Промивка піщаної пробки

Глибина свердловини Н 2420 м

Внутрішній діаметр експлуатаційної колони D 125 мм

Інтервал перфорації 2398 * 2364 м

Товщина (висота) піщаної пробки hn 40 м

Тип піщаної пробки щільна

Максимальний розмір піщинок

Складаючих пробку б, мм. dn 0,9 м

Тип насоса, який використовується для

Видобутку нафти із даної свердловини НСВ - 32

Глибина спуску насоса L 2335 м

Умовний діаметр НКТ 73 мм

Товщина стінки НКТ 5,5 мм

Група міцності сталі Е

Труби з висадженими на зовні кінцями.

2.5 Вибір промивальної рідини і промивального агрегата

В якості промивальної рідини вибираємо нафту того ж родовища, густина якої:

с = 865 кг/м3, в'язкість 2,1 ? 10-6 м2/с.

Для здійснення процесу промивки вибираємо насосний агрегат УН1 - 630 * 700А .

Технічна характеристика насосного агрегата УН1 - 630 * 700А.

Шасі КрАЗ - 257Б1А

Насос плунжерний 4Р - 700

Корисна потужність, кВт 452

Найбільший тиск, МПа 70

Діаметр плунжера,мм 100

Основні параметри насосу 4Р - 700

Таблиця 2.2

Загальний к.к.д. агрегата 0,75

2.6 Розрахунок прямої промивки піщаної пробки

Втрати опору на гідравлічні опори при русі рідини в насосно-компресорних трубах на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

, м, (2.1)

де - коефіцієнт гідравлічного опору при русі в трубах;

Н - глибина свердловини, м;

d - внутрішній діаметр вибраних НКТ, м;

Vн - швидкість низхідного потоку рідини, м/с;

g - прискорення земного тяжіння, м/с2.

При промивці нафтою коефіцієнт гідравлічного опору визначається за формулами в залежності від числа Рейнольда, котре визначається за формулою:

, (2.2)

де - кінематична в'язкість нафти, м/с2; = 2,1 · 10-6 м2/с.

Якщо ? 2320, то л = 64/, (2.3)

а якщо > 2320, то л = (2.4)

Швидкість низхідного потоку рідини визначаємо за формулою:

, м/с, (2.5)

де Q - продуктивність промивального агрегата, м3/с;

f - площа прохідного отвору промивальних труб, м2.

Площу прохідного отвору промивальних труб визначаємо за формулою:

f = 0,785 · d2, м2 (2.6)

f = 0,785 · 0,0622 = 0,00302 м2.

визначаємо швидкість низхідного потоку за формулою (2.5):

0,0063/0,00302 = 2,088 м/с;

0,0085/0,00302 = 2,817 м/с;

0,012/0,00302 = 3,977 м/с;

0,015/0,00302 = 4,971 м/с;

Визначаємо число Рейнольда, за формулою: (2.2):

2,088 · 0,062/2,1 · 10-6 = 61639,614;

2,817 · 0,062/2,1 · 10-6 = 83164,558;

3,977 · 0,062/2,1 · 10-6 = 117408,788;

4,971 · 0,062/2,1 · 10-6 = 146760,985;

Оскільки , , , > 2320, то визначаємо коефіцієнт гідравлічного опору за формулою (2.4):

лI = 0,3164 / 0,0201;

лIІ = 0,3164 / 0,0186;

лIІІ = 0,3164 / 0,0171;

лIV = 0,3164 / 0,0162;

Витрати напору на гідравлічні опори при русі рідини насосно-компресорних трубах на кожній швидкості агрегата визначаємо за формулою (2.1):

м;

м;

м;

м;

Витрати напору на гідравлічні опори при русі рідини з піском кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

, м, (2.7)

де - коефіцієнт, який враховує збільшення гідравлічних втрат від вмісту піску в рідині, = 1,1;

- коефіцієнт гідравлічного опору при русі рідини в кільцевому просторі;

D - внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м;

- зовнішній діаметр промивальних труб, м;

Vв - швидкість висхідного потоку рідини, м/с.

Швидкість висхідного потоку рідини визначається за формулою:

Vв = Q / fk , м/с, (2.8)

де fk - площа перерізу кільцевого простору, м2, котра визначається за формулою:

fk = 0,785 · (D2 - dз 2) , м2, (2.9)

fk = 0,785 · (0,1252 - 0,073 2) = 0,0081 м2,

Швидкість вихідного потоку рідини визначаємо за формулою (2.8):

м/с;

м/с;

м/с;

м/с.

Щоб визначити коефіцієнт гідравлічного опору при русі рідини в кільцевому просторі, спочатку визначаємо число Рейнольда за формулою:

Rек = хв ? (D - d3) / х (2.10)

Оскільки , , , > 2320, то коефіцієнт гідравлічного опору при русі рідини в кільцевому просторі визначається за формулою (2.4):

= 0,3164 / 0,027;

= 0,3164 / 0,025;

= 0,3164 / 0,0229;

= 0,3164 / 0,0216;

Витрати напору на гідравлічні опори при русі рідини з піском в кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначається за формулою (2.7):

Втрати напору на зрівноваження стовпів рідини різної густини в промивальних трубах і в кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначаються за формулою К.А. Апресова:

(2.11)

де m - пористість піщаної пробки; m = 0,25;

F - площа перерізу експлуатаційної колони, м;

l - висота пробки, що промивається за один прийом

сn = 2550 кг/м3 - густина піску;

с- густина промивальної рідини, кг/м3

хкр - критична швидкість падіння зерен піску в промивальній рідині, м/с

Площа поперечного перерізу експлуатаційної колони визначається за формулою:

F = 0,785 • D2, м2 , (2.12)

F = 0,785 • 0,1252 = 0,0123 м2 .

Критичну швидкість падіння пісчинок в нафті визначаємо за формулою Стокса:

(2.13)

де dn - максимальний діаметр пісчинок, м,

dn = 0,9 • 10-3 м

Згідно формули (2.11) знаходимо втрати напору на зрівноваження стовпів рідини різної густини в промивальних трубах і в кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата:

Втрати напору на гідравлічні опори в шланзі і вертлюзі (h4+h5) кожній швидкості агрегата визначаються на основі дослідних даних, які приведені в табл.. VI.5 [3, ст..100], згідно яких:

Втрати напору на гідравлічні опори в нагнітальній лінії від насоса до шланга на кожній швидкості агрегата визначаємо за формулою:

(2.14)

де - коефіцієнт гідравлічного опору при русі рідини в

нагнітальній лінії;

- довжина нагнітальної лінії, м; = 20 м;

- внутрішній діаметр нагнітальної лінії, м; = 0,05 м;

Vн.п. - швидкість руху рідини в нагнітальній лінії, м/с;

Площу прохідного отвору нагнітальної встановлюємо за формулою:

Fн.п. = 0,785 • d6, м2, (2.15)

Fн.п. = 0,785 • 0,052 = 0,00196 м2,

Визначаємо швидкість руху нафти в нагнітальній лінії за формулою:

, м/с, (2.16)

Визначаємо число Рейнольда при русі нафти в нагнітальній лінії за формулою:

Rе н.л. = хн.л. ? dв / ? (2.17)

Оскільки , , , > 2320 то коефіцієнт гідравлічного опору встановлюємо за формулою:

= 0,3164 / (2.18)

= 0,3164 /

= 0,3164 /

= 0,3164 /

= 0,3164 /

Загальні втрати напору при прямій промивці на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

hзаг = h1 + h2 + h3 + h4 + h5 + h6 , м, (2.19)

Тиск на викиді насосного агрегата на кожній швидкості визначаємо за формулою:

Рн = hзаг ? с ? g • 10-6 , МПа (2.20)

Тиск на вибої свердловини на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

Рвиб = (Н + h2 + h3) ? с ? g/106 , МПа (2.21)

Потужність агрегата, потрібна для промивки піщаної пробки на кожній швидкості, визначається за формулою:

N = Рн • Q / (1000 • зa) , кВт, (2.22)

де зa - загальний к.к.д. агрегата; зa = 0,75.

Коефіцієнт використання потужності агрегата визначається за формулою:

К = N • 100 / Nmax , % (2.23)

де Nmax - максимальна потужність агрегата;

Nmax = 452 кВт.

Швидкість підйму піску на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

Vn = Vв - Vкр , м/с, (2.24)

Тривалість підйому піску на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

t = H / Vн , с, (2.25)

Розширюючи сила струменю рідини на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

Р = 2Q2 (f • F) , кПа (2.26)

2.7 Розрахунок зворотної промивки піщаної пробки

Втрати напору на гідравлічні опори при русі рідини в кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

h1 = лк • , м, (2.27)

де Vн - швидкість низхідного потоку рідини в кільцевому просторі, м/с.

Тут маємо на увазі, що швидкість низхідного потоку при зворотній промивці дорівнює швидкості висхідного потоку при прямій промивці.

Отже = 0,778 м/с; = 1,05 м/с; = 1,48 м/с; = 1,85 м/с.

витрати напору на гідравлічні опори при русі рідини з піском в промивальних трубах на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

h1 = ц ? лк • , м, (2.28)

де Vв - швидкість висхідного потоку рідини в промив очних трубах, м/с.

Тут маємо на увазі, що швидкість висхідного потоку рідини при зворотній промивці дорівнює швидкості низхідного потоку при прямій промивці.

Отже = 2,088 м/с; = 2,817 м/с; = 3,977 м/с; =4,971 м/с.

Витрати напору на зрівноваження різниці густин рідин в промивочних трубах і в кільцевому просторі на кожній швидкості агрегата визначається за формулою:

(2.29)

Гідравлічні витрати тиску в шланзі і вертлюзі при зворотній промивці звичайно відсутні або дуже незначні, тобто (h4 + h5) = 0. Втрати напору на гідравлічні опори в нагнітальній лінії при зворотній промивці є такими, як при прямій промивці.

Отже = 3,999 м; = 6,77 м; = 12,37 м; =18,231м.

Загальні витрати напору при зворотній промивці на кожній швидкості агрегата визначаються за формулою (2.19):

Тиск на викиді насосного агрегата на кожній швидкості визначається за формулою (2.20)

Тиск на вибої свердловини на кожній швидкості визначається за формулою (2.21)

Потужність агрегата, потрібна для промивки піщаної пробки на кожній швидкості, визначаємо за формулою (2.22):

Коефіцієнт використання потужності агрегата визначається за формулою(2.23) :

Швидкість підйому піску на кожній швидкості агрегата визначається за формулою (2.24) :

Тривалість підйому піску на кожній швидкості агрегата визначається за формулою (2.25) :

Розширюючи сила струменю рідини на кожній швидкості агрегата визначається за формулою(2.26) :

2.8 Вибір способу промивки піщаної пробки

За результатами розрахунку прямої та зворотної промивки, враховуючи, що що пробка щільна вибираємо пряму швидкісну промивку піщаної пробки, на четвертій швидкості промивального агрегата.

2.9 Вибір підйомника

Для вибору підйомного агрегата необхідно визначити вагу колони насосно-компресорних труб за формулою:

Qк = m • g • H, Н. (2.30)

де m - маса 1 пог. м насосно-компресорних труб, кг/м;

m = 9,64 кг/м.п. згідно додатка 7 [5, ст. 480];

g - прискорення земного тяжіння, м/с2;

Н - глибина свердловини, м.

Qк = 9,64 • 9,81 • 2420 = 228777,4 Н = 228,8 кН.

Виходячи з ваги колони НКТ вибираємо підйомний агрегат з деяким запасом вантажопідйомності використовуючи літературу [3], ст.. 112-114, вибираємо підйомний агрегат А - 50У.

Технічна характеристика підйомного агрегата А - 50У

Допустиме навантаження 500 кН.

Потужність приводу 125 кВт.

Найбільш тягове зусилля на

набігаючому кінці каната 98 кН.

Розміри бочки барабана

(діаметр • довжина) 426 • 560 мм.

Вишка

Оснастка талевої системи 3 • 4

Частота обертання вала барабана, хв..-1

к.к.д. підйомного агрегата 0,8

Тип талевого блока і гака, які входять в комплект підйомного агрегата та їхні маси:

- талевий блок БТ - 32, маса 230 кг.

- гак КР - 32, маса 180 кг.

Згідно таблиць 5.9 і 5.10. [3, ст.. 141,143]

2.10 Вибір обладнання для проведення СПО

Для згвинчування і розгвинчування НКТ використовуємо автомат АПР -2ВБ, разом з елеватором ЕТА - 32 і трубним ключем КУГУ.

Для згвинчування і розгвинчування різьбових з'єднань насосних штанг, підбираємо ключ штанговий КШЕ. Технічні характеристики автоматів і елеватора беремо з ст.. 146, 156, 159 [3].

Технічна характеристика автомата АПР-2ВБ

Максимальна вантажопідйомність, т 80

Максимальний обертовий момент на водило, Н•м 4410

Частота обертання водила, хв..-1 48

Умовний діаметр труб по ГОСТ 633-80, мм 48;60;73;89;114

Габаритні розміри, мм 950/525/650

Маса, кг:

- складеного ключа 275

- повного комплекта 485

Технічна характеристика елеватора ЕТА-32

Вантажопідйомність, т 32

Умовний діаметр труб, мм. 48-73

Габаритні розміри, мм 265/200/540

Маса, кг: 16

Технічна характеристика ключа КШЕ-32

Діаметр загвинчуваних і розгвинчуваних

насосних штанг, мм 16;19;22;25

Максимальний обертовий момент на водилі, Н•м 980

Частота обертання водила, хв..-1 100

Привід Електричний з живленням від

промислової сітки 380В

Електродвигун В71В4

Габаритні розміри, мм 610/430/470

Маса повного комплекту, кг: 145

Пост управління Кнопковий КУ-93-РВ

Елеватор Одноштропний,

вантажопідйомністю 10 т.

2.11 Розрахунок оснастки талевої системи

Кількість робочих струн оснастки талевої системи визначаємо за формулою:

К = Qг / (Р1 • зт.с.), (2.31)

де Qг - навантаження на гак, Н;

Р1 - тягове зусилля підйомника на першій швидкості агрегата, Н;

зт.с.- к.к.д. талевої системи; зт.с.= 0,82.

струни

Навантаження на гак визначаємо за формулою:

Qг = Qк + Qт.с. , Н, (2.32)

де Qт.с. - вага рухомої частини талевої системи (талевого блока, гака і

елеватора), Н;

Qг = 228777,4 + 4177,6 = 232955 Н.

Вагу рухомої частини талевої системи визначаємо за формулою:

Qт.с.= (mт.б. + mг. + m.ел.) • g, Н, (2.33)

де mт.б. - маса талевого блока, кг mт.б. = 230 кг.

mг. - маса гака, кг; mг. = 180 кг.

m.ел - маса елеватора, кг; m.ел = 16 кг.

Qт.с.= (230 + 180 + 16.) • 9,81 = 4177,6 Н.

Тягове зусилля підйомника на першій швидкості визначається за формулою:

Р1 = Nдв. ? за / Vг1, Н, (2.34)

де Nдв. - потужність двигуна агрегата, кВт;

Nдв. = 125 кВт.

за - к.к.д. підйомного агрегата, кВт; за = 0,8;

Р1 = 125 • 0,8 / 0,887 = 112,74 кН = 112740 Н.

Швидкість підйому гака на першій швидкості агрегата знаходимо за формулою:

V21 = р • DБ • n1 / 60, м/с, (2.35)

де DБ - діаметр бочки барабана лебідки підйомника, м; DБ = 0,426м;

n1 - частота обертання барабана на першій швидкості

підйомника, об/хв.;

n1 = 39,8 об/хв.

Vг1 = 3,14 • 0,426 • 39,8 / 60 = 0,887 м/с.

На основі розрахунку вибираємо тип оснастки талевої системи 3 х 4.

2.12 Розрахунок використання швидкостей підйомника

Кількість одно трубок, котрі можна підіймати на кожній швидкості підйомника, визначаємо за формулою:

Zi = n1 / ni - B , (2.36)

де А =, (2.37)

В = Qт.с. / m • g • l (2.38)

ni - частота обортання барабана підйомника на першій швидкості, об/хв.;

m - маса одного погонного метра колони насосно-компресорних труб, кг/м3;

g - прискорення земного тяжіння, м/с2 ;

l - довжина однієї труби (одно трубки), м.

Тоді:

Загальну кількість одно трубок в колоні НКТ визначаємо за формулою:

Z = H / L, (2.39)

Z = 2420 / 8 = 302.5 = 303.

Для раціонального використання всіх швидкостей лише підйомника потрібно переходити на підвищені швидкості підйому після досягнення максимально допустимих навантажень при більш високих швидкостях.

Виходячи з цього, кількість одно трубок, котрі слід піднімати на кожній швидкості, якщо підйомник має чотири швидкості підйому визначаємо за формулами:

(2.40)

(2.41)

(2.42)

(2.43)

Отже:

2.13 Підготовчі роботи

Підготовчі роботи проводяться до початку ремонту - свердловини з метою забезпечення безперервної роботи бригади по підземному ремонту свердловини.

До підготовчих робіт відносяться:

прокладка освітлювальної лінії;

ремонт під'їзних доріг до свердловини;

доставка на свердловину необхідного обладнання;

розміщення труб на стелажах біля свердловин;

ремонт підлоги і містків;

підготовка площадки для підйому установки;

доставка на свердловину пересувного агрегату і встановлення його

на спеціальній площадці.

Майстер підземного ремонту повинен обстежити свердловину і визначити недоліки в її підготовці.

Підготовка глибинно-насосних свердловин полягає в наступному:

Зупиняють вестат-качалку, від'єднують викидну лінію від трійника-сильника, полірований шток.

Відкидують головку балансира, так щоб вона не заважала руху талевого блоку і гака при підйомі і спуску штанг або труб і розбирають обладнання на гирлі свердловини для проведення підземного ремонту.

З свердловини піднімають вставний насос і НКТ та визначають глибину свердловини, а також і висоту піщаної пробки.

2.14 Технологія проведення промивки піщаної пробки

Неперервне пряме промивання. У разі неперервного (швидкого) прямого промивання використовують промивальну головку, яка дає змогу нарощувати труби майже без припинення промпомповування рідини. Промивальна головка являє собою хрестовину 4 зварної конструкції із верверхньою покришкою 2, яка знімається (див. лист 2)

Покришка кріпиться до хрестовини гвинтовою різзю під час повороту її на 90°. Всередину хрестовини вставляється змінна вкладка з 3 ручками 5, діаметр якої відповідає діаметрові промивальних труб 7. У верхньому кінці корпусу і в нижній чистині вкладки є ущільнювальні кільця 1 і 6.

Промивання свердловини здійснюють наступним чином (див. литс 1). Після опускання труб на певну глибину, не доходячи 10-15 м до рівня верху піщаної пробки, відновлюють циркуляцію Промивної рідини. Відтак, опускаючи у свердловину підвішені на вертлюзі з допомогою пілвертлюжного патрубка промивальні труби, розпушують пробку. Коли верхня муфта НКТ підходить до промивальної головки 8, в її корпус під цю муфту вставляють вкладку і в ході подальшого опускання садять торець муфти на вкладку. Після цього розгвинчують різьову вкладку між грубою та під вертлюжним патрубком і на промивальну головку закріплюють покришку. У цей час подавання промивної рідини переводять із вертлюга на ємність, відкриваючи кран 1 і закриваючи кран 2. а відтак через промивальну головку (по кільцевому зазорі в корпусі) по НКТ здійснюють пряме пропомпонування рідини, відкривши кран 1, доти, поки чергова труба не буде підготовлена для нарощування.

Підготувавши чергову трубу до опускання, припиняють циркуляцію, відкриваючи кран 2 і закриваючи кран 5; подають рідину на ємність, знімають покришку, вгвинчують чергову трубу в муфту опущеної труби і відновлюють циркуляцію уже через вертлюг, відкриваючи кран 1 і закриваючи кран 2.

У результаті перериви в циркуляції рідини короткотривалі, тому кількість піску, що осаджується на пробку, є невеликою і не загрожує прихопленням труб .

2.15 Заключні роботи

Після закінчення підземного ремонту приступають до зборки інструменту і гирлового обладнання.

В свердловину опускають НКТ і штанговий насос, збирають трійник-сальник і з'єднують полірований шток з головкою балансира верстата-качалки при допомозі канатної підвіски.

Після закінчення ремонту бригада складає інструмент і перевозить його до другої свердловини.

3 Охорона праці і протипожежний захист

3.1 Техніка безпеки

Процес підземного ремонту свердловин відноситься до найбільш складних робіт. Використання при підземному ремонті свердловин спеціальних пересувних агрегатів, механізмів і автоматів для скручування і розкручування НТК і штанг, а також різних пристроїв і приспосіблень не включає необхідність виконання ручних операцій. Працюючі знаходяться близько від працюючих механізмів або їх частин, від піднімаючих або спускаючи грузів, а також біля комунікацій, по яких прокачується рідина під тиском.

Ліквідація піщаних пробок проводиться шляхом промивки. Промивка піщаних пробок потребує виконання багатьох правил техніки безпеки. При промивці потрібна закачка великої кількості промив очної рідини, що викликає необхідність підтримання високого тиску на викиді насосу. На насосі промив очного агрегату встановлюють манометр і проти захисне обладнання, для попередження розриву насосу, напірної лінії, шланга і арматури.

Прогмивочний шланг по всій довжині має обвивку із м'якого металічного канату. Кінці цього канату закріплюються до стояка і вертлюга. При промивці піщаних пробок, на свердловинах на яких можливі викиди, на промив очних трубах встановлюють проти викидні засувки, або на гирлі свердловини-герметизуючий пристрій.

3.2 Промсанітарія

На промислових об'єктах, де є виділення газів, здійснюються заходи для усунення шкідливого впливу на працюючих. Для цього герметизують гирлове обладнання свердловини, здійснюють газо виловлювання.

Дію виробничого шуму, який перевищує санітарні норми, а також вібрації обладнання, які шкідливо впливають на робітників, обмежують. Для цього будівельні конструкції, вентиляційне обладнання встановлюють на шумо і вібропоглинаючих основах.

Виробничі приміщення повинні бути виконані відповідно з санітарними нормами проектування промислових підприємств, мають мати пристрої для провітрювання. Робочі місця постійно підтримують в чистоті. Підлоги в приміщенні повинні бути рівні і зручні для ремону і очистки.

Для збору відходів в зручних місцях встановлені скрині, є і спеціальні скрині з кришками для отруєних відходів.

На промислових об'єктах згідно санітарних норм є побутові приміщення для обслуговуючого персоналу, які кожного дня прибираються. В приміщенні є бачок з питною водою, аптечка з повним набором медикаментів першої допомоги, а також ці приміщення періодично дезінфікуються. Для питтєвої води використовують емальовані або алюмінієві бачки. Бачки раз в тиждень повинні промиватись з повним видаленням осаду. Спецодяг і спецвзуття видають для кожного робітника в межах встановлених норм і відповідають діючому ГОСТу. Іншим робітникам спецодяг і спецвзуття, які були в користуванні, видають тільки після дезинфікації.

3.3 Протипожежні заходи

В нафтовій промисловості прийнята єдина система робіт по створенню безпечних умов праці.

При недотриманні правил протипожежної безпеки на території нафтового промислу можливі пожежі або вибухи. Пожежі і вибухи на промислах викликають не тільки матеріальні витрати, але і людські жертви.

Тому необхідно суворо основні правила протипожежної безпеки:

1. Курити на промислах можна лише в місцях спеціального відведення.

2. Розпалювати вогонь для виробничих цілей можна тільки в безпечних місцях і тільки з дозволу пожежної охорони.

3. Неможна проводити ніяких зварювальних робіт без дозволу пожежної охорони.

4. Потрібно бути дуже обережним з вогнем, коли одяг змочений бензином.

5. Необхідно суворо слідкувати за станом електропроводки, електродвигунів, газопроводів, і негайно повідомити адміністрацію про виявлені недоліки.

6. якщо була розлита нафта, то після закінчення роботи потрібно очистити площадку, а потім засипати піском. Рекомендується мати біля свердловини чистий пісок.

Потрібно завжди пам'ятати, що нафту і нафтопродукти потрібно гасити не водою, а землею або піском. На кожному промисловому об'єкті необхідно мати пісок і вогнегасник. Кожний робітник повинен добре володіти вогнегасником.

4 Охорона довкілля

Агентами забруднення водойм, грунту на нафтопромислі є нафта, мінералізовані пластові води, стічні води і залишки, які виділяються із резервуарів при їх чистці. Забруднення території нафтою і пластовими водами відбувається із-за порушення герметичності гирла експлуатаційної свердловини, проривів нафтопроводів і водопроводів при проведенні поточного і капітального ремонту свердловин.

Нафту, пластові і стічні води, які можуть привести до забруднення території, збирають в ємностях, шахтах, колодязях, а після їх накопичення відкачують в нафтовловлювачі нафтозбірних пунктів.

Нафту, яку неможливо зібрати в місцях розливу, збирають разом з верхнім шаром грунту і вивозять на поля випарів.

Відділені в процесі підготовки нафтові, пластові і стічні води по системі трубопроводів поступають в металічні резервуари. Із резервуарів стічна вода закачується в нагнітальні свердловини.

Проблема охорони природи стала одною із найважливіших наукових проблем сучасності, від правильного рішення якої залежить існування людей.

Щорічно нафтогазовидобувними підприємствами здійснюється великий об'єм природо-охоронних заходів, серед яких особливе місце займає охорона водних джерел. З метою попередження можливості попадання нафти або нафтопродуктів в відкриті водоймища всі об'єкти обладнанні очисними спорудами. До таких відносяться всі групові нафтозбірні пункти і цнх підготовкиі перекачки нафти.

5 Організаційно-економічний розділ

Вихідні дані:

Глибина свердловини, м 2420

Глибина підвіски НКТ, м 2335

Склад бригади 1/V, 2/ІV,1/ІІІ

Тарифні ставки, грн. за 1 год. ІІІ - 3,050

ІV - 3,403

V - 3,908

Відсоток преміальних доплат 30

Відсоток нарахувань на заробітну плату 38,87

Ціна за 1 тонну нафти, грн.. 450

Вартість 1 км. Пробігу агрегатів, грн..

УН1 - 630*700А 120,73

А - 50У 47,6

5.1 Визначаємо витрати на підземний ремонт

та промивку піщаної пробки

Ці витрати складають:

1). Заробітна плата бригади ПРС.

2). Нарахування на заробітну плату.

3). Витрати на пряму швидкісну промивку піщаної пробки.

4). Витрати на нафту

5). Амортизація обладнання і зношення інструменту.

6). Транспортні витрати.

7). Витрати на роботу агрегатів.

5.1.1 Визначення витрат по заробітній платі бригади ПРС

Ці витрати складають:

З/Птар = ? Тп.р. * ВР

? Тп.р. - тривалість підземного ремонту, год;

ВР - відносна розцінка бригади ПРС за 1 год. роботи, грн./год.

ВР = n * ТстІІІ + nТст. ІV + nТст.V

де n - чисельність робітників відповідного розряду.

Склад бригади ПРС: оператор ПРС

1/V; бурильник 2/ІV; помічник бурильника 1/ІІІ.

ВР = 1 * 3,050 + 2 * 3,403 + 1 * 3,908 = 13,764 грн./год.

Для визначення тривалості ПР складаємо технічний наряд на підземний ремонт.

Технічний наряд на підземний ремонт свердловини № 24 - Попелі Бориславського родовища:

Вид ремонту: пряма швидкісна промивка піщаної пробки.

Тип підйомника А - 50У

Глибина підвіски НКТ 2335м.

Діаметр труб 73мм. - 292 шт.

Діаметр штанг 22мм. - 292 шт.

Категорія складності ІІ

Оснастка для труб 3 х 4

Оснастка для штанг на пряму.

Технічний наряд таблиця (5.1)

Надбавка часу на не передбачувані роботи визначається згідно § 102, ЄНЧ ч.ІІ., як норматив часу у розмірі 0,4% від нормативної тривалості підземного ремонту на кожні 100 м. Глибини підвіски НКТ.

Час на не передбачувані роботи визначається за формулою:

хв.

Визначаємо заробітню плату по тарифу:

З/Птар= 18,19 * 13,764= 250,37 грн.

Визначаємо суму преміальних доплат:

де %пр - відсоток преміальних доплат;

грн..

Визначаємо доплату за роботу в нічний:

де - кількість годин в нічну зміну;

- 75 відсоткова надбавка за роботу в нічний час;

грн..

Визначаємо загальну заробітну плату бригади ПРС:

З/П= З/Птар + Пр + З/Пн.ч.

З/П = З/Птар + Пр +З/Пн.ч.

З/П = 205,37 + 75,11 + 62,59 = 388,07 грн.

5.12 Визначення суми донарахувань на заробітну плату

де %нар - відсоток нарахувань на заробітну плату.

Згідно рішення Кабінету Міністрів України підприємства здійснюють наступні нарахування на заробітну плату:

- у фонд обов'язкового соціального страхування

- у фонд на випадок безробіття

- у пенсійний фонд

- у фонд соціального страхування нещасних випадків на виробництві.

грн..

5.13 Визначення витрат на пряму швидкісну промивку

Витрати на пряму швидкісну промивку складають:

Впр.п. = Впр.п.ст. + (Н1 - Нст.) ? Взн

де Впр.п. - вартість прямої промивки;

Н1 - висота піщаної пробки;

Нст. - висота стандартної пробки;

Взн - вартість прямої промивки одного метра піщаної пробки понад

висоту стандартної.

5.14 Визначення витрат на нафту

де Vн - об'єм нафти, що використовується при промивці піщаної

пробки.

Ц - ціна за 1т. нафти

де Двн. - внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м.

Lcв - глибина свердловини, м.

dз, dвн. - зовнішній та внутрішній діаметр НКТ, м.

dвн., dвих. - внутрішній діаметр вхідної та вихідної лінії, м.

Lвих. вх. - довжина вхідної і вихідної лінії.

Vзап. - потрібний запас нафти, м3.

Вн= 19,86 ? 450 = 8937 грн.

5.15 Визначення амортизаційних відчислень на роботу обладнання та зношення інструменту

А = На ? ?Тп.р.

де На - норма амортизації та зношення інструменту.

?Тп.р. - тривалість підземного ремонту, доби.

А = (96 + 79,8) • 0,7579 = 133,24 грн.

5.16 Визначення транспортних витрат

Розрахунок по транспортним витратам зводим в таблицю (5.2).

Таблиця 5.2

?Вроб.агр. = 3061,92 грн.

Визначити витрати на підземний ремонт, що зв'язаний з промивкою піщаної пробки в свердловини 24-Попелі Бориславського родовища.

Кошторис витрат на підземний ремонт.

Таблиця 5.4

?Впр. = 13592,11 грн.

Визначаємо вартість 1 години роботи бригади ПРС при промивці піщаної пробки:

В 1 год = , грн./год;

В 1 год = , грн./год;

Висновок

Технічно - економічний розрахунок показав доцільність проведення ПРС по промивці піщаної пробки по представленому проекту.

ЛІТЕРАТУРА

1. Андрєєв А.Ф., Смірнова Є.А. Збірник задач по економіці організації і планування. М., Надра, 1981р.

2. Бойко В.С. Розробка та експлуатація нафтових родовищ. К., ІСДО, 1995р.

3. Бухаленко Е.И. Бухаленко В.Е. Оборудование и інструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991 г.

4. Єгоров А.Е. та інші. Економіка нафтової та газової промисловості.М., Надра. 1987р.

5. Сароян А.Е. и др.. Труби нафтяного сортамента. М., Недра, 1987г.

6. Шадріна А.М. Нафтовий комплекс Прикарпаття. К., Наукова думка, 1994р.

7. Юрчук А.М. Истомин А.З. Расчеты в добычие нефти. М., Недра, 1979г.

Страницы: 1, 2