ведение. 2 Расчетнотехнический раздел 1 Технология проведение работ

• Название: 2 Расчетнотехнический раздел 1 Технология проведение работ
• Анкор: ведение
• Дата: 30.01.2023
• Размер: 111.75 Kb.
• Имя файла: vvedenie_5.doc
• Тип: Документы; #912728

2 Расчетно–технический раздел
2.1 Технология проведение работ
2.1.1 Характеристика добычи нефти штанговыми насосами в условиях Исламовского нефтяного месторождения
Наиболее распространенным способом добычи нефти в на­шей стране является эксплуатация нефтяных скважин штанговы­ми насосами с приводом от станков-качалок (СКН). Около 70% действующего фонда нефтяных скважин в нашей стране эксплуа­тируются глубинными насосами, которыми добывается более 30% от общего объема добычи нефти. Этому способствует простота оборудования и его обслуживания, небольшие затраты на обуст­ройство скважин, что позволяет с высокими экономическими по­казателями эксплуатировать скважины с дебитами от нескольких килограммов до нескольких десятков тонн нефти в сутки.

Штанговыми глубинными насосами можно добывать нефть с глубины до 3000 метров. В основном глубинно-насосную эксплуатацию применяют в среднедебитных (до 30-40 т/сут) и малодебитных (до 1 т/сут) нефтяных скважинах. Глубинный штан­говый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции. Привод насоса осуществляется с поверхности через колонну штанг. Поэтому такие насосы называются глубинными штанговыми насосами.

В промысловых условиях применяются не вставные и встав­ные штанговые насосы.

В не вставных (их еще называют трубные) насосах основные узлы спускают в скважину раздельно. Вначале в скважину на насосно-компрессорных трубах спускается цилиндр насоса, а затем в НКТ па штангах в цилиндр насоса спускаются плунжер и вса­сывающий клапан. Поднимают не вставной штанговый насос также раздельно. Сначала поднимают штанги с плунжером, а за­тем насосно-компрессорные трубы с цилиндром насоса.

ШСНУ предназначены для откачивания из скважин жидкостей с температурой не более 130 градусов, обводненностью не более 99% по объему, вязкостью до 0,3 Па*с, содержанием механических примесей до 350 мг/л, свободного газа на приеме не более 25%.

Штанговый насос состоит из цельного неподвижного цилиндра, подвижного плунжера, всасывающего и нагнетательных клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей.

Таблица 6 –Назначение и область применения ШСНУ

Показание	Значения
температура перекачиваемой жидкости	Не более 130℃
обводненность перекачиваемой жидкости	не более 99%
вязкость жидкости	не более 0,025 Па·с
минерализация воды	до 10 мг/л
максимальная концентрация механических примесей	до 1,3 г/л
содержание свободного газа на приеме насоса	не более 10% по объему
концентрация сероводорода	не более 50 мг/л
водородный показатель попутной воды (рН)	4,2-8

С 2010 года в Исламовском нефтяном месторождение ведется механизированным способом: 2 скважин эксплуатируются при помощи установок штанговых насосов (ШСНУ), 1 скважина – установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), но с 2021 года УЭЦН демонтировали.

Самая высокая наработка на отказ в НП-1, а самая низкая в НП-7 и 8. В ЦДНГ-4 наработка составила 339 суток на 2008 год, 356 суток на начало 2009 года и 334 суток на конец 2009 года. Средняя наработка по СНГ за период с 2008 по 2010 гг. составила 339 суток.

Самым надёжным насосом является НВ-29, его средняя наработка на отказ за период с 2008 по 2010 гг. составила 867 суток. Самым часторемонтируемым является НН-44, его наработка за период с 2009 по 2010 гг. составила 108 суток. Также видно, что насосы вставного типа в целом гораздо надёжнее чем невставного типа.

77% станков-качалок находятся в работе свыше 15-20 лет, ещё 17% это оборудование возрастом от 10 до 15 лет, и только 5% от фонда составляют относительно новые станки качалки, работающие от 5 до 10 лет. Из этих данных следует, что большая часть качалок фонда ШСНУ морально и физически устарели и требуют обновления.

С увеличением дебита наработка на отказ уменьшается, это происходит в связи с увеличением нагрузки на оборудование. При дебите до десять т/сут наработка на отказ составляет 395 суток, с этим дебитом работает 127 скважин. Больше всего УШГН работает с дебитом от 11 до 20 т/сут, наработка при этом режиме составляет 307 суток. При дальнейшем увеличении дебита сокращается количество скважин и их наработка на отказ.



Рисунок 1 – схема УШГН

Принцип действия установки

При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх — происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в над плунжерное пространство цилиндра.

Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.
2.1.2 Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин штанговыми насосами.
–При эксплуатации скважин штанговыми насосными установками наиболее часто встречаются следующие осложнения:

–Наклонно-направленный ствол и значительная искривленность скважины;

–Низкие динамические уровни и продуктивность скважины;

–Повышенное газосодержание продукции скважины на подгазовых зонах;

–Наличие мехпримесей в откачиваемой продукции;

–Повышенная вязкость перекачиваемой жидкости;

–Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО);

–Коррозия подземного оборудования;

–Накопление столба воды между забоем скважины и приемом насоса;

–Отложения парафина в насосе, насосно-компрессорных трубах и штангах.

Часто возникают осложнения в работе штанговой установки из-за вредного влияния газа на насос, уменьшающего коэффициент наполнения насоса. Уменьшение вредного пространства на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан, а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндр насоса. Увеличение длины хода плунжера и уменьшение одновременно диаметра глубинного насоса также уменьшает долю объема вредного пространства. В промысловых условиях часто увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень. При погружении насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа прекращается.

На практике применяются газовые якоря. Работа газовых якорей основана на отделении газовых пузырьков за счет их всплытия в закачиваемом потоке жидкости, использовании принципа центрифугирования при завихрении потока и т.д. Лучшее отделение газа от нефти получают в якоре с несколькими поворотами

струи. Поэтому газовые якоря выпускают двухсекционными, трехсекционными и т.д. На нефтяных промыслах применяются также многокорпусные, трубные, погружные, зонтичные, газовые якоря. Осложняющим фактором в работе штанговых насосных установок является вынос вместе с нефтью к забою скважин песка. При попадании песка в насос нарушается подгонка плунжера, вследствие чего увеличивается утечка жидкости (нефти) через клапаны, а часто заклинивается плунжер в насосе, происходит обрыв штанг, прекращается подача жидкости из скважин, и скважина выводится в ремонт.

Межремонтный период в таких скважинах достаточно короткий. Борьба с вредным влиянием песка ведется с помощью различных фильтров, приспособлений, устанавливаемых перед приемным патрубком штангового насоса, которые называют песчаными якорями. Песчаные якоря бывают различных конструкций, но принцип их действия одинаков. В песчаном якоре частичное отделение песка из жидкости происходит за счет поворота струи на 180°. Песок отделяется и скапливается в нижней части якоря. По заполнении трубы песком якорь поднимают на поверхность и очищают. Длину песчаного якоря выбирают из расчета, чтобы время заполнения его песком приравнивалось к времени износа и смены глубинного насоса. Для лучшего выноса песка иногда используют насосные установки с полыми штангами. В качестве полых штанг применяют насосно-компрессорные трубы. Трубчатые штанги передают плунжеру насоса движение от станка-качалки и одновременно являются трубопроводом для откачиваемой жидкости из скважины. Присоединяют трубчатые штанги к плунжеру с помощью специальных переводников. Жидкость из плунжера поступает в полые штанги, не соприкасаясь с наружной поверхностью плунжера и внутренней поверхностью цилиндра насоса, что исключает заклинивание плунжера песком. При этом увеличивается скорость поступления жидкости на поверхность по сравнению с обычными установками, за счет чего достигается лучший вынос песка.
На практике часто из-за значительного отложения парафина происходит обрыв штанг. Если не принимаются меры по своевременной очистке насосно-компрессорных труб и штанг от парафина, то возникают осложнения во время подъема труб при подземном ремонте скважин. Так как в этом случае скважину заглушить невозможно, то при подъеме штанг плунжер срезает и уплотняет парафин со стенок труб и создает за собой парафиновую пробку, которая вытесняет всю жидкость (нефть) из труб на поверхность, в результате чего загрязняется территория вокруг скважины. Нередко подъем штанг в таких случаях сопровождается выбросом нефти и парафина, возникающим из-за интенсивного выделения газа из нефти по мере ее приближения к устью скважины.

3. 
   Причины образования эмульсии
   

–Высокий уровень импульсных давлений.

Эмульгаторы, вносимые с фильтратами и содержащиеся в пластовых

флюидах

–Степень снижения продуктивности пласта из-за эмульсий в ПЗП зависит от:

Типа эмульсии

Размера зоны образования эмульсии.

–Источниками гидрофильной фазы эмульсий служат:

буровые жидкости

жидкости для закачивание и ремонта скважин

жидкости для обработки пласта.

–Эмульсии стабилизируются:

поверхностно-активными веществами в гидрофобных пластах;

поверхностно-активными добавками - биоцидами, ингибиторами коррозии и осадконакопления;

гидрофобными мелкодисперсными частицам.

Вода в нефти появляется в результате поступления к скважине пластовой воды или воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания давления.

В пластовых условиях нефтяные эмульсии не образуются. Образование эмульсий уже начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем движении по промысловым коммуникациям, т.е. эмульсии образуются там, где происходит непрерывное перемешивание нефти и воды. Интенсивность образования эмульсий в скважине во многом зависит от способа добычи нефти, которая в свою очередь определяется характером месторождения, периодом его эксплуатации и физико-химическими свойствам самой нефти.

При фонтанном способе, который характерен для начального периода эксплуатации залежи нефти, происходит интенсивный отбор жидкости из скважины. Интенсивность перемешивания нефти с водой в подъемных трубах скважины увеличивается из-за выделения растворенных газов при снижении давления ниже давления насыщения, что приводит к образованию эмульсий уже на ранней стадии движения смеси нефти с водой.

При глубиннонасосной добыче нефти эмульгирование происходит в клапанных коробках, самих клапанах, в цилиндре насоса, в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании алектропогружных насосов перемешивание воды с нефтью происходит на рабочих колесах насоса, в подъемных трубах.

В компрессорных скважинах причины образования эмульсий те же, что и при фонтанной добыче. Особенно отрицательно влияет воздух, закачиваемый иногда вместо газа в скважину, который окисляет часть тяжелых углеводородов с образованием асфальто-смолистых веществ. Наличие солей нафтеновых кислот и асфальто-смолистых веществ приводит к образованию эмульсий, отличающихся высокой стойкостью.

В эмульсиях принято различать две фазы - внутреннюю и внешнюю. Внешнюю фазу - жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой

жидкости, называют дисперсионной, внешней или сплошной средой. Внутреннюю фазу - жидкость, находящуюся в виде мелких капель в дисперсионной среде, принято называть дисперсной, разобщенной или внутренней фазой.
2.1.4 Методы борьбы с эмульсией при эксплуатации скважин штанговыми насосами

Существуют следующие способы разрушения нефтяных эмульсий:

–отстаивание;

–фильтрация;

–центрифугирование;

–термическое воздействие;

–электрическое воздействие;

–внутритрубная деэмульсация;

–воздействие магнитного поля.

Отстаивание применяют при высокой обводненности нефти и осуществляют путем гравитационного осаждения диспергированных капель воды. На промыслах применяют отстойники периодического и непрерывного действия разнообразных конструкций*. В качестве отстойников периодического действия обычно используют сырьевые резервуары, при заполнении которых сырой нефтью происходит осаждение воды в их нижнюю часть. В отстойниках непрерывного действия отделение воды происходит при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. В зависимости от конструкции и расположения распределительных устройств движение жидкости в отстойниках осуществляется в преобладающем направлении v горизонтально или вертикально.

Фильтрацию применяют для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода - нет.

Целью использования центрифуги является повышение эффективности разделения на фазы водонефтяной эмульсии, сокращение количества аппаратов, используемых в схемах промысловой подготовки нефти и газа, т.е. снижение металлоемкости добывающей нефтяной промышленности, удаление вместе с водой присутствующих в ней механических примесей, т.е. повышение эксплуатационной надежности промысловых трубопроводов.

Термическое воздействие на водонефтяные эмульсии заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают до температуры 45-80 ⁰С. При нагревании уменьшается прочность слоев эмульгатора на поверхности капель, что облегчает их слияние. Кроме того, уменьшается вязкость нефти и увеличивается разница плотностей воды и нефти, что способствует быстрому разделению эмульсии. Подогрев осуществляют в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах.

Воздействие на эмульсии электрическим полем производят в электродегидраторах, снабженных электродами, к которым подводится высокое напряжение переменного тока промышленной частоты. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капли притягиваются, сливаются в более крупные и оседают на дно емкости.

Внутритрубную деэмульсацию проводят посредством добавления в эмульсию химического реагента-деэмульгатора. Это позволяет разрушать эмульсию в трубопроводе, что снижает ее вязкость и уменьшает гидравлические потери.

Ультразвуковое и магнитное поле воздействуют на поверхностно активные вещества, составляющие бронирующие оболочки глобул воды. Зарядовые ПАВ ориентируются в постоянном магнитном поле согласно силе Лоренца, а парамагнитные частицы – согласно силам обменного взаимодействия. В результате оболочка глобул деформируется, «раскачивается» и разрывается, освобождая капельки воды, которые коагулируют и осаждаются.
2.2 Расчеты технологических процессов
2.2.1 Расчет глубины погружения насоса под динамический уровень
Исходные данные:

D=32 мм- диаметр плунжера насоса;

d=14 мм- диаметр отверстия в седле всасывающего клапана;

S=1,5 м- длина хода сальникового штока;

n=8- число качаний в минуту;

ν=1,05·10^-5- кинематическая вязкость нефти;

P_y=30 кПа- упругость паров откачиваемой нефти;

ρ=850 кг/м³- плотность нефти.
Минимальное погружение насоса под динамический уровень:

[7,стр.100] (1)

где F – площадь сечения плунжера, м²;

f₀ – площадь сечения отверстия в седле всасывающего клапана, м²;

μ – коэффициент расхода, характеризующий пропускную способность клапана и являющийся функцией числа Рейнольдса;

Значение μ находят по графику [7,стр.100] (рис.1)


График для определения коэффициента расхода для различных клапанов штанговых насосов. [7,стр100]

Клапан: 1 - завода им. Дзержинского; 2 – нормального исполнения; 3 – закрытого типа
Число Рейнольдса:

[7,стр.100] (2)


где υ– максимальная скорость жидкости в седле клапана, м/с:



=
По кривой μ=f(Rе), (рис.VI.4), для одинарных клапанов нормального исполнения открытого типа находим μ=0,2

По формуле (VI.7)определяем минимальное погружение насоса под динамический уровень.

[7,стр.100](3)

h_{н min} м.

Таким образом, при погружении насоса более чем на 3,41 м будет обеспечено условие, необходимое для поступления жидкости в цилиндр насоса.
2.2.2 Расчет и подбор колонны насосных штанг.
Исходные данные:

D=32 мм- диаметр плунжера насоса;

L=500 м- глубина;

ρ=850 кг/м³- плотность нефти;

ρ_ш=7850 кг/м³- плотность материала штанг;

S=1,5 м- длина хода сальникового штока;

n=8- число качаний в минуту.
А.С. Вирновский, пользуюсь зависимостью И.А. Одинга, предложил на основе элементарной теории расчетное уравнение для определения приведенных напряжений в любом сечении колонны насосных штанг:

ϭ_пр =  [7,стр.122](4)

где ϭ_max – максимальное напряжение в опасном сечении колонны, которое равно ϭ_ср + ϭ_а. Здесь ϭ_ср – среднее напряжение цикла, действующее на верхнее сечении колонны штанг, определяемое по формуле:

ϭ_ср=Lg . [7,стр.122](5)

Приняв предварительно диаметр штанг d = 16 мм, получим по формуле (VI.32);

Ϭ_ср = 500 42,63 Па;
Ϭ_а = Lg(575 ; [7,стр.122](6)

Ϭ_а=500 (575 =16,13 Па,

где l_c = 1.05 – средний кинетический коэффициент станка-качалки; ω = πn/30 = =3,14·12/30 = 1,255 – угловая скорость кривошипа.

Следовательно,

По формуле [7,стр.122] (7);

Ϭ_max = 42,63+16,13 = 58,76·10⁶ Па.

Проверим напряжение в точке подвески штанг, для чего определим максимальную нагрузку на штанги, польюсь статическим методом по формуле (VI.22);

P_max = P_ж + Р_ш (b +

Pmax=67,9 =43,02 Н,

где b – коэффициент, учитывающий потерю веса штанг в жидкости; F_пл = 67,9 см² – площадь сечения плунжера диаметр 32 мм; q_ш = 3,14 кг – масса 1 м штанг диаметром 19 мм с муфтами.

Максимальное напряжение в точке подвески штанг;

ϭ΄_max = P_max/f_ш = 43,02 = 113 Па,

где f_ш = 3,8·10^-4 м² – площадь сечение штанг.

Подберем сталь для штанг, исходя из установленных норм допускаемых приведенных напряжений ϭ_пр.

В данном случае по приведенному напряжению подходят нормализованные никельмолибденовые (НМ) штанги с d_ш = 19 мм. Они же удовлетворяют требованию о максимальной допустимом напряжении (130 МПа) В небольших количествах выпускаются штанги с допускаемыми напряжениями (150 МПа). Следовательно, эти соответствуют условиям работы.
2.2.3 Расчет технологической эффективности.

Таблица 6 – Исходные данные;

Скважина	до			после			прирост
	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут	Обвод.	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут	Обвод.	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, т/сут
1	0,49	8	94,5	0,81	11,1	94	0,33	3,1
2	1,49	7,2	82,3	2,1	8,43	73,1	0,57	1,24
ИТОГО среднее значение	0,99	7,6	88,4	1,45	9,71	83,5	0,44	2,17

Произведем расчет технологической эффективности по двум скважинам по нефти.

Производим расчет объем добычи при базовом дебите нефти

𝑄нб=𝑞н0∙Т∙𝜂,т [5, стр.4](8)

где 𝑞н0 –дебит скважины до ГТМ,т

Т- период между обработками, сут (принимаем 188 сут)

η- коэффициент эксплуатации скважин (принимаем 0,78)

1. 
   𝑞н1 –дебит скважины после ГТМ, т.
   

𝑄_нб1 = 0,49·188·0,78 = 71,8 т
𝑄_нб2 = 1,49·188·0,78 = 218,4 т

2. 
   Производим расчет планируемой добычи нефти.
   

𝑄_нф = 𝑄_нб + [5, стр.4](9)
Q_нф1 = 71,8 + = 82,8т
Q_нф1 = Q_нф1 = 218,4 + = 252,1 т


3. Расчет дополнительной добычи по скважинам.

∆𝑄= 𝑄_нФ − 𝑄_нб, т [5, стр.4](10)
∆𝑄_н1 = 82,8 – 71,8 = 11 т
∆𝑄_н2 = 252,1 – 218,4 = 33,7 т
4. Дополнительная добыча по двум скважинам.

∆𝑄_общ = ∆𝑄1 + ∆𝑄2 + ∆𝑄3, т [5, стр.4](11)

∆𝑄_общ = 11 + 33,7 = 44,7 т
5.Произведем расчет технологической эффективности по двум скважинам по жидкости.

𝑄_жб = 𝑞_ж0 ∙ Т ∙ 𝜂,т [5, стр.4](12)
𝑄_жб1 = 8 ∙ 188 ∙ 0,73 = 1093 т
𝑄_жб2 = 7,2 ∙ 188 ∙ 0,73 = 988 т
6.Производим расчет планируемой добычи жидкости

𝑄_жф = Q_жб + [5, стр.4](13)
Q_жф = 1093 +

Q_жф = 988 +
7.Расчет дополнительной жидкости по скважинам.

∆𝑄 = 𝑄_жф − 𝑄_жб, т [5, стр.4](14)
∆𝑄_ж1 = 1274,1 – 1093 = 181,1 т
∆𝑄_ж2 = 1151 – 988 = 163 т
8.Расчет дополнительной жидкости по трем скважинам.

∆𝑄_общ = ∆𝑄₁ + ∆𝑄₂, т [5, стр.4](15)
∆𝑄_общ = 181,1 + 163 = 344,1 т
По результатам расчета получили дополнительную добычу нефти по трем скважинам равную 44,7 т и по жидкости 344,1 т
2.3 Промышленная и экологическая безопасность при эксплуатации скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами.
Промышленная.

Основные положения техники безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками - ограждение движу­щихся частей станка-качалки и правильное выполнение требований при ремонте. С внедрением однотрубной системы сбора и транспор­та продукции нефтяных скважин серьезные требования предъявля­ются к оборудованию устья скважины. При сравнительно высоких устьевых давлениях (2,0 МПа и выше) оборудование должно иметь достаточный запас прочности. Необходимо эксплуатировать только стандартное оборудование устья скважин, опробованное и принятое к серийному производству, в частности, устьевые сальники с самоус­танавливающейся головкой типа СУ С1-73-25, рассчитанные на ра­бочее давление 2,5 МПа, и СУС2-73-40 - на давление 4,0 МПа.

При монтаже и эксплуатации станков-качалок предъявляются следующие основные требования техники безопасности:

–Станок-качалку необходимо монтировать под руководством
опытного бригадира или мастера при помощи монтажных приспособлений или крана.

–Все движущиеся части станка должны быть ограждены.

–При нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока и устьевым сальником дол­жно быть не менее 20 см.

–Запрещается проворачивать шкив редуктора вручную и тормо­зить его, подкладывая трубу, лом или другие предметы.

–Запрещается снимать клиновидный ремень при помощи рыча­гов: устанавливать и снимать ремень необходимо путем передвиже­ния электродвигателя.

–При замене пальцев кривошипа шатун следует надежно при­крепить к стойке станка.

–Работы, связанные с осмотром или заменой отдельных частей станка, необходимо выполнять при остановке станка.

–Перед пуском станка-качалки следует убедиться, что станок не на тормозе, ограждения установлены и закреплены, а в опасной зоне нет посторонних лиц.

– До начала ремонтных работ на установке привод должен быть отключен, а на пусковом устройстве укреплен плакат «Не включать -работают люди». На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением у пускового устройства должен быть укреплен щит с надписью «Внимание! Пуск автоматический».

При обслуживании электропривода персонал должен работать в диэлектрических перчатках. Штанговая насосная установка перед пуском в эксплуатацию должна иметь заземление. В качестве заземлителя электрооборудования необходимо использовать кондуктор скважины, который должен быть связан с рамой станка двумя зазем­ляющими проводниками (сечение каждого 50 мм²), приваренными в разных точках кондуктора и рамы, доступных для осмотра. Зазем­ляющим проводником может быть круглая, полосовая, угловая и дру­гого профиля сталь, кроме каната. Для защиты от поражения элект­рическим током при обслуживании станка-качалки применяют изо­лирующие подставки.
Экологическая
Вопрос экологической безопасности при добыче полезных ископаемых в целом, нефти и газа в частности, давно является камнем преткновения между экологами и нефтяниками. Изменения, которые провоцирует нефте- и газодобыча, приводят нередко к необратимым процессам в экологии местности, а масштабы наносимого природе урона огромны. Поэтому действия геологоразведочных компаний происходят в тесном взаимодействии со службами экологического надзора, а также в геологию внедряются современные технологии для более эффективной и безопасной работы

К основным экологическим проблемам ООО «Башнефть-добыча» относятся следующие:

подземные аварии на скважинах, следствием которых является загрязнение водоносных горизонтов; порывы нефтепроводов, влекущие за собой разливы нефти по суше и водоёмам; гибель растений и животных; выбросы газа на устье скважин и из дыхательных клапанов резервуаров; сброс сточных вод в водоёмы; неполное сгорание газа на факелах с образованием угарного газа.

По предотвращению вышеперечисленных опасностей производства, чрезвычайных ситуаций и экологических проблем в ООО «Башнефть-Добыча» ведётся работа по следующим направлениям:

-обеспечение безопасности производства и охраны труда;

-мероприятия по защите работников и инженерно-технического комплекса в чрезвычайных ситуациях;

-разработка мероприятий по охране окружающей среды.

Решением задач по вышеперечисленным направлениям в ООО «Башнефть-Добыча» занимаются: отдел техники безопасности и охраны труда, отдел охраны окружающей среды, отдел гражданской обороны и чрезвычайных ситуаций (ГО и ЧС). Кроме этого, за деятельностью ООО «Башнефть-Добыча» ведут постоянный надзор службы, не относящиеся к предприятию: районные экологические службы, пожарный надзор, Госгортехнадзор.

Важным аспектом экологической безопасности также является безопасность транспортировки полезных ископаемых. Как известно, трубопроводный транспорт представляет собой меньшую опасность для экологии, нежели железнодорожный или автомобильный, однако трубопроводы протяженностью на многие тысячи километров - потенциально опасный объект для окружающей среды. Аварийные ситуации на трубопроводах и месторождениях всегда имеют место быть, поэтому от того, насколько грамотно организована добыча и транспортировка нефти и газа, зависит экологическая безопасность в регионе. Поэтому для безопасности важно понимание необходимости предотвращения аварийных ситуаций в плане проводимой профилактики состояния систем трубопроводов.

И, конечно же, затрагивая такие наболевшие темы экологической безопасности, невозможно не вспомнить о проблеме утилизации попутного нефтяного газа. Сейчас эта проблема актуальна практически для любой нефтедобывающей компании. Попутный нефтяной газ, залегающий вместе с нефтью, на данный момент не осваивается, утилизация его происходит путем сжигания в факелах. Загрязнения атмосферы продуктами горения газа возможно избежать, направив газ на производственные нужды потребителей или самой компании. Однако этот вопрос пока находится на стадии обсуждения, поскольку сооружение транспортной системы для попутного газа требует серьезных вложений. Тем не менее, вопрос утилизации попутного газа в России может быть решен уже в ближайшее время, для этого принимаются соответствующие законопроекты на высшем уровне для сохранения экологической безопасности регионов нефтегазодобычи.

Заключение
Анализ и оптимизация работы скважин, оборудованных штанговыми насосными установками в условиях Исламовского нефтяного месторождения.

В своем курсовом проекте я рассмотрел четыре раздела: геолого- промысловый раздел, расчетно- технический раздел, раздел сбора и подготовки скважинной продукции, раздел автоматизации технологических процессов в добыче нефти и газа.

В геолого- промысловом разделе были рассмотрены общие сведения о литологии, стратиграфии и тектонике Исламовского месторождения, физико- химические свойства нефти, газа и воды, текущее состояние разработки.

При написании курсового проекта был изучены анализ и оптимизация работы скважин, оборудованных штанговыми насосными установками.

В разделе расчеты технологических процессов, произвел расчет глубины погружения насоса под динамический уровень, Расчет и подбор колонны насосных штанг расчет технологической эффективности.

В разделе сбора и подготовки скважинной продукции были рассмотрены технология стабилизации нефти.

В разделе автоматизации технологических процессов в добыче нефти и газа я рассмотрел устройство и принцип действия ультразвукового расходомера.

Литература

1. Андреев Е.Б., Ключиев А.И. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. – ООО Недра-Бизнесцентр, 2008. Издание стереотипное.

2. Дополнение к проекту разботки Юсуповского месторождения, г. Уфа, 2018

3. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. - М.: «Нефть и Газ», издание стереотипное.

4. Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: «Ин-Фолио», издание стереотипное.

5. Снарев А.И. Расчет машин и оборудования для добычи нефти и газа. – М.: Инфра-Инженерия, 2016

6. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», зарегистрирован Минюстом России от 19.04.2013 г.

7. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М.: «Недра», издание стереотипное.