- •1 Общая часть
- •1.1 Характеристика района работ
- •1.2 История освоения района
- •2 Геологическая часть
- •2.1 Геологическая характеристика месторождения
- •2.2 Продуктивные пласты
- •2.3 Характеристика водоносных комплексов
- •2.4 Свойства пластовых жидкостей и газов
- •3 Технологическая часть
- •3.1 Принцип разработки Приобского месторождения
- •3.2 Динамика показателей разработки и фонда скважин
- •3.3 Осложнения при эксплуатации скважин
- •3.3.1 Пескообразование
- •3.3.2 Парафиноотложения (около 8 % )
- •3.3.4 Некачественная подготовка скважины и уэцн.
- •4 Техническая часть
- •4.1 Конструкция скважин
- •4.2 Подземное и устьевое оборудование
- •5 Специальная часть
- •5.1 Выбор типоразмера и глубины спуска уэцн в скважину
- •5.2 Подбор уэцн на эвм, направленный на оптимизацию работы уэцн на исследуемом объекте
- •6 Экономическая часть
- •6.1 Методика обоснования экономической эффективности проведения мероприятия по замене насоса уэцн
- •6.2 Расчет капитальных затрат на проведение мероприятия
- •6.3 Расчет экономической эффективности проведения
- •6.4 Анализ чувствительности проекта
- •7 Экологичность и безопасность работ
- •7.2 Техника безопасности и противопожарные мероприятия при оборудовании и работе электроцентробежного насоса
7 Экологичность и безопасность работ
7.1 Охрана окружающей среды при эксплуатации скважин УЭЦН
Охрана окружающей среды – это система мероприятий по предотвращению или устранению загрязнения атмосферы, воды и земель, то есть природной среды.
Заметным источником загрязнения окружающей среды служат производственные процессы, связанные с добычей и промысловой подготовкой нефтегазового сырья. Функционирование промыслов сопровождается сбросом нефтепродуктов и неочищенных сточных вод, выбросами в атмосферу таких токсичных веществ, как углеводороды , окись углерода, окиси азота. Нарушения технологического режима, некомплектность промыслового оборудования, работа транспортных средств сжигание газа и конденсата в факелах – все это так или иначе приводит к утечкам и выбросам, вредным для окружающей среды.
На Приобском месторождения уделяется большое внимание вопросам охраны окружающей среды. На месторождении эксплуатируется 50 установок ЭЦН со среднесуточным дебитом 17 т/сут.
На нефтепромысле применяется герметизированная система сбора нефти и газа, исключающая технические утечки нефти. Однако случаются разливы нефти по причине коррозии труб, заводских дефектов в оборудовании, аварии трубопроводов, проложенных строителями наспех, некачественно, без достаточного заглубления. Чтобы предупредить разлив нефти на территорию все кусты обвалованы высотой 1,5 м. Также проводится, профилактическая работа с целью предупреждения порывов нефтепродуктов, Закачка антикоррозийных химреагентов в нефтетрубопроводы, выявление потенциально опасных участков с помощью дефектоскопии, планово-предупредительный ремонт этих участков трубопроводов, создание оптимального режима движения водонефтяной эмульсии по трубопроводам. Разработаны схемы сбора и утилизации различных нефтепродуктов. В случае попадания нефтепродуктов на почву и водные поверхности обязательно локализируется участок песком или местными грунтами, а на водной поверхности удерживается бонами. Затем проводится сбор нефтепродуктов вакуумными насосами и ручным способом.
Очистка остаточных нефтепродуктов проводится биологическим (применение бакпрепарата), механическим (отсыпка местным грунтом, торфом и песком) методами. Этим достигается минимальное негативное воздействие на окружающую среду.
7.2 Техника безопасности и противопожарные мероприятия при оборудовании и работе электроцентробежного насоса
Устье скважины должно быть оборудовано арматурой с манифольдом для выпуска газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и разрядки затрубного пространства, а также глушения скважины и проведения исследовательских работ. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.
Силовой кабель должен быть проложен от станции управления к устью скважины в траншее или на специальных стойках-опорах.
Разрабатываемые установки погружных электронасосов необходимо оснащать датчиками для получения информации на станции управления о давлении на приеме насоса и температуре масла в электродвигателе.
Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал.
Кабельный ролик должен подвешиваться на кронштейне при помощи цепи или на специальной канатной подвеске.
Кабель, пропущенный через ролик, при спускоподъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.
При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.
Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с.
Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.
При ремонте скважины барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы барабан, кабельный ролик и устье скважины находились в одной вертикальной плоскости.
Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.
Устье скважины, эксплуатирующейся винтовым погружным, насосом, должно иметь сальниковое устройство для уплотнения вала, передающего крутящий момент от редуктора к колонне насосных штанг.
Системы замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя должны иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В квалификационной работе рассмотрено одно из предложений, направленное на повышение эффективности разработки Приобского месторождения за счет оптимального подбора параметров работы электропогружных установок, в зависимости от геологических характеристик месторождения и физико-химических свойств нефтей.
Анализ работы действующего фонда скважин и геологические характеристики Приобского месторождения позволяют сделать вывод, что имеются значительные резервы по повышению эффективности разработки данной залежи за счет подбора оптимальных характеристик работы скважин, оборудованных УЭЦН, путем уточнения глубины спуска насосов и их типоразмеров персонально для каждой действующей скважины, а так же учитывать данные предложения при вводе каждой новой скважины.
БИБЛИОГРАФИЯ
1) Нефтепромысловое оборудование, справочник под редакцией Бухаленко Е.И. - М.: Недра, 1990
2) Справочная книга по добыче нефти, под редакцией проф. Гиматудинова Ш.К. - М.: Недра, 1974
3) Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.:НПООБТ, 1993.
4) Инструкция №14 по безопасности труда по запуску и выводу на режим установок УЭЦН
5) Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине - Москва 1987.
6) Раабен А.А., Шевалдин П.Е., Максутов Н.Х. Ремонт и монтаж нефтепромыслового оборудования: Учеб. Для техникумов. 3-е изд., переработ. и доп. -М.: Недра, 1989.
7) Сахаров В.А., Moxoв M.A. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине "Технология и техника добычи нефти", под редакцией проф. Гиматудинова Ш.К. - Москва 1987г.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 - Результаты расчетов к построению кривых Р (Lэк) и г (Lэк)
Параметр |
Единица измерен. |
№ ступени, считая от забоя скважины. |
|||||||
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
||
Pi |
МПа |
6,66 |
2,50 |
1,00 |
0,75 |
0,50 |
0,25 |
||
Pcpi |
МПа |
15,3 |
10,8 |
9,0 |
8,1 |
7,5 |
7,1 |
||
Li |
м |
805,7 |
304,3 |
120,5 |
89,8 |
59,2 |
29,5 |
||
bгi |
м3/м3 |
0 |
0,039 |
0,073 |
0,098 |
0,130 |
0.167 |
||
Pi |
МПа |
12,00 |
9,50 |
8,50 |
7,75 |
7,25 |
7,00 |
||
Lpi |
м |
1693,5 |
1389,2 |
1268,7 |
1178,9 |
1119,7 |
1090,2 |
||
Lb=0 |
м |
2064,2 |
- |
- |
- |
- |
- |
||
Lbi |
м |
- |
1541,3 |
1328,9 |
1223,8 |
1149,3 |
1104,9 |
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 - Результаты расчетов к построению кривой Р1 (Lнкт)
Параметр |
Единица |
№ ступени НКТ. |
||||||||
|
измерен. |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
||||
P |
МПа |
1,90 |
2,10 |
2,30 |
2,50 |
3,13 |
||||
Рср |
МПа |
2,45 |
4,45 |
6,65 |
9,05 |
11,87 |
||||
L |
м |
188,4 |
187,0 |
160,1 |
145,0 |
369,5 |
||||
Li |
м |
188,4 |
375,4 |
535,5 |
680,5 |
1050,0 |
||||
Pi |
МПа |
3,40 |
5,50 |
7,80 |
10,30 |
13,43 |
П РИЛОЖЕНИЕ 3 - График зависимостей Р1 (Lнкт ), Р (Lэк) и г (Lэк )