно 2,2 и 4,3м.

Пласт Бб1

Распространён по всей площади, представлен 1-11 проницаемыми пропластками толщиной от 0,4 до 0,7м. На Гординском поднятии пласт плотный. Нефтенасыщен на Евдокимовском, Судановском и Мосягинском поднятиях. Среднее нефтенасыщенные толщины равны соответственно 5.1;3.6;3.7м.

Пласт Бб2

Проницаем почти по всей площади, и представлен 1-8 пропластками толщиной 0,6-5,0м. Нефтеносен только на Евдокимовском поднятии, средняя нефтенасыщенная толщина равна 1,8м.

Пласт Мл.

Выделен на Евдокимовском поднятии и Мосягинском. Нефтенасыщен только на Евдокимовском поднятии, основная часть пласта плотная. Проницаемость пласта представлена 1-2 пропластками, толщиной до 6,4м. В нефтяной части пласта средняя нефтенасыщенная толщина равна 3,9м.

Пласт Т

Представлен чередованием проницаемых и плотных пропластков толщиной 0,4-1,4м, количество пропластков от 6 до 21. На Евдокимовском поднятии пласт водонасыщен, на остальных поднятиях средние нефтенасыщеные толщины изменяются от 0,7 до 9,5м.

Подсчёт запасов нефти по всем выделенным залежам произведён объемным методом на основании подсчётных планов, использовании результатов лабораторных исследований коллекторских свойств пласта и определением физико-химических параметров нефти методом параметров нефти методом дифференциального дегазирования. Основная часть запасов(60%) приурочена к залежам яснополянского надгоризонта.

По поднятиям запасы нефти распределены следующим образом: большинство запасов находится на Мосягинском поднятии-36%; минимальное количество запасов на Гординском поднятии-3%. По типам коллекторов запасы распределены следующим образом: терригенные - 65%, карбонатные - 35%.

На сегодняшний день на месторождении установлено 6 пластов с промышленными запасами нефти.

1.5 Физико-химические свойства нефти

Нефти Судановского месторождения тяжёлые, их плотность 884-909 кг/мі, при содержании смол 20-24,0%, асфальтенов 4,22-5,39%.

ПластТл2а

Нефть этой залежи изучались по одной поверхностной пробе, характеризующий оба поверхностных пласта, из скважины 523.

Сепаративная нефть тульского пласта несколько легче, менее вязкая, с большим содержанием парафина, чем нефть бобриковской залежи. Газ малометановой, малоазотный, сероводород не обнаружен.

Пласт Тл2б

Физико-химические свойства нефти этого пласта изучены по 12 глубинным пробам (Судановское поднятие) и 8 глубинным пробам (Гординское поднятие).

Сепаративная нефть Судановского поднятия тяжелее нефти Гординского поднятия, отличаются они и по компонентному составу. Газ, растворённый в нефти - высокожирный, малоазотный, бессернистый.

Пласт Бб1+2

Нефть Евдокимовского поднятия этого пласта не изучалась, но многочисленные исследования нефтей Яснополянского надгоризонта показали идентичность нефтей тельского и бобриковского залежей. На Мосягинском поднятии бобриковкая нефть характеризует 9 глубинными пробами.

Нефть сепарированная смолистая, парафинистая. Газ, выделенный при дифференциальном дегазировании, малометановой, малоазотный.

Пласт Мл

Физико-химические свойства нефти этого пласта взяты по скважине 104 Павловского месторождения.

Пласт Т1

Физико-химические свойства этого пласта изучены на Судановском поднятии (скважина 506-9 проб) и на Анастасьинском поднятии (скважина 524-5проб).

Поверхностная нефть тяжёлая, высоковязкая, высокосмолистая. Газ дифференциального дегазирования высокожирный, среднеазотный. Физико-химические свойства и состав пластовой воды на месторождении для расчётов рекомендуется принять данные о пластовой воде Павловского месторождения, спутником которого является Судановское месторождение.

2. Техническая часть

2.1 Анализ технологических режимов работы добывающих скважин

Судановское месторождение эксплуатируется 26 скважинами. Из них 6 скважин эксплуатируются УЭЦН, 9 - НН, 11 - НВ.

Рисунок 1-эксплуатация скважин по типу насоса

В основном эксплуатируются такие пласты, как: Тл-Бб, С1t.

Рисунок 2-распределение механизированного фонда по пластам

Имеется также и обводнённость.

Рисунок 3-процент обводнённости скважин, эксплуатируемых УЭЦН

2.2 Характеристика используемого оборудования

На рисунке 4 представлена схема УЭЦН с подземным оборудованием.

Область применения УЭЦН - это высокодебитные, обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 25-1300 м³/сут и высотой подъема 500-2000 метров.

Рисунок 4

ЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ. В зависимости от поперечного размера погружного агрегата УЭЦН подразделяют на 4 условные группы: 5, 5А, 6 и 6А. В зависимости от агрессивных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное (УЭЦН) и повышенной коррозионно- (УЭЦНК) и износостойкости (УЭЦНИ). Условия применимости по перекачиваемым средам: жидкость с содержанием механических примесей для УЭЦН и УЭЦНК не более 0,1 г/литр, для УЭЦНИ не более 0,5 г/литр, свободного газа на приеме насоса не более 25%, сероводорода не более 0,01 г/литр и 1,25 г/литр для УЭЦНК, воды не более 99%, водородный показатель (рН) пластовой воды для УЭЦНК в пределах 6-8,5. Температура в зоне размещения электродвигателя не должна превышать 50-90С. Установки выпускаются по 2 группе надежности в климатическом исполнении: У (для умеренного климата). Для районов с холодным климатом установки комплектуются поверхностным электрооборудованием в исполнении ХЛ1. В качестве примера приведем цифры установок. У3ЭЦН 5-130-1200, У2ЭЦНИ 6-35-1100 и УЭЦНК 5-130-1200, где кроме УЭЦН приняты обозначения: 3 - модификация, 5 - группа насоса, 130 - подача м³/сут., 1200 развиваемый напор в метрах водяного столба, И - износостойкое исполнение, К - коррозионно-стойкое исполнение (остальные обозначения аналогичны).

3. Проектная часть

3.1 Анализ добывных возможностей скважин оборудованных УЭЦН

1) Определение плотности смеси на участке «забой скважины - прием насоса»

с_см = [с_{в +} с_н ( 1- b )] (1- Г) + с_г Г (кг/м³)

где, с_н - плотность сепарированной нефти, кг/м³

с_в - плотность пластовой воды

с_г - плотность газа в стандартных условиях

Г - текущее объемное газосодержание

b - обводненность пластовой жидкости

с_см524 = [1180*0,69+880(1-0,69) ](1-0,46)+870*0,46=987,72 (кг/м³)

с_см601 = [1173*0,13+880(1-0,13) ](1-0,46)+870*0,46=895,97 (кг/м³)

с_см606 = [1180*0,81+880(1-0,81) ](1-0,46)+870*0,46=1006,62 (кг/м³)

с_см613 = [1184*0,05+880(1-0,05) ](1-0,46)+870*0,46=883,61 (кг/м³)

с_см624 = [1182*0,32+880(1-0,32) ](1-0,46)+870*0,46=927,59 (кг/м³)

с_см605 = [1171*0,06+880(1-0,06) ](1-0,39)+870*0,39=886,75 (кг/м³)

2) Определение забойного давления, при котором обеспечивается заданный дебит скважины

Р_заб = Р_пл - Q/K_прод (МПа)

где, Р_пл - пластовое давление

Q - заданный дебит скважины

K_прод - коэффициент продуктивности скважины

Р_заб524 = 9,77-14,7/4,028=6,12 (МПа)

Р_заб601 = 11,4-110/25,482=7,08 (МПа)

Р_заб606 = 11,7-0/42,714=11,7 (МПа)

Р_заб613 = 11,3-112,3/58,558=9,38 (МПа)

Р_заб624 = 10,9-85,1/29,96=8,06 (МПа)

Р_заб605 = 9,99-46,8/20,21=7,67 (МПа)

3) Определение глубины расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости

Н_дин = L_скв - Р_заб / с_см g (м)

Н_дин524 = 1209-6,12*10⁶/987,72*9,81=577 (м)

Н_дин601 = 1469-7,08*10⁶/895,97 *9,81=663 (м)

Н_дин606 = 1455-11,7*10⁶/1006,62 *9,81=270 (м)

Н_дин613 = 1375-9,38*10⁶/883,61 *9,81=293 (м)

Н_дин624 = 1448-8,06*10⁶/927,59 *9,81=562 (м)

Н_дин605 = 1443-7,67*10⁶/886,75 *9,81=561 (м)

4) Определение давления на приеме насоса

Р_пр = (1 - Г)*Р_нас (МПа)

где_, Р_нас - давление насыщения

Р_пр524 = (1-0,46)*5,73=3,09 (МПа)

Р_пр601 = (1-0,46)*5,73=3,09 (МПа)

Р_пр606 = (1-0,46)*5,73=3,09 (МПа)

Р_пр613 = (1-0,46)*5,73=3,09 (МПа)

Р_пр624 = (1-0,46)*5,73=3,09 (МПа)

Р_пр605 = (1-0,39)*10,7= 6,527 (МПа)

5) Определение глубины подвески насоса

L = Н_дин - Р_пр / с_см g (м)

L524=577+3,09*10⁶/987,72*9,81=895,9 (м)

L601=663+3,09*10⁶/895,97*9,81=1014,6 (м)

L606=270+3,09*10⁶/1006,62*9,81=582,9 (м)

L613=293 +3,09*10⁶/883,61*9,81=649,5 (м)

L624=562 +3,09*10⁶/927,59*9,81=901,6 (м)

L605=561 +6,527*10⁶/886,75*9,81=1311,3 (м)

6) Определение объемного коэффициента жидкости при давлении на входе в насос

В* = b + (1 - b) [1 + (B - 1) Р_пр / Р_нас]

В*524 = 0,69+(1-0,69) [1+ (1,098-1)* 3,09/5,73] =0,85

В*601 = 0,13+(1-0,13) [1+ (1,098-1)* 3,09/5,73] =1,05

В*606 = 0,81+(1-0,81) [1+ (1,098-1)* 3,09/5,73] =1,01

В*613 = 0,05+(1-0,05) [1+ (1,098-1)* 3,09/5,73] =1,05

В*624 = 0,32+(1-0,32) [1+ (1,098-1)* 3,09/5,73] =1,04

В*605 = 0,06+(1-0,06) [1+ (1,098-1)* 6,527/10,7] =1,06

7) Вычисление дебита жидкости на входе в насос

Q_пр = Q* В* (м³/сут)

Q_пр524= 14,7*0.85= 12,495 (м³/сут)

Q_пр601 = 110*1,05= 115,5 (м³/сут)

Q_пр606 = 0*1,01=0 (м³/сут)

Q_пр613 = 112,3*1,05= 117,915 (м³/сут)

Q_пр624 = 85,1*1,04= 88,504 (м³/сут)

Q_пр605 = 46,8*1,06= 49,608 (м³/сут)

8) Определение объемного количества свободного газа на входе в насос

G_пр = G*[1 - (Р_пр / Р_нас) ] (м³)

G_пр524 = 46,1*[1- (3.09/5.73)] = 21 (м³)

G_пр 601= 46,1*[1- (3.09/5.73)] = 21 (м³)

G_пр606 = 46,1*[1- (3.09/5.73)] = 21 (м³)

G_пр613 = 46,1*[1- (3.09/5.73)] = 21 (м³)

G_пр624 = 46,1*[1- (3.09/5.73)] = 21 (м³)

G_пр605 = 39*[1- (6,527/10,7)] = 15,21 (м³)

9) Определяем напор насоса при освоении скважины

Н_гл = Р_гл/с_глg (м)

Р_гл = с_глgL + P_буф + Р_заб + Р_пл

Р_гл524 = 1118*9,81*895,9+1,4+6,12+9,77=9,8 (МПа)

Р_гл601 = 1118*9,81*1014,6+1,2+7,08+11,4=11,1 (МПа)

Р_гл606 = 1118*9,81*582,9+1,3+11,7+11,7=6,4 (МПа)

Р_гл613 = 1118*9,81*649,5+1,4+9,38+11,3=7,1 (МПа)

Р_гл624 = 1118*9,81*901,6+1+8,06+10,9=9,9 (МПа)

Р_гл605 = 1118*9,81*1311,3+1,25+7,67+9,99=14,4 (МПа)

Н_гл524 =9,8/1118*9,81=893,5 (м)

Н_гл601 =11,1/1118*9,81=988,1 (м)

Н_гл606 =6,4/1118*9,81=1713,7 (м)

Н_гл613 =7,1/1118*9,81=1544,8 (м)

Н_гл624 =9,9/1118*9,81=1107,8 (м)

Н_гл605 =14,4/1118*9,81=761,6 (м)

3.2 Подбор оборудования

Выбираем насос ЭЦН-30-1200.

1) Определяем мощность насоса при освоении скважины

N_гл = Р_гл*Q / з

N_гл524 = 9,8*14,7/0.65=0,62 (кВ)

N_гл601 = 11,1*110/0.65=0.62 (кВ)

N_гл606 = 6,4*0/0.65=0.62 (кВ)

N_гл613 = 7,1*112,3/0.65=0.62 (кВ)

N_гл624 = 9,9*85,1/0.65=0.62 (кВ)

N_гл605 = 14,4*46,8/0.65=0.62 (кВ)

2)Определяем мощность погружного электродвигателя.

N_пэд = (Q* с_см*H)/(86400*102* з) (кВ)

N_пэд524 = (14,7*987,72*)/(86400*102*0.5)=6.72 (кВ)

N_пэд601 = (110*895,97*952.3)/(86400*102*0.5)=6.72 (кВ)

N_пэд606 = (0*1006,62*952.3)/(86400*102*0.5)=6.72 (кВ)

N_пэд613 = (112,3*883,61*952.3)/(86400*102*0.5)=6.72 (кВ)

N_пэд624 = (85,1*927,59*952.3)/(86400*102*0.5)=6.72 (кВ)

N_пэд605 = (46,8*886,75*952.3)/(86400*102*0.5)=6.72 (кВ)

4 Организационная часть

4.1 Охрана недр и окружающей среды

С целью охраны воздушного бассейна применяется герметичная система сбора и транспорта нефти и газа, что исключает соприкосновение нефти с атмосферой на всем ее пути от скважины до пунктов подготовки или сдачи нефти. Устья скважин оборудуются сальниковыми уплотнителями типа СУСТ-2 на давление 4.0 МПа. Предусматривается утилизация попутного газа. Все технологические процессы автоматизированы, что обеспечивает защиту оборудования при повышении или понижении давления в системах и аварийную сигнализацию на оперативный пункт цеха добычи нефти и газа. Система очистки пластовых и сточных вод закрытая. С целью охраны и рационального использования водных ресурсов рекомендуется осуществлять закачку сточных вод в пласты.

Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение безвозвратных потерь в недрах в следствие низкого качества проводки скважин, приводящих к преждевременному обводнению дегазации пластов, перетоков жидкости между продуктивными и соседними горизонтами, разрушение нефтесодержащих пород, нарушения прочности колонны и цемента за ней и других последствий, ухудшающих состояние недр.

На месторождениях предусмотрена конструкция скважин и технология бурения, которые обеспечивают предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов ствола скважин, изоляцию водоносных пластов и герметичность колонн, высокое качество их цементирования. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин в соответствие с проектом должна осуществляться при заданных давлениях на устье, при заданных депрессиях на эксплуатируемый пласт с целью предотвращения разрушения призабойной зоны.

Предусматривается перевод скважин на другие горизонты при обводнении или по техническим причинам.

Скважины, которые не могут быть использованы при дальнейшей разработке, ликвидируются с соблюдением всех соответствующих правил и инструкций.

С целью охраны рационального использования земель бурение ведется кустовым способом. Нарушенные при строительстве земли должны быть рекультивированы, освоены новые земли взамен изымаемых в постоянное пользование.

Для снижения коррозии трубопровода, объектов сбора и транспорта нефти и нефтяного газа предусматривается периодическая закачка ингибитора коррозии.

Все мероприятия направлены на наиболее полное использование природных ресурсов без нанесения ущерба недрам и окружающей среде.

4.2 Техника безопасности при эксплуатации УЭЦН

1. Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей его с деталями вышки или мачты, а также фундамента и грунта.

2. Устье скважины должно быть оборудовано устьевой арматурой, позволяющей отбирать газ из за трубного пространства и проводить исследовательские работы.

3. Верхний торец устьевого сальника должен возвышаться над уровнем площадки не более чем на 1 м.

4. При набивке уплотнения устьевого сальника крышка его должна удерживаться на полированном штоке специальным зажимом.

5. Устьевой сальник скважины с возможными фонтанными проявлениями должен иметь конструкцию, позволяющую безопасно проводить набивку.

6. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески полированного штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

7. Установку противовесов на балансире разрешается производить при соединенном балансире с кривошипно-шатунным механизмом и сальниковым штоком.

8. Балансирные противовесы станков-качалок должны состоять из секций весом не более 40 кг каждая и быть надежно закреплены.

9. Канатная и цепная подвески должны сниматься и надеваться специальным приспособлением с пола или с переносных лестниц, площадок.

10. При уравновешивании станка-качалки, перестановке пальцев кривошипов и динамометрировании для фиксации требуемого положения балансира следует пользоваться тормозными устройствами.

11. Подвеска головки балансира должна соединяться с полированным штоком специальным приспособлением.

12. Запрещается поворачивать шкив станка-качалки вручную и тормозить его путем подкладывания трубы, лома и других предметов в спицы.

13. При перестановке или смене пальцев кривошипно-шатунного механизма шатун следует надежно крепить к стойке станка-качалки, а на сальниковый шток следует устанавливать зажим.

14. Еженедельно следует проверять надежность болтовых, шпоночных соединений станков-качалок. Эти работы проводятся при остановленных, заторможенных станках-качалках и вывешенном на отключающем устройстве предупредительном плакате « Не включать- работают люди».

15. Запрещается проходить под балансиром работающего станка-качалки.

16. Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том, что редуктор СК не заторможен, ограждения установлены и в опасной зоне нет людей, и только после подачи сигнала о пуске включать СК в работу.

17. При посторонних стуках в частях оборудования СК следует немедленно остановить СК и сообщить мастеру.

18. До начала ремонтных работ на скважине, оборудованной ручным, автоматическим или дистанционным запуском СК, привод должен быть отключен, а на отключающем устройстве вывешен плакат« Не включать - работают люди».

19. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены щитки с надписью « Внимание: Пуск автоматический». Такая же надпись должна быть на пусковом устройстве.

20. Пусковое устройство СК должно находиться в непосредственной близости от тормоза.

21. Все СК должны иметь прочные металлические ограждения, исключающие возможность попадания людей и животных под вращающиеся части станка. Для удобства во время ремонта ограждения должны выполняться съемными, перильчатого типа. Шкив электродвигателя СКН и приводные ремни ограждаются съемным ограждением сетчатого типа с установкой лобового щита.

22. При пуске и остановке насоса должна быть проверена правильность открытия и закрытия соответствующих задвижек. Запрещается пуск поршневых насосов при закрытой задвижке на нагнетательной линии.

4.3 Противопожарные мероприятия

1. На каждом предприятии необходимо иметь данные о показателях пожаровзрывоопастности веществ и материалов, применяемых в технологических процессах.

2. Параметры режима работы технологического оборудования, связанного с применением горючих газов, сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся жидкостей, а также с наличием взрывопожароопастной пыли, обеспечивает взрывопожаробезопасность технологического процесса.

3. Температура подогрева темных нефтепродуктов при хранений, а также при проведении сливоналивных операций ниже температуры вспышки нефтепродукта в закрытом тигле на 350 С и не превышать 900 С.

4. На приборах контроля и регулирования обозначают допустимые области взрывопажаробезопасносных параметров работы технологического оборудования.

5. При отклонений одного или нескольких взрывоопасных параметров от допустимых пределов приборы контроля и регулирования подают предупредительные и аварийные сигналы.

6. Для каждого резервуара устанавливается максимальный придел заполнения.

7. Схема обвязки трубопровода предусматривает, как правило, возможность выключения неисправного оборудования из технологического процесса и обеспечивает аварийный слив.

8. Основное и вспомогательное технологическое оборудование предприятия защищает от статического электричества.

9. Работы на взрывопожароопасных технологических объектов выполняется инструментом, исключающим образование искр.

10. Оборудование линейной части магистральных нефтепродуктопроводов, а также их ограждение содержат в исправном состояний, а растительность в пределах ограждения систематический удаляют.

11. Сооружения защиты от разлива нефтепродуктов, своевременно ремонтируется, очищаются от нефтепродукта и отложений.

12. Помещения насосных станций должны быть оснащены газоанализаторами взрывоопасных концентраций, а при их отсутствии на объекте устанавливают порядок отбора и контроля проб.

13. Устанавливают постоянный контроль за герметичность резервуаров и их оборудование.

14. Люки, служащие для замеров уровня и отбора проб из резервуаров, имеют герметичные крышки. С внутренней стороны люки снабжают кольцами из металла, исключающего образование искр.

15. Перед розжигом огневой печи трубопроводы подачи топлива ко всем неработающим форсункам оглушаются. Зажигать форсунки огневой печи без предварительной продувки камеры сгорания и дымовой трубы водяным паром запрещают. Продувку следует вести не менее 15 минут после появления пара из дымовой трубы.

16. Для отогрева трубопроводов и узлов задвижек применяют пар, горячею воду или песок, а затем также электроподогрев во взрывозащищенном исполнении.

17. Сети эвакуационного освещения и систем пожарной автоматики присоединяются независимым от основной сети источникам питания или автоматически переключаются при отключений основных источников.

18. Здания, сооружения и открытые производственные установки в зависимости от назначения, класса взрывоопасных и пожарных зон, среднегодовой продолжительности гроз в районе их расположения и ожидаемого количества поражений молнией обеспечивают молниезащитных зданий и сооружений и настоящих правил.

Заключение

Нефтяная промышленность занимает одно из наиболее прогрессивных мест в мире.

Для развития нефтегазодобывающей промышленности необходимо создание все более современной технологии и техники промыслового сбора.

Выполненный мной курсовой проект заключает в себе геологические данные месторождения, его структуру и физико-химические свойства. Также в нем содержатся данные по расчетам, связанных с добывными возможностями скважин оборудованных УЭЦН, их технологическими возможностями. По данным этих расчетов осуществляется выбор оборудования для каждой скважины. Оборудование должно значительно повышать работу объекта добычи нефти.

На мой взгляд, важнейшей частью курсового проекта являются расчеты, так как без них невозможно узнать параметры скважин, по которым задается режим работы скважин.

Список литературы

1.Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин А.Ю., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. -М .: Недра, 1989

Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. -М: Недра, 1990.

Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. -М.: Недра, 1983

Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник- 3-е изд., перераб. и доп.- М.: Недра, 1990.- 303 с.

Кабиров М.М., Ражетдинов У.З. Интенсификация добычи нефти и ремонт скважин: Учебное пособие.- Уфа: УГНТУ, 1994. -128 с.

Методические рекомендации по выполнению практической работы «Расчет и подбор оборудования для насосной эксплуатации скважин» Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии: Учебное пособие для рабочих / Э.М.Гутман, К.Р.Низамов, М.Д.Гетманский, Э.А.Низамов.- М.: Недра, 1983.- 152 с.

Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989.

Юрчук A.M., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1979.