Розробка та експлуатація нафтогазоконденсатних родовищ

Міністерство освіти і науки, молоді та спорту України Полтавський національних технічний університет

імені Юрія Кондратюка Факультет нафти і газу Кафедра видобування нафти і газу та геотехніки Курсовий проект На тему

«Розробка та експлуатація нафтогазоконденсатних родовищ»

Зміст Вступ

1.1 Методи інтенсифікації

1.2 Кислотна обробка

1.3 Гідравлічний розрив пласта

2. Технологічні режими експлуатації покладу

2.1 Способи експлуатації газових і нафтових родовищ

2.2 Встановлення технологічного режиму

3. Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища Висновок Література Вступ Серед багатьох нафтогазовидобувних країн світу, а їх налічується майже 80, Україна займає не останнє місце. В нашій країні видобуток нафти і газу розпочався ще на початку ХІХ століття, тому вітчизняні спеціалісти мають великий досвід та навики в цій галузі.

Через це в наш час особливо актуально постає питання щодо впровадження новітніх технологій в нафтогазовидобувну промисловість. Потрібно зрозуміти, що найвигідніші інвестиції це інвестиціі в своє майбутнє і енергетична незалежність зможе в рази підняти рівень поваги до нашой країни за кордоном.

У даній курсовій роботі пропонуються шляхи удосконалення продуктивності видубутку свердловиною корисних копалин. Всі нововедення рознглядаються на прикладі реального родовища Південно-Гвіздецького.

Власним видобутком Україна забезпечує свої щорічні потреби в газі 20%, нафті близько 10%. Ці показники забезпечуються розробкою 249 родовищ. В число цих родовищ входить і Яблунівське газове родовище, яке розміщене в Косівському районі Івано-Франківської області. Запаси газу даного родовища складають 660,5 млн. м3, на 01.01.2008 року видобуто 7,9 млн. м3 газу.

Мета даноі курсової роботи — довести, що вдосконалення видобутку на даній свердловині є доцільним і його реально впровадити в життя не більше ніж за два роки.

Методи, які використовувались в курсовій роботі є наступними. Метод аналізу та метод порівняння.

1. Методи інтенсифікації

Інтенсивність притоку пластової рідини в свердловину обумовлюється перш за все тиском в пласті, який у міру витягання пластової рідини, газу падає. Отже, для інтенсифікації притоку рідини і газу необхідно забезпечувати збереження пластового тиску. Звідси і виникнення методів підтримки пластового тиску, що застосовуються перш за все в нафтогазовидобувній промисловості

Метод підтримки пластового тиску шляхом законтурного або внутрішньоконтурного нагнітання води в пласт і метод комплексної розробки родовищ, вперше запропонований групою радянських учених на чолі з А. П. Криловим, дозволив інтенсифікувати видобутокнафти і різко більшити нафтовіддачу пластів.

Приток пластової рідини можна інтенсифікувати, а нафтовіддачу пласта збільшити відповідними діями на пласт і пластову рідину з тим, щоб, з одного боку, характеристика фільтрації колектора стала краще, а з іншого — щоб в’язкість рідини в пласті стала менше. Крім того, для збільшення

нафтовіддачі необхідно понизити поверхневе натяг пластової рідини в

зоні її контакту з гірською породою. Звідси і виникнення методів дії на пласт

для збільшення його проникності: гідророзрив, кислотна обробка, вибухи,

методів зниження в’язкості пластової рідини;методів зниження її поверхневого натягу, обробка рідини в пластіхімічними реагентами.

Для здійснення цих методів дії на нафтогазовий пласт використовується велика кількість устаткування, споруд, машин, механізмів.

Головні з цих видів сучасної техніки: устаткування для підтримки пластового тиску або для витіснення пластової рідини нагнітанням в пласт води, іноді газу, устаткування для прогрівання пласта закачуванням в нього теплоносіїв — води, пара або для створення фронту внутрішньопластового горіння, устаткування для гідророзриву, для кислотної обробки пласта, для обробки закачуваної в пласт води хімічними речовинами.

1.1 Кислотна обробка Кислотна обробка — це метод збільшення проникності привибійної зони свердловини шляхом розчинення складових частинок породи пласта, а також сторонніх частинок, якими забруднені породи.

Кислотну обробку (КО) застосовують для збільшення проникності карбонатних і піщаних колекторів у нафтогазовидобувних і нагнітальних свердловинах після буріння, під час експлуатації та ремонтних робіт.

Для обробки карбонатних колекторів здебільшого застосовують солянокислотні розчини (СКР), а для піщаних колекторів після СКР нагнітають глинокислотні розчини (ГКР). Такі обробки називаються відповідно солянокислотними (СКО) і глинокислотними (ГКО).

Технологія проведення кислотної обробки.

Перед кислотною обробкою піднімають глибинне обладнання зі свердловини, спускають НКТ із промиванням до вибою і піднімають труби до нижнього перфораційного отвору оброблюваного інтервалу. Гирло свердловини обладнують арматурою і зворотним клапаном на вході в НКТ. Напірна сторона насосного агрегату ЦА-320, 4АН-700 або іншого обв’язується через зворотний клапан з трубним простором НКТ, а приймальна — із кислотовозом (Аз-30А) і автоцистернами (4ЦР, АП), в яких транспортуються кислотні розчини й продавлювальні рідини. Кислотний розчин готується в такому порядку: в чан, розрахований на заданий об'єм кислотного розчину, набирають заданий об'єм води. У воду додають потрібну кількість інгібітора, потім стабілізатора і сповільнювачапри постійному перемішуванні. І тільки у приготовлений розчин додають розрахунковий об'єм кислоти, нафти (води).

У свердловину напомповують через НКТ, прямою циркуляцією, КР в об'ємі НКТ, закривають засувку, на затрубному просторі і нагнітають решту запланованого об'єму кислоти та продавлювальної рідини. Після нагнітання всього об'єму рідин закривають буферну засувку свердловини, від'єднують насосні агрегати і іншу спецтехніку, при необхідності витримують кислоту у свердловині певний час та починають очищення привибійної зони від продуктів реакції. При обробці високотемпературних свердловин, вимив кислоти необхідно проводити відразу.

У насосних свердловинах, які експлуатуються глибинними насосами, після продавлювання кислотного розчину у пласт і зниження тиску піднімають НКТ, спускають глибинне обладнання і видаляють продукти реакції насосом, встановивши раціональний режим експлуатації. Невчасне видалення продуктів реакції з пласта часто зумовлює зменшення ефективності солянокислотних обробок і, особливо, глинокислотних.

Методика проектування кислотної обробки.

Під час проектування кислотної обробки необхідно оцінити і прорахувати наступні позиції: перевірити доцільності вибору свердловини для КО, підібрати рецептури кислотних розчинів, види кислот і присадок до розчинів та їх концентрацій для КО, визначити товарну масу реагентів, які є складовими кислотних розчинів, визначити порядок нагнітання кислот у пласт, розрахувати кількість розчиненої породи та оцінити зміну пористості після СКО.

Вибір рецептури кислотного розчину здійснюють з урахуванням хімічного та мінералогічного складу порід, їх фільтраційних властивостей, хімічного складу й властивостей пластових флюїдів, пластової температури, причин забруднення привибійноїзони.

Типовий кислотний розчин складається з активної частини (НС1, НС1+НF), розчинника, інгібітора корозії, стабілізатора та інтенсифікатора. Для обробки вапняків, карбонізованих пісковиків, із умістом карбонатів більше 3%, колекторів, забруднених відкладенням карбонатів, застосовують СКО 15% НС1, а при температурах більше 100°Сінколи й 30% НС1. Для обробки піщано-глииистих порід, коли вміст карбонатів менше 3%. застосовують ГКО. Спочатку нагнітають СКР. 10… 15% НС1, а за нею — ГКР 1…5% НF. Під час обробки газових і газоконденсатних свердловин корисно готувати КР на спирті (метанол, спирт ізопропіловий). Застосування названих вуглеводневих розчинників сприяє зневодненню порід і зменшує поверхневий натяг на границі розподілу фаз.

Інгібітори корозії використовують для зменшення інтенсивності корозії обладнання та труб у кислотних розчинах. Ефективність інгібіторів корозії оцінюється коефіцієнтом гальмування корозії, який с співвідношенням кількості розчиненого металу в неінгібованій кислоті до кількості розчиненого металу в інгібованій. Використовуються й інші інгібітори: марвелан, уротропін. Добавка інгібіторів становить 0,5−1%.

Стабілізатори запобігають випаданню осаду у вигляді гідроокису заліза й утворення гелю кремнієвої кислоти. Найчастіше для стабілізації розчину використовують органічні кислоти, які утворюють із залізом розчинні комплекси. Для КО нафтовидобувних свердловин краще застосовувати катіоноактивні ПАР, які знижують поверхневий натяг на границі нафта — продукти реакції й гідрофобізують породи (не змочуються водою) — катапіни, АНП-2 та інші в кількості 0,1…0,5%. Замість катіоноактивних ПАР можна застосовувати неіоногені ПАР — превоцел, ОП-10, неонол та інші, але їх дія не спричинює гідрофобізацію породи. Додавати ПАР необхідно, якщо нафта містить асфальтенів більше 2% або смол більше 6%.

Проектування кислотних обробок.

Об'єм КР вибирають, в основному, користуючись наявним досвідом. У більшості випадків розхід кислоти на 1 м інтервалу обробки складає 0,4−1,6 м1. Для обробки слабо карбонатних відкладів беруть 0,4−0,6 м³, для високо проникливих карбонатних пісковиків — 0,8−1,0 м³ на 1 м інтервалу обробки. Якщо КО призначені для розчинення порід і продуктів забруднення пласта у процесі буріння або під час ремонту, то під час першої КО напомповують КР 0,5 м3/м поглинаючої товщини пласта, при другій — 1 м3/м, а при третій -1,5 м3/м. Якщо ж КО призначено для вилучення карбонатних солей, що відкладаються під час експлуатації нафтових свердловин, збільшення об'єму КР при послідовно здійснюваних СКО не обов’язкове. Якщо обробку проводять збільшенням об'ємів передбачають підвищення концентрації кислоти до 20−27%. Час реагування при закачуванні великих об'ємів кислотного розчину встановлюють із врахуванням багатьох факторів, серед яких карбонатність породи і температура пласта. Так як при закачуванні великих об'ємів кислоти і продавочної рідини температура на вибої дещо знижується, то час нейтралізації кислоти може збільшуватись. Час очікування реагування кислоти приймають 10−12 годин, а іноді і більше. Повторні обробки пласта широко використовуються при випробуванні глибоких розвідувальних свердловин і для інтенсифікації припливу з карбонатних колекторів.

Багаторазова або серійна обробка. На відміну від повторних солянокислотних обробок пласта, які проводяться, у випадку зниження продуктивності свердловини, багаторазові кислотні обробки проводяться підряд за однією програмою. При цьому передбачаються закачування кислоти, очікування її реагування, очистка привибійноїзони від продуктів реакції, дренаж пласта, а потім неодноразове повторення всіх цих процесів два, три рази в залежності від геолого-технічних умов і ефективності процесу.

Локальні кислотні обробки, Особливістю процесу є нагнітання кислоти в пласт з обмеженою швидкістю і при тиску, який не викликає відкриття трішин. При цих умовах вважають, шо. кислота буде рухатись по всій оброблюваній поверхні. Кислотна обробка такого типу відновлює проникність всієї поверхні розкритого свердловиною пласта і усуває гідродинамічну недосконалість свердловин, пов’язану із забрудненням привибійної зони.

Пінокислотні обробки свердловини. Обробка газованою кислотою призначена для збільшення глибини розчинення внаслідок ініціювання газовою фазою проникнення активної кислоти по найбільших порових каналах, що зумовлює їх розширення, а також для забезпечення негайного очищення породи від продуктів реакції. Порівняно зіншими способами КО, даний спосіб дає найкращі результати в низькопроникних теригенних породах із невисоким пластовим тиском, а також під час повторних обробок. У карбонатних та тріщинуватих породах цей спосіб таких переваг не мас.

Гідрокислотний розрив пласта. Гідрокислотні розриви пласта (ГКРП) є різновидністю кислотних обробок, що відрізняється від них насамперед великими об'ємами і високим тиском, високими темпами закачування розчину соляної кислоти. ГКРП рекомендуютьсядля свердловин, де відсутній або де гідродинамічний зв’язок із пластом недостатній для його випробування. Комбінуючи методи гідродинамічного й хімічного впливу на пласт, можна одержати значні припливи із пласта. При ГКРП тиск нагнітання може набагато перевищувати міцність колони, тому їх проводять із пакером або з протитиском бурового розчину. Гідрокислотний розрив пласта призначений для розкриття і розширення мікротріщин у породах.

1.2 Гідравлічний розрив пласта Гідравлічний розрив пласта є одним із методів збільшення продуктивності свердловин.

Гідравлічний розрив пласта (ГРП) — це метод утворення нових або розширення деяких існуючих у пласті тріщин за рахунок нагнітання у свердловину рідини або піни високим тиском. Щоб забезпечити високу проникність тріщини заповнюють закріплюючим агентом, наприклад, кварцовим піском. Під дією гірничого тиску закріплені тріщини змикаються неповністю, в результаті чого значно збільшується фільтраційна поверхня свердловини, а іноді включаються в роботу додаткові зони пласта, які не включені в розробку.

Утворення нових тріщин або розкриття існуючих можливе, якщо тиск, створений у пласті при нагнітанні рідини з поверхні, стає більшим від місцевого гірничого тиску. Утворення нових тріщин характеризується різким зниженням тиску на гирлі свердловини на 3…7 МПа. Розкриття існуючих тріщин відбувається при незмінному тиску або його незначному збільшенні. В обох випадках зростає коефіцієнт приймальності свердловин, який після ГРП повинен збільшитись щонайменше у 3 — 4 рази. Це рахується за критерій розкриття тріщини й можливості закріплення тріщин піском. Коефіцієнт приймальності визначають, як частку від ділення продуктивності закачуваної рідини в свердловину на різницю тиску в свердловині і пласті.

газовий нафтовий гідрокислотний пласт

2. Технологічні режими експлуатації покладу

2.1 Способи експлуатації нафтових та газових родовищ

1. Способи експлуатації нафтових родовищ Якщо підйом продукції від вибою на поверхню відбувається за рахунок пластової енергії, то таку експлуатацію свердловин називають фонтанною. Якщо ж для підйому нафти на поверхню пластового тиску не вистачає і в свердловину подають енергію, то таку експлуатацію називають механізованою.

В нашій країні застосовують наступні способи експлуатації нафтових свердловин:

1). Фонтанна експлуатація;

2). Компресорна;

3). Насосна яка в свою чергу поділяється на:

а). експлуатація свердловин штанговими глибинними насосними установками (ШГНУ);

б). експлуатація свердловин зануреними відцентровими насосами.

Фонтанна експлуатація нафтових свердловин Приплив рідини до вибоїв свердловин відбувається під дією різниці між пластовим та вибійним тисками. Якщо тиск стовпа рідини, що заповнює свердловину до гирла, менший, ніж пластовий, то свердловина буде переливати на поверхню (фонтанувати). Залежно від режиму роботи покладу фонтанування свердловини може відбуватися або за рахунок енергії гідростатичного напору, або за рахунок енергії розширення газу, який розчинений у нафті, або за рахунок обох енергій. Нерідко фонтанна свердловина експлуатується при вибійному тиску нижче від тиску насичення, при якому в свердловині рухається газорідинна суміш. По мірі підйому суміші змінюються її щільність і співвідношення об'ємів рідини і газу залежно від тиску, швидкості руху суміші й діаметра підйомних труб. Такі ж умови руху газорідинних сумішей спостерігаються і при газліфтній експлуатації свердловин.

Розрізняють три режими руху газорідинної суміші.

Бульбашковий режим, при якому рідина, пронизана дрібними

бульбашками газу високого тиску, рухається в нижній частині підйомних

труб. Бульбашки газу вільно переміщуються у рідкій фазі, практично не

впливаючи на підйом рідини.

Снарядний (пробковий) режим, при якому з рідини виділяється значна кількість газу у вигляді великих бульбашок, співрозмірних з діамет;

рами труб і що мають подовжену форму. Бульбашки газу змінюються рідин

ними перемичками. Снарядний режим в основному проявляється в середній частині підйомних труб. По мірі підйому суміші до гирла свердловини із рідинної фази виділяється все більше і більше бульбашок газу, відбувається їх сполучення і розміри бульбашок збільшуються. При цьому режимі спостерігається значна пульсація потоку і свердловина працює нерівномірно.

Дисперсно-кільцевий режим, при якому газоподібна фаза утворює ядро потоку, а рідка фаза рухається по стінках труб. У ядрі потоку містяться краплі рідини. Дисперсно-кільцевий режим проявляється ближче до гирла свердловини, де спостерігається найбільше зниження тиску і порівняно великі швидкості руху газорідинної суміші.

Обладнання фонтанних свердловин Обладнання фонтанних свердловин ділять на підземне і наземне. До підземного обладнання відносять насосно-компресорні труби (НКТ), із яких складається фонтанний підйомник; до наземного — колонну головку, фонтанну арматуру та викидні лінії.

Колона фонтанних труб, що спускаються у свердловину, призначена для підйому рідини і газу на поверхню, запобігаючи корозійному й ерозійному зношенню колони обсадних труб при видобуванні нафти, яка містить воду та пісок, регулювання режиму роботи фонтанної свердловини, запобігання утворенню на вибої стовпа води чи піщаної пробки, заглушення свердловини закачуванням рідини, промивання свердловини й обробки привибійної зони пласта із застосуванням різних методів впливу; захисту обсадної колони від високого тиску, що виникає при обробленні свердловин.

Для обладнання фонтанних свердловин застосовують безшовні, тобто щільностягнуті НКТ діаметром 38, 50, 62, 73, 89, 102 і 114 мм із товщиною стінок від 4 до 7 мм, довжиною 5,5 — 10 м (у середньому 8м). Труби виготовляють із сталей груп міцності Д, К, Е, Л, М із високими механічними властивостями.

НКТ випускають двох типів: із висадженими назовні кінцями і гладкі (однакового розміру по всій довжині). Гладкі труби нерівноміцні: міцність їх у нарізній частині становить 80 — 85% міцності ненарізної частини. У труб із висадженими назовні кінцями міцність у нарізній частині дорівнює міцності тіла труб у гладкому місці.

Фонтанна арматура застосовується для герметизації гирла свердловини, направлення руху газорідинної суміші у викидну лінію, регулювання і контролю режиму роботи свердловини утворенням протитиску на вибої.

Фонтанну арматуру збирають із різних фланцевих трійників, хрестовиків та запірних пристроїв (засувок чи кранів), які з'єднуються між собою за допомогою болтів. Герметизують з'єднання металевим кільцем з овальним поперечним перерізом, яке вставляють у канавки на фланцях, а потім стягують болтами.

Фонтанна арматура складається з трубної головки і фонтанної ялинки. Трубну головку встановлюють на колонну головку. Вона призначена для підвішення фонтанних труб і герметизації кільцевого простору між фонтанними трубами й експлуатаційною колоною, а також для проведення різних технологічних процесів, пов’язаних з освоєнням і промивкою свердловини, видаленням відкладень парафіну з фонтанних труб, піску з вибою та ін.

Трубна головка складається з хрестовика, трійника та перевідної котушки. Трійник установлюють при обладнанні свердловин дворядним підйомником. При цьому перший ряд труб кріпиться до перевідної котушки за допомогою перевідної втулки, а другий ряд труб — за допомогою перевідної втулки. При обладнанні свердловин лише одним рядом фонтанних труб трійник на арматурі не встановлюють.

На хрестовику та трійнику трубної головки ставлять запірні засувки, які призначені для з'єднання технологічного обладнання міжтрубним чи кільцевим простором, а також для їх герметизації.

Фонтанна ялинка встановлюється на трубну головку. Вона призначена для направлення продукції свердловин у викидні лінії, регулювання відбору рідини та газу, проведення різних дослідницьких і ремонтних робіт, а також за необхідності для закриття свердловини.

Фонтанна ялинка складається із трійників, центральної засувки, буферної засувки, засувок на викидних лініях для переведення роботи свердловини на одну з них. Буферна засувка призначена для перекриття та установки лубрикатора, який застосовується для спуску в свердловину скребків, різних свердловинних вимірювальних приладів під тиском, не спиняючи роботу фонтанної свердловини. При експлуатації свердловини на буферну засувку встановлюють буферну заглушку з манометром.

Усі засувки фонтанної ялинки, крім засувок на одній із викидних ліній, при роботі свердловини повинні бути відкриті. Центральну засувку закривають лише в аварійних випадках, направляючи рідину через міжтрубний простір у викидні лінії трубної головки.

При роботі свердловини газорідинну суміш із підйомних труб через відкриту центральну засувку направляють в один із викидів і далі по викидному трубопроводу в групові сепараційні замірні установки. Для регулювання режимів роботи фонтанних свердловин створенням протитиску на вибої на викидах фонтанної ялинки встановлюють різної конструкції штуцери, які являють собою втулки з каліброваними отворами від 1,5 до 20 мм.

Штуцери випускаються дискового чи втулкового типів. Штуцери дискового типу застосовують на свердловинах, що працюють із піском. Для продовження термінів дії втулкові штуцери виготовляють із високоміцних сплавів — побідиту, самоколу, кераміки, термокорунду або зносостійкої пластики.

Фонтанну арматуру розрізняють між собою за міцністю та конструктивними ознаками: за робочим чи пробним тиском, розміром прохідного перерізу стовбура, конструкцією фонтанної ялинки і кількістю рядів фонтанних труб, що спускаються в свердловину, виду запірних пристроїв.

Газліфтна експлуатація свердловин Принцип газліфтної експлуатації свердловин Коли пластової енергії недостатньо для підйому рідини з вибою, переходять на механізований спосіб експлуатації свердловин. Один із механізованих способів експлуатації свердловин — газліфтний спосіб. Газ подається в кільцевий простір і витісняє рідину в НКТ. Стиснутий газ, доходячи до підошви НКТ, проникає в них, газуючи рідину. Бульбашки газу підіймаються по НКТ, захоплюючи за собою рідину. Оскільки щільність газорідинної суміші менша від початкової щільності рідини, протитиск на пласт знижується й за рахунок різниці між пластовим і вибійним тиском рідина надходить із пласта в свердловину.

Таким чином, принцип дії газліфта схожий на принцип дії фонтанного ліфта, оскільки в обох випадках підйом рідини з вибою на поверхню відбувається за рахунок розширення газу. Але на відміну від фонтанної експлуатації, при газліфтному способі робочий агент до підошви підйомних труб уводиться з поверхні або перепускається із вищечи нижчележачого високонапірного газового пласта.

В якості робочого агента при газліфтній експлуатації свердловин застосовують природний чи нафтовий вуглеводневий газ або повітря. В першому випадку система називається газліфтом, в другому — ерліфтом. Використання повітря в якості робочого агента має ряд суттєвих недоліків Спосіб експлуатації нафтових свердловин із застосуванням робочого агента, стиснутого за допомогою компресорів, називається компресорним.

Якщо в якості робочого агента застосовують природний газ високонапірних газових покладів, система називається безкомпресорним газліфтом.

Газліфтний підйомник складається з двох каналів чи трубопроводів: одного для подачі робочого агента, другого — для підйому газорідинної суміші. Труби, по яких закачується робочий агент, називаються повітряними, а по яких відбувається підйом газорідинної суміші - підйомними.

Якщо газліфтна свердловина обладнана двома рядами труб, робочий агент подається по кільцевому простору між першим і другим рядами труб, а газорідинна суміш піднімається по підйомних трубах.

Насосний спосіб видобутку Експлуатація свердловин штанговими свердловинними насосами Насосний спосіб експлуатації свердловин передбачає використання штангових свердловинних насосів.

Штангові насосні установки (ШНУ) призначені для підйому рідини із свердловини на поверхню.

На частку штангового насосного способу експлуатації в нашій країні припадає біля 70% діючого фонду свердловин, які забезпечують до 30% загального об'єму видобутку нафти.

Залежно від глибини залягання продуктивного пласта і коефіцієнта продуктивності свердловин подача штангових насосних установок змінюється від декількох десятків кілограмів до 200 т і більше за добу. На окремих свердловинах глибина підвіски насоса сягає 3000 м.

СШНУ складається із свердловинного насоса, який спускається в свердловину під динамічний рівень рідини на НКТ діаметром 38 — 102 мм і штангах діаметром 16 — 25 мм, індивідуального приводу, що складається із верстата-гойдалки та електродвигуна, і гирлового обладнання, до складу якого входять трійник із сальником та планшайба. Верхня штанга називається полірованим штоком, пропускається через сальник і з'єднується із головкою балансира верстата-гойдалки за допомогою канатної підвіски і траверси.

Плунжерний насос приводиться в дію від верстата-гойдалки, де обертальний рух, що отримується від двигуна за допомогою редуктора, кривошипно-шатунного механізму і балансира, перетворюється у зворотно-поступальний рух, котрий передається плунжеру штангового насоса через колону штанг.

При ході плунжера вгору під ним знижується тиск і рідина із між трубного простору через відкритий усмоктувальний клапан надходить у циліндр насоса. При ході плунжера вниз усмоктувальний клапан закривається, а нагнітальний клапан відкривається, і рідина із циліндра переходить у підйомні труби. При безперервній роботі насоса рівень рідини в НКТ підвищується, рідина доходить до гирла свердловини і через трійник переливається у викидну лінію.

На підприємствах по видобутку нафти працюють редукторні станки-качалки конструкції Азинмаша. Конструктивні особливості цих станків-качалок наступні.

Усі верстати мають закриті двоступінчасті редуктори. Передаточні циліндричні шестерні редуктора сталеві, мають шевронні фрезеровані зубці, що працюють в масляній ванні. Опори валів редуктора майже у всіх верстатах виконі на підшипниках кочення.

Редуктори обладнані двохколодочними гальмами для можливості зупинки балансира в будь-якому положенні після вимкнення двигуна.

Передача руху від двигуна до редуктора здійснюється за допомогою клиноподібними ременів. Вони водонепроникні, можуть працювати без захисту від атмосферних опадів, безпечні в пожежному відношенні.

Балансири мають відкидну чи поворотну на 180? навколо вертикальної осі головку, що забезпечує вільне проходження талевої системи при ремонтах свердловин і безпеку ведення робіт.

На всіх верстатах застосована канатна підвіска, що полегшує регулювання довжини штока при посадці плунжера в циліндрі насоса.

Усі станки-качалки нормального ряду конструктивно однотипні.

Балансир? однобалкова конструкція двотаврового перетину з профільного прокату чи зварена.

Для проведення ремонтних робіт у свердловині в станках-качалках моделей 1СК? 3СК головка балансира відкидна, у верстатах моделей 4СК? 9СК? поворотна.

Для фіксації поворотної голівки балансира в робочому положенні в шайбі головки передбачений паз, у котрий входить клин засувки. Корпус засувки з канатом, підведеним до рукоятки, прикріплений до тіла балансира болтами. Для звільнення голівки клин за допомогою рукоятки відтягується назад.

Опора балансира? вісь, обидва кінці якого встановлені на сферичних роликопідшипниках, поміщених у чавунні корпуси. Середня частина осі квадратного перетину двома скобами прикріплена до нижньої полиці балансира.

Траверсу шарнірно з'єднує балансир із двома паралельно працюючими шатунами. У верстатах з комбінованим і кривошипним зрівноважуванням траверса фігурна у вигляді звареної балки коробчатого перетину, а у верстатах з балансирним зрівноваженням траверсою є вісь.

Шатун? сталева трубна заготовка, в один кінець якої уварена верхня головка шатуна, а в інший? башмак. На станках-качалках моделей 4СК? 9СК верхня головка шатуна прикріплена до пальця; на верстатах моделей 1СК? 3СК до самої траверси. Палець верхньої головки шатуна, у свою чергу, шарнірно з'єднаний із траверсою. Башмак болтами прикріплений до корпуса сферичного роликопідшипника пальця кривошипа.

Кривошип перетворить обертальний рух ведучого вала редуктора у вертикальний зворотно-поступальний рух колони штанг. Зміна довжини ходу точки підвісу штанг досягається зміною радіуса кривошипа.

У станках-качалках комбінованим і кривошипним зрівноважуванням на кривошипі встановлені противаги, що переміщаються за допомогою спеціальних ходових гвинтів, встановлених у торцевих пазах кривошипа.

Обертанням гвинта здійснюється механізоване переміщення противаги по кривошипі. По закінченні переміщення противагу закріплюють на кривошипі, затягуючи гайки на спеціальних болтах.

Редуктор? двоступінчастий з циліндричними зубчастими колесами, розташованими симетрично щодо його подовжньої осі. Ведучий (швидкохідний) вал обертається в роликопідшипниках з циліндричними роликами. На кінцях ведучого вала маються конічні цапфи, на яких розташовані шків клиноременної передачі і гальмо. Проміжний і ведучий (кривошипний) вали встановлюють у конічних роликопідшипниках. На обидва кінці веденого вала насаджені кривошипи. Змащення зубчастої передачі й опор валів? з масляної ванни (картера).

Гальмо станка-качалки? двох колодкове. Права і ліва колодки прикріплені до редуктора за допомогою пальця. Колодки за допомогою стяжного пристрою охоплюють гальмовий шків, насаджений на ведучий вал редуктора. Стяжний пристрій складається з ходового гвинта з правим і лівим різьбленням і двох гайок, закріплених на рухливих кінцях колодок. Рукоятка гальма насаджена на стяжний гвинт, для зручності і безпеки при роботі винесена в коней рами за електродвигун.

Усі станки-качалки укомплектовані огородженнями поручневого типу, що закривають доступ людей до частин механізму, що рухаються, під час його роботи.

Для полегшення обслуговування вузлів балансира на його стінці монтують сходи, а у верхній частині? запобіжні пояси, що забезпечують безпеку роботи.

Довжина ходу точки підвісу штанг визначається розмірами окремих ланок механізму станка-качалки. Очевидно, що амплітуда коливань точки пі двісу шатуна до балансира дорівнює двом радіуса кривошипа. Якщо обидва плеча балансира одинакові по довжині, то довжина ходу гирлового штока дорівнює подвійному радіусу кривошипа.

В усіх конструкціях станків-качалок передбачена можливість зміни довжину ходу чепцевого штоку відповідно до заданих параметрів роботи штангового насоса. З цією метою на кривошипах роблять додаткові отвори для кріплення шатуна.

Переставляючи нижні кінці шатунів з одних отворів в інші, одержують різний робочий радіус кривошипа і різну довжину ходу чепцевого штока.

Число качків балансира станка-качалки відповідає частоті обертання кривошипного вала і залежить від характеристики встановленого двигуна і передаточного відношення понижуючої трансмісії.

Число качків балансира або змінюють підбором двигуна з відповідною характеристикою, або, що робиться частіше, зміною діаметра шківа на валу електродвигуна.

Експлуатація нафтових свердловин штанговими насосами? один з основних способів механізованого видобутку нафти. Майже 70% діючого фонду нафтових свердловин експлуатуються за допомогою цих насосів. Штангові насоси призначені для видобутку нафти при глибині підвіски насоса до 3500 м і при дебіті свердловин від декількох до 400 т/добу.

Свердловиний штанговий насос являє собою плунжерний насос спеціальної конструкції, пристосований для роботи в свердловинах на великій глибині. Привід його здійснюється з поверхні через колону спеціальних штанг.

Насосна установка складається з насоса, що знаходиться в свердловині, і станка-качалки, установленого на поверхні устя. Циліндр насоса закріплений на кінці спущених у свердловину насосо-компресорних (піднімальних) труб, а плунжер підвішений на колоні штанг. Сама верхня штанга (сальниковий шток) з'єднана з головкою балансира станка-качалки канатною чи ланцюговою підвіскою. У верхній частині плунжера встановлений нагнітальний клапан, а в нижній частині? всмоктувальний клапан.

Колона насосних труб, по якій рідина від насоса піднімається на поверхню, закінчується на усті трійником. У верхній частині трійника розташований сальниковий пристрій, призначений для запобігання витоку рідин уздовж сальникового штока, що рухається. Через бічний відвід трійника рідини зі свердловини направляється у викидну лінію.

Зворотно-поступальний рух колоні насосних штанг передається від електродвигуна через редуктор і кривошипно-шатунний механізм станка-качалки.

Принцип дії насоса наступний. При русі плунжера нагору всмоктувальний клапан під тиском рідини відкривається, у результаті чого рідина надходить у циліндр насоса. Нагнітальний клапан у цей час закритий, тому що на нього діє тиск стовп рідини, що заповнила насосні труби.

При русі плунжера униз всмоктувальний клапан закривається, а нагнітальний клапан відкривається і рідина з циліндра переходить у простір над плунжером. Таким чином, при ході плунжера нагору одночасно відбуваються усмоктування рідини в циліндр насоса і підйом її в насосних трубах, а при вході вниз? витиснення рідини з циліндра в порожнину труб. Ці ознаки характеризують штанговий (глибинний) насос як насос одинарної дії. При кожному наступному ході плунжера в циліндр надходить майже та сама кількість рідини, що потім переходить у труби і поступово піднімається до устя свердловини.

При безперервній роботі насоса рівень рідини в НКТ зростає.

Штангові (глибинні) насоси по конструкції і способу встановлення розділяються на дві основні групи: невставні і вставні. У кожній з цих груп насоси встановлюють різних типів, що відрізняються конструктивними особливостями, габаритами, пристроєм плунжера.

Невставні насоси характерні тим, що їхні основні вузли (циліндр і плунжер) спускаються в свердловину окремо: циліндр? на насосних трубах, а плунжер у зборі з всмоктувальними і нагнітальними клапанами? на штангах.

Підйом невставного насоса зі свердловин також здійснюється в два прийоми: спочатку витягають штанги з плунжером і клапаном, а потім труби з циліндром.

Вставний же насос спускають у свердловину в зібраному виді (циліндр разом із плунжером) на насосних штангах і витягають його на поверхню також у зібраному вигляді шляхом підйому цих штанг. Насос встановлюють і закріплюють за допомогою спеціального замкового пристосування, що спускають заздалегідь у свердловину на трубах. У результаті цього для зміни вставного насоса (при необхідності заміни окремих вузлів чи насоса в цілому) досить підняти на поверхню тільки насосні штанги, насосні ж труби залишаються постійно в свердловині; їх витягають лише при необхідності виправлення замкового пристосування, що на практиці буває рідко. Таким чином, зміна вставного насоса вимагає значно менше часу, ніж невставного, крім того, при використанні такого насоса менше зношуються насосні труби, тому що немає необхідності їх спускати і піднімати, а також відгвинчувати і загвинчувати при кожній зміні насоса.

Ці переваги вставного насоса мають особливе призначення при експлуатації глибоких свердловин, у яких спуско-підйомні операції при підземному ремонті займають багато часу.

В даний час балансирні верстати-качалки випускаються по ГОСТ 5866–76. Залежно від параметрів приводів що врівноважують вантаж установлюється або на балансирі, або на кривошипі редуктора, або і тут і там. Відповідно спосіб зрівноваження називають балансирним, роторним або комбінованим .

До складу верстата-качалки входять наступні основні вузли: рама із стійкою, балансир з опорою та противагами, два шатуни, два кривошипи з противагами, редуктор, клинопасова передача, гальмо, злектродвигун, канатна підвіска сальникового штока.

Одним з недоліків балансирних верстатів-качалок є їх велика маса. Це зумовлює необхідність спорудження масивного фундаменту, спорудження якого є достатньо складним і трудомістким.

2.2 Встановлення технологічного режиму Для того, щоб експлуатувати поклад при найбільшому дебіті, необхідно установити для неї робочий дебіт, найбільш доцільний з погляду технології, техніки та економіки, що забезпечує безперебійну, безпечну безаварійну роботу покладу. Для вибору й обґрунтування робочого дебіту введені поняття максимально припустимого і мінімально необхідного дебітів.

Максимально припустимий дебіт — це дебіт, при якому поклад може експлуатуватися без небезпеки руйнування, обводнення, вібрації і т.д. Перевищувати цей дебіт неприпустимо, тому що поклад буде обводнюватись, почне руйнуватися, можливі аварійні ситуації.

Мінімально необхідний дебіт — це дебіт, при якому забезпечується виніс з вибою рідини і твердих частинок, або не утворюються в стовбурі гідрати, парафін і солі.

Робочі дебіти укладаються в межах між максимально припустимими і мінімально необхідними.

На вибір та обґрунтування робочого дебіту впливає безліч взаємозалежних і взаємовиключаючих факторів. Визначає дебіт геологічна служба на термін до 3-х місяців. Також визначаються тиск на вибої, гирлі свердловини для фонтанних нафтових, газових та газоконденсатних свердловин, а також для механізованих свердловин. Технологічним режимом експлуатації свердловин називають сукупність показників і умов, що забезпечують можливий робочий дебіт і нормальну роботу устаткування свердловин і промислових споруджень.

При призначенні технологічного режиму враховуються результати досліджень всіх процесів, що відбуваються в системі «поклад-свердловина».

— у пуску і зупинці свердловини;

— у становлені, підтримці і контролю за заданим режимом експлуатації;

— у забезпеченні нормальної роботи устаткування в ускладнених умовах гідратоутворення, парафіновідкладення, обводнювання, виніс на вибій твердих частинок, солей;

— у підтримці в справному стані контрольно-вимірювальних приладів.

Експлуатація газових свердловин на масивних газових покладах з підошовною водою і в при контурній частині родовищ пластового тиску з крайовою водою супроводжується деформацією поверхні газоводяного контакту з утворенням конусу води, вершина якого лежить на вісі свердловини.

При досягненні граничних значень депресії дебіту просувається на вибій свердловини. Тому в пластах з підошовною водою відбір газу із свердловин обмежується допустимою депресією на пласт (граничним безводним дебітом).

Згідно з дослідженнями Б. Б. Лапука, граничний безводний дебіт, при якому відсутнє надходження підошовної води на вибій свердловини, можливо оцінити за формулою.

(2.1)

де,; qгр — граничний безводний дебіт газу, тис. м3/добу; h — товщина газонасиченої частини пласта від покрівлі до контакту газ-вода, м; hроз — розкрита товщина пласта, м; св — густина води в пластових умовах, кг/м3; Кг і Кв — коефіцієнти проникності пласта відповідно в горизонтальному і вертикальному напрямках, мкм2; рпл — пластовий тиск, МПа; Rк — радіус контура живлення, м; z — коефіцієнт надстисливості газу в пластових умовах; мг — коефіцієнт динамічної в’язкості газу в пластових умовах, МПа· с; q* - безрозмірний граничний безводний дебіт, який знаходиться залежно від величини с* і ступеня розкриття пласта .

За qгр визначають гранично допустиму депресію:

(2.2)

де, А і В — коефіцієнти фільтраційних опорів привибійної зони пласта.

Результати розрахунків граничного безводного дебіту для умов експлуатації свердловин на конкретних родовищах та їх застосування за промисловими даними показують, що за цією формулою одержують завищені значення qгр. Експлуатація свердловин при таких дебітах приведе до їх швидкого обводнення.

3. Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища Охорона навколишнього середовища Південно-Гвіздецького родовища досягається виконанням певних вимог. На родовищі необхідно забезпечити наступні заходи:

— спорудження герметизованих очисних установок, збірних пунктів та інших об'єктів;

— скид стоків при капітальному ремонті свердловин і ремонті групових установок збору у каналізаційні колодязі з послідовним вивозом їх на очисні споруди;

— обваловку групових замірних установок, збірних пунктів та інших об'єктів;

— спорудження герметизованих очисних блокових установок;

— повну герметизацію системи збору продукції, сепарації і підготовки;

— припинення експлуатації свердловин з негерметичними колонами;

— затрубною циркуляцією, грифонами;

— ліквідацію аварійних свердловин;

— експлуатацію видобувних свердловин повинна здійснюватись у відповідності з технологічним режимом.

Охорона атмосферного середовища Джерела забруднення навколишнього середовища на родовищах є:

— гирла і обв’язка нафтових свердловин;

— площадка групової збірної установки;

— запобіжні клапани резервуарів;

— факельні стоянки;

— ДНС (довжина насосна станція);

— Нещільності арматури, фланцеві з'єднання трубопроводів.

Джерелами впливу подальшого облаштування і експлуатації родовищ на рельєфу, грунти, рослинний світ буде спорудження площадок облаштування нових свердловин, прокладка від них викидних ліній, ремонтні роботи на ГЗУ, ДНС, трубопроводах, при підземному ремонті свердловин, в аварійних ситуаціях як в системі промислового господарства, так і на свердловинах.

Природоохоронні заходи передбачають використання герметизованої системи збору продукції свердловини на кожному технологічному етапі, що робить неможливим викиди шкідливих речовин в атмосферу і навколишнє середовище. Передбачається повне включення можливості зливу господарсько-побутових і зливових вод з площадки групового збору в поверхні водоймища і на рельєф, рідина повинна збиратися через каналізаційні споруди закритого типу у відстійниках і очищатись.

Чисто господарські побутові стоки (наприклад, відходи їдальні, вмивальників, вбиральні і т. п.) проходять механічну очистку в септику і відводяться на поля підземної фільтрації для біологічної очистки. Осад, що виникає в септику після перегнивання, видаляється пересувними засобами і використовується у вигляді компостів, як добриво.

Екологічні обмеження впливу на атмосферу включають не перевищення гранично допустимих концентрацій (ГДК) в атмосфері промислових об'єктів всіх інгредієнтів, які викидаються нафтопромисловими спорудами, а в селітрових зонах — не повинні перевищувати разові концентрації для населених пунктів.

Обмеження включають визначення граничних розмірів санітарно-захисних зон (СЗЗ), що забезпечує потрібні параметри повітряного середовища поза ними, а також обмеження шумового впливу промислових об'єктів в границях до 60дБ.

Охорона ґрунтів родовища Екологічні обмеження впливу на ґрунт, рельєф, рослинний і тваринний світ включають відведення мінімальної площі ріллі під площадки нових свердловин, дотримання критеріїв будівництва доріг, трубопроводів, повітряних силових ліній в єдиний комунікаційний коридор, максимальне використання існуючих доріг і комунікацій, заборону механізованої розчистки території від рослинності в заповідних місцях.

Охорона земель складається із комплексу заходів забезпечуючи збереження родючого шару ґрунту і запобігання забруднень слідуючого за родючим шаром ґрунту.

В районі проектних робіт пролетарського родовища грунт представляє собою середньо гумовий (структурний) глибокий чорнозем. Загальна глибина чорнозему 0,8−1,1 м. В підошві водяного ґрунту залягає ліс. Водяне забезпечення постачається за рахунок атмосферних опадів. Зрошення і осушення земель не проводиться. Особливо охороняючи зони відсутні.

Охорона водного середовища Екологічні обмеження впливу на гідрологічну систему території включають дотримання умови розміщення площадкових об'єктів поза межами затоплюваної території, повне включення технологічних скидів води і нафтопродуктів в водоймища, річки і ґрунтові води, забезпечення умов прокладки трубопроводів при перетині річок або водоймищ з заглибленням не менше 1 м нижче максимальної глибини водоймища чи русла, тощо.

Заходи по охороні водного середовища передбачають охорону горизонтів з прісними водами в верхній частині геологічного розрізу родовища, ґрунтових і поверхневих вод.

Горизонти з прісними водами, приурочені до пісків і піщаників полтавської свити, харківського і дніпровського ярусів, являється джерелом питтєвого водо забезпечення. Тому охорона горизонтів з прісними водами від забруднення повинно забезпечувати при бурінні свердловин і експлуатації родовища.

Ґрунтові води приурочені до пісчаних пропластків, залягаючим на глибині 6−8 м. Ці горизонти малообільні і використовуються місцевим населенням для питних, побутових і господарських потреб.

Аналіз потенційних небезпек та шкідливостей виробничого середовища Характеристики основних шкідливих речовин, викидаються в атмосферу нафтопромисловими об'єктами.

Значення розрахункових викидів шкідливих речовин від об'єктів облаштування родовища можуть розглядатись як граничнодопустимі викиди (ГДВ).

При виконанні обрахунків забруднення атмосфери для найбільш характерних інгредієнтів забруднювачів приймають обмеження приземних концентрацій від промислових викидів.

Результати розрахунків забруднення атмосфери для деяких нафтових родовищ, які працюють в робочому режимі, показують, що концентрація шкідливих речовин в повітрі на свердловинах не перевищує величини. Враховуючи велику обводненість продукції свердловин, забруднення повітря практично не буде.

Крім того, на підприємствах галузі використовують отруйні, їдкі речовини (ртуть, кислоти, цемент та ін.), вибухові речовини.

Більшість робіт виконується на відкритому повітрі, пов’язані з використанням важкого і громіздкого обладнання і інструментів, технологічних процесів, що супроводжуються виникнення високих тисків, обладнання, що знаходиться під великим навантаженням.

Спуско-підіймальні механізми (СПМ), талевий блок, елеватор, що використовуються при бурінні, підземному ремонті свердловин і ін., в процесі роботи можуть знаходитися під небезпечними навантаженнями, що значно перевищують допустимі, внаслідок чого можуть виникати важкі аварії, руйнування спуско-підіймальних споруд, а також нещасні випадки з людьми.

На кожному промислі застосовують метанол, проведення інструктажу всіх працівників, що призначаються для роботи із метанолом, і контроль за щорічним проходженням цих працівників медичного огляду.

При експлуатації промислових споруд в робочому режимі їх вплив на грунт, флору і фауну території мінімальний і помітний лише у випадках порушення нормального технологічного процесу, при пошкодженні каналізаційних систем і недбалому виконанні ремонтних операцій. Потенціальні негативні фактори впливу такі:

1. Забруднення грунтових вод біля свердловин при недбалому виконанні ремонтних робіт.

2. Потрапляння в грунтові води промзливних або господарсько-побутових вод у випадку пошкодження каналізаційних споруд збору продукції.

Висновок Метою даного курсового проектування є довести, що вдосконалення видобутку на даній свердловині є доцільним і його реально впровадити в життя не більше ніж за два роки.

Проаналізовані питання системи розробки родовища, режими роботи нафтових і газових свердловин, способи експлуатації родовищ і технологічні режими експлуатації родовищ. Окрім того розглянуті методи інтенсифікації припливів пластового флюїду до при забійної частини покладу і методи впливу на пласт, зокрема метод кислотної обробки і гідророзрив пласта.

Також не потрібно забувати про наступні фактори, які можуть виникнути в процесі видобудку корисних копалин, а саме попадання в грунт і грунтові води витоків конденсату через нещільність фланцевих з'єднань, несправного обладнання. В цьому випадку забруднену ділянку слід оконтурити плугами з глибиною занурення леміша 20−25 сантиметрів. При середніх і значних розливах по контуру ділянок слід будувати траншеї і облаштувати їх захисними екранами для попередження інтенсивного просочування конденсату. Збір розливів необхідно здійснювати за допомогою спеціальної нафтозбірної техніки. Враховуючи можливі наслідки аварії і екологічну вразливість території, одночасно з механічними можуть використовуватись хімічні сорбенти. Після того, як шкідливі речовини будуть зібрані з поверхні грунту, виконується технічна та біологічна рекультивація території.

Література Довідник з нафтогазової справи/ За заг. редакцією докторів технічних наук В. С Бойка, Р. М. Кондрата, Р.С. Яремійчука. — Львів, 1996.

Муравьев И.М., Андриасов Р. С., Гиматудинов Ш. К., Говорова Г. Л., Ползков В. Т. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. — Издание третье, перед. и дополн./ Под общей редакцией И. М. Муравьева. — М.: Недра, 1970.

Абдулин Ф. С. Добыча нефти и газа. — М.: Недра, 1981.

Яремійчук Р. С, Качмар Ю. Д. Освоєння свердловин. Практикум. -Львів: Світ, 1997.

Лапук Б. Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. — Москва — Ижевск, 2002.

Гиматудинов Ш. К. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. — М: Недра, 1978.