где d_т - внутренний диаметр НКТ, м; d_к - диаметр каната, м;

h - среднее погружение поршня под уровень.

В данном примере эти величины равны:

d_т = 150 м, d_к = 0,0185 м, h = 150м.

Следовательно, по формуле ( 4 ) получим:

Q₂ = 3,14 ( 0,0225 - 0,0003) 37,5 = 2,61 м ³.

Средняя глубина спуска поршня:

h_ср = h_ст + 0,5h = 352 + 0,5 150 = 427 м. ( 5 )

При средних скоростях спуска и подъема поршня соответственно v₁ = 2 м/с, v₂ = 5 м/с найдем необходимое время на спуск поршня:

t₁ = h_ср /v₁ = 427/2 = 213,5 с. ( 6 )

- на подъем поршня:

t₂ = h_ср /v₂ = 427/5 = 85,4 с. ( 7 )

Время на один рейс с учетом 30 с. На процессы замедления скоростей в начале пуска поршня вниз и при ходе поршня к устью скважины:

t = t₁ + t₂ + 30 = 213,5 + 85,4 + 30 = 328,9 или 5.48 мин. ( 8 )

Общее время на откачку всего столба жидкости до статического уровня:

T = t Q₁/Q₂ = 5,48 ( 7,79/2,61 ) = 16,37 мин. ( 9 )

Только после этого начнется движение жидкости из пласта в скважину. Для стабильности дебита необходимо создать определенную депрессию путем дальнейшего понижения уровня ниже статического.

3.12 Расчет скорости подъема сваба и производительности комплекса свабирования скважины

Скорость подъема крюка агрегата Азинмаш-37 на первой скорости равно 0,34 м/с, на второй скорости -0,72 м/с, на третьей -1,45 м/с. Оснастка талевой системы агрегата Азинмаш -37 четырехструйная 3х2. При этом линейная скорость каната при свабирования на соответствующих скоростях коробки переключения передач равно:

І - 0,34 м/с 4=1,36 м/с ( 11 )

ІІ - 0,72 м/с 4=2,88 м/с ( 12 )

ІІІ - 1,42 м/с 4=5,8 м/с ( 13 )

При условии, что скважина полная и утечек через своб исключена производительность комплекса свабирования скважин равна:

Q_i = q V_i ; ( 14 )

где Q_i - производительность комплекса при соответствующей скорости коробки переключения передачи, м³/с;

q - удельный объем внутренней полости НКТ, л/м;

V_i - скорость подъема сваба на соответствующей скорости коробки переключения передачи, м/с.

Подставляя значения по формуле ( 14 ) получим:

Q_І = 3 1,36 = 4,08 л/с = 244,8 л/мин = 14688 л/час = 352512 л/сут.

Q_ІІ = 3 2,88 = 8,64 л/с = 518,4 л/мин = 31104 л/час = 746496 л/сут.

Q_ІІІ = 3 5,8 = 17,4 л/с = 1044 л/мин = 62640 л/час = 1503360 л/сут.

При этом надо учесть:

1.) При ходе сваба вниз производительность равна 0;

2.) При каждом ходе вверх сваба, уровень жидкости в НКТ и затрубье снижается и холостой пробег сваба вверх и вниз увеличивается (при 400 м уровне жидкости холостой ход вверх и вниз увеличивается в 4 раза, а при 800 м в 12 раз);

3.) КПД подземной части комплекса оборудования в реальных условиях зависит от состояния НКТ и утечек через сваб и ее конструкции и равна приближенно 0,5;

4.) В реальных скважинах НКТ имеет большой наклон от вертикали, что существенно снижает КПД подземной части за счет увеличения нагрузки на лебедку комплекса оборудования для свабирования скважины от трения каната внутри НКТ и снижения скорости подъема сваба; В реальных условиях объем отбираемой жидкости колеблется от 20 - 70 м³/сут.

3.13 Выводы и предложения

Снижение уровня жидкости свабированием и создание депрессии для вызова притока из пласта в процессе освоения скважин позволяет предотвратить создание дополнительной репрессии на пласт и тем самым уменьшить количество поглощаемой пластом технологической жидкости. Свабирование позволяет плавно в широком диапазоне регулирования создавать депрессию на пласт. Следует отметить простоту реализации метода свабирования и его дешевизну. Вызов притока из пласта свабированием при герметичном устье делает процесс освоения безопасным и экологически чистым. Кроме того, метод отличается высокой производительностью, не требующей большой номенклатуры технических средств, совместимостью с различными методами интенсификации потока.

В скважинах, имеющих высокий начальный уровень жидкости ( Нн ), когда Нн < Нд, для увеличения производительности свабирования может быть принята технология, когда S поперечного сечения затрубного пространства в 4-5 раз больше S подъемного лифта, при высоком уровне в скважине можно заглубиться на значительную величину, а ,значит, поднять из скважины за 1 ход сваба больше жидкости.

Утечки жидкости через сваб обусловлены рядом факторов, в том числе конструкцией сваба, высотой столба поднимаемой жидкости, плотности и вязкости ее, шероховатостью внутренней поверхности НКТ и др. Увеличение скорости подъема сваба сокращает время подъема жидкости, соответственно и объем утечек.

При ходе сваба вниз через систему управления сальником давление поджима уплотнительного элемента сальника для облегчения хода вниз может быть снижено. При ходе вверх и подъеме - увеличено, исключая при этом утечки!

Для реализации насосного режима работы на седло устанавливается клапан. Спускают сваб на глубину Нд, совершая возвратно-поступательные движения в 10 - 100-ни метров, откачивают жидкость из скважины. За счет исключения холостых пробегов сваба (при ходе вверх практически отсутствует газовая фаза над свабом, и жидкость подается из скважины, а при ходе вниз отсутствует движение сваба в газовой среде, и идет сразу погружение сваба под уровень жидкости) увеличивается производительность технологического процесса, становится возможным дальнейшее снижение уровня и соответственно увеличение депрессии на пласт.

4.Охрана труда и противопожарная защита

4.1 Охрана труда и техника безопасности при ПРС

К ремонту скважин допускаются лица не моложе 18-ти лет, прошедшие обучение и проверку знаний по безопасному ведению работ при капитальном и текущем ремонте скважин. При ремонте скважин, в продукции которых сероводород, обслуживающий персонал должен пройти обучение и проверку знаний в соответствии с требованиями, изложенными в "Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности", а также прошедшие специальную подготовку в учебном центре предприятия.

Работы по ремонту скважин должны проводиться бригадой по плану, утвержденному руководством предприятия.

Все рабочие должны обеспечиваться спецодеждой и обувью, должны соответствовать действующему ГОСТу и выдаваться для каждой профессии работников в пределах установленных норм.

Спецодежда и обувь, бывшие в употреблении, могут выдаваться другим рабочим только после стирки, ремонта и дезинфекции.

Подземный ремонт скважин отличается многообразием и трудоемкостью выполняемых работ, наличием многих опасных моментов. Основные причины несчастных случаев - неправильные или опасные приемы работы, неисправность оборудования и инструмента, плохая подготовка рабочего места, неудовлетворительная организация обучения рабочих, отсутствие надлежащего технического надзора за работой.

На основании накопленного опыта ремонта скважин разработан комплекс мероприятий по охране труда, включающий вопросы технологии и, организация труда и создание нормальной производственной обстановки.

Для правильного выбора технологии текущего ремонта проводят исследование скважины. На основании данных исследования составляют план-заказ на проведение ремонтных работ, в котором указывается категория скважины, ее краткая характеристика и характеристика глубинного оборудования.

Скважины делятся на 4 категории в зависимости от степени опасности возникновения нефтегазопроявлений. К первой категории относятся нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор более 60 м3/т, или скважины, выделяющие сероводород, с соотношением пластового и гидростатического давления более 1,2, а также скважины, не имеющие в продукции сероводорода с соотношением пластового и гидростатического давлений более 1,3.

Ко второй - скважины, выделяющие сероводород с соотношением пластового и гидростатического давлений ниже 1,2 и нефтяные скважины, в которых нефти имеют газовый фактор менее 60 м3/т. с соотношением пластового и гидростатического давлений менее 1,3.

К третьей категории относятся скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатическое.

К четвертой - нефтяные скважины с низким пластовым давлением или оборудованные устройствами отсекания пласта.

В зависимости от категории скважины выбирают жидкость и способы глушения.

Перед началом ремонта должна быть спланирована площадка вокруг скважины радиусом не менее 30 метров. Агрегаты для глушения и водовозы должны быть установлены на расстоянии не менее 10 метров от устья скважины, расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м

Перед глушением скважины необходимо опрессовывать нагнетательную линию на полутора кратное ожидаемое давление. При опрессовке нельзя находиться в близи нагнетательной линии. Если в момент опрессовки наблюдается утечка, то работы по дополнительному креплению могут быть выполнены только после остановки агрегата и снижения давления до нуля.

Для безопасного ведения работ каждый работник подземного ремонта должен знать основные правила обращения с оборудованием, правила пользования и правила поведения работника во время выполнения работ.

Каждую вышку (мачту) необходимо периодически осматривать и испытывать на прочность статической нагрузкой, превышающей номинальную на 50%. Сроки плановых осмотров и порядок испытания мачты или вышки на прочность устанавливаются НГДУ и органами государственного технического надзора.

Перед началом СПО необходимо проверить надежность и безопасность работы талевой системы (каната, шкивов, блоков и приспособлений). Это делается холостым спуском и подъемом талевого блока. Необходимо обратить внимание и на крепление не подвешенного конуса каната. Сам канат бракуется при обрыве 80% проволок или износ наружных проволок до40% их диаметра.

При подготовке к работе элеваторов необходимо тщательно проверить исправность замка, так как загруженный элеватор с неисправным замком может разомкнуться, а при падении нанести травму обслуживающему персоналу и вызвать аварию падения труб или штанг в скважину. Рабочим категорически запрещается стоять под поднимаемым грузом.

Особое внимание следует уделить состоянию площадки у устья скважины. Она должна быть всегда чистой и исправной, без посторонних предметов и соблюдаться размером 3 на 4 метра.

Бригада по ремонту скважин должна обеспечиваться одеждой, обувью и средствами индивидуальной защиты и приспособлениями. При работе на скважинах, выделяющих сероводород или с токсичными реагентами, обслуживающий персонал обеспечивается индивидуальными противогазами марки КД или респираторами.

4.2 Противопожарная защита

Нефть и попутный нефтяной газ являются горючими и взрывоопасными веществами. Взрыв или пожар могут возникнуть при следующих необходимых условиях: наличие горючего в определенном соотношении с воздухом (в пределах взрывоопасных концентраций), появление источника или импульса воспламенения с достаточной для зажигания энергией. Отсутствие хотя бы одного из этих условий исключают возможность горения - быстрого пламенного окисления с большим выделением тепла и продуктов сгорания (газы, пары, сажи, дыма).

Причинами воспламенения могут быть открытый огонь, сильный нагрев, искры от электрооборудования, ударов, трения, разрядов статического и атмосферного электричества, самовозгорание пирофоров (отложения сернистого железа, промасленная ветошь, сажа, уголь и другие).

При проектировании, в соответствии с СниП и ПТУСП выполняется комплекс строительных противопожарных мероприятий, направленных на исключение возможности загорания (выбор несгораемых строительных материалов и др.), на локализацию пожаров (соблюдение противопожарных разрывов, устройство брандмацеров, обваловании и др.), на эвакуацию людей из очагов пожаров (устройство дверей, проходов и др.), на быстрое и эффективное тушение пожаров (противопожарные устройства и др.).

Конкретные технические решения принимаются в зависимости от категории зданий и сооружений по пожарной опасности и взрываемости. Производственная территория разбивается на три зоны: сооружений, резервуарного хранения и подсобных зданий. Между отдельными объектами в пределах каждой зоны должны быть выдержаны противопожарные разрывы. Электрооборудование для взрывоопасных объектов должно быть взрывозащитным. Строго запрещается пользование огнем на пожароопасных объектах. Огневые работы (газопламенная резка, сварка) проводятся по специальному разрешению при тщательной подготовке, гарантирующей пожарную безопасность. Чтобы исключить высекание искр при ударах, пользуются обмедненными слесарными инструментами, выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания снабжаются искрогасителями, а дыхательная арматура резервуаров - огнепреградителями. У скважин и других объектов должен быть первичный инвентарь для пожаротушения: ящики с песком, лопаты, совки, ломы, топоры, кошма, огнетушители пенные и углекислотные. Обслуживающий персонал должен уметь его эффективно применять. С пожарной командой должна быть обеспечена надежная связь. Команда имеет необходимое оснащение. В НГДУ дополнительно создаются специализированные части (горноспасательные, военизированные, по ликвидации фонтанов). Обеспечение пожаробезопасных условий труда на производстве возможно только при строгом соблюдении трудовой и производственной дисциплины рабочим персоналом, точном выполнении правил и инструкций по пожарной безопасности.

Каждый работник, при выполнении своих трудовых обязанностей, должен быть очень внимателен, и выполнять все требования настоящей инструкции:

1. Все работники бригад подземного и капитального ремонта скважин должны знать расположение противопожарного инвентаря и средств связи, постоянно держать в исправности и уметь ими пользоваться. Перед началом работы проверить состояние противопожарного инвентаря.

2. При возникновении возгорания или пожара, члены вахты должны действовать в соответствии своих обязанностей.

3. Территории скважин, оборудование и инструменты должны содержаться в чистоте и порядке, не допускать разлива нефти по территории. При подъеме труб с жидкостью иметь яму для сбора жидкости.

4. Подъемные агрегаты должны устанавливаться с наветренной стороны с таким расчетом, чтобы газ брызги нефти не попадали на действующий подъемник.

5. Запрещается работа на территории ремонтируемой скважины подъемных агрегатов, ходовых тракторов, бульдозеров, ППУ и другой техники без исправного искрогасителя.

6. Отогревание замерзшей арматуры, трубопроводов производить только паром или горячей водой. Применение для этих целей открытого огня запрещается.

7. Примасленный, либо пропитанный горюче-смазочными материалами обтирочный материал, должен сжигаться в пожаробезопасном месте или вывозиться с территории скважины.

8. Хранение горюче-смазочных материалов в будках РУ-0,4 кВт,

а так же в открытых тарах запрещается.

9.Запрещается мойка полов, стен, чистка оборудования, а так же стирка спецодежды в бензине и других легковоспламеняющихся жидкостях.

10.Сушка спецодежды производится в специальных шкафах в развешенном виде.

11. Руководитель смены (вахты) при сдаче вахты обязан непосредственно на рабочем месте предупредить руководителя работ следующей смены и записать в вахтовый журнал об имеющихся неисправностях оборудования, инструмента, приспособлений и первичных средств пожаротушения.

12.По окончании работы освещение, электропотребляющие приборы и оборудование должны быть отключены.

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

Республика Татарстан характеризуется высоким промышленным потенциалом, богатыми природными ресурсами; нефтяные месторождения Татарстана расположены на территории 21 административного района республики и 3 районов соседних республик и областей с общей площадью более 30 тысяч кв.км.

В 1997 году для предприятий Татарстана было отчуждено более 34 тыс. га. В последние годы в Татарстане увеличивается доля сернистых нефтей, газов и сероводородсодержащих пластовых вод, что усложняет экологическую обстановку. Разработка залежей вязкой нефти и битума с применением большой гаммы химических реагентов и тепловых методов тоже значительно усугубляют ситуацию. Приведенные данные показывают на сколько высока ответственность нефтяников в деле охраны природы.

Разработаны методические основы оценки технологической нагрузки, проведено ранжирование территории по антропогенному воздействию на природу. В основу экологических программ были заложены результаты систематических исследований. В них обоснована и сформулирована постановка задачи, состоящей из следующих концепций:

1. свести до минимума вредное воздействие сопутствующих нефтедобыче процессов нарушения экологии;

2. добиться управляемости производственных процессов, чреватых экологически негативными последствиями;

3. проводить регенерационные мероприятия, и, по максимуму, восстановить среду нашего обитания до того состояния, которое было характерно для начала разработки нефтяных месторождений.

На территории НГДУ "ЛН" находится много населенных пунктов: города, деревни, рабочие поселки. Вокруг населенных пунктов устанавливаются санитарно-защитные зоны.

Многие из промысловых сооружений расположены в санитарно-защитных зонах населенных пунктов, родников и ручьев. Эти объекты являются потенциальными загрязнителями атмосферы, почв, грунтовых и подземных пресных вод при возможных авариях и разгерметизации. При бурении, добыче, сборе и транспортировке нефти имеет место загрязнение почв и грунтов. Основные площади замазученных земель располагаются обычно вдоль водопроводов, часто вдоль ряда скважин.

Все отходы предприятий по добыче нефти оказывают отрицательные воздействия на объекты окружающей среды и представляют угрозу здоровью населения, проживающего в нефтедобывающих районах. Поэтому на промысловых объектах необходимо более эффективно осуществлять технологические, санитарно-технические и организационные мероприятия по контролю за состоянием окружающей среды. Все эти мероприятия позволяют с наименьшим вредом для окружающей среды добывать и транспортировать нефть, быстро и без осложнений устранять причины и последствия загрязнения. В НГДУ "ЛН" осуществляются работы, направленные на улучшение экологической обстановки на территории деятельности предприятия:

1. Охрана атмосферного воздуха.

За последние 5 лет выбросы в атмосферу загрязняющих веществ с 22000 тонн до 4500 тонн в год. Это было достигнуто благодаря проводимой определенной работой в этом направлении в НГДУ.

Была проведена реконструкция канализационного хозяйства, на ЛОС и ГТП было ликвидировано 12 накопителей. Пущена в работу установка улавливания легких фракций УЛФ, что позволяет ежемесячно улавливать 500-550 тонн нефти.

Подготовка сточной воды переведена на УКНП на герметизированную систему.

Топливно-энергетический комплекс является основным загрязнителем атмосферного воздуха, на долю которого приходится 87% или 66 000 тонн вредных веществ в год.

По сравнению с 1999 годом валовые выбросы снизились на 21,3%

Таблица 9. Количество источников и объемы выбросов, поступающих в атмосферу от промышленных предприятий.

Сокращение выбросов достигнуто за счет уменьшения количества источников выбросов и ввода установокулова легких фракций углеводородов в НГДУ ЛН.

С целью уменьшения воздействия автотранспорта на окружающую среду необходимо:

- осуществить вынос крупных автотранспортных предприятий за черту города;

- наладить производство неэтилированного бензина;

- применять нейтрализаторы для выхлопных газов и присадки к моторному топливу;

- активизировать перевод автомашин на газовое топливо.

2. Охрана вод.

Систематические наблюдения за состоянием поверхностных водоемов в нефтедобывающих районах юго-западной республики Татарстан были начаты ТатНИПИнефть в 1969 году. Осуществляются силами химико-аналитических лабораторий УПТЖ и НГДУ. С1991 года к этой работе были привлечены ТГРУ и КГУ. Под наблюдением находятся все реки и малые речки Лениногорского района. В пробах речной воды ежемесячно (НГДУ) и ежеквартально (УПТЖ) определяют содержание нефти(плавающей и эмульгированной), хлоридов, сульфатов, а так же рН, жесткость, общую минерализацию, потребность в кислородеБПК5, тип и концентрацию ПАВ, нитраты и другие.

В настоящее время на территории нефтепромыслов под наблюдением лаборатории охраны природы находятся 14 речек (ежедневно) и 69 родников (ежеквартально).

Благодаря проведенным в очагах загрязнения подземных вод комплексным эколого-гидрологическим исследованиям, источники загрязнения подземных вод в основном известны. Разработаны мероприятия и методы предотвращения этих загрязнений.

Таблица №10 Отчет по выполнению мероприятий по охране и рациональному использованию водных ресурсов по нефтегазодобывающему управлению "Лениногорскнефть" за 2000 год.

Продолжение таблицы

3. Охрана земель.

В результате упорядочения и более продуманного размещения сооружений, применение кустового и горизонтального бурения скважин значительно сократится отвод земель под нефтяные объекты.

Так в начале 90-х годов под сооружениями и коммуникациями АО "Татнефть" находилось более 55 тыс. га, а в настоящее время -34 тыс. га, хотя фонд пробуренных скважин за этот период возрос в 1,3 раза.

Наряду с сокращением отвода земель за счет применения новых технологий бурения и разработки месторождений, нефтяникам уделяется большое внимание сохранения плодородия почв. В среднем сегодня возвращается прежним пользователям на 1500 га сельхоз. угодий АО " Татнефть".

Длительное время, нередко десятилетиями, хранились в открытых амбарах т.н. нефтешламы, оставшиеся в наследство от прошлого. Для утилизация создано совместное предприятие. Более полумиллиона тонн нефтешламов уже переработаны по технологии, разработанной учеными "ТатНИПИнефть", предприятием "Татойлгаз" совместно с Германией. Эта работа продолжается, а для предотвращения дальнейшего накопления шламов, загрязняющих природную среду, разработана технология без амбарного бурения с использованием передвижных буровых установок.

Из года в год в НГДУ "ЛН" уменьшаются площади нарушенных земель.

Это достигнуто за счет уменьшения аварийности на трубопроводах, а так же большой положительный эффект оказала остановка бригад ПРС, КРС и строительных организаций на период весенней распутицы. Кроме того, большая часть бригад ПРС в НГДУ "ЛН" переведены на колесный ход, что резко позволило уменьшить порчу земель.

4.Продолжаются работы по охране недр и окружающей среды:

а) Исследование и наращивание цемента за кондуктором;

б) Исследование и герметизация колонн;

в) Физическая ликвидация скважин в санитарно-защитных зонах населенных пунктов рек и ручьев, а так же в зонах питания родников.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. А.И. Акульшин, В.С. Бойко, Ю.А. Зарубин, В.М. Дорошенко "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин" М. Недра , 1989г.

2. Ш.К. Гиматудинов "Справочная книга по добыче нефти".М.Недра, 1974 г.

3. В.М.Муравьев "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин" М.Недра, 1978г.

4. Р.Х.Муслимов , А.М.Шавалиев, Р.С.Хисамов, И.Г.Юсупов "Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения"

5. В.А.Юрчук, А.З.Истомин "Расчеты в добыче нефти" М.Недра, 1997г.

6.Государственный доклад о состоянии окружающей природной среды Республики Татарстан. Издательство Природа , 1997 г.

7.Документация технологического отдела по добыче нефти и газа НГДУ "ЛН"