Анализ работы штанговых скважинных насосных установок

Данный горизонт является основным и наиболее перспективным источником крупного централизованного водоснабжения, за счет которого осуществляется водоснабжение города Урая.

Туртасский водоносный горизонт объединяет подземные воды туртасских отложений. Горизонт невыдержан. Глубина залегания коллекторов до 55 - 60 метров. Подземные воды напорные, величина напора над кровлей оставляет 10 - 40 метров. Статические уровни устанавливаются на глубинах 5 - 20 метров. Пъезопроводность составляет 105 м2 в сутки. Водопроводность - 10 - 20 м2 в сутки.

Четвертичные отложения включают осадки различного генезиса - аллювиальные, озерно - аллювиальные. По своим гидродинамическим свойствам воды безнапорные, реже слабо напорные. Статические уровни устанавливаются на глубинах 7,2-26, 8 метров, их среднегодовые колебания 3-4 метра. Зеркало вод со свободной поверхностью залегает на глубинах 0,5-1,0;10-16 метров, среднегодовое колебание уровня 0,5-1,0 метр. Фильтрационные свойства песка различные: коэффициент фильтрации изменяется от 0,1-1,0 до 30-34 метра в сутки, водопроводность - 200-800м2 в сутки, пъезопроводность -103 - 107 м2 в сутки.

По химическим свойствам воды пресные, с минерализацией 0,1-0,4 грамм на литр. Основным компонентом является гидрокарбонат - ион.

4.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

Как уже упоминалось Толумское месторождение открыто в 1966 году при разбуривании скважины № 6 . Эксплуатация началась 20 августа 1974 г по приказу МНП № 334 от 26.06.1973 г .Был выделен основным объектом разработки пласт «П» с основными показателями:

Глубина залегания 1800-2000 метров,

Коллектор - терригенный,

Проницаемость - 31,5-240 мД

Пористость - 17-22 %

Средненасыщенная мощность по пластам: П-6,05 м, Т-2,8 м, КВ- 2,7 м.

Площадь нефтеносности - 9706 га

Начальная отметка ВНК - 1708 - 1795 м

Начальное пластовое давление - 166-181 кгс/см**2

Температура пласта - 82-91 * С

Объёмный коэффициент - 1,09 - 1,142

Переведённый в пластовые условия - 1,29 - 1,146

В 1978 году СибНИИНП был представлен уточненный проект разработки, а по протоколу ЦКР ГТНГ под № 610 от 19.05.1978 г и протоколу №1 от 19.05.78 года разработка велась по технологической схеме под авторским надзором СибНИИНП .

С 1989 года разработка велась по Проекту разработки ЦКР ГТНГ, протокол № 103 от 20.02.1989 года. Он предполагал 3 варианта разработки.

По первому варианту предписывалась эксплуатация одного объекта с очаговой системой заводнения.

Второй вариант предусматривал применение блочной системы заводнения.

В третьем варианте предлагалось разбуривание уплотнительной сетки из 43 скважин c плотностью 243100 м**2/скв.

4.2 Состояние разработки месторождения и фонда скважин

Как видно из диаграммы, после разбуриваниия уплотняющей сетки объёмы добычи начали увеличиваться и поднялись выше проектных показателей.(диаграмма № )

Необходимо отметить, что основным способом эксплуатации на Толумском месторождении является использование электроцентробежных насосов. Их всего 126 штук с общим дебитом нефти 1499 тонн в сутки. На долю штанговых насосов приходится 71 скважина с общим дебитом нефти 208 тонн в сутки (Диагр. № 1 )

Из графика разработки на плакате № , видно, что Толумское месторождение начинало входить в 4 период разработки, когда началось уплотнительное разбуривание месторождения, стали применяться меры по интенсификации, такие как солянокислотные обработки, обработка пластов ингибиторами против солеотложений, закачка силикатно-полимерных составов в нагетательные скважины, проведение гидроразрывов пласта, и наметилась устойчивая тенденция в сторону увеличения объёмов добычи пластового флюида.

4.2.1 Проектные характеристики Толумскогшо месторождения на 1.01.2000 года

Объект разработки - пласты П,Т,КВ.

Максимальный Q нефти, тыс. тонн - 1689

Максимальный Q жидкости, тыс. тонн5617

Фонд скважин , шт.

Добывающих-212

Нагнетательных - 142

Резервных - 27

Сетка скважин, м - 500*500

Р закачки, атм - 120-150

Р пластовое, атм

Первоначальное - 172-166

На 1.11.99.г - 174-178

Газовый фактор, м**3/т - 23,4-53

Удельный вес нефти

в поверхностных условиях, г/см**30,842 - 0,857

Вязкость нефти в пластовых условиях , МПа*с0,99 - 1,95

Проницаемость, *10**-3 мкм**27,1 - 31,0

Нефтенасыщенная толщина, м 1,9 - 11,8

Абслютная отметка ВНК, м 1690 - 1795

Средняя глубина скважины, м1980

Коэффициент извлечения0,378

Отобрано нефти на 1.01.200025437

Р заб.добывающих скважин, атм90 - 120

Р насыщения, атм43 - 63

4.2.2 Основные фактические показатели разработки Толумского месторождения за 1999 год

Добыча нефти всего, тыс. тонн565,8

Действующий фонд добывающих

скважин на конец года188

в том числе ЭЦН120

ШГН 28

Нагнетательные скважины77

Добыча нефти с начала разработки, тыс. тонн25436,9

Среднегодовая обводненность, %91,3

Добыча жидкости, всего, т. тонн 6488

Закачка воды, тыс. м **3 6753

Средний дебит действующей скважины

по нефти, т / сут. 9

4.3 Контроль над разработкой месторождения

Виды контроля можно условно разделить на прямой и косвенный.

К прямому относится непосредственный контроль за текущим состоянием каждой скважины. Сюда относится ежедневная проверка работы насосных установок, замер дебита добывающих и объёма закачки нагнетательных скважин, замер буферного давления на скважинах ППД, замер статического и динамического уровней, снятие динамограмм работы штанговых насосов, кривой восстановления уровня, кривых восстановления и падения давлений, гидропрослушивание пласта, геофизические исследования, отбор проб.

К косвенным видам контроля можно отнести обработку данных, полученных при прямом контроле, их анализ и прогнозирование ситуации.

Пробы имеют различное назначение и периодичность.

Для контроля добывающих скважин:

На обводнённость продукции собирается еженедельно с целью контроля над обводнённостью.

На количество взвешенных частиц собирается ежеквартально и после ремонта скважины с целью установления количества меехпримесей, выносимых из пласта и закачиваемых с жидкостью глушения при ремонте или промывке скважины.

На остаточное содержание ингибитора или химреагента собирается по графику , через 14 дней после закачки с целью контроля за выносом этих веществ на поверхность и добросовесностью работы исполнителей.

На полный химический анализ проба берётся внепланово, когда необходимо определить наличие и состав солей или агрессивности среды.

Для контроля нагнетательных скважин :

На остаточное содержание нефтепродуктов проба собирается ежемесячно для контроля работы установки предварительного сброса воды

На КВЧ (мехпримеси) проба берется так же ежемесячно для контроля их закачки в пласт с поверхности.

Все указанные виды проб собираются так же и на ДНС,УПСВ,КНС для информации по месторождению в целом.

Пробы обрабатываются в специальных лабораториях Цеха научно - исследовательских и производственных работ на промыслах и в головной части, находящейся в городе Урае. Там где необходима высокая точность, пробы пропускаются через специальные перегонные аппараты либо через систему фильтров, в случае исследования проб на мехпримеси.

Для исследования приемистости пласта производится снятие кривой восстановления давления. Для этого нагнетательная скважина закрывается на несколько часов, чтобы выровнялись забойное и пластовое давления, после чего до забоя спускается глубинный манометр с устройством, пишущем изменения давления во времени и скважина запускается.После того, как скважина войдёт в обычный режим работы, прибор поднимают на поверхность а полученный график расшифровывают.

Для получения коэффициента продуктивности пласта на добывающей скважине выполняют сходные операции , но скважину сначала осваивают компрессором, затем давление в скважине стравливается до атмосферного, и скважина закрывается, после чего забойное давление вравнивается с пластовым, оставляя отметку на самописце прибора.

Для исследования призабойной зоны применяется построение индикаторной диаграммы. Для этого добывающую скважину останавливают и отбивая эхолотом уровень через одинаковые отрезки времени до момента восстановления статического уровня.

С помощью геофизических исследований на уже обсаженной скважине в основном определяется состояние обсадной колонны и определение приёмистости нагнетательной скважины.

Метод гидропрослушивания применяется для определения меры воздействия нагнетательной скважины на близлежащие добывающие. Для этого останавливается закачка в нагнетательную скважину и наблюдается снижение во времени пластового давления в добывающих.

Одним из наиболее часто встречающихся на практике видов исследования является исследование работы штанговых насосных установок. Для этого применяются различные виды динамографов. На вооружении исследователей ТПП «Урайнефтегаз» находятся динамографы «Сиддос», «Сиддос - мини» и эхолоты типа «Суддос» производства Томского конверсионного предприятия «Сиам».

Прибор «Сиддос - мини» представляет собой компактную струбцину с встроенным пьезодатчиком, мини-ЭВМ с жидкокристаллическим экраном, устройством для разведения траверсы. Кроме распечатывания динамограммы этот прибор дает информацию о длине хода, частоте качаний и показывает утечки в клапанах насоса. Данные можно вывести на компьютер, либо сразу на термопечтающее устройство.

На плакате №5 и на рисунках 4.3.1 - 4.3.5 представлены динамограммы работы насосов, сделанные динамографом «Сиддос», где показана нормальная работа насоса, обрыв штанг, низкая посадка плунжера.

5.СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Для проведения анализа работы ШСНУ на Толумском месторождении автор воспользовался материалами геологического отдела ЦДНГ-3 ТПП " Урайнефтегаз". Были подняты дела скважин, оборудованных ШСНУ, находящимися в работе в период с1995 по февраль 2000 г. (Прил.1)

Основной сложностью данной работы явилось отсутствие в делах четкой информации о причинах выхода из строя скважин до середины 1998 года. Разбор проводился на устье скважины в присутствии мастеров ПРС и ЦДНГ или старших операторов, а иногда не проводился вообще. Производился визуальный осмотр НКТ, штанг, опрессовка или замена НКТ, спускался новый насос. Поэтому в графе "Причина ремонта" часто можно было встретить записи типа: "Утечки в клапанах", "Утечки в трубах", или даже "Нет опрессовки". Однако с достаточной степенью точности анализ все же был проведен.

Необходимо отметить, что основным способом эксплуатации на Толумском месторождении является использование электроцентробежных насосов. Их всего 126 штук с общим дебитом нефти 1499 тонн в сутки. На долю штанговых насосов приходится 71 скважина с общим дебитом нефти 208 тонн в сутки (Диагр. № 1 )

Анализ показал, (Таб.№ 5.1)что чаще всего происходит отказ насоса по разным причинам (58 случаев из 108,что составляет 54%).Наиболее частыми из них являются утечки в приемном ( 11 %) и нагнетательном ( 8 %) клапанах. Основными причинами выхода из строя клапанов являются расклеп гнезда клапана (Фото №13 ), разрушение каретки клапана (в основном у насосов Бакинского завода), (Фото № 6,7 ) коррозия.

Для наглядности в таблице № 5.2 и на диаграмме №2 представлена зависимость выхода из строя по годам вставных, невставных насосов и её средний показатель.

Попытка качественно проанализировать вынос взвешенных частиц не увенчалась успехом. Связано это с тем, что систематичный отбор проб на мехпримеси из скважин с ШСНУ начался в сентябре 1999 г. До этого такие пробы отбирались со скважин с ЭЦН, экспериментальных насосов, и для контроля закачиваемого раствора глушения и промывки при подземном ремонте. Поэтому разброс статистических данных достаточно велик, что ещё можно объяснить некачественным отбором проб, а результат анализа на вынос мехпримесей представлен в таблице №6.3 Картина наработок по каждой скважине представлена в таблице № 5.4

Полный разбор причин отказов позволил сделать вывод, что наиболее вероятным отказ ШСНУ будет из-за протертости НКТ и штанг. Зафиксировано 19 случаев, что составляет 23% от общего числа отказов. Надо отметить, что кроме этого было отмечено еще 10 случаев, когда при подъёме насоса по иным причинам была обнаружена значительная протёртость труб и штанг, которая всё равно бы вывела скважину из строя в ближайшее время.

Протертости встречаются как на искривленных скважинах, так и на вертикальных, как, например, скважина № 40р, что можно объяснить ослаблением нагрузки на колонну штанг на такте перелива при ходе плунжера вниз и её изгибанием .

Центраторы, изготовленные из капролона(Фото №5) и устанавливаемые на штангах через каждые 2 - 3 метра конечно повышают срок службы оборудования , однако на сегодняшний день протертости являются наиболее важной причиной выхода из строя штанговых установок. К тому же были зафиксированы случаи протертости труб центраторами (фото № 14 ).

Кардинальным решением этой проблемы был бы полный отказ от ШСНУ и внедрение малодебитных электрических погружных винтовых, центробежных или других насосов. Но пока не появилась надежная, проверенная и недорогая модель, проблемы эксплуатации штанговых насосов остаются актуальными.

Для продления срока службы насосно-компрессорных труб и штанг автор предлагает пойти по двум направлениям. Первое - привести параметры работы данных установок к оптимальному виду. Второе - применить новую конструкцию центраторов и колонны штанг.

5.1 Приведение параметров ШСНУ к оптимальному вид

Как известно, наиболее благоприятным режимом работы штанговых насосных установок является длинноходовой, низкочастотный режим.

Это утверждение продиктовано следующими фактами:

1. Длинноходовой режим обеспечивает более высокий коэффициент подачи насоса.

2. Он способствует максимальной смазке плунжера.

3. Низкочастотный режим ведет к уменьшению знакопеременных нагрузок на оборудование и, как следствие, к уменьшению протёртостей за единицу времени.

Для приведения скважины к малочастотному режиму можно устанавливать низкочастотные двигатели, либо промежуточные понижающие редукторы, например

редуктор РП-15 Тюменского завода "СИБНЕФТЕМАШ".

Он представляет из себя вал с двумя шкивами для клиноременной передачи вращающего момента с электродвигателя на редуктор станка-качалки .

Основные технические характеристики редуктора:

1	Передаточное число	4
2	Электродвигатель АИРI6054У2
	- частота вращения	385	об\мин
	- мощность, кВт	15
3	Частота вращения тихоходного вала, об\мин	365
4	Зависимость числа ходов от диаметра выходного шкива РП-15
	D=380мм	4	хода\мин
	D=200мм	2	хода\мин
5	Ремни приводные клиновые по ГОСТ 1284,I-80 б-2240т	6	шт.
6	Масса не более	450	кг
7	Цена на 2000 г	24178	руб
8	Полная амортизация	14	лет

5.2 Расчетная часть по приведению параметров ШСНУ к оптимальному виду

1.Составляем по формуле

Q=(ПD**2)/4*L*N*1440 (1),

где Q - теоретический дебит насоса (м**3/сут)

П= 3,1415926535

D- диаметр плунжера, (м)

L- длина хода плунжера, (м)

N- число качаний, (раз/мин)

Получаем результаты, занесенные в таблицу № 5.5

После этого выносим интересующие нас длинноходовые низкочастотные режимы в отдельную таблицу № 5.6

Теперь, из интересующих насосов месторождения, имеющих отказы по протертостям (Табл.№ 5.7),

Исходя из условия равных теоретических дебитов (Табл.№5.5), изменяя тип насоса ,длину хода и число качаний выбираем оптимальный режим работы для каждой скважины. Результаты заносим в таблицу № 5.8.

5.3 Техническая часть

В данной части будет рассмотрена типовая конструкция трубного насоса типа 25-175-ТНМ.

Основные части: корпус насоса ввиде цилиндра, в нижней его части крепится приемный модуль(9), состоящий из шарика (5), посаженного в седло (4), ограниченный кареткой (8). В верхней части его находится залавливаемое устройство (7), в нижней части цанговый захват (1), для уплотнения служит герметизирующее кольцо (10).

Приемная часть при работе находится в посадочном гнезде (18).

Внутри цилиндра насоса (17), приводимый в движение от станка-качалки совершает поступательные движения плунжер(2), в нижней части которого находится приемный клапан (3), состоящий из шарика (5), седла (4) и ловитель (6)

При ходе плунжера вверх, открывается приемный клапан и жидкость поступает внутрь цилиндра. При опускании плунжера приемный клапан закрывается и открывается нагнетательный клапан, пропуская жидкость внутрь плунжера. На следующем такте хода плунжера вверх жидкость нагнетается в насосно-компрессорные трубы. Герметизацию обеспечивает плотная посадка плунжера в цилиндр (группа посадки №1 и №2).

В случае подъема насоса при текущем ремонте, для освобождения колонны насосно-компрессорных труб от жидкости, плунжер опускается до приемной части и проворачивается. При этом ловитель захватывает приемную часть, и при подъеме цанговые захваты освобождаются, а жидкость уходит через освободившийся проход.

Вторым путем увеличения наработки на отказ является применение шариковых центраторов (плакат №4), которые представляют из себя короткую утолщенную до размеров, близких к внутреннему диаметру колонны НКТ, муфту ( 1 ), имеющую 4 сквозных диаметральных отверстия, расположенных равномерно по ее длине и повернутых друг к другу на 90*( 2). В отверстиях имеется по одному ограничительному ободку( 3 ) с одной стороны, и резьбовая часть с другой ( 4 ), в которую вкручивается поджимной винт, который в свою очередь поджимает обойму, выполненную из антифрикционного материала - капролона или фторопласта ( 5 ) . Обойма поджимает шарик (6) к стенке насосно-компрессорных труб, а от выпадения его предохраняет ободок (3). Для снижения внутренних сопротивлений движению жидкости по боковым стенкам выбраны 2 параллельных спиралеобразных жёлоба ( 7 ), в поперечном сечении имеющим форму полукруга, диаметр которого должен быть максимальным, но, тем не менее, соответствовать требованиям сохранения прочности всей конструкции.

Шарики расположены по окружности под углом 90* друг другу и при касании о внутренние стенки НКТ один или два шарика постоянно контактируют с ними, катаясь по трубе исключают протирание труб.

Чтобы не происходило трение середины штанг о колонну НКТ, предлагается длину штанг уменьшить до 3 - 4 метров, а для того, чтобы исключить накатывание шариками дорожек по стенкам НКТ, рекомендуется устанавливать на полированном штоке стандартные штанговращатели ШВ-1.

6.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

При расчете экономического эффекта от внесенных предложений автор предлагает воспользоваться лишь первым из них- приведение режима работы насосов к оптимальному виду, а эффект от внедрения шариковых центраторов не рассчитывать в связи с тем, что потребуются испытания с целью выбора оптимальных режимов работы, материалов изготовления и геометрической формы.

В результате предложений по оптимизации работы насосов, мы получили увеличение межремонтного периода службы насосов в 1,88 раз. В настоящей главе будет произведен экономический расчет прибыли от внесённого предложения.

В таблице № 6.1 приведены исходные данные для расчетов.

Таблица № 6.1Данные для вычислений

Показатель	Обозначение	Размерность	Значениие
Средн.стоимость текущего ремонта	С рем	тыс. руб	130
Коэфф. Увеличения Наработки	КУН	_	1.88
Текущий межремонтный период	МРПт	сут	200
Количество закупаемых промредукторов	n	шт.	11
Стоимость 1 промредуктора	ср	тыс. руб	24.178
Стоим. установки 1 промредуктора	суст	тыс. руб	0.6
Стоим. обслуживания 1 промредуктора	соб	тыс. руб/год	1
Ставка налога на прибыль	Nпр	%	30
Ставка налога на имущество	Nим	%	2
Срок амортизации промредуктора	Сап	годы	14

Рассчитаем планируемый межремонтный период после внедрения мероприятия.

МРПп =МРПт * КУН(6.1)

 Определим среднесуточные затраты на текущий ремонт до и после внедрения мероприятия.

Зссрт= Срем/ МРПт(6.2)

Зссрп=Срем/ МРПп(6.3)

Определяем среднегодовые затраты на ремонт в обоих случаях

Зсгрт= Зссрт*365(6.4)

Зсгрп=Зссрп*365(6,5)

Находим экономию

Э=Зсгрт-Зсгпт(6.6)

Затраты на покупку и обслуживание промредукторов.

Ср=К=ср*n (6.7)

Амt=К/Сс(6.8)

delta Иt=(собt*суст)*n(6.9)

Вычисленные данные заносим в таблицу № 6.2

Таблица №6.2Вычисленные константы

Показатель	Обозначение	Размерность	Значениие
Межремонтный период планируемый	МРПп	сут	376
Среднесуточные затраты на ТРС текущие	Зссрт	тыс.руб/сут	0.65
Среднесуточные затраты на ТРС планируем.	Зссрп	тыс.руб/сут	0.346
Среднегодовые затраты наТРС текущие	Зсгрт	тыс.руб/год	273
Среднегодовые затраты наТРС планируемые	Зсгрп	тыс.руб/год	126
Экономия	Э	тыс.руб/год	1908
Стоимость всех промредукторов	Ср	тыс.руб	265.9
Капитальные затраты	К	тыс.руб	265.9
Амортизация всех промредукторов	Амк	тыс. руб/год	18.9

Рассчитаем на каждый год поток денежной наличности, полученный от экономии затрат на текущий ремонт.

delta ПДНэ t=Эt- delta И t -K t- delta Н t(6.10)

Для этого необходимо вычислить ежегодные затраты:на уплату налогов delta Н t

- налога на имущество:

delta Нимt= Сосt*Nим t/100,(6.11)

где Сос t - остаточная стоимость в t году.

Сост= K k - Ам k,(6.12)

Где k изменяется от 1 до t (t=5).

налога на прибыль:

delta Нпр t= delta Пробл.нал t* Nпр/100,(6.13)

где delta Пробл.нал t -прибыль, облагаемая налогом.

delta Пробл.нал t= delta Преал t- delta Ним t , (6.14)

где delta Преал t - прибыль от реализации,

delta Ним t - налог на имущество.

delta Преал t= Э- delta И t- Ам t (6.15)

Расчитаем по всем годам накопленной денежной наличности

delta НПДН t= delta ПДН k(6.16)

Для нахождения дискантированного потока денежной наличности

delta ДПДН t необходимо вычислить коэффициент дискантированияь t

delta ДПДН t= delta ПДНэ t *t(6.17)

t=(1+Енп)tp-t,(6.18)

где Енп - табличный нормативный коэффициент приведения,

t -текущий год, tр-расчетнный год (2000 г.)

Рассчитаем чистую текущую стоимость.

ЧТС t = ДПДН k(6.19)

Определим коэффициент отдачи капитала КОК

КОК= ( ЧТС t/ЧТСинв)+1,(6.20)

Где ЧТСинв - чистая текущая стоимость дискантированных инвестиций.

ЧТСинв=Kt *t, t=1…T,(6.21)

Где Т - длительность расчётного периода( 5 лет).

В нашем случае

ЧТСинв=К *

Расчитаем внутренюю рентабельность, приравняв к нулю выражение

[ ПДН t * (1+е)tp-t] =0 , t=1…T (6.23)

Результат заносим в таблицу 6.3?

Таблица № 6.3 Расчет показателей по годам

Показатель	Размерность	Годы
		2001	2002	2003	2004	2005
Ам k	тыс.руб	18.997	37.994	56.991	75.998	94.985
delta И	тыс.руб	17.6	6.6	6.6	6.6	6.6
delta Преал	тыс.руб	1871	1882.5	1882.5	1882.5	1882.5
Сос	тыс.руб	246.9	227.9	208.9	189.9	170.9
delta Ним	тыс.руб	4.9	4.6	4.2	3.8	3.4
delta Пробл.нал	тыс.руб	1866	1877.9	1878.3	1878.7	1879
delta Нпр	тыс.руб	559.8	563.3	563.5	563.6	563.7
delta Н	тыс.руб	564.7	567.9	567.6	567.4	567.1
delta ПДНэ	тыс.руб	1059	1333.5	1333.7	1334	1334.3
delta НПДН	тыс.руб	1059	2393	3727	5061	6395
delta ДПДН	тыс.руб	962	1102	1002	911	828,5
ЧТС	тыс.руб	962	2064,7	3066	3977	4805
ЧТСинв	тыс.руб	241,7	_	_	_	_
КОК		4,98	9,5	13,7	17,4	21

Для расчета чувствительности проекта к колебаниям внешних факторов вычислим ЧТС при изменении показателей:

Показатель	Колебания (%)
К	-5	+15
Н	-20	+20
И	-10	+10
Ср	-20	+10
МРП	-30	+10

Изменения капитальных затрат сводится к изменению стоимости промежуточного редуктора и увеличению экономии, а изменение затрат на издержки есть изменение стоимости обслуживания и установки этих механизмов.

Так как в нашем случае налоги состоят из налогов на имущество и налогов на прибыль, то колебания налогов есть одновременное изменение этих показателей.

показатель	Значение	Колеб%	значение	Колеб%	значение
К	269,5	-5	252	+15	306
Nим	2	-20	1,96	+20	2,04
Nпр	30	-20	24	+20	36
Суст	0,6	-10	0,54	+10	0,66
Собсл	1	-10	0,9	+10	1,1
Ср	130	-20	104	+10	143
МРП	376	-30	263	+10	413,6

После проведения расчетов значения изменений межремонтного периода , вычисляем колебания в экономии средств .

Э	1908		1589		2055

Заменяя поочередно значения вычисленных колебаний рынка и внешних условий, находим для каждого значение ЧТС. Результаты заносим в таблицы №№ 6.3.1-6.3.10

Полученные значения ЧТС выносим в таблицу 6.4. Строим диаграмму влияния рынка на чистую текущую стоимость и профили НПДН и ЧТС (Лист №9).

Таблица 6.4

показатель	Колеб %	Значение ЧТС	Колеб %	Значение ЧТС
К	-5		+15
Н	-20		+20
И	-10		+10
Ср	-20		+10
МРП	-30		+10

7.ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР

7.1 Обеспечение безопасности работающих

Ещё одним важным аспектом деятельности предприятия является охрана труда. Сюда входят практические меры, теоретическая работа, административные санкции.

К практическим мерам можно отнести ряд мер. В том числе использование специальной одежды, а именно, для операторов добычи нефти предусмотрены летняя одежда: кирзовые или резиновые сапоги, костюм из специальной несгораемой ткани, кислотостойкие и льняные рукавицы, накомарник. Для зимы: валенки с галошами, ватные штаны и куртка, меховые рукавицы, полушубок и шапка.

Из средств индивидуальной защиты бригады добычи обеспечены накомарниками и противомоскитными мазями, шланговыми противогазами, болотными сапогами, кислотостойкими рукавицами, газоанализаторами УГ-2. Сварщики имеют защитные очки маски, брезентовые костюмы и шлемы. Стропальщики обеспечены защитными касками.

На объектах, где возможна загазованность, например в замерных и насосных блоках, предусмотрена принудительная вентиляция. Так как работы производятся на открытом воздухе, рабочие обеспечены сушилками, для просушивания одежды. А в городе Урае имеется специальная прачечная.

Производится нормирование рабочего дня, выдача талонов профвредникам на получение спецжиров.

На предприятии разработана схема завоза и вывоза людей на вахтовые поселки в специально оборудованном транспорте. Согласно требований ГОСТов, СНиП и СН производится освещение, обогрев и водоснабжение бытовых и производственных помещений, работают уборщики. В каждом цехе есть медицинский кабинет, где можно получить первую медицинскую помощь, а так же проводится вакцинация работников. Предусмотрены нормы актирования рабочих дней в случае суровых погодных условий.

Ведется работа по профилактике случаев пожара. В общежитиях и производственных помещениях установлены системы пожарной сигнализации, на специальных щитах размещены огнетушители и противопожарный инвентарь. В цехах имеются добровольные пожарные дружины, сеть пожгидрантов, на вахтовом посёлке Усть-Тетерево расположен на шасси дизельный пожарный насос.

К теоретической работе относится разработка инструкций по безопасному ведению работ и ознакомление с ними работающего персонала, практическое обучение безопасным приёмам работы, в том числе на стендах и тренажёрах, назначенными соответствующими приказами преподавателями и инструкторами, проведение плановых и внеочередных инструктажей и проверок знаний.

Административные санкции за нарушения техники безопасности включают изъятие талонов предупреждений с сопутствующими денежными штрафами, перевод на малооплачиваемые должности, увольнение с работы. За нарушение техники безопасности, приведшее к особо тяжелым последствиям наступает уголовная ответственность.

7.2 Экологичность проекта

При деятельности крупного промышленного предприятия, каковым является ТПП «Урайнефтегаз», становятся актуальными проблемы, связанные с охраной окружающей среды и недр, а так же с выполнением правил и норм безопасности и охраны труда.

По специфике своего географического расположения Толумское месторождение находится на территории, на большей части которой находятся болота, озёра, речные поймы. Порывы на нефтепроводах, водоводах с подтоварной водой, горящие факела, безусловно, наносят большой вред природе. Так пятно нефти может расплыться по воде на очень большую площадь, достигая по толщине до размера молекулы. Эта плёнка не допускает попадание атмосферного кислорода в воду, что в свою очередь ведет к нарушению условий нормальной жизнедеятельности флоры и фауны водных бассейнов. Автор имел возможность наблюдать, как крупный разлив нефти на болоте продержался 12 лет, пока специальной техникой не был ликвидирован.

С разливами нефти борьба ведётся в двух направлениях.

Во-первых это профилактическая работа. К ней относятся ежедневный контроль давления в трубопроводах, регулярный их обход и объезд, обработка ингибиторами от коррозии. Ежегодно подозрительные трубы проверяются различными методами неразрушающего контроля. Трубопроводы, отслужившие свой срок службы или пришедшие в негодность в ходе эксплуатации, заменяются новыми, а в районе речных и дорожных переходов укладываются в гильзах или ложится труба с большей толщиной стенки. В районе речных переходов, на каждом берегу устанавливаются секущие задвижки. Для защиты от наружной коррозии трубопроводы покрываются защитной плёнкой. Чтобы уберечься от аварийного повышения давления на дожимных станциях устанавливаются предохранительные клапаны или тарированные мембраны, через которые давление в случае аварии сбросится в обваловку факела или специальную ёмкость.

Во-вторых, если разлив всё-таки состоялся, его ликвидируют различными методами. На сухом месте разлитая нефть убирается в ручную или с помощью техники вывозится в специально отведенные места, где обрабатывается бактериями. Более сложным считается случай, когда разлив происходит на болоте. Сначала применялись отдельные меры, например обработка бакпрепаратом «Путидойл». Однако, этот препарат требует специальных условий применения. Необходимо, чтобы температура воздух была выше +25*С, а реагируемая поверхность находилась в постоянном контакте с водой. В результате получалось, что поверхность воды очищалась, а болотные кочки оставались покрытыми слоем средних и тяжелых фракций нефти. Перемолачивание поверхности болота гусеницами болотохода «Витязь» приводило к тому, что нефть со временем всплывала на поверхность, а с весенними паводками постепенно уносилась в реки. В 1999 году была принята новая комплексная схема обработок участков замазученности.

На болтоход «Витязь», сзади, устанавливается фреза, запахивающая замазученную поверхность болота, емкости с жидким бакпрепаратом и короба, со специально подобранным набором семян растений, приспособленных к росту в неблагоприятных условиях. Для особо топких мест применяется изготовленный в ЦБПО по чертежам Челябинского тракторного завода на базе агрегатов трактора «Беларусь» плавающий шагающий болотоход «БШ-1». На задних площадках обоих машин находятся обученные работники, занимающиеся бакобработкой и посевом. Максимальная производительность БШ-1 - 0,4 Га/сут, «Витязя» - 17 Га/сут. Обработка производится в летнее время.

7.3 Чрезвычайные ситуации

В Тюменской области характерны следующие ЧС.

Природного характера:

- паводковые наводнения

- лесные и торфяные пожары

- ураганы

- сильные морозы (ниже -40*С)

- метели и снежные заносы.

Техногенного характера:

- пожары

- взрывы

- разливы сильнодействующих ядовитых веществ (СДЯВ)

- отключение электроэнергии и др.

На объектах нефтедобычи наиболее вероятными могут быть разлив нефти и взрыв газа.

7.3.1 Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной смеси

При аварии на трубопроводе количество газа, пара Q(г) берется 20% от объёма вытекшей нефти. Величина дрейфа газовоздушного облака принимается равной 300 м в сторону предприятия.

При взрыве паровоздушной смеси выделяют зону детонационной волны с радиусом (R1), где происходит полное разрушение и, на границе которой давление (deltaPф1) составляет 900 кПа, и зону ударной волны, где происходят те или иные разрушения. Определяются так же: радиус зоны смертельного поражения людей (Rспл); радиус безопасного удаления (Rбу), где избыточное давление падает до deltaPф=5 кПа и радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации пара, газа (Rпдвк).

На рисунке 7.1 цифрами указаны зоны

Зона детонационной волны(R1)

Зона ударной волны

Зона смертельного поражения людей (Rспл);

Радиус безопасного удаления людей (Rбу), deltaPф=5 кПа

Радиус предельно-допустимой взрывобезопасной концентрации (Rпдвк).



5

Рисунок № 7.2

Схема замерной установки

100 м

Цифрами на рисунке обозначены:

1 - скважина

2 - замерная установка

3 - канализационная ёмкость

4 - блок местной автоматики

5- блок гребенки

6 - кабельная эстакада

7 - трансформаторная подстанция

Избыточное давление в зоне детонационной волны deltaPф1=900кПа. Радиус зоны детонационной волны (R1) определяется по уравнению

R1 = 18,5* Q1/3 (м) ,(7.1)

где Q - количество газа, пара в тоннах.

Давление во фронте ударной волны deltaPф2 на расстоянии рi до объекта,находящегося в зоне ударной волны определяют по таблице 7.1

Таблица № 7.1

	Значение deltaPф1на расстояниях от центра взрыва вдолях от(рi / R1)
deltaPф1	1	1,05	1,1	1,2	1,4	1,6	2	3	4	8	10	15	20	30
кПа	900	486	279	207	162	99	86	45	26	9	7	4,5	2,7	1,8

Произведем расчет разрушений при взрыве канализационной ёмкости внутри обваловки кустовой площадки (Рис.7.2)

Исходные данные:

Объём газовоздушной смеси в бочке1м3

Объект	Расстояние, м	Степень разрушения при избыточном давлении deltaPф, кПа
		сильное	среднее	слабое
Скважина	60	170-85	85-51	51-17
Замерная	2	34-20	20-14	14-10
БМА	10	-	34-17	17-8
Кабельная эстакада	60	60-34	34-26	26-17
Трансформаторная подстанция	70	34-20	20-14	14-10
Здание блока гребёнки	60	34-20	20-14	14-10

Определив давление, оказываемое взрывом на каждый объект, по Таблице 7.2 определяют степени разрушения элемнтов этого объекта.

R1=18,5*0 Q1/3,где QV=1*0,6= 0,6 м3 = > Qm = QV/p, где p -плотность газа

R1=15,6 м

Вычисляем отношение рi / R1 для каждого объекта, результаты расчётов заносим в таблицу № 7.2

Таблица № 7.2

Объект	рi / R1	deltaPф,	Степень разрушения
Скважина	3,8	29	Слабое
Замерная	0,12	4000	Полное
БМА	0,64	2000	Полное
Кабельная эстакада	3,8	29	Среднее
Трансформаторная подстанция	10	7	Слабое
Здание блока гребёнки	3,8	29	Сильное

8.ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Проведенный обзорный анализ работы ШСНУ Толумского месторождения показал, что на данном промысле доля штанговых насосов не велика (36%). Добыча их составляет 208 тонн нефти/сутки, что составляет 15%.

Однако выявленные недоработки технологии и причины преждевременных отказов подземного оборудования характерны для всех типов штанговых насосов, что позволяет сделать выводы, справедливые для насосов в целом, в масштабах Объединения и даже отрасли.

Анализ выявил среднюю наработку на отказ оборудования равную 217 суток. Главными причинами преждевременных отказов явились:

- протертость штанг и насосно-компрессорных труб (23%)

- утечки в приемном клапане (11%)

- утечки в нагнетательном клапане (8%)

Данный факт определил дальнейшее направление работы над дипломным проектированием с целью уменьшения протертости оборудования и, как следствие увеличение межремонтного периода, снижение себестоимости продукции.

Автором было предложено приведение параметров насосов к оптимальному режиму работы, что включает в себя установление минимального числа качаний, одна из максимальных длин хода полированного штока за счет установки на станках-качалках промежуточных редукторов и спуска насосов с большим диаметром плунжера (НН-44, НН-57, НН-68). Было выявлено одиннадцать скважин, имеющих наиболее частую причину преждевременных отказов из-за протертости, произведен технический расчет приведение параметров их работы к оптимальному, что позволило увеличить межремонтный период в 1,88 раза (с 200 до 376 суток).

Произведенный экономический расчет по данному мероприятию с 2001 по 2005 годы выявил его чистую текущую стоимость3160000 рублей и коэффициент отдачи капитала на этот период - 26 раз.

Еще одним средством борьбы с протертостью является снижение трения штанг о трубы. Для этого автором было предложено использование шарикового центратора качения собственной конструкции.

В разделе по Безопасности и жизнедеятельности было описано состояние охраны труда В ТПП «Урайнефтегаз», мероприятия по экологической безопасности, проводимые на этом предприятии, а также был произведен расчет разрушений при взрыве газовоздушной смеси в нефтесливной емкости в районе нефтедобывающей скважины.

В основной части была дана характеристика района работ и история освоения месторождения.

В геологической части были описаны стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеология,сопутствующие полезные ископаемые и условия водоснабжения исследуемого нефтегазоносного района.

В технологической части были описаны проектные документы разработки Толумского месторождения, представлены таблицы и графики по данным разработки с 1974 по 1999 годы.

На основе данного анализа можно порекомендовать для Толумского месторождения а также для промыслов, эксплуатирующих штанговые насосы, имеющие скважины с большой величиной кривизны, использовать низкочастотный (2-3 качания в минуту), длинноходовой (2,5-3,5 м) режим работы. Для его реализации применять промежуточные редуктора, понижающие число качаний, а также других устройств, например тиристорных преобразователей частоты или различных вариаторов. Увеличить долю исследования и внедрения различных технических средств для уменьшения коэффициента трения подземного оборудования, одним из которых является шариковый центратор качения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Дела скважин в геологическом отделе ЦДНГ-3 ТПП «Урайнефтегаз».

2. Данные отдела разработки ТПП «Урайнефтегаз» с 1974 по 1999 годы.

3.Данные геологического отдела ТПП «Урайнефтегаз».

4. Алексеев Г.А. Курс лекций по эксплуатации подземного оборудования. Тюмень ТГ НГУ 1998 год.

5. Курушина Е.В. Методические указания по организационно-экономической части дипломных проектов студентов специальности 0907 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» дневного и заочного обучения.

6. Шантарин В.Д. и другие «Безопасность и жизнедеетельность» учебное пособие Тюмень 1997 год.

7. Старикова Г.В. Столбова Н.В. Кондратьева И.Г. Методические указания по выполнению раздела «Безопасность и экологичность» в дипломных проектах специальности 0907 НГР Тюмень 1999 год.

Размещено на Allbest.ru