Применение винтовых двигателей при бурении нефтяных скважин Припятского прогиба

Как уже было сказано выше, ВЗД относятся к машинам объёмного (гидростатического) действия, применение которых позволяет осуществить процесс бурения при реализации высокого крутящего момента и низкой частоты вращения на выходном валу, мало изменяющихся при увеличении осевой нагрузки, что позволяет эффективно применять в бурении современные низкооборотные долота.

Основными деталями ВЗД являются статор и ротор. Статор выполнен в виде стального корпуса с кольцевыми резьбами и привулканизированной внутри корпуса резиновой вкладкой, имеющей винтовые зубья левого направления. Стальной ротор имеет наружные винтовые зубья также левого направления, число которых на единицу меньше, чем у статора. Ось ротора смещена относительно оси статора на величину эксцентреситета, равную половине высоты зуба. Зубья ротора и статора, находясь в непрерывном контакте, образуют замыкающие на длине шага статора единичные рабочие камеры. Буровой раствор, поступающий в двигатель от насосов, может пройти к долоту только в том случае, если ротор двигателя проворачивается внутри обкладки статора, обкатываясь по его зубьям под действием неуравновешенных гидравлических сил. Планетарное движение ротора преобразуется в соосное вращение вала шпиндельной секции при помощи торсиона, передающего момент силы и осевую нагрузку от ротора на вал.

Качество бурового раствора оказывает большое влияние на безотказную работу двигателя и его долговечность. При содержании песка в буровом растворе более 1 % возможно снижение долговечности ротора, статора и подшипников шпинделя. В колонне бурильных труб необходимо устанавливать фильтр, предотвращающий попадание посторонних предметов в ВЗД.

По мере износа зубьев статора и ротора параметры энергетических характеристик двигателя постепенно снижаются (особенно крутящий момент). Увеличение крутящего момента на выходном валу до первоначального значения возможно путём увеличения расхода промывочной жидкости на 20-25 %.

На эксплуатацию двигателя в процессе бурения большое влияние также оказывает температурный режим скважины, так как чем выше температура на забое скважины тем меньше должен быть зазор в зубчатом зацеплении пары «ротор-статор».

Перед отправкой ВЗД на скважину двигатель должен пройти гидравлические испытания с целью проверки его энергетических характеристик, которые в свою очередь должны соответствовать паспортным данным на данный двигатель. Для этого в условиях БПО двигатель обкатывают в режиме холостого хода, дополнительно при этом проверяется качество сборки двигателя; равномерность вращения шпинделя; замеряются осевой и радиальный люфты двигателя. Данные, полученные в процессе испытания, заносятся в паспорт двигателя.

В случае длительного хранения двигатель подвергают консервации путем заполнения индустриальным маслом типа И-20А (И-30А) в наклонном положении с проворотом шпинделя. Рабочие резьбы двигателя должны быть защищены предохранительными пробками.

При отправке двигателя запрещается транспортировать его волоком или сбрасывать его с транспортных средств (мостков, стеллажей и т.д.).

При отрицательных температурах запрещается проведение испытаний двигателя на базе, а также на устье скважины, так как остатки рабочей жидкости в рабочей паре могут привести к разрушению резиновой обкладки статора и выводу двигателя из строя. Поэтому в зимнее время рекомендуется спуск двигателя в скважину без испытаний на устье. Также следует учитывать, что по мере спуска ВЗД в скважину (за счёт температуры в скважине) происходит естественный отогрев двигателя.

В процессе эксплуатации двигателя запрещается:

резкая подача нагрузки на долото;

прокачка через ВЗД на забой кислот, паст, а также растворов с содержанием нефтепродуктов в общем объёме раствора более 10 %;

бурение раствором плотностью более 1,3 г/см³;

бурение с использованием неисправного бурового насоса (неравномерная подача, подсос воздуха);

бурение аэрированным раствором;

производить обратную промывку с цель запуска двигателя.

После подъёма на поверхность рекомендуется по мере возможности промывка двигателя на устье скважины и обязательная промывка на БПО [8, с. 21-25].

2.9 Сравнение энергетических характеристик турбобуров и винтовых двигателей

Одним из важнейших энергетических параметров, характеризующих турбобур и в значительной степени предопределяющих его эксплуатационные качества, является величина вращающего момента. На протяжении всей истории развития конструкций забойных двигателей важнейшим являлось создание условий для увеличения вращающего момента на выходном валу забойного двигателя.

Отказ от использования редуцирующих устройств в турбобуре позволил получить надежную, удобную в изготовлении и эксплуатации машину, но в значительной степени сузил возможности регулирования ее характеристики. Регулировать энергетические параметры стало возможно в основном при изменении числа ступеней турбины и ее размеров.

С ростом глубины скважины для поддержания энергетически выгодного режима работы турбобура необходимо линейно увеличивать число его ступеней, что серьезно осложняет конструкцию. Однако величина вращающего момента вследствие ограничений возможности буровых насосов практически не повышается.

Расчетный диаметр турбины турбобура при неизменных расходе жидкости, ее типе и частоте вращения определяется прочностью деталей турбобура и беспрепятственным прохождением его в стволе скважины.

Для форсирования вращающего момента величину D_дв выбирают максимально возможной, а это приводит к ухудшению технологических параметров двигателя, к уменьшению коэффициента просвета - зазора между стенкой скважины и корпусом двигателя, обычно определяемого отношением наружного диаметра двигателя к диаметру скважины.

При заданных размерах турбобура и определенном числе ступеней вращающий момент может быть увеличен при повышении расхода промывочной жидкости. Это противоречит стремлению получить больший момент при меньших частотах вращения турбины и расходах жидкости, соответствующих технологической необходимости.

Без применения редуцирующих устройств в турбобуре трудно достигнуть требуемого современной технологией бурения отношения M/n.

Специфические особенности рабочего процесса винтового двигателя обусловливают новые энергетические возможности забойного двигателя по сравнению с возможностями турбобура. Ниже будет показано, что в героторном механизме винтового двигателя, соединяющем рабочие органы и редуктор, изменяя кинематическое отношение механизма, можно значительно расширить диапазон регулирования выходных параметров двигателя.

В то же время вращающий момент винтового двигателя в рабочем режиме теоретически не зависит от частоты вращения выходного вала, что позволяет эффективно использовать гидравлическую мощность насоса, достигая необходимого отношения M/n.

Сравним выходные параметры отечественных турбобуров и отечественных и зарубежных винтовых двигателей, пересчитанные на одинаковый расход жидкости.

Под моментностью забойного двигателя понимается вращающий момент, развиваемый двигателем, отнесенный к единице длины и единице его диаметра.

Винтовые двигатели типа «Дайна-Дрилл» и «Нэви-Дрилл», имеющие рабочие органы с кинематическим отношением 1:2, по параметру M/n занимают среднее положение между многозаходными винтовыми двигателями и турбобурами. Таким образом, по энергетической характеристике требованиям современного бурения наиболее удовлетворяют винтовые двигатели типа Д.

Винтовые двигатели обладают большей моментностью М, чем турбобуры, благодаря чему можно конструировать винтовые двигатели меньших диаметров по сравнению с турбобурами, что позволяет увеличить коэффициент просвета.

Тенденцию к улучшению показателей моментности винтовых двигателей по сравнению с аналогичными показателями турбобуров увеличивается по мере уменьшения номинальных размеров двигателей. Многозаходные винтовые двигатели характеризуются максимальным уровнем моментности.

Из всех типов сравниваемых гидравлических двигателей наибольшей удельной мощностью N обладают многозаходные винтовые двигатели.

Показатели N всех типов двигателей растут по мере уменьшения диаметральных размеров

Наибольшим КПД характеризуются винтовые двигатели, имеющие рабочие органы с кинематическим отношением 1:2, КПД многозаходных винтовых двигателей не меньше, а в ряде случаев больше КПД турбобуров.

На основании приведенных данных можно сделать вывод, что наиболее оптимальной энергетической характеристикой обладают многозаходные винтовые двигатели.

3. Экономическая эффективность внедрения технологии бурения винтовым забойным двигателем при ремонтно-восстановительных работах скважин

3.1 Общие сведения

Современная экономическая стратегия развития предприятий предусматривает внедрение наиболее эффективных и экономичных технологий производства.

В настоящее время по Припятскому прогибу имеется более 700 глубоких скважин [9, c. 27-39], ликвидированных по геологическим и техническим причинам. При современных технологиях, с помощью винтовых забойных двигателей (ВЗД), возможно восстановление и включение в дальнейшую эксплуатацию каждой третьей ликвидированной скважины, путём бурения нового ствола используя значительную часть ствола ликвидированной скважины. Это позволяет увеличить нефтеотдачу пластов за счёт зон, не охваченных ранее выработкой, во многих случаях отказаться от бурения новых скважин, возложив их задачи на восстанавливаемые.

Стоимость восстановленных скважин методом бурения второго ствола составляет примерно 35-50 % стоимости новой скважины.

Технология бурения винтовым забойным двигателем при проведении ремонтно-восстановительных работ разработана на основе результатов проводки скважин, анализа буровых работ в условиях искривления ствола скважины, а также передовых технологических решений путём внедрения новых технологий при бурении вторых стволов.

Отличительными особенностями внедряемой технологии являются:

упрощение осуществления технологических операций при ремонтно-восстановительных работах путём бурения вторых стволов;

эффективное использование современных низкооборотных долот;

реализация на забое высокого момента силы и низкой частоты вращения на выходном валу максимума гидравлической мощности насосной группы;

определение рациональных осевых нагрузок на долото;

применение малоглинистых буровых растворов;

осуществление контроля за работой двигателя по изменению давления в насосах.

Экономический эффект от внедрения технологии обусловлен:

- сокращением материальных затрат на строительство скважин;

- сокращением затрат времени на ремонтные работы, ликвидацию осложнений, крепление.

3.2 Экономическое обоснование эффективности технологии бурения винтовым забойным двигателем

Рассчитаем экономические показатели, характеризующие экономическую эффективность внедрения технологии бурения винтовым забойным двигателем (ВЗД марки Д-127) по сравнению с бурением турбобуром (ТЗД марки ТС4А-5).

Основные показатели бурения, используемые при расчёте, приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Основные данные

Показатели	Обозначение	Вариант
		Технология бурения турбобуром	Технология бурения ВЗД
Цель бурения		Восстановление ликвидированной скважины
Способ бурения		Турбинный	ВЗД
Вид привода		Дизельный
Глубина скважины, м	Н	3530
Интервал бурения, м	I	2950-3530
Проходка в интервале, м	Пи	580
Тип (марка) забойного двигателя		ТС4А-5"	Д1-127
Расход жидкости, л/c	Q	12	10-20
Максимальная мощность на валу, кВт	N max	33	84
Скорость вращения 1/с	n	12,7	2,6
Стоимость забойного двигателя, у.е.	S	9000 у.е.	1800 у.е.
Время наработки 1-го двигателя, ч	tн	375	147
Механическая скорость бурения, м/час	Мсб	6,38	3,74
Скорость бурения, м/ст.-мес.	нб	1000	-
Проходка на долото, м	Пд	15,9	36,7
Время на один спуско-подъём инструмента, ч	tсп1	3,48
Время подготовительно-заключительных и вспомогательных работ на один рейс, ч	tпзвр	2,58

Определяем время механического бурения забойным двигателем (tмб) по формуле:

tмб = Пи : Мсб. (3.1)

Соответственно, для:

- ВЗД - tмб = 580 : 3,74 = 155 ч.;

- ТЗД - tмб = 580 : 6,38 = 90,9 ч.

Количество долот, используемых при бурении, определяем по формуле:

n = Пи : Пд. (3.2)

При ВЗД - n = 580 : 36,7 = 16 шт.;

при ТЗД - n = 580 : 15,9 = 37 шт.

Время, затрачиваемое на спуско-подъёмные операции (tспо), определяется по формуле:

tспо = tсп1 * n . (3.3)

Для ВЗД - tспо = 3,48 * 16 = 55,68 ч;

для ТЗД - tспо = 3,48 * 37 = 128,76 ч.

Время подготовительно-заключительных и вспомогательных работ (tпзвр) находим по формуле:

tпзвр = t1пзвр * n . (3.4)

При ВЗД - tпзвр = 2,58 * 16 = 41,28 ч;

при ТЗД - tпзвр = 2,58 * 37 = 95,46 ч.

Общие затраты времени определяются по формуле:

t₀ = tмб + tспо + tпзвр . (3.5)

При ВЗД - t₀ = 155 + 55,68 + 41,28 = 251,96 ч;

При ТЗД - t₀ = 90,9 + 128,76 + 95,46 = 315,12 ч.

Из данного расчёта следует, что экономия времени (Эв) при внедрении технологии бурения ВЗД составляет 63,16 часа.

Рассчитываем скорость бурения.

Количество станко-месяцев при бурении ТЗД рассчитаем по формуле:

Ксм = Н : нб. (3.6)

Следовательно, Ксм = 3530 : 1000 = 3,53 ст.-мес.

Тогда календарное время (tктзд) при бурении ТЗД составит:

tктзд = Ксм * 24 * 30. (3.7)

tктзд = 3,53 * 24 * 30 = 2541,6 ч.

Так как при бурении ВЗД экономия времени составляет 63,16 ч (см. выше), то календарное время (tквзд) будет:

tквзд = tктзд - Эв , (3.8)

tквзд = 2541,6 - 63,16 = 2478,44 ч.

Соответственно количество станко-месяцев (Ксмвзд) при бурении ВЗД составит:

Ксмвзд = tквзд : (24 * 30), (3.9)

Ксмвзд = 2478,44 : (24 * 30) = 3,4 ст.-мес.

Скорость бурения при внедрения ВЗД составит:

нбвзд = Н : Ксмвзд , (3.10)

нбвзд = 3530 : 3,4 = 1038 м/ст.-мес.

Из расчёта следует, что превышение скорости бурения после внедрения новой технологии составляет:

нбвзд - нб = 1038 - 1000 = 38 м/ст.-мес.

Проходка на буровую при бурении ТЗД:

Пб/г = нб * 12, (3.11)

Пб/г = 1000 * 12 =12000 м.

Проходка на буровую при бурении ВЗД:

П б/г = нбвзд * 12, (3.12)

Пб/г = 1038 * 12 = 12456 м.

Данные расчёта сводим в таблицу 3.2.

Широкие испытания винтовых двигателей в бурении показали, что эта забойная машина эффективно решает проблему привода шарошечного долота в режимах, отвечающих наиболее экономически выгодному использованию современных породоразрушающих инструментов.

Возможность широкого варьирования характеристиками двигателей с целью получения выгодных для тех или иных условий режимов бурения позволяет при современном буровом оборудовании и инструменте кратно увеличить проходки за рейс долота и улучшить показатели бурения большинства категорий скважин.

Низкая частота вращения двигателя и повышенный вращающий момент дают возможность успешно проходить цементные мосты в тех случаях, где турбобур является неэффективен, а применение роторного способа требует больших затрат, переброски специального оборудования и часто приводит к серьезным авариям, связанным с поломками бурильных труб.

Таблица 3.2 - Расчетные данные

Расчётные показатели	Обозна-чение	Вариант
		Технология бурения турбобуром	Технология бурения ВЗД
Время механического бурения забойным двигателем, ч	Tмб	90,9	155
Количество долот, используемых при бурении, шт.	N	37	16
Время, затрачиваемое на спуско-подъёмные операции, ч	Tспо	128,76	55,68
Время подготовительно-заключительных и вспомогательных работ, ч	Tпзвр	95,46	41,28
Общие затраты времени, ч.	t0	315,12	251,96
Календарное время бурения, ч.	Tк	2541,6	2478,44
Количество станко-месяцев при бурении, ст.-мес.	Ксм	3,53	3,4
Скорость бурения, м/ст.-мес.	Нб	1000	1038
Превышение скорости м/ст.-мес.		-	38
Экономия времени, ч	Эв	-	63,16
Проходка на буровую, м	Пб/г	12000	12456

Винтовой забойный двигатель позволяет не только разбуривать цементные мосты в колоннах малого диаметра, что ранее невозможно было сделать ни с помощью турбобура, ни ротором, но и в ряде случаев успешно работает при подземном ремонте компрессорных труб.

Малогабаритные винтовые забойные двигатели с успехом можно использовать при восстановлении старых скважин для выхода из обсадной колонны и забуривания вторых стволов, а так же при бурении с выходом из эксплуатационной колонны на нижележащие горизонты, что с применением ротора или турбобура не практически невозможно.

Имеющийся в РУП «ПО «Белоруснефть» потенциал позволяет увеличить количество восстанавливаемых скважин, что даст значительную прибавку в добыче нефти.

4. Охрана труда и экология

4.1 Организация охраны труда на предприятии

На основе государственной системы законодательных актов по охране труда, ее положений и с учетом особенностей той или отрасли народного хозяйства в каждой из них действует Единая отраслевая система управления охраной труда. Структура такой системы предусматривает единые требования к организации работ по охране труда в аппарате министерства, промышленных и производственных объединениях, на предприятиях и в организациях отрасли. Главные управления, управления и отделы министерства в пределах своих функций организуют внедрение новой техники и технологии, направленных на оздоровление условий труда, контролируют включение в проекты всех требований охраны труда и осуществляют руководство приемкой в эксплуатацию законченных строительством объектов, обеспечивают финансирование и контроль за расходованием средств, отпущенных на выполнение мероприятий по охране труда.

На предприятиях обязанность и персональная ответственность за создание безопасных и здоровых условий труда возлагаются на первого руководителя (начальника, директора), который подбирает управленческие кадры и распределяет их функции в области управления охраной труда.

Начальник (директор) является единоличным распорядителем человеческих, денежных и материальных ресурсов. Он не допускает ввод в эксплуатацию объектов, если на них не обеспечены безопасные и здоровые условия труда, контролирует выполнение комплексного плана улучшения условий охраны труда и санитарно-оздоровительных мероприятий. Главный инженер совместно с главными специалистами (главным геологом, главным механиком, главным энергетиком) обеспечивает безопасные и здоровые условия труда при проведении технологических процессов и строгое соблюдение ГОСТов, правил, инструкций. Он организует внедрение последних достижений науки и техники, улучшает условия труда, организует кабинеты по охране труда, участвует в расследовании несчастных случаев и аварий, намечает мероприятия по предупреждению и устранению их причин.

Помощник главного инженера - служба охраны труда (заместитель главного инженера по технике безопасности, начальник отдела охраны труда) контролирует выполнение требований охраны труда. Эта служба организует обучение и пропаганду по охране труда, контролирует своевременность проведения всех видов обучения во всех подразделениях предприятия, оказывает методическую помощь по разработке и внедрению инструкций по охране труда, участвует в расследовании аварий и несчастных случаев, ведет их учет и анализ, контролирует своевременность мероприятий по их предупреждению.

На предприятии в управлении охраной труда участвуют главный механик, энергетик, главный бухгалтер, начальник планово-финансового отдела, начальник отдела кадров. Непосредственную ответственность за безопасность при проведении работ и использовании оборудования, инструментов, защитных средств и за поведение рабочих на местах несет мастер. Он ежедневно проверяет состояние оборудование, механизмов, предохранительных и сигнализирующих устройств и при обнаружении неисправностей немедленно устраняет их. Мастер непосредственный руководитель работ повышенной опасности. В случаях отклонения процессов от нормальных режимов он немедленно ставит в известность начальника цеха (участка) и принимает необходимые меры по восстановлению режима. При несчастных случаях мастер организует оказание первой доврачебной помощи, немедленный вызов медицинской помощи, газоспасательной службы и пожарной охраны.

4.2 Виды инструктажей по технике безопасности, их периодичность

Для административно-технических работников (должностных лиц) предусматривается вводный инструктаж при поступлении их на работу. Такой инструктаж необходим в целях ознакомления указанных работников с производственной обстановкой (назначением и условиями работы отдельных объектов, цехов, предприятий в целом), организацией работы по охране труда на данном предприятии, с обязанностями и ответственностью за состояние охраны труда, а также с руководящими материалами (правилами, нормами, приказами, постановлениями, директивными указаниями и т.п.) по вопросам охраны труда.

Периодически один раз в три года или чаще, если это предусмотрено специальными правилами, руководящие и административно-технические работники предприятий и организаций проходят проверку знаний по охране труда по профилю их служебных обязанностей. Вместе с тем эти же работники обязаны проходить и внеочередную проверку знаний в следующих случаях:

при вводе в действие новых правил охраны труда или внесении в них дополнений или изменений;

при внедрении новых видов оборудования и механизмов, вводе новых производств или технологических процессов в объеме новых требований для этих видов оборудования;

при назначении впервые на работу в качестве лица технологического надзора или при переводе на другую должность, требующую дополнительных знаний по охране труда;

в случаях неудовлетворительного состояния техники безопасности на объектах;

по требованию вышестоящих организаций, органов государственного надзора, в случае обнаружения недостаточных знаний правил, норм, инструкций по охране труда.

В каждом конкретном случае объем и сроки внеочередной проверки устанавливаются по распоряжению руководителей предприятия или вышестоящей организации.

Обучение рабочих состоит из следующих этапов:

вводного инструктажа (при поступлении на работу);

целевого обучения по охране труда на специальных курсах или на предприятии;

инструктажа на рабочем месте;

проверки знаний и допуска к самостоятельной работе;

повторного инструктажа;

разового инструктажа при смене вахты (смены).

При вводном инструктаже поступающего на работу знакомят с правилами внутреннего трудового распорядка, специфическими особенностями данного производства, основными требованиями производственной санитарии, техники безопасности и противопожарной охраны на объекте.

Целевое обучение по охране труда обязаны пройти все рабочие в учебно-курсовом комбинате или индивидуальным методом у опытного квалифицированного рабочего.

После целевого обучения работника обязательно проводится инструктаж на рабочем месте с практическим показом безопасных приемов и методов труда.

После вводного инструктажа, целевого обучения и инструктажа на рабочем месте перед допуском работника к самостоятельной работе у него проверяет знания по охране труда комиссия.

Ежегодно рабочие и служащие проходят периодическую проверку знаний по охране труда.

Работники, занятые на работах с повышенной опасностью, перечень которых определяется руководителем предприятия, проходят повторный инструктаж один раз в 3 мес. Исключение составляют рабочие, которым в силу специфических особенностей выполняемых работ специальными правилами устанавливаются другие сроки. Все остальные рабочие, независимо от квалификации и стажа работы, повторный инструктаж должны проходить не реже одного раза в 6 месяцев.

Если на рабочем месте произошли незначительные технологические изменения, не требующие повторного инструктажа, то при смене вахты работающие проходят разовый инструктаж. Специальный инструктаж проводится также перед получением задания на выполнение особо опасных работ [4, с. 12-21].

4.3 Характеристика производства с точки зрения охраны труда

Современное нефтегазодобывающее производство состоит из большого числа относительно самостоятельных производственных процессов. Каждый из технологических процессов осуществляют с помощью ряда служб, обеспечивающих их обустройство производственных объектов, ремонт оборудования, снабжение электроэнергией, теплом, водой, материалами и запасными частями. Все эти основные и вспомогательные процессы осуществляют люди (рабочие и ИТР), условия труда которых зависят от специфики технологии, применяемого оборудования, окружающей и рабочей среды, т.е. от характеристики производства.

Характерной особенностью нефтегазодобывающего производства является рассредоточенное размещение объектов на нефтяном или газовом месторождении и, в то же время, их чрезмерное укрупнение по мощностям, когда на одном объекте сосредотачиваются десятки видов однотипных сооружений и оборудования, работающих одновременно. Последнее обусловлено необходимостью облегчения обслуживания, автоматизации и телемеханизации производства, управления технологическим процессом, но опасно при авариях.

Современные технологические процессы добычи нефти и газа связаны с высокими давлениями. Под высоким давлением работают насосные и компрессорные установки, аппараты и трубопроводы. Большинство нефтегазопромысловых объектов газоопасны. Работы на нефтегазодобывающих предприятиях часто проводят на открытом воздухе, в любую погоду и в любое время суток.

Комплекс неблагоприятных факторов, воздействующих на здоровье работников, составляют производственные вредности. Целый ряд производственных процессов в нефтегазодобыче связан со значительными затратами физического труда, нервным напряжением. Вредное влияние на организм человека оказывают прежде всего природные и нефтяные газы, пары нефти и конденсата. При постоянном их вдыхании поражается центральная нервная система, снижается артериальное давление, становится реже пульс и дыхание, понижается температура тела. Для защиты от их воздействия следует применять индивидуальные средства защиты. Во многих технологических процессах имеет место применение различного рода химических веществ, которые при попадании на кожу человека или в его организм влекут за собой тяжелые последствия. Для защиты от соприкосновения химических веществ с кожей человека рабочие должны быть одеты в специально предусмотренную для этого одежду и обувь.

Многие машины и агрегаты, применяемые при добыче нефти, газа и конденсата, характеризуются высоким уровнем шума и вибрации. Снижение уровней шума и вибрации может достигаться различными путями. Прежде всего, необходимо уменьшать их в самом источнике образования, уменьшая поверхности соударяющихся частей, применяя безредукторные передачи и т.д. Если смонтированное производственное оборудование создает повышенные вибрации и шум, то его изолируют от строительных конструкций установкой на специальные фундаменты. Для устранения жесткой связи оборудования с фундаментом между ними располагают амортизаторы. Если шум на рабочих местах всеми известными средствами невозможно уменьшить до предельно допустимых уровней, то в этих случаях следует применять либо дистанционное управление производственным процессом из специальных кабин с необходимой звукоизоляцией, либо индивидуальные средства защиты органов слуха (антифоны, наушники и др.).

Освещение производственных объектов может быть естественным и искусственным. Естественное освещение бывает боковым, верхним и комбинированным. К первому относится освещение через окна в наружных стенах, ко второму - освещение через световые фонари и проемы в перекрытиях, к третьему - освещение через световые фонари и окна. Естественное освещение в помещениях регламентируется нормами, предусмотренными СНБ 2.04.05-98 «Естественное и искусственное освещение».

Искусственное освещение производственных объектов также регламентируется СНБ 2.04.05-98 «Естественное и искусственное освещение». В них задаются как количественные (величина минимальной освещенности, допустимая яркость в поле зрения), так и качественные характеристики (показатель ослепленности, глубина пульсации освещенности), которые важны для создания нормальных условий труда.

Производственные помещения должны освещаться в первую очередь газоразрядными лампами независимо от принятой системы освещения в связи с большими преимуществами их перед лампами накаливания экономического и светотехнического характара.

В нефтяной и газовой промышленности для освещения широко применяются лампы накаливания. Это связано с тем, что светильники во взрывобезопасном исполнении выпускаются только для ламп накаливания.

На объектах нефтяной и газовой промышленности, особенно на групповых установках, в резервуарных парках, на территории буровой установки, на открытых площадках для оборудования, на скважинах при проведении текущего ремонта и других работ широко применяется прожекторное освещение.

4.4 Электробезопасность

Трансформаторная подстанция устанавливается не ближе 30 м от устья скважины на площадке, поднятой над землей не менее, чем на 0,5 м, чтобы исключить затопление ее глинистым раствором и ливневыми дождями. На трансформаторной подстанции кабели должны прокладываться под полом или в желобах.

В целях обеспечения безопасности эксплуатации электрооборудования и пожаровзрывоопасных помещениях и наружных установках необходимо регулярно проводить осмотр, профилактические испытания, ремонты.

Распределительное устройство должно быть укомплектовано средствами пожаротушения согласно перечню данной установки.

Для быстрой остановки пусковая арматура электродвигателей должна быть оборудована кнопкой «стоп».

Все электрооборудование должно быть заземлено.

Применение на скважинах переносных ламп, питаемых от осветительной сети, а также применение штепсельных соединений запрещается.

Под трансформаторами подстанции должна быть построена яма, рассчитанная на объем масла в одном трансформаторе.

4.5 Организация пожарной охраны на предприятии

Для предприятий нефтяной промышленности характерная повышенная опасность по сравнению с предприятием других отраслей народного хозяйства. Строгое соблюдение правил пожарной безопасности является одним из главных условии ритмичной и безаварийной работы.

Важное значение имеет правильный выбор средств пожаротушения, а также содержание их в постоянной готовности к использованию при возникновении пожара.

За нарушение требований настоящей инструкции рабочие несут персональную ответственность в порядке, установленном Правилами внутреннего распорядка и Уголовным кодексом Республики Беларусь.

Все вновь поступающие на предприятие рабочие и инженерно-технические работники должны пройти инструктаж о мерах пожарной безопасности на всех рабочих местах и предприятию в целом.

Помимо первичного первоначального инструктажа со всеми рабочими и ИТР ежегодно должен проводиться повторный противопожарный инструктаж.

Ответственным лицом за пожарную безопасность производственных объектов бригады добычи нефти является мастер, на которого возлагается:

1) контроль за соблюдением пожарной безопасности ГЗУ (групповых замерных установок), прилегающих к ним территорий и фонда скважин находящихся на счету бригады добычи нефти;

2) обеспечение помещений ГЗУ первичными средствами пожаротушения согласно перечня и содержание их в чистоте и исправном состоянии;

3) выполнение предложенных представителями пожарной охраны мероприятий;

4) организация повторного противопожарного инструктажа на рабочем месте для рабочих бригады.

Запрещается на объектах (ГЗУ, скважинах) курение, разведение костров, отогревание механизмов и трубопроводов с помощью источников открытого огня. Использование первичных средств пожаротушения (пожарные рукава, канаты, топоры, песок и т.д.) для целей, не связанных с тушением пожара, запрещается.

Все электрооборудование на скважинах и ГЗУ должно быть заземлено.

4.6 Защита окружающей среды при добыче нефти и газа

Добыча и разработка полезных ископаемых оказывают негативное воздействие на окружающую среду. Подземная разработка месторождений приводит к нарушению поверхности, истощению запасов подземных вод, загрязнению атмосферы различными газами, загрязнению водоемов техническими водами и др. При добыче и переработке полезных ископаемых под предприятия отчуждаются значительные площади земель сельскохозяйственного и лесохозяйственного назначения. В результате ведения работ по добыче нефти и газа не только нарушается земная поверхность с образованием земель, непригодных для повторного применения, но и изменяются гидрогеологические и микроклиматические условия местности. Большой вред природе наносят также отходы нефте- и газоперерабатывающих предприятий. Чтобы избежать отрицательного влияния разработки полезных ископаемых на природную среду, необходимо применять целый комплекс технологических, технических, организационных, биологических и других мер.

Ежегодно нефтегазодобывающими предприятиями осуществляется большой комплекс природоохранных мероприятий, среди которых особое место занимает охрана водных источников. Однако в этой области выполнены только основные и первоочередные мероприятия. Поэтому проблема охраны природы и рациональное использование природных ресурсов на нефтяных и газовых месторождениях приобретают особую актуальность. В последнее время появились новые тенденции в мероприятиях по охране окружающей среды на нефтяных и газовых промыслах.

Контроль за выполнением предусмотренных природоохранных мероприятий, оценку уровня экологической безопасности планируемой работы и целесообразность её реализации, осуществляет Министерство природных ресурсов и охраны окружающей среды (его органы на местах - районный и областной комитеты по экологии), предписания, которого обязательны для РУП «ПО «Белоруснефть».

4.7 Защита атмосферы от вредных воздействий

Атмосферные загрязнения ускоряют разрушение строительных материалов, резиновых, металлических, тканевых и других изделий. При соответствующем составе и концентрации они могут явиться причиной гибели растений и животных. Самый же большой ущерб эти сложные по химическому составу вещества наносят здоровью населения, а тем самым экономике страны, значительно увеличивая заболеваемость и снижая работоспособность.

Хотя под воздействием природных процессов происходит частичное или полное восстановление естественного состава атмосферы, необходимо предотвращать ее загрязнение выбросами. Основными путями борьбы с загрязнениями атмосферы при нефтегазодобывающих и перерабатывающих предприятиях являются:

соблюдение установленных технологических режимов и совершенствование производственных процессов с целью максимального снижения и ликвидации выбросов;

улавливание и возможно более полное последующее использование выбрасываемых веществ;

герметизация систем по добыче, транспорту и промысловой подготовке скважинной продукции;

создание санитарно-защитных зон и соблюдение санитарного режима на территории добывающих и перерабатывающих предприятий;

применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов газа при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте технологических установок и т.п. с последующим его сжиганием в факелах;

использование принципов безотходной технологии.

4.8 Защита водного бассейна от загрязнений

Ресурсы воды, пригодной для использования без проведения специальных мероприятий, оцениваются в 5-6 тыс. м³, что составляет 0,3-0,4 % объема гидросферы. Увеличение объема сточных вод, загрязненных нефтью, нефтепродуктами и другими ядами делает их непригодными для использования в качестве источников чистой воды. В этой воде гибнет рыба, по берегам водоемов скудеет растительность.

Охрана и рациональное использование водных ресурсов, эффективные меры по предотвращению загрязнения, экономическому расходованию свежей воды стали актуальной проблемой для всего человечества. При проектировании систем водоснабжения следует шире применять замкнутые схемы, исключающих сброс сточных вод в водоемы.

Главным источником загрязнения поверхностных водоемов являются сточные воды. Производственные сточные воды образуются при различных технологических процессах в промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве и других сферах деятельности человека. Минеральные загрязнители представлены в сточных водах нефтью и нефтепродуктами, растворенными минеральными солями, песком, глиной, кислотами, щелочью, шлаком и другими веществами. Все эти компоненты характерны для сточных вод нефтяных, газовых, нефтеперерабатывающих, нефтехимических, буровых, транспортных и других производств.

Существуют механические и физико-химические методы очистки сточных вод. Механические методы очистки для отделения загрязнителей используют гравитационные и центробежные силы. К ним также относится фильтрование, используемое для отделения мелкодисперсных загрязняющих частиц, отстаивание, используемое для выделения минеральных и органических частиц, плотность которых больше или меньше плотности воды. Известные физико-химические методы позволяют интенсифицировать отделение взвешенных или суспензированных минеральных или органических загрязнителей (методы флотации, коагуляции), извлекать из стоков необходимые компоненты (экстракция, сорбция, электродиализ, гиперфильтрация, эвапорация и др.), увеличивать концентрацию веществ для последующего их отделения выпариванием или кристаллизацией. К химическим методам относятся озонирование, хлорирование и умягчение (снижение жесткости) воды.

4.9 Защита почвенного покрова от загрязнений

Загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и нефтепродуктов при повреждении трубопроводов и их утечках через неплотности в оборудовании. Также часть загрязнителей при нормальном режиме работы поступает в атмосферу в виде пара, газа из резервуаров и технологических аппаратов и при сливно-наливных операциях. Велики потери при испарении нефти и легковоспламеняющихся нефтепродуктов при хранении их в резервуарах. В качестве загрязнителя в данном случае выступают сложные смеси большого количества индивидуальных углеводородных компонентов. При этом в начальной стадии испаряются наиболее лёгкие фракции. Жидкая фаза при этом постепенно утяжеляется.

Сокращение потерь нефти, нефтепродуктов, предотвращения загрязнения атмосферы достигают с помощью организационно-технических мероприятий и специальных технических средств. Первые рационализируют эксплуатацию всего комплекса резервуарного хозяйства, установок и трубопроводных коммуникаций, обеспечивают строгое соблюдение всех правил по уходу за технологическим оборудованием. Основополагающим условием экологической безопасности в данном случае является высокое качество герметизации всей системы транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов.

Все операции по наливу и сливу выполняют при максимальной герметичности рабочей зоны резервуара. Стремятся предельно сократить число внутрипарковых перекачек и все ёмкости по возможности держать с максимальным заполнением.

К специальным технологическим средствам снижения потерь при хранении нефти и нефтепродуктов относят:

применение резервуаров с уменьшенным объёмом газового пространства;

хранение нефтепродуктов под повышенным давлением;

применение газоуравнительных систем и установок по улавливанию паров нефти и нефтепродуктов.

Для предотвращения загрязнения почв при проектировании объектов обустройства нефтепромыслов должно предусматриваться:

полная герметизация систем сбора, сепарации и подготовки нефти и газа;

автоматическое отключение скважин отсекателями при прорыве выкидной линии;

установка стальных гидрофицированных задвижек на нефтегазосборных сетях;

использование бессточных систем канализации промышленно-ливневых и фекальных стоков;

сброс загрязнённых нефтью ливневых стоков с ГЗУ в специальные канализационные колодцы при капитальных ремонтах.

Заключение

В Припятской нефтеносной области открыто 62 месторождения нефти которые приурочены к зонам поднятий в пределах бортовых уступов, поднятых и опущенных крыльев крупноамплитудных разломов, к приразломным ловушкам поднятых крыльев малоамплитудных разломов на склонах тектонических ступеней, а также к участкам фациального размещения пород. Оставшиеся неизученными ловушки нефти, в основном, небольшие по объему, имеют сложное тектоническое строение. Ресурсы углеводородов Припятской впадины сосредоточены в надсолевом, верхнесоленосном, межсолевом, подсолевом карбонатном и терригенном комплексах.

Знание типов и режимов залежей нефти любого геологического района имеет большое практическое значение, так как они являются непосредственными объектами разведки и разработки нефтяных месторождений. При разработке нефтяных месторождений без точного определения типов и режимов залежей нефти невозможно выбрать рациональную систему размещения эксплуатационных скважин и методы воздействия на продуктивные пласты с целью увеличения их нефтеотдачи.

В настоящее время по Припятскому прогибу имеется более 700 глубоких скважин, ликвидированных по геологическим и техническим причинам. При современных технологиях, с помощью винтовых забойных двигателей, возможно восстановление и включение в дальнейшую эксплуатацию каждой третьей ликвидированной скважины, путём бурения нового ствола используя значительную часть ствола ликвидированной скважины. Это позволяет увеличить нефтеотдачу пластов за счёт зон, не охваченных ранее выработкой, во многих случаях отказаться от бурения новых скважин, возложив их задачи на восстанавливаемые.

По мере увеличения объема бурения совершенствовалась техника. За десятки лет существования отечественные винтовые забойные двигатели прошли эволюционный путь развития, превратившись в эффективное техническое средство для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин, обеспечивающее получение высоких показателей.

Постоянный рост удельного веса бурения винтовыми забойными двигателями объясняется как объективными благоприятными факторами (появление на буровом рынке нового поколения низкооборотных шарошечных долот и развитием новых технологий буровых работ), так и важными эксплуатационными преимуществами самих двигателей, среди которых в первую очередь следует отметить:

оптимальные энергетические характеристики - высокие крутящие моменты при низких частотах вращения, обеспечивающие эффективную отработку долот различного типа;

относительно небольшой перепад давления в двигателе, позволяющий использовать гидромониторные долота;

возможность использования буровых растворов любой плотности (от аэрированных до утяжеленных плотностью 2000 кг/м³ и более);

минимальные по сравнению с турбобурами осевые габариты осевые габариты и высокие удельные вращающие моменты, позволяющие использовать двигатели при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин по различным радиусам искривления.

Технология бурения винтовым забойным двигателем при проведении ремонтно-восстановительных работ разработана на основе результатов проводки скважин, анализа буровых работ в условиях искривления ствола скважины, а также передовых технологических решений путём внедрения новых технологий при бурении вторых стволов.

Отличительными особенностями внедряемой технологии являются:

упрощение осуществления технологических операций при ремонтно-восстановительных работах путём бурения вторых стволов;

эффективное использование современных низкооборотных долот;

реализация на забое высокого момента силы и низкой частоты вращения на выходном валу максимума гидравлической мощности насосной группы;

определение рациональных осевых нагрузок на долото;

применение малоглинистых буровых растворов;

осуществление контроля за работой двигателя по изменению давления в насосах.

Принципиальные особенности характеристик винтового двигателя позволяют рассматривать его как очень перспективный забойный двигатель, особенно при необходимости иметь большие крутящие моменты при малых расходах, то есть при бурении на больших глубинах в твердых пластичных абразивных породах, проводке скважин уменьшенных и малых диаметров, а также при бурении наклонно направленных скважин.

Широкие испытания винтовых двигателей в бурении показали, что эта забойная машина эффективно решает проблему привода шарошечного долота в режимах, отвечающих наиболее экономически выгодному использованию современных породоразрушающих инструментов. Винтовой забойный двигатель позволяет не только разбуривать цементные мосты в колоннах малого диаметра, что ранее невозможно было сделать ни с помощью турбобура, ни ротором, но и в ряде случаев успешно работает при подземном ремонте компрессорных труб.

Возможность широкого варьирования характеристиками двигателей с целью получения выгодных для тех или иных условий режимов бурения позволяет при современном буровом оборудовании и инструменте кратно увеличить проходки за рейс долота и улучшить показатели бурения большинства категорий скважин.

Низкая частота вращения двигателя и повышенный вращающий момент дают возможность успешно проходить цементные мосты в тех случаях, где турбобур является неэффективен, а применение роторного способа требует больших затрат, переброски специального оборудования и часто приводит к серьезным авариям, связанным с поломками бурильных труб.

Малогабаритные винтовые забойные двигатели с успехом можно использовать при восстановлении старых скважин для выхода из обсадной колонны и забуривания вторых стволов, а так же при бурении с выходом из эксплуатационной колонны на нижележащие горизонты, что с применением ротора или турбобура не практически невозможно.

Экономический эффект от внедрения технологии бурения винтовым забойным двигателем обусловлен:

- сокращением материальных затрат на строительство скважин;

- сокращением затрат времени на ремонтные работы, ликвидацию осложнений, крепление.

Имеющийся в РУП «ПО «Белоруснефть» потенциал позволяет увеличить количество восстанавливаемых скважин, что позволит значительно повысить объемы добычи нефти.

месторождение нефтяной скважина винтовой

Список использованных источников

1. Анпилогов, А.П. Геологическая интерпретация промыслово-геофизических материалов Припятского прогиба / А.П.Анпилогов, А.А. Государева. - Мн.: «Наука и техника», 1987 г. - 181 с.

2. Асадчев, А.С. Результаты промысловых испытаний нового турбобура ЗТВМ-195 на площадях Припятского прогиба в 2003-2006 гг. / А.С. Асадчев, Ю.А. Бутов, В.Г. Вишняков // Эффективные пути поисков, разведки и разработки залежей нефти Беларуси. - Гомель, 2007. - С. 637-642.

3. Асадчев, А.С. Испытание винтовых забойных двигателей с различным покрытием роторов рабочих пар / А.С. Асадчев, Ю.А. Бутов // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь. - Гомель, 2004. - С. 158-169.

4. Балденко, Д.Ф. Контактное давление в рабочих органах одновинтовой гидравлической машины / Д.Ф. Балденко, Л.П. Медведева. - Химическое и нефтяное машиностроение. - 1976, № 2. - С. 37-42.

5. Бескопыльный, В.Н. Главные задачи поисков и разработки залежей углеводородов Беларуси на 2007-2015 годы / В.Н. Бескопыльный // Материалы научно-практической конференции. - Гомель, 2007 г. - С. 7-33.

6. Бескопыльный, В.Н. О нефтеобразовании и закономерностях размещения залежей нефти в Припятском нефтегазоносном бассейне / В.Н. Бескопыльный // Сб. науч. трудов Нефтеносность Припятского прогиба. - Минск: БелНИГРИ, 1975. - С. 21-33.

7. Геолого-технологическое обоснование восстановления ликвидированных и бездействующих скважин на нефтяных месторождениях ПО «Белоруснефть». РП НТО НГП: Гомель, 1996. - 214 с.

8. Гусман, М.Т., Балденко Д.Ф. и др. Забойные винтовые двигатели для бурения скважин / М.Т. Гусман, Д.Ф. Балденко и др. - М., Недра, 1981 г. - 379 с.

9. Донцов, К.М. Разработка нефтяных месторождений / К.М. Донцов - М., Недра, 1977. - 359 с.

10. Забойный винтовой гидравлический двигатель / Авт. изобрет. М.Т. Гусман, С.С. Никомаров, Ю.В. Захаров и др. Заявл. 07. 06.1966 (1082500); опубл. в Б. И., 1969, № 8.

11. Ерасов, Ф.Н. Планетарные гидравлические двигатели / Ф.Н. Ерасов // Вестник машиностроения. - 1966, № 5. - с. 10-131.

12. Мавлютов, В.М. , Технология бурения глубоких скважин: Учебное пособие для ВУЗов / В.М. Мавлютов, Р.С. Андриасов. Недра. 1982. - 254 с.

13. Калинин, А.Г., Бурение наклонных скважин / А.Г. Калинин, Н.А. Григорян, Б.З. Султанов. - М. «Недра». - 1990. - 348 с.

14. Канарёв, Ф.М. Охрана труда / Ф.М. Канарёв, М.А. Пережёгин, Г.Н. Гряник. - М.: Колос, 1982. - 114 с.

15. Карасев, И.П. О литологии, стратиграфии и палеогеографии нефтеносных межсолевых отложений прогиба / И.П. Карасев, Л.А. Демидович, Н.В. Назарова // Нефтеносность Припятского прогиба. - Минск: БелНИГРИ. - 1975. - С. 50-65.

16. Кононов, А.И. О нефтегеологическом районировании Припятского прогиба / А.И. Кононов, Н.А. Криштопа // Зоны нефтегазоносности Припятского прогиба. - Минск: БелНИГРИ. - 1981. - С. 7-17.

17. Морозов, Г.И. О некоторых региональных особенностях формирования Припятского прогиба в связи с оценкой перпектив его нефтегазоносности /, Старчик Т.А: Сб. науч. трудов // Нефтеносность Припятского прогиба. - Минск: БелНИГРИ, 1975. - С. 11-20.

18. Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сборник научных трудов. - Вып.3. - Гомель: БелНИПИнефть. - 1999. -

19. Познякевич, З.Л., Слободянюк И.А., Богино В.А., Никуленко Е.Ф. и др. Приоритетные направления геологоразведочных работ на основе нефтегеологического районирования территории Припятского прогиба / З.Л. Познякевич, И.А. Слободянюк, В.А. Богино // Стратегия развития нефтедобывающей промышленности Республики Беларусь на 2000-2015 годы // Материалы научно-практической конференции. - Гомель: ПО «Белоруснефть». - 1999. - С. 59-65.

20. Спутник нефтепромыслового геолога. - М.: Недра. - 1971. - 330 с.

21. Стрешинский, И.А. Проблемы разработки нефтяных залежей Беларуси и пути их решения / И.А. Стрешинский, М.Ф. Кибаш, Н.К.Карташ // Материалы научно-практической конференции. Гомель. - 2003. - 593 с.

22. Татаринов, В.П. Опыт бурения, профилактики и ремонта ВЗД в УПНПиРС РУП «ПО «Белоруснефть» / В.П. Татаринов. - Гомель. - 2002 г. - С. 21-31.

23. Элияшевский, И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчёты в бурении. Учебное пособие для техникумов / И.В. Элияшевский, М.Н. Сторонский, Я.М. Орсуляк. - 2-е изд., перераб., и доп. - М., Недра. - 1982. - 494 с.

Размещено на Allbest.ru