Вступ

Курсове проектування з дисципліни технологія видобутку нафти проводиться на завершальній стадії навчального процесу і сприяє закріпленню теоретичних і практичних знань. Воно дає можливість для вирішення задач пов’язаних з розробкою та експлуатацією нафтових родовищ, по суті вирішує проблеми процесів гірничого виробництва з вилучення корисних копалин (нафти, газу) з надр Землі.

Нафтогазова промисловість України виникла на базі нафтового промислу України (видобуток і переробка нафтової ропи, асфальту, озокериту та інших бітумних мінералів), який існував від найдавніших часів аж до початків і зародження великої нафтово-озокеритної, а згодом і газової, видобувної та переробної промисловість як у краю, так і у Європі починаючи з 1853 р. Нафтова промисловість відіграє значущу роль в економіці країни, адже вона забезпечує більшість галузей народного господарства необхідною сировиною, продуктами нафтопереробки. Нафта була і залишається стратегічною сировиною і одним з найважливіших факторів економічної незалежності будь-якої держави.

На території України існує три нафтогазових регіони: Карпатський, Дніпро-Донецький і Причорноморсько-Кримський. Довжина нафтопроводів складає 3,8 тис. км. З 31 нафтоперекачувальною станціями. Довжина газопроводів 34 тис. км., які обслуговує 212 компресорні станції.

Україна має 13 підземних сховищ газу з об’ємом 43 млрд. куб. м. Протягом останніх років галузь стабілізувала виробництво і забезпечила видобування нафти на рівні 4,2 млн. тон і газу на рівні 18 млрд. куб. м.

У курсовому проекті розглянуто тему "Аналіз добувних можливостей свердловин обладнаних УШГН".У роботі впроваджуються дослідження свердловин, які знаходяться на Долинському родовищі.

ДОЛИНСЬКЕ НАФТОВЕ РОДОВИЩЕ розташоване в Івано-Франківській області. Спосіб експлуатації - фонтанний і насосний. Площа понад 30 км2. Глибина залягання нафтоносних верств - 1600-3000 м., потужність - до 100-120 м. Густина нафти 840-846 кг/м3, малосірчиста. Експлуатується з 1956 р.

У курсовому проекті описано геологічну характеристику Долинського родовища, продуктивних пластів; вивчені форми залягання і склад порід нафтонасичення пластів. Проведено аналіз добувних можливостей і технологічних режимів роботи свердловини, зроблено розрахунки по вибору устаткування, інструкції і рекомендації з експлуатації свердловини. Відображено роботу штангової свердловинної насосної установки і техніка безпеки при її експлуатації.

1. Загальні відомості про родовище

Долинське нафтогазове родовище розташоване на території Долинського району Івано-Франківської області

Обласний центр м. Івано-Франківськ, який являється досить крупним і культурним центром України, знаходиться в 70 км від родовища і зв’язаний з м. Долина залізницею і автомагістраллю. Такий же зв’язок району встановлений з містами Стрий і Львів. Сільські населені пункти зв’язані між собою переважно ґрунтовими дорогами з гравійним покриттям.

Основними населеними пунктами району є міста Долина і Болехів, села Яворів, Тяпче, Княжолука, Гошів та інші.

Клімат району помірно-континентальний з підвищеною вологістю. Середньорічна температура коливається від +5 С до +7 С, максимальна середньомісячна температура рівна +19.5 С, мінімальна – (- 9.4 С). Річна кількість опадів досягає 600 – 900 мм. Вітри помірні, переважно північно-західного напрямку.

Промислова база району представлена нафтовидобувною й деревообробною промисловістю. В м. Долина розташовані нафтовидобувне управління і управління бурових робіт, які обслуговують Долинське родовище.

Нафтогазовидобувне управління (НГВУ) "Долинанафтогаз" розробляє десять нафтових родовищ, розташованих в межах Долинського і Рожнятівського районів Івано-Франківської області. За обсягом видобутку нафти і газу посідає четверте місце серед шести споріднених підприємств ВАТ "Укрнафта". В 1999 р. видобуто 310 тис. тонн нафти і 80 млн. кубометрів газу, реалізовано товарної продукції на суму 104 млн. грн., отримано прибутку 49 млн. грн., балансова вартість основних фондів на 1.01.1999 р. становила 512,0 млн. грн.

1.1 Стратиграфія

Долинське нафтове родовище - належить до Бориславсько-Покутського нафтогазоносного району Передкарпатської нафтогазоносної області Західного нафтогазоносного регіону України

Розріз Західного Нафтогазоносного регіону охоплює стратиграфічний інтервал від архею до плейстоцену включно.

В будові Долинської складки приймають участь флішеві утворення верхньої крейди (відходи стрийської свити), ямненьської свити палеоцена, манявської,вигодської і бистрицької свити еоцена, а також менілітової свити олігоцената, моласові відклади міоцену(поляницька і воротищенська світи). Весь цей комплекс перекривається поменицькою і ворокинценською свитами.

Відклади стрийської світи представлені ритмічним чергуванням аргілітів, алевролітів, пісковиків і значно рідше – вапняків. Вони складають ядро складки і розкрита товщина їх змінюється від 140 м 2377 м.

У розрізі ямненської світи виділяються яремчанський строкатий горизонт, виражений тонкоритмічним чергуванням зелено-сірих, вишнево-червоних і темно-коричневих аргілітів з тонкими прошарками пісковиків, алевролітів та вапняків і товща масивних ямненських пісковиків, складена масивними жовтуватими та світло-сірими пісковиками, розділеними прошарками аргілітів і лінзами гравелітів та конгломератів. Товщина яремчанського горизонту досягає 40 м, а світи в цілому – 60 - 150 м.

Манявські відклади представлені нижньою барвистою аргілітовою пачкою, піщано-аргілітовою, аргілітовою, верхньою піщано-аргілітовою і верхньою барвистою аргілітовою пачками. Аргілітові пачки складені, як правило, аргілітами з рідкими прошарками алевролітів і пісковиків. У розрізі піщано-аргілітових горизонтів спостерігається тонке чергування пісковиків, алевролітів та аргілітів. Загальна товщина манявських відкладів змінюється від 220 до 550 м.

Вигодська світа виражена жовтуватими або бурувато-сірими масивними пісковиками середньо- і дрібнозернистими, іноді з прошарками та лінзами грубозернистих пісковиків, гравелітів і конгломератів. Товщина її складає 80-170 м. На основі детальної кореляції в розрізі вигодської світи виділяється три пачки

Бистрицька світа представлена двома фаціями: попельською, яка залягає безпосередньо на вигодських відкладах, і бистрицькою. Перша з них характеризується чергуванням пластів аргілітів, алевролітів і пісковиків. Друга, як правило, виражена глинистими породами товщиною від 6 до 22 м.

У покрівлі бистрицької світи залягає так званий шешорський горизонт, який представлений чергуванням світло-сірих і зеленувато-сірих вапняків, доломітів, мергелів і аргілітів, рідше – пісковиків. Товщина горизонту 5 - 10 м, а бистрицької світи в цілому – 90 - 120 м.

Менілітова світа на родовищі розділяється на три підсвіти: нижньо-, середньо- і верхньоменілітову.

У підошві нижньоменілітової світи залягає роговиковий горизонт, представлений прошарками роговиків, які чергуються з аргілітами, пісковиками і мергелями. Вище його виділяється аргілітовий горизонт, виражений аргілітами з рідкими прошарками алевролітів, над яким залягає клівський горизонт, представлений чергуванням аргілітів, дрібнозернистих пісковиків і алевролітів. Горизонт других зеленувато-сірих аргілітів, який перекриває клівський горизонт, складений в основному аргілітами з рідкими прошарками алевролітів і пісковиків. Завершує розріз нижньоменілітової підсвіти піщано-аргілітовий горизонт, представлений чергуванням пісковиків і аргілітів з переважаючим об’ємом піщаних порід. Товщина нижньоменілітових відкладів змінюється від 115 до 240м.

Середньоменілітова підсвіта розділяється на два горизонти: перших зеленувато-сірих аргілітів і піщано-аргілітовий горизонт високого опору. Перший з них, що залягає у підошві підсвіти, представлений аргілітами з незначними за товщиною прошарками алевролітів і пісковиків, а другий – чергуванням пісковиків (часто дуже щільних), алевролітів, аргілітів, зрідка мергелів і конгломератів. Товщина підсвіти – 70 –150 м.

Верхньоменілітові відклади неузгоджено перекривають середньоменілітові.

У розрізі їх виділяється три горизонти: верхніх роговиків, туфітовий і піщано-аргілітовий. Горизонт верхніх роговиків виражений кременями з

прошарками аргілітів і пісковиків. На окремих ділянках він розмитий, але в інших місцях товщина його досягає 50 м. Туфітовий горизонт складений в основному туфітами, які чергуються з прошарками аргілітів, алевролітів і пісковиків. А піщано-аргілітовий горизонт представлений аргілітами з прошарками пісковиків і алевролітів. Товщина підсвіти змінюється від 53 м у свердловині 27 до 225 м у свердловині 56.

Неогенові відклади на родовищі залягають на розмитій поверхні менілітових відкладів і представлені поляницькою, воротищенською та стебницькою світами. Розріз поляницької світи виражений ритмічним чергуванням аргілітів, алевролітів і рідше пісковиків. Товщина його змінюється в дуже широких межах – від 400 до 1800 м.

Відклади воротищенської світи розділяються на три підсвіти, з яких нижньоворотищенська складена глинами з рідкими прошарками пісковиків і алевролітів та лінз конгломератів, середньоворотищенська – різнозернистими пісковиками з прослоями мікроконгломератів і брекчированих глин, а воротищенська – засолоненими глинами з прошарками пісковиків, прожилками і вкрапленнями волокнистого гіпсу та солі. Товщина воротищенської світи 1000 - 1500 м.

Відклади стебницької світи поширені у північно-східній частині родовища і представлені глинами з прошарками слюдистих алевролітів і пісковиків. Товщина їх досягає 400 - 600 м.

Четвертинні відклади товщиною 20 – 35 м виражені на площі суглинками з тонкими прошарками галечникового і щебенистого матеріалів.

1.1.1 Коротка історія геологічних досліджень

У Галичині про нафту знали з давніх часів і не тільки у Бориславі, а й у всій прикарпатській смузі від Добромиля до Биткова й Кут і далі в Румунію. Подекуди чорна горюча рідина просочувалася на поверхню землі і люди копали там колодязі, тим самим започатковуючи таку важливу сьогодні галузь промисловості. У Долинському регіоні, де нині експлуатується десять родовищ, промисловий нафтовидобуток започаткувався в підгір'янському селі Ріпному (до 1880 року - Ропне), де віддавна селяни використовували маслянисту чорну рідину для змащування возів та для інших господарських потреб.

Наприкінці XIX століття колодязний спосіб видобутку нафти почало витісняти буріння глибших свердловин механічним, ударним методом. Перші бурові роботи в Ріпному розпочалися в 1887 році, а вже в 1892 році тут діяло 11 свердловин. Ще через чотири роки з 28 свердловин за рік було видобуто 2360 тонн нафти.

Видобуток нафти, особливо в Галиччині, збільшився після відкриття в 1919 році нових покладів. Уже в 1920 році на новій площі Гомотівка знаходилось 24 свердловини, які дали за рік 7970 тонн нафти.

Перші відомості з геології району Долини знайдено в праці Є. Дуниковського, яка була надрукована в 1891 році. Ще в ті далекі часи фірма "Карпатія" на околиці Долини в Підлівче вела пошуки нафти і є відомості, що одна із свердловин була пробурена до глибини 750 метрів і на глибинах 170 і 500 метрів виявлено нафтоносні пласти. Однак налагодити промисловий видобуток нафти "Карпатії" не вдалося через те, що вибухла перша світова війна, яка призвела до занепаду нафтовидобутку на Прикарпатті.

Але нафтові промисловці не втрачали надії знайти в Долині значні поклади нафти. На Підлівче не раз навідувалися підприємці з Борислава і Львова, цікавлячись перспективами нафтовидобутку. Врешті, фірма "Польмін" в 1935 році забурила тут дві свердловини. В одній із них на глибині 471-472 метрів було відкрито шар насичених нафтою пісковиків. Однак продуктивність їх була незначною і свердловину поглиблювали далі. Цікаво також і те, що, починаючи з глибини 250 і до 350 метрів, буровики натрапили на поклади кристалічної солі. Видобуток нафти з пробурених свердловин (переважно в межах 150-500 метрів) був невисокий. Збереглися відомості про те, що в 1935 році в Долині видобуто 6,5 тонн нафти. І все ж за рахунок буріння нових свердловин видобуток нафти збільшувався і в 1939 році було видобуто 415 тонн. Отже, у 30-рр. XX ст. було пробурена близько 60 неглибоких свердловин на нафтоносні горизонти Воротищенської світи. Припливи нафти складали від 0,1-0,6 т/добу.

Після війни в Долині була створена дільниця з видобування нафти, яку очолював майстер Петро Кульчицькпй. Але в подальшому родовище виснажувалось, видобуток нафти знижувався і в 1949 році із 20-ти свердловин видобувалась всього одна тонна нафти за добу. Тому дільницю було ліквідовано і передано Підляській дільниці того ж Ріпнянського нафтопромислу. Разом з тим, наявність в Долині хоч і незначних запасів нафти, дало підставу геологам розпочати у повоєнний період пошуки нових родовищ в Долинському нафтопромисловому районі.

Відкриттю Долинського нафтового родовища передувала наполеглива, цілеспрямована праця цілої плеяди вчених-геологів таких, як Б.В. Глушко, Г.Н. Доленко, О.С. В'ялов, P.M. Ладиженський, В.Б. Порфир'єв та багато інших, які по новому підійшли до вивчення геологічної будови регіону, формування покладів і накопичення промислових запасів нафти і газу. На цій основі були видані теоретичні обґрунтування і з достатньою точністю практичні рекомендації щодо закладання перших пошукових свердловин у межах Долинського району.

У вересні 1949 року на виділену за результатами геологічної зйомки(1947 р.) глибинну складку в Долині розпочато буріння глибокої розвідувальної свердловини № 1. Очолював бригаду майстер В.Т. Трапінзон.З цієї свердловини у 1950р.з менілітових відкладів олігоцену(інтервал 1543-1818 м) отримано фонтан нафти 30 т/добу.

Враховуючи перспективи розвитку нафтогазовидобутку в регіоні, в серпні 1952 р. був створений укрупнений Долинський нафтопромисел № 1 об'єднання "Укрнафта". Начальником і головним інженером промислу були призначені спеціалісти з Борислава Л.М. Перебаєв і О.І. Гайворонський, а головним геологом - випускник Львівської політехніки М.І. Шубін.

Разом з тим, відкриття свердловиною №1 Долинського нафтового родовища сприяло дальшому нарощуванню геолого-пошукових і бурових робіт в Долинському нафтопромисловому районі. Бурові роботи проводили дві бурові організації - Долинська контора буріння і Болехівська нафторозвідка, в складі яких було 12 бурових бригад. Вже у 1955 р. менілітовий поклад Долинського родовища експлуатувався 18-ма фонтанними свердловинами, річний видобуток чорного золота досяг 145 тис. тонн. А попереду були нові відкриття. В 1956 р. відкрито потужний вигодський, а в 1958 р. манявський поклади Долинського родовища. В період з 1959 по 1963 pp. відкриті і введені в експлуатацію Спаське, Північно-Долинське і Струтинське родовища.

З відкриттям Долинського та інших родовищ і поступовим введенням до експлуатації видобувних свердловин починається стрімке нарощування видобутку нафти і нафтового газу. В 1963 р. досягнуто максимального видобутку газу - 1,2 млрд., кубометрів, а в 1966 р. максимального видобутку нафти - 2 млн. тонн. А всього за 50 років (1950-2000 p.p.) нафтовиками видобуто більш як 49 млн. тонн нафти і 19 млрд., кубометрів газу. Долинський нафтопромисловий район стає одним з найбільших нафтогазовидобувних регіонів України.

З відкриттям Долинського та інших родовищ і поступовим введенням до експлуатації видобувних свердловин починається стрімке нарощування видобутку нафти і нафтового газу. В 1963 р. досягнуто максимального видобутку газу - 1,2 млрд., кубометрів, а в 1966 р. максимального видобутку нафти - 2 млн. тонн. А всього за 50 років (1950-2000 p.p.) нафтовиками видобуто більш як 49 млн. тонн нафти і 19 млрд., кубометрів газу. Долинський нафтопромисловий район стає одним з найбільших нафтогазовидобувних регіонів України. В 1957 р. на базі Долинського нафтопромислу створено нафтопромислове управління "Долинанафта", яке в 1970 році перейменоване в нафтогазовидобувне управління "Долинанафтогаз

Нафтогазовидобувне управління (НГВУ) "Долинанафтогаз" розробляє десять нафтових родовищ, розташованих в межах Долинського і Рожнятівського районів Івано-Франківської області. За обсягом видобутку нафти і газу посідає четверте місце серед шести споріднених підприємств ВАТ "Укрнафта". В 1999 р. видобуто 310 тис. тонн нафти і 80 млн. кубометрів газу, реалізовано товарної продукції на суму 104 млн. грн., отримано прибутку 49 млн. грн., балансова вартість основних фондів на 1.01.1999 р. становила 512,0 млн. грн. Основний обсяг видобутку нафти і газу припадає на Долинське, Північно-Долинське, Струтинське і Спаське родовища. Експлуатаційний фонд видобувних свердловин складає 392, нагнітальних - 132. Середня глибина свердловин - 2700 м. Розробка родовищ здійснюється з підтриманням пластового тиску (ППТ) шляхом нагнітання води в продуктивні горизонти. Всі основні родовища знаходяться на пізній стадії розробки, для якої характерні високий рівень обводнення продукції (86%) і поступове зниження видобутку нафти і газу. Експлуатація видобувних свердловин проводиться механізованим способом за допомогою глибинних штангових насосів. Свердловини облаштовані потужними верстатами-качалками вантажопідйомністю 10-12 тон. Широко застосовуються високопродуктивні глибинні штангові насоси діаметром 55-93 мм. Збір і транспортування продукції видобувних свердловин здійснюється по герметизованій напірній однотрубній системі. До 1998 р. вся товарна нафта перекачувалась по нафтопроводу (58 км) в м. Дрогобич на ВАТ "Нафтопереробний комплекс "Галичина". Варто відзначити, що нафта Долинських родовищ має високу якість. В ній відсутні шкідливі сполуки сірки, вміщує в собі до 12% парафіну і смол. При переробці з неї отримують понад 50 відсотків високоякісних світлих нафтопродуктів, мазут, бітум і парафін. Починаючи з 1998 p., майже 80 відсотків Долинської нафти транспортується потужними нафтовозами в м. Надвірну на ВАТ "Нафтохімік Прикарпаття". Для цього на головних спорудах побудовано наливну естакаду, потужність якої може забезпечити поставку в Надвірну всієї Долинської нафти.

Запаси родовища підраховувались у 1955,1959,1967 і 1973 рр.

1.2 Тектоніка

родовище тектоніка розріз свердловина

За сучасними даними Західний регіон України поділяється за такими тектонічними одиницями: Західно-Європейська і Східно-Європейська платформи (Дністровський перикратон, Львівський палеозойський прогин, Рава-Руська складчата зона); Передкарпатський прогин (Більче-Волинська зона, Самбірська зона, Бориславсько-Покутська зона); Складчасті Карпати (Скибова зона, Дуклянська зона, Чорногорська зона, Пенінська зона та ін.);Закарпатський прогин. Карпати у загальному плані складаються з двох частин: Внутрішніх (крейдовий період) і Зовнішніх, які являють собою утворення заключного етапу розвитку Карпатської геосинкліналі. Внутрішні Карпати на території України майже повністю перекриті молодими породами Закарпастького неогенового прогину.

Долинське нафтове родовище знаходиться в першому ярусі складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. По утвореннях палеоцену Долинська складка є антикліналлю з похилим південно-західним крилом і крутим, значною мірою зрізаним насувом, північно-східним. Складка має загальнокарпатське простягання. Склепінна частина її широка, відносно похила. На північному сході і південному заході структура обмежена насувами з амплітудою 0,5-1,5 км, через які контактує із сусідніми антикліналями - Вигодською і Північно-Долинською. Район родовища характеризується покривним стилем тектоніки. Південно-східна перекліналь складки опущена по одному з найбільших за амплітудою (700-800 м) у Бориславсько-Покутській зоні Тур’янського розлому, утворююючи Південно-Долинський блок, фронт якого зміщується на 900м до південного заходу. Піднята частина (Долинський блок) поперечними, а місцями і повздовжніми скидами меншої (25-100м) амплітуди розбита на ряд дрібних блоків. Розміри складки 11,0х2,9 м, висота 1200 м.

Долинське нафтове родовище приурочене до Бориславсько-Покутського нафтогазоносного району Предкарпатського розгину, який займає проміжне положення між Південно-Західним схилом Східно-Європейської платформи і Карпатської складчастої області.

У тектонічному відношенні родовище знаходиться в першому ярусі складок центральної частини Бориславо-Покутської зони. Район родовища характеризується покривним стилем тектоніки. Берегова скиба Карпат частково перекриває перший ярус структур Бориславо-Покутської зони. Поверхня насуву занурюється під кутами 60-90 градусів, які з глибиною зменшуються до 15-20.

Долинська структура являє собою антетричну брахіантиклінальну складку з досить широким склепінням. Крутим і зрізаним північно-східним і більш пологими південно-західними крилами. Кути падіння порід південно-західного крила в склепінній частині складають 5-15,збільшуючись в південно-західному напрямку до 25-40.Південно-східне крило в склепінній частині має кути падіння порід 30-50,а потім воно стає крутим, вертикальним, підгорнутим і зрізається насувом

Долинської складки на Північно-Долинську. По довжині шпажка простежується на 10 км і поділяється на Болехівський, Долинський та Південно-Долинський блоки.

У межах Долинського блоку, де зосереджені основні запаси нафти і газу родовища, виділяється шість ділянок (1-V1), границями яких є поперечні тектонічні порушення з амплітудою 40 – 60 м. Із них I, IV, V і VI ділянки поздовжніми порушеннями розділені ще на дві або три частини. Проте в більшості згадані тектонічні порушення не є екрануючими, особливо в еоценових відкладах, де глинисті прошарки між пластами – колекторами характеризуються незначною товщиною.

Болехівський блок поперечним тектонічним порушенням з амплітудою 175м розділений на дві ділянки, кожна з яких поділена поздовжнім порушенням також на дві частини. При цьому як поперечне, так і поздовжні порушення в межах Болехівського блоку є, найбільш ймовірно, екрануючими.

Південно-Долинський блок обмежений на північному-заході Турянським порушенням, а на південному сході - Оболонським. Розміри блоку по покрівлі верхньоменілітових відкладів 2,5х2км.

В проміжковій розробці Долинського родовища знаходяться шість покладів (зверху в вниз):менілітовий, бистрицький, манявський та ямненський, які об’єднані в три об’єкти розробки-менілітовий, вигодсько-бистрицький і манявсько-ямненський.

В районі Долинського родовища виділяють з північного-заходу на південний-схід такі опущення:

1. Таняво-Болехівське;

2. Долинське;

3. Оболонське, які відділяють одне від одного пектантними порушеннями.

Таняво-Болехівське порушення обмежене на північний захід Стрийським порушенням, а на південний схід-Свіченим. В центральній частині-Сукільським, яке ділило його на Танявський і Болехівський блоки. На південний схід від Свіченого знаходиться Долинське підняття. Будова Долинського блоку ускладнена п’ятьма поперечними порушеннями, а також трьома невеликими продольними порушеннями

1.3 Відомості про нафтогазоносність і водоносність розрізу

За прийнятою в УкрДГРІ схемою нафтогазогеологічне районування Західного регіону має такий вигляд: Балтійсько переддобрудзька нафтогазоносна провінція: Волино-Подільська нафтогазоносна область(Волинський нафтогазоносний район (НГР),Подільський перспективний район (ПР),Бузький газоносний район (ГР),Нестеровський перспективній район);Карпатська нафтогазоносна провінція:Предкарпатська нафтогазоносна область (Більче-Волинський нафтогазовий район, Бориславсько-Покутський нафтогазоносний район), Карпатська нафтогазоносна область (Скибовий нафтогазоносний район Кросненський перспективний район), Закарпатська газоносна область(Мукачівський газоносний район, Солотвинський газоносний район).

Процес нафтонагромадження в надрах зумовлюється сукупністю сприятливих геологічних факторів і перш за все особливостями тектоніки місцевості, літолого фаціальним складом відкладів та гідрогеологічними умовами району. При генетичному районуванні нафтогазоносних територій перевагу слід віддавати структурно-тектонічному фактору.

Нафтоносна територія Бориславсько-Покутської зони дає підставу розглядати цю геотектонічну одиницю, як окрему нафтогазоносну область, яка характеризується єдністю геологічної будови та геологічної історії розвитку, схожістю регіональних умов літогенезу включаючи умови нафтогазоутворення і умови нафтогазонагромадження.

Основним нафтогазоносним комплексом є палеоген. По його горизонту розподіл покладів нерівномірний: найменше їх в утвореннях палеоцену, найбільше -олігоцену. Останні містять промислові скупчення майже у всіх родовищах Бориславсько-Покутської зони. Тут скупчення вуглеводнів пов’язано з асиметричними, нерідко лежачими антикліналями.

Нафтоносним є розріз від Воротищенської світи еоцену до манявської міоцену включно, але промислові поклади наявні лише в утвореннях менілітової, бистрицької, вигодської і манявської світ.

Скупчення нафти в розрізі менілітової світи містяться в пластах пісковиків та алевролітів. Вся товща ділиться на три горизонти: перший-верхньоменілітова, другий - середньоменілітова і третій - нижньоменілітова підсвіта. В кожному з них виділяють від 4-6 до 15-20 пластів пісковиків товщиною 0,5-8 м. Піскуватість зростає з глибиною. Якщо середня ефективна товщина першого горизонту 12 м, то другого-38 м, а третього-93 м. Відповідно змінюються і початкові дебіти свердловин:з першого горизонту 5,5-30,з другого-35-70, третього - до 450 т/добу. Відсутність водоносних горизонтів серед нафтових дала можливість експлуатувати поклади менілітової світи спільним фільтром довжиною від 100 до 600 м як об’єкт розробки.

Другий об’єкт розробки об’єднує поклади бистрицької та вигодської світ. В першій зустрічається від 2 до 7 піщаних пластів, у другій-11-20 пластів, які містять основну частину запасів родовища.

Утворення манявської світи є третім об’єктом розробки, що охоплює до 8 піщаних пластів.

Поклади родовища мають спільний водо-нафтовий контакт і за типом відносяться до масивно-пластових склепінних тектонічно екранованих. Природній режим їх пружний та розчиненого газу.

Промислова розробка менілітового покладу здійснюється з 1956р.,вигодсько-бистрицького - з 1959р.,а манявського - з 1961 р.

Кожний поклад розбурювався самостійною сіткою свердловин, але деякі з них розробляли два поклади одночасно. Всього на родовищі пробурено 356 свердловин, з яких 31 ліквідована після буріння. В експлуатації знаходилося 289 свердловин, ліквідовано після неї 9.Максимальна кількість діючих видобувних свердловин-190 (1991 і 1993 рр.). Пластовий тиск підтримувався протягом всього періоду заводнення(закачування води) 129 свердловинами, з яких 26 уже ліквідовано. Максимальна кількість діючих нагнітальних свердловин-74 (1987-1989 рр.). Найбільша щільність сітки свердловин-8,2 га на свердловину, поточна, при наявному фонді,-- 9,2 га на св..

Менілітовий поклад розробляється 86 свердловинами, 60 з яких мають дебіти нафти менші 1 т/добу (в середньому 0,2 т/добу ). Основний видобуток (64% ) у 1993р. отримано з 23 свердловин дебіт яких змінюється від 1 до 6 т/добу. Більший дебіт (8-9 т/добу) мали лише три свердловини.

Свердловини експлуатуються переважно глибинно-насосним способом. Видобуток нафти складає 99,4%(середній дебіт нафти-1,2,рідини-6,6 т/добу).

Закачування води в менілітовий поклад здійснюється через 32 свердловини і забезпечує компенсацію поточного відбору в пластових умовах на 119,1 %. Середня приймальність нагнітальних свердловин-23,7 куб. м./добу при тиску нагнітання 14-16 МПа. Поточний пластовий тиск складає 22,0 МПа.

Видобуток нафти з Вигодсько-Бистрицького покладу здійснюється 93 свердловинами,9 з яких характеризуються дебітом меншим 1 т/добу,58-від 1 до 5,13-від 5 до 10, 10-від 10 до 20 і лише у трьох свердловинах він більший 20 т/добу.

Свердловини експлуатуються фонтанним і насосно-глибинним (84) способами. Видобуток з перших становить 8,9%(середній дебіт нафти-5,2 т/добу, рідини-77,5 т/добу), з других-91,1% (середній дебіт нафти-9,0 т/добу, рідини-88,2 т/добу).

Закачування води здійснюється через 31 св. Середня приймальність нагнітальних свердловин 211,4 куб. м/добу при тиску нагнітання 14-16 МПа. Поточний пластовий тиск 25,8 МПа.

Видобуток нафти на Манявському покладі здійснюється 24 свердловинами,12 з яких характеризуються дебітами меншими 1 т/добу.

Фонд видобувних свердловин експлуатується переважно глибинно-насосним способом, лише три св. - фонтанним. Із останніх одна свердловина характеризується дебітом нафти 18,1 т/добу,рідини-32,4,а дебіт двох інших не перевищує 0,3 т/добу нафти і 38-рідини.Видобуток нафти із насосних свердловин становить 62,7%.Середній дебіт нафти 1,6 т/добу,рідини-14,2.

Закачування рідини в Манявський поклад здійснюється через 12 св., середня приймальність яких 39,3 куб. м/добу при тиску нагнітання 14-16 МПа.

Поточний пластовий тиск у покладі 24,7 МПа.

Отже, поклади родовища масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, один з них - пластовий, літологічно обмежений. Колектори - пісковики і алевроліти. Тип колектора порово-тріщинний( Пористість 7,8-12,3%, проникність 0,1-110 мД.). В Бориславсько-Покутському НГР в структурах першого ярусу тиски близькі до гідростатичних або більші за них. Глибина залягання покрівлі покладу 1600 м, Глибина залягання нафтоносних верств - 1600-3000 м., потужність пластів - до 100-120 м. Висота Покладу 1401 м. Початковий пластовий тиск 30,4 МПа, температура 54-82 °С. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 38320 тис. т; розчиненого газу - 12963 млн. мі. Густина дегазованої нафти 769-844 кг/мі. Вміст сірки у нафті 0,17-0,32 мас. %, парафіну 8,3-11,5%, смол 6 -19%. Спосіб експлуатації - фонтаний і насосний. Для підтримки пластового тиску використовується законтурне заводнення.

2. Застосоване обладнання

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.

Схема та принцип роботи штангової насосної установки

СШНУ (рис. 2.1) 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 (рис. 2.1 б) 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.

Рисунок 2.1 - Схема штангової насосної установки: а – загальна схема: 1 – свердловинний насос; 2 –насосно-компресорні труби; 3 – штанги; 4 –трійник; 5 – сальник; 6 – план-шайба; 7 – полірований шток; 8 – траверси; 9 – підвіска; 10 – головка балансира; 11 – балансир; 12 – опора; 13 –кривошип; 14 – шатун; 15 – редуктор; 16 – електродвигун; 17 – рама; 18 – бетонна основа; 19 –анкерні болти; 20 – роторна противага; 21 – балансирна противага

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 180є 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 чи прокату 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 підвісу шатуна до балансира дорівнює двом радіуса кривошипа. Якщо обидва плеча балансира одинакові по довжині, то довжина ходу чепцевого 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: невстановлені і встановлені. У кожній з цих груп насоси встановлюють різних типів, що відрізняються конструктивними особливостями, габаритами, пристроєм плунжера.

Невстановлені 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.

2.1 Аналіз добувних здібностей свердловин

2.1.1 Визначення максимального допустимого тиску в свердловині

при n ≤50%

при n ≥50%

Рmax.доп - максимально допустимий тиск

Рнас - тиск насичення

Свердловина №101 n=71,4% =0,3∙20=6 МПа

Свердловина №103 n=11,4% =0,75∙20=15 МПа

Свердловина №104 n=99,1% =0,3∙20=6 МПа

Свердловина №105 n=8,3% =0,75∙20=15 МПа

2.1.2 Визначення максимального допустимого дебіту свердловин

куб.м/добу

Qmax.доп - максимально допустимий дебіт свердловини, ;

К - коефіцієнт продуктивності, т/добу/МПа;

Рпп - пластовий тиск, МПа;

Рmax.доп - максимально допустимий тиск, МПа;

Свердловина №101 Qmax.доп =0,1(24,8-6)=1,88

Свердловина №103 Qmax.доп =0,2(35,4-15)=4,08

Свердловина №104 Qmax.доп =0,4(44,3-6)=15,32

Свердловина №105 Qmax.доп =1(26,8-15)=11,8

2.1.3 Визначення різниці між максимальним дебітом і фактичним дебітом свердловини

- різниця між максимальним дебітом і фактичним дебітом свердловини, /добу;

- максимально допустимий дебіт свердловини, ;

- фактичний дебіт свердловини, ;

Свердловина № 101 =1,88-7,9= -6,02

Свердловина № 103 =4,08-11,1= -7,02

Свердловина № 104 =15,32-33,9= -18,58

Свердловина № 105 =11,8-17,7= -5,9

Таблиця 1

№	№	К
п/п	свердловина	т/добу/МПа	МПа	/добу	/добу
1	101	0,1	6	1,88	-6,02
2	103	0,2	15	4,08	-7,02
3	104	0,4	6	15,32	-18,58
4	105	1	15	11,8	-5,9

Висновок: виходячи з розрахунків,які наведені вище, видно,що в свердловинах № 101, № 103, № 104 і № 105 різниця між максимальним і фактичним від’ємна, тому потрібно провести заміну обладнання.

2.2 Аналіз технологічних режимів

2.2.1 Визначення відносної густини газу за повітрям

- густина газу, г/см3 ;

- густина повітря, г/см3;

2.2.2 Визначення газовмісту

- відносна густина газу за повітрям;

- газовий фактор, м3/т;

- густина нафти, г/см3;

Свердловина № 101 =90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056

Свердловина № 103 =90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056

Свердловина № 104 =90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056

Свердловина № 105 =90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056

2.2.3 Визначення густини пластової рідини

- густина нафти, г/см3; - коефіцієнт обводненості;

- густина газу, г/см3; - газовий фактор, м3/т;

- густина води, г/см3; - об’ємний коефіцієнт;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 105

2.2.4 Визначення приведеного тиску

- пластовий тиск,МПа;

- критичний тиск,МПа;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 105

2.2.5 Визначення оптимальної глибини занурення насоса під динамічний рівень

- приведений тиск, МПа;

- тиск в затрубному просторі,МПа;

- густина пластової рідини або суміші, кг/м3;

g - прискорення вільного падіння;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 101

2.2.6 Визначення фактичної глибини занурення насоса під динамічний рівень

- глибина спуску насоса,м;

- динамічний рівень рідини,м;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 105

2.2.7 Визначення різниці між оптимальною і фактичною глибинами занурення насоса

- оптимальна глибина спуску насоса під динамічний рівень,м;

- фактична глибина занурення насоса під динамічний рівень,м;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 105

Таблиця 2

№ свр	G
101	0,09	0,704	0,056	5,51	558	589	-31	1006,52
103	0,09	0,704	0,056	7,86	955	1905	-950	838,94
104	0,09	0,704	0,056	9,84	918	550	368	1092,07
105	0,09	0,704	0,056	5,94	730	1144	-414	830,77

Висновок:в результаті проведених розрахунків,я прийшов до висновку,що в свердловинах № 101,№ 103,№ 105 насоси занурені на більшу глибину, ніж потрібно, тому я рекомендую підняти насоси на 31 м, 950 м, 414 м відповідно, а в свердловині № 104 опустити насос на 368 м. Коефіцієнт подачі насоса на свердловинах № 101, № 102, № 104-0,1; 0,2; 0,4 відповідно, це означає, що насоси працюють не раціонально,отже треба замінити дані штангові насоси. Насос свердловини № 105 працюює раціонально і не потребують змін.

2.3 Вибір обладнання свердловин

2.3.1 Визначення дебіту свердловини

К- коефіцієнт продуктивності свердловини, т/добу МПа.;

Рпл - пластовий тиск, атм.;

Рвиб - тиск на вибої свердловини, атм.;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 103

2.3.2 Визначення глибини спуску насоса

НФ - фактична глибина свердловини, м;

Рв - тиск на вибої свердловини, МПа;

Рпр.опт - гранично оптимальний тиск, МПа;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 105

2.3.3 По діаграмі “АнНИИ” для вибору глибинного обладнання нормального ряду вибираємо діаметр насоса і тип верстата-качалки

Свердловина № 101 СК=12=2,5=4000

Свердловина № 103 СК=6=1,5=1600

Свердловина № 104 СК=12=2,5=4000

Свердловина № 105 СК=6=1,5=1600

Верстат-качалка

Найбільше допустиме навантаження на гирловий шток, кН

Номінальні довжини ходів гирлового штока, м

Найбільший допустимий крутний момент на ведучому валу редуктора, кН·м

Маса комплекту, не більше кг

Балансирні верстати-качалки

СК=6=1,5=1600	60	1,5	16	7200
СК=12=2,5=4000	120	2,5	40	14800

2.3.4 По рекомендаційним таблицям вибираємо тип насосу

Свердловина № 101 НВ1Б-29-30-15

Свердловина № 103 НВ1Б-29-25-15

Свердловина № 104 НВ1Б-38-30-15

Свердловина № 105 НВ1Б-32-30-15

НВ1-вставні з замком зверху;

Б- із товстостінним суцільним (без втулочним) циліндром;

В умовному шифрі насоса, наприклад НВ1Б-29-25-15, позначено:

НВ1- насос вставний з замком зверху; 29-діаметр насоса; 15-довжина ходу плунжера, помножена на 100 мм; 25-напір насоса, помножений на 100 м.

Свердловинні насоси виконання НВ1Б призначені для відкачування з нафтових свердловин малов'язкої рідини із змістом механічних домішок до 1,3 г/л і вільного газу на прийомі насоса не більше 10%. В’язкість видобувальної рідини 0,025 Па∙с.Характеризуються підвищеною міцністю, зносостійкістю і транспортабельністю в порівнянні з насосами із циліндрами виконання ЦС (втулковими).

Насос складається з безвтулкового (суцільного) циліндра виконання ЦБ, на нижній кінець якого нагвинчений здвоєний всмоктуючий клапан, а на верхній кінець - замок, плунжера виконання П1Х, рухомо розташованого всередині циліндра, на різьбові кінці якого нагвинчують: знизу - здвоєний нагнітальний клапан, а зверху - клітку плунжера. Для приєднання плунжера до колони насосних штанг насос забезпечений штоком, що нагвинчений на клітку плунжера і закріплений контргайкою. У розточці верхнього перевідника циліндра розташований упор, впираючись на який, плунжер забезпечує зрив свердловинного насоса з опори. Клапани насосів комплектуються парою «сідло- кулька» Свердловинний насос спускається на колоні насосних штанг в колону насосно- компресорних труб і закріплюється в опорі.

2.3.5 Вибираємо по рекомендаційним таблицям конструкцію насосних штанг і НКТ

Свердловина № 101 Конструкція насосних штанг – двох ступенева

dНШ =22 мм-950 м;

dНШ =19 мм-1844 м;

dНКТ =48 мм;

Свердловина № 103 Конструкція насосних штанг – двох ступенева

dНШ =22 мм-404 м;

dНШ =19 мм-1039 м;

dНКТ =48 мм;

Свердловина № 104 Конструкція насосних штанг – трьох ступенева

dНШ =25 мм-400 м;

dНШ =22 мм-445 м;

dНШ =19 мм-639 м;

dНКТ =73мм;

Свердловина № 105 Конструкція насосних штанг – трьох ступенева

dНШ =25 мм-449 м;

dНШ =22 мм-496 м;

dНШ =19 мм-604 м;

dНКТ =60 мм;

2.3.6 Визначення числа качків

− дебіт свердловини, кг/доб

− площа поперечного перерізу плунжера, м;

S − довжина хода штока, м;

− густина пластової рідини, кг/см;

− коефіцієнт корисної дії насоса;

Свердловина № 101

Свердловина № 103

Свердловина № 104

Свердловина № 105

Таблиця 3

№ св..	Q, т/добу	LH, м	,м	Тип насоса	N, кач/хв.
101	9,2	2794	28	НВ1Б-29-30-15	4,3
103	13,2	1443	28	НВ1Б-29-25-15	8,9
104	31,2	1484	38	НВ1Б-38-30-15	7,3
105	18,0	1549	32	НВ1Б-32-30-15	7,8

Висновок: В курсовому проекті я провів аналіз добувних можливостей свердловин № 101, 102, 103 і 104 Долинського нафтового родовища, визначив максимально допустимі тиски та дебіти свердловин та різницю між максимальним та фактичним дебітами і визначив, що у свердловинах № 101, № 103, № 104 і № 105 необхідно провести заміну обладнання. Провів аналіз технологічних режимів, визначив різницю між оптимальною і фактичною глибиною занурення насосу і зробив висновок, що в свердловинах № 101, № 103 і № 105 потрібно зменшити, а в свердловині № 104 – збільшити глибину занурення насосів. По діаграмам АзНИИ (для вибору глубинного обладнання) та рекомендаційним таблицям вибрав діаметри, типи та конструкцію насосних штанг і НКТ і розрахував число качків верстата качалки всіх свердловин.

Верстат-качалка складається з рами з підставкою під редуктор і поворотні салазки, стійки, балансира з головкою і противагами (при балансирному (або комбінованому зрівноваженні), опори балансира, траверси, опори 6 траверси, двох шатунів, двох кривошипів з противагами (при комбінованому або кривошипному урівноваженні), редуктора 1, гальма, клинопасової передачі (включаючи клинові паси, провідний і відомий шківи), електродвигуна, підвіски гирлового штока з канатом, огородження, кривошипно-шатунного механізму.

3. Охорона надр навколишнього середовища

Завданням законодавства про охорону навколишнього середовища є встановлення відносин в області охорони, використання та відновлення природних ресурсів, забезпечення екологічної безпеки, запобігання і ліквідація негативного впливу господарської діяльності та довкілля.

Кожен громадянин України має право на:

безпечне для його життя і здоров'я навколишнє природне середовище;

отримання екологічної освіти;

участь у роботі громадських екологічних формувань.

Державний контроль у сфері охорони довкілля здійснюють ради депутатів, міністерства охорони навколишнього природного середовища. Нагляд за дотриманням вимог законодавства здійснює генеральний прокурор України. Закон регулює також використання природних ресурсів. Для фінансування заходів з охорони довкілля створено державний і регіональний фонди охорони навколишнього природного середовища за рахунок :

штрафів за забруднення довкілля;

штрафів за порушення норми і правил охорони навколишнього природного середовища;

добровільних внесків підприємств та громадян у законодавстві зазначено заходи щодо забезпечення екологічної безпеки, а також природні території та об'єкти що підлягають окремій охороні ( природно-заповідний фонд, курортні та лікувально-оздоровчі зони, тощо ).

Порушення законодавства України про охорону довкілля тягне за собою дисциплінарну, адміністративну та кримінальну відповідальність. Законодавство України про охорону навколишнього природного середовища складається із зеленого, водного, лісового кодексів, законодавства про надра, про охорону атмосферного повітря, про охорону та використання водних і земельних ресурсів.

3.1 Техніка безпеки при експлуатації свердловин штанговими насосами

При експлуатації свердловин штанговими насосами установками слід забезпечувати достатню міцність обладнання і огородження всіх рухомих частин механізму. Верстати-качалки всіх типів випускаються з огородженнями кривошипно-шатунного механізму і пасової передачі. Необхідно дотримуватись наступних основних вимог безпеки :

- верхній торець гирлового трійника-сальника повинен виступати над рівнем пригирлової не більше ніж на 1 м;

- при набивці ущільнення в корпусі сальника головка його повинна утримуватися на сальниковому штоці спеціальним затискувачем;

- забороняється повертати шків верстата-качалки вручну або гальмувати його шляхом підкладання труби або лома в спині;

- при встановленні пальців кривошипно-шатунного механізму шатун необхідно надійно кріпити до стінки верстата-качалки, повинна бути встановлена площадка з огородженням;

- забороняється надівати і знімати паси, необхідно шляхом пересування електродвигуна;

- під час огляду або зміни окремих частин верстат-качалка повинна бути зупинена;

- канатну і ланцюгову підвіски дозволяється знімати і надівати тільки спеціальними пристроями з підлоги або переносних драбин-площадок, забороняється виконувати ці роботи з балансира верстата-качалки;

- до початку ремонтних робіт електропривід повинен бути відключений, а на пусковому пристрої встановлений плакат : « Не включати - працюють люди ! », на свердловинах з автоматичним і дистанційним управлінням біля пускового пристрою повинен бути закріплений щит з надписом : « Увага ! Пуск автоматичний ! »;

- при обслуговуванні електроприводу персонал повинен працювати в діелектричних рукавицях;

- глибиннонасосна установка перед пуском в експлуатацію повинна бути заземлена. В якості заземлювача електрообладнання повинен бути використаний кондуктор свердловини. При цьому кондуктор повинен бути зв'язаний з рамою верстата двома заземленими провідниками ( переріз кожного 50 мм2 ), які повинні бути в різних точках кондуктора і рами, які доступні для огляду. Заземлюючим провідником може бути кругла, кутова і іншого профілю сталь, крім канату.

Для захисту від поранення електричним струмом при обслуговуванні верстата-качалки застосовують ізолюючі підставки.

3.2 Протипожежні заходи

Нафта і вуглеводневий газ - вибухонебезпечні і легкозаймисті речовини. Вибух або пожежа можуть виникнути при повних відношеннях горючого і повітря, появі джерела загорання. Вибух можливий і при скупченні газу в певних частинах

приміщення. Більшість нафтових газів важчі за повітря, внаслідок чого вони стеляться по землі, заповнюючи заглиблення. Можливими причинами загорання можуть бути : відкритий вогонь, сильне нагрівання, удар, тертя.

До протипожежних заходів відносяться заземлення металічних частин, захист блискавковідводами, своєчасне видалення і охолодження парафінистих речовин. Біля свердловини і інших об'єктів повинен бути протипожежний інвентар для гасіння пожежі, скрині з піском, лопати, лом, сокири, вогнегасники пінні і вуглекислі. Виробнича територія і робочі місця повинні підтримуватися у чистоті. Розлиту нафту і нафтопродукти необхідно збирати, а забруднену площадку - зачищати. Курити дозволяється в спеціально відведених місцях. Газонебезпечні і вогневі роботи можуть виконуватися тільки по наряду ( типу робіт ) спеціально підготовленими робітниками під керівництвом інженерно-технічного працівника, призначеного начальником або головним інженером підприємства.

На кожному підприємстві необхідно мати данні про показники пожежно вибухової небезпеки речовин та матеріалів, котрі застосовуються в технологічних процесів.

Параметри режиму роботи технологічного обладнання, з’єднаного зі застосуванням горючих газів, зріджених горючих газів легкоспалахуючих речовин, а також з наявністю вибухо пожежно небезпечної пили, забезпечує вибухопожежнонебезпечність технологічного процесу.

Температура підігріву темних нафтопродуктів при зберіганні, а також при проведенні зливо-наливних операцій нижче температури спалаху нафтопродукту в закритому тиглі на 35 єС і не перевищувати 90 єС.

На приборах контролю і регулювання позначають допустимі області вибухопожежнобезпечних параметрів роботи технологічного обладнання.

При відхиленнях одного або декількох вибухонебезпечних параметрів від допустимих границь прилади контролю та регулювання подають попереджувальні та аварійні сигнали.

Для кожного резервуара встановлюється максимальна границя заповнення.

Схема обв’язки трубопровода передбачає, як правило, можливість виключення несправного обладнання із технологічного процесу і забезпечує аварійний злив.

Основне та допоміжне технологічне обладнання підприємства захищає від статичного струму.

Роботи на вибухопожежнонебезпечних технологічних об’єктах виконується інструментом, що виключає утворення іскор.

Обладнання лінійної частини магістральних нафтопродукто-проводів, а також їх огорожу тримають в цілому стані, а рослинність в межах огорожі систематично знищують.

Боротьба з пожежами і заходи по їх попередженню можуть бути ефективними тільки в тому випадку, коли протипожежні правила засвоєні і виконуються персоналом підприємства. Задачею інженерно-технічних працівників підприємства є те, щоб при проектуванні установок, розміщенні обладнання, організації технологічного процесу виконувалися діючі правила пожежної безпеки, запроваджуючи заходи для захисту від вогню.

З метою залучення робітників, інженерно-технічних працівників до участі в проведенні пожежно-профілактичних заходів і до активної боротьби з пожежами на підприємствах створюються пожежно-технічні комісії.

В залежності від пожежо- і вибухонебезпечних властивостей речовин, які застосовуються, виробляються або зберігаються, всі виробництва по степеню пожежної безпеки поділяються на 5 категорій: А, Б, В, Г, Д.

Категорія А – виробництва, пов’язані з отриманням, застосуванням або зберіганням: рідин, які мають температуру спалахування парів 28°С та нижче; парів та газів з нижньою межею вибуху 10% і менше в кількостях, які можуть утворювати з повітрям вибухонебезпечні суміші; горючих рідин при температурі нагрівання їх до 250°С.

Категорія Б – виробництва, пов’язані із застосуванням, отриманням, збереженням або переробкою: рідин з температурою спалахування парів від 29 до 120°С; горючих газів, нижня межа вибуху яких більше 10% до об’єму повітря, при застосуванні цих газів в кількостях, які можуть утворювати з повітрям вибухонебезпечні суміші; виробництва, в яких виділяються горюча вовна або пил у такій кількості, що можуть утворювати з повітрям вибухонебезпечні суміші.

Категорія В – виробництва, пов’язані з обробкою або застосуванням твердих паливних речовин або матеріалів, а також рідин з температурою спалахування парів вище 120°С. Ця категорія охоплює, наприклад, склади ПММ, насосні станції по перекачуванню рідин з температурою спалахування парів 120°С.

Категорія Г – виробництва, пов’язані із застосуванням або обробкою речовин, які не згорають, і матеріалів у гарячому, розжареному або розплавленому стані і які супроводжуються виділеннями променистої теплоти, жаринок і полум’я, а також виробництва, які пов’язані із запаленням твердого, рідкого або газоподібного палива.

До цієї категорії, наприклад, відносяться цехи термічної обробки металів, котельні та ін.

Категорія Д – виробництва, пов’язані з обробкою не паливних речовин і матеріалів у холодному стані. Сюди відносяться механічні цехи холодної обробки металів (окрім магнієвих сплавів), компресорні станції повітря та інших негорючих газів, градирні.

Правильне розміщення виробничих будівель і споруд, а також об’єктів буріння, добутку нафти і газу, з врахуванням направлення і швидкості пануючих вітрів, температури і вологості повітря, рівно як і правильне розташування доріг на території нафтогазовидобуваючого підприємства, має істотне значення в забезпеченні пожежної безпеки і успішного тушіння виниклої пожежі.