 |
1.1 1.2 Станки-качалки
|
|
|
|
Станок-качалка (рисунок 1. 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.
1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 — противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска.
Рисунок 1. 2 - Станок-качалка типа СКД
Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.
Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рисунок 1. 2). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.
Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока — 7 на рисунке 1. 2) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.
|
|
|
Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и так далее), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.
Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26-16-08-87 выпускаются шесть типоразмеров станков-качалок типа СКД, основные характеристики приведены в таблице 1. 1.
Таблица 1. 1 Основные характеристики станков-качалок типа СКД
позволяет
| Станок‑ качалка | Число ходов балансира, мин. | Масса, кг | Редуктор |
| СКД3 — 1. 5-710 | 15¸ 5 | Ц2НШ — 315 | |
| СКД4 — 21-1400 | 15¸ 5 | Ц2НШ — 355 | |
| СКД6 — 25-2800 | 14¸ 5 | Ц2НШ — 450 | |
| СКД8 — 3. 0-4000 | 14¸ 5 | НШ —700Б | |
| СКД10 — 3. 5-5600 | 12¸ 5 | Ц2НШ — 560 | |
| СКД12 —3. 0-5600 | 12¸ 5 | Ц2НШ — 560 |
В шифре, например, СКД8 — 3. 0-4000, указано Д — дезаксиальный; 8 — наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3. 0 — наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 — наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора, умноженный на 10-2 кН*м.
Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.
|
|
|
Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.
Для передачи возвратно-поступательного движения от привода к плунжеру скважинного насоса используется колонна насосных штанг. Она собирается из отдельных штанг, соединяемых муфтами.
Насосные штанги представляют собой стержень круглого поперечного сечения с высаженными концами, на которых располагается участок квадратного сечения и резьба. Резьба служит для соединения штанг с муфтами, а участок квадратного сечения используется для захвата штанги ключом при свинчивании и развинчивании резьбового соединения ( рис1 ).
Рис. 1 Штанга и муфта
Основными характеристиками насосных штанг являются: диаметр по телу штанги d0 и прочностная характеристика штанги - величина приведенного допускаемого напряжения [σ ]. У нас в стране штанги выпускаются диаметром 16, 19, 22, 25 мм, а допускаемое напряжение, для наиболее широко распространенных марок сталей, составляет 70... 130 МПа. В небольших количествах выпускаются штанги с допускаемыми напряжениями 150 Мпа.
Указанные величины по сравнению с аналогичными прочностными показателями сталей, применяемых в машиностроении, ниже и определяются условиями работы колонны штанг - циклическим нагружением в коррозионно-активной среде, ускоряющей процесс усталостного разрушения штанг.
Выпускаются штанговые муфты: соединительные типа МШ для соединения штанг одного размера и переводные типа МПШ для соединения штанг разного размера.
Муфты каждого типа изготавливаются в исполнении I с «лысками» под ключ и в исполнении II без «лысок».
Муфты каждого типа большей частью изготавливаются из углеродистой стали марок 40 и 45. Предусматривается также изготовление муфты из легированной стали марки 20Н2М для применения в тяжелых условиях эксплуатации.
Для увеличения долговечности штанг, уменьшения воздействия на них коррозионной среды (пластовой жидкости) они подвергаются термической обработке и упрочнению поверхностного слоя металла. Наиболее часто используется следующий вид термообработки: нормализация, закалка объемная, закалка ТВЧ. Поверхностное упрочнение обеспечивается за счет дробеструйной обработки, обкатки роликом. Основная цель поверхностного упрочнения - создание снимающих напряжений в поверхностном слое материала. Кроме того, поверхность штанг покрывают лаками или металлами, стойкими к воздействию окружающей среды.
|
|
|
Для регулирования положения плунжера относительно цилиндра скважинного насоса используют короткие штанги - «метровки» длиной 1000... 3000 мм. Длина обычной штанги 8000 мм.
Особенностью штанг является накатка резьбы. Для сборки ступенчатой колонны из штанг различных диаметров используют переводные муфты МПШГ, позволяющие соединять штанги диаметрами 16 и 19, 19 и 22, 22 и 25 мм. Соединительные муфты изготавливают с лысками и без лысок.
В зависимости от условий работы применяют штанги, изготовленные из сталей следующих марок:
- для легких условий работы - из стали 40, нормализованные;
- для средних и среднетяжелых условий работы - из стали 20НM, нормализованные;
- для тяжелых условий работы - из стали марки 40, нормализованные с последующим поверхностным упрочнением тела штанги по всей длине токами высокой частоты (ТВЧ) и из стали ЗОХМА, нормализованные с последующим высоким отпуском и упрочнением тела штанги по всей длине ТВЧ;
- для особо тяжелых условий работы - из стали 20НМ, нормализованные с последующим упрочнением штанги ТВЧ.
Колонна штанг - один из наиболее ответственных элементов установки, работающей в наиболее напряженных условиях. Прочность и долговечность штанг, как правило, обусловливает подачу, как всей установки, так и максимальную глубину спуска насоса. Обрыв штанг вызывает простои и необходимость подземного ремонта. Разрушение колонны штанг происходит, как правило, либо при разрыве тела штанги, либо при разрушении резьбовых соединений.
Наиболее часто обрывы штанг происходят вследствие усталости металла, в результате переменных нагрузок, концентраций напряжений, коррозионности среды. Усталостное разрушение штанг обычно начинается с поверхности образованием микротрещины. Поверхность излома имеет характерный вид: она состоит из двух зон - мелкозернистой и крупнозернистой. Усталостное разрушение штанг ускоряется переменными нагрузками, концентрацией напряжений и воздействием коррозионной среды, поэтому выбор допускаемых напряжений для штанг представляет собой важную задачу.
|
|
|
На долговечность резьбовых соединений большое влияние оказывает плотность контакта торцов муфты, ниппеля и насосной штанги. При свинчивании резьбовых соединений муфта - штанга должен обеспечиваться контакт между торцами при максимальной нагрузке на штанги.
Необходимо отметить, что наиболее приемлемыми для затяжки резьбовых соединений являются механические ключи с гидро- и электроприводом, позволяющие свинчивать штанги со строго определенным моментом.
Важнейшее условие безаварийной работы колонны штанг - их прямолинейность. Так, при стреле прогиба штанги, равной 0, 5d, растягивающие напряжения увеличиваются в 5 раз. Для искривленных и сильно искривленных скважин применяют шарнирные муфты. Благодаря наличию двух шарниров муфта может изгибаться в двух взаимно перпендикулярных плоскостях. Применение подобных муфт позволяет уменьшить напряжения, возникающие в результате изгиба, а также нормальные силы, обусловленные трением штанг о насосно-компрессорные трубы.
Помимо штанг со сплошным сечением применяют полые штанги для привода скважинного насоса с использованием внутрискважинной депарафинизации, деэмульсации, ингибирования - в этих случаях по внутренней полости штанг подается с поверхности к насосу соответствующий химический реагент. Кроме того их используют для отбора продукции при одновременно-раздельной эксплуатации пластов, а также при необходимости подъема пластовой жидкости с повышенной скоростью, например для предотвращения образования песчаных пробок.
Наиболее распространена конструкция полых штанг с приваренной головкой, имеющей накатанную резьбу для соединения штанг муфтами.
В настоящее время разработана конструкция полых штанг с наружным диаметром тела - 42 мм, внутренним - 35 мм. Материалы - сталь 45 или 35. Поверхность штанг обрабатывается ТВЧ и имеет твердость HRC 48... 53. Головка приваривается к телу штанги.
Одним из важнейших требований к резьбовым соединениям колонны является обеспечение их герметичности.
Применение полых штанг требует применения специального устьевого оборудования: гибких шлангов или коленчатых шарнирных соединений, позволяющих отводить пластовую жидкость из перемещающейся колонны к неподвижному трубопроводу нефтепромыслового коллектора.
|
|
|
2. 2. Анализ добывных возможностей скважин и технологических режимов. Выводы и рекомендации.
Таблица 1- исходные расчётные данные
| Скв. |  ,
| , МПа | , МПа | , МПа |  , %
|
| 1. 1 | 8. 72 | 1. 98 | 6. 2 | 44. 7 | |
| 4. 2 | 9. 7 | 3. 12 | 6. 2 | ||
| 5. 2 | 11. 05 | 3. 52 | 5. 25 | ||
| 7. 6 | 10. 2 | 2. 58 | 5. 25 | 31. 4 | |
| 8. 9 | 9. 06 | 2. 39 | 5. 25 | 29. 8 | |
| 6. 1 | 9. 8 | 2. 4 | 5. 25 | ||
| 4. 6 | 9. 8 | 1. 86 | 5. 25 | 17. 4 | |
| 6. 2 | 10. 2 | 2. 06 | 4. 62 | 32. 9 | |
| 5. 1 | 10. 2 | 1. 88 | 4. 62 | 13. 6 | |
| 5. 2 | 9. 7 | 1. 34 | 4. 62 | ||
| 5. 8 | 5. 51 | 2. 39 | 4. 62 | 13. 8 | |
| 4. 84 | 3. 05 | 4. 62 | |||
| 9. 82 | 3. 22 | 4. 62 | 15. 2 | ||
| 11. 4 | 9. 8 | 3. 28 | 4. 62 | 27. 3 | |
| 7. 2 | 9. 82 | 3. 66 | 4. 62 |
Определение коэффициента продуктивности:
, где:
- 
– фактический дебит скважины,
- – пластовое давление, МПа
- – забойное давление, МПа
| Cкв. №465 |
|
| Cкв. №718 |
|
| Cкв. №417 |
|
| Cкв. №472 |
|
| Cкв. №479 |
|
| Cкв. №501 |
|
| Cкв. №716 |
|
| Cкв. №470 |
|
| Cкв. №715 |
|
| Cкв. №723 |
|
| Cкв. №724 |
|
| Cкв. №725 |
|
| Cкв. №726 |
|
| Cкв. №727 |
|
| Cкв. №730 | 
|
Определение максимально допустимого забойного давления:
При больше 50%: , где:
- – давление насыщения
При меньше 50%:
| Cкв. №465 | 
| |
| Cкв. №718 | 
| |
| Cкв. №417 | 
| |
| Cкв. №472 | 
| |
| Cкв. №479 | 
| |
| Cкв. №501 | 
| |
| Cкв. №716 | 
| |
| Cкв. №470 | 
| |
| Cкв. №715 | 
| |
| Cкв. №723 |
| |
| Cкв. №724 | 
| |
| Cкв. №725 |
| |
| Cкв. №726 | 
| |
| Cкв. №727 | 
| |
| Cкв. №730 | 
|
Определение максимального допустимого дебита скважины:
| Cкв. №465 | |
| Cкв. №718 | |
| Cкв. №417 | |
| Cкв. №472 | |
| Cкв. №479 | |
| Cкв. №501 | 
|
| Cкв. №716 |
|
| Cкв. №470 |
|
| Cкв. №715 |
|
| Cкв. №723 |
|
| Cкв. №724 |
|
| Cкв. №725 |
|
| Cкв. №726 |
|
| Cкв. №727 |
|
| Cкв. №730 |
|
Определение разницы между оптимальным и фактическим дебитами:
| Cкв. №465 |
| ||||
| Cкв. №718 |
| ||||
| Cкв. №417 |
| ||||
| Cкв. №472 |
| ||||
| Cкв. №479 |
| ||||
| Cкв. №501 |
| ||||
| Cкв. №716 |
| ||||
| Cкв. №470 |
| ||||
| Cкв. №715 |
| ||||
| Cкв. №723 |
| ||||
| Cкв. №724 |
| ||||
| Cкв. №725 |
| ||||
| Скв. №726 |
| ||||
| Cкв. №727 |
| ||||
| Cкв. №730 |
| ||||
| Скв. | К | (МПа) | (м3/сут) | 
| |
| Cкв. №465 | 0, 16 | 1. 86 | 1, 09 | -0, 01 | |
| Cкв. №718 | 0, 64 | 1. 86 | 5. 01 | -0. 19 | |
| Cкв. №417 | 0, 69 | 1. 575 | 6. 53 | 1. 33 | |
| Cкв. №472 | 1. 575 | 8. 63 | 1. 03 | ||
| Cкв. №479 | 1. 33 | 1. 575 | 1. 1 | ||
| Cкв. №501 | 0. 8 | 1. 575 | 6. 58 | 0. 48 | |
| Cкв. №716 | 0, 57 | 1. 575 | 4. 68 | 0. 08 | |
| Cкв. №470 | 0. 76 | 1. 386 | 15. 51 | 9. 31 | |
| Cкв. №715 | 0, 61 | 1. 386 | 5. 37 | 0. 27 | |
| Cкв. №723 | 2. 41 | 1. 386 | 20. 03 | 14. 83 | |
| Cкв. №724 | 1. 85 | 1. 386 | 7. 62 | 1. 82 | |
| Cкв. №725 | 6. 14 | 1. 386 | 21. 2 | 10. 2 | |
| Cкв. №726 | 1. 21 | 1. 386 | 6. 97 | -1. 03 | |
| Cкв. №727 | 1. 74 | 1. 386 | 4. 84 | -6. 56 | |
| Cкв. №730 | 1. 16 | 1. 386 | 4. 86 | -2. 34 | |
Таблица 2- Итоговые расчётные данные
Вывод:
Коэффициент продуктивности на скважинах № 465, 718, 417, 501, 716, 470, 715 меньше единицы, что говорит о возможном загрязнении призабойной зоны пласта, которое может быть после подземных ремонтов, отложение АСПО, солей, мех. примесей, нарушение перфорационных каналов, влияние газа, утечки в насосе, НКТ. Для повышения коэффициента продуктивности необходимо провести: ОПЗ, КГРП, перфорационные работы.
Разница между оптимальным и фактическим дебитом в большинстве случаев имеет отрицательные значения, что говорит о том, что есть необходимость уменьшения отбора жидкости.
Причиной высокого коэффициента продуктивности является частичное фонтанирование через насос. Для устранения фонтанирования необходимо провести мероприятия по увеличению отбора жидкости из скважины, путем увеличения числа качаний или увеличения длины хода.
2. 4. Эксплуатация скважин ШСНУ с детальной разработкой вопроса износа штанг
Переменная нагрузка на штанги вызывает усталость, приводящую к внезапному обрыву. При расчете штанг принимается, что напряжения растяжения (сжатия) по поперечному сечению штанг одинаковы в любых точках сечения. В действительности в некоторых точках сечения оно меньше, чем расчетное. В этих точках штанги с течением времени происходит микроскопический сдвиг частиц металла и постепенно образуется трещина, являющаяся концентратором напряжения. Концентрация напряжений развивает трещину, вследствие чего через некоторый момент времени происходит обрыв.
Усталостные трещины образуются также по следующим причинам.
1. Наличие на поверхности штанг механических повреждений от ударов металлическими предметами. На дне риски создается концентрация напряжения и развивается трещина.
2. Появление перенапряжений в поверхностном слое металла, возникших вследствие изгиба штанги при ее транспортировке или спуско-подъемных операциях.
Из-за усталости металла происходит почти 100% всех обрывов. Промысловые наблюдения показали, что более 50% обрывов штанг происходит по резьбе. На обрывы в резьбе также влияет крутящий момент, прилагаемый при затяжке резьбы во время спуска штанг в скважину. Оптимальный крутящий момент для штанг диаметрами 16, 19, 22 и 25 мм равен соответственно 0, 3; 0, 5; 0, 7 и 1, 05 кН*м. На усталостную прочность большое влияние оказывает также рабочая среда, то есть свойства откачиваемых жидкости и газа. Особенно сильное (коррозионное) воздействие оказывает водный раствор сероводорода. Исследуя усталостную прочность материалов штанг в условиях агрессивной среды, установлена причина снижения предела усталости. Причина этого явления в том, что находящиеся в жидкости поверхностно-активные вещества адсорбируются на поверхности металла, в том числе и в мельчайших трещинах, и при переменной нагрузке на штанги не дают возможности силам сцепления между частицами металла сомкнуть цепь. В результате концентрация напряжений в трещинах увеличивается, и трещины быстро развиваются. Поэтому при расчете штанг необходимо учитывать коррозионный предел усталости.
Причина преждевременного выхода штанг из строя - износ муфт. В искривленных скважинах штанговые муфты истираются о насосные трубы, бывают случаи истирания насосных труб. В таких случаях следует применять закаленные шлифованные штанговые муфты, имеющие меньший коэффициент трения, или устанавливать скребки-завихрители, закаленные ТВЧ. Скребки соприкасаются с насосной трубой большей поверхностью, уменьшается удельное давление на трубу и скребок изнашивается медленнее, чем штанговая муфта. В местах резкого искривления скважин на насосных штангах ставят роликовые фонари.
Мероприятия по предупреждению износа штанг
Для предупреждения обрыва штанг и истирания труб применяют закаленные поверхности муфты с овальными кромками и обработанные токами высокой частоты. Для борьбы с коррозией применяют ингибиторы коррозии, которые периодически в нужной дозе подаются в затрубное пространство скважины. Борьбу с отложениями парафина проводят механическим путем с помощью торцевых укороченных пластинчатых скребков, закрепленных к штангам. Эти скребки автоматически поворачиваются на определенный угол при каждом ходе колонны штанг вниз. Для борьбы с отложениями парафина так же проводят периодические термические обработки скважин без их остановки закачкой в затрубное пространство горячей нефти, которая проходя через клапаны и НКТ, расплавляет отложения парафина и вносит их на поверхность. Так же применяют остеклованные или покрытые специальным лаком НКТ, на которых парафин не оседает.
Большие осложнения обусловлены попаданием свободного газа в цилиндры штанговых насосов. Борьбу с этими осложнениями проводят следующими методами:
-Используют насосы с уменьшенным вредным пространством
-Увеличивают длину хода плунжера
-Увеличивают глубину погружения насоса под уровень жидкости в скважине
-Откачивают газ из затрубного пространства
Песок, поступающий из пласта может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. Так же, попадая в насос, песок преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре. Основные мероприятия по борьбе с песком на приеме насоса:
-Установка на приеме насоса песочного якоря
-Регулирование отбора жидкости из скважины;
-Применение трубчатых штанг.
Анализ эффективности мероприятий
Большое количество условий эксплуатации обеспечивает большое многообразие причин выхода оборудования из строя. Одним из важных показателей работы скважин является межремонтный период (МРП). Большинство причин отказов связанно с воздействием эксплуатационных факторов, в число которых и входят обрывы штанг.
Для борьбы с обрывностью штан есть 3 разных метода:
· оптимизация параметров СК;
· внедрение утяжеленного низа;
· установка полиамидных центраторов.
Оптимизацию режима работы скважины можно осуществить, изменяя длину хода полированного штока, или число качаний станка-качалки. Обычно, оптимизация работы приходится дешевле всего, при помощи изменения числа качаний СК. Максимальная нагрузка, действующая на штанговую колонну, находится в квадратичной зависимости от числа качаний, причем, чем больше число качаний, тем больше и приведенное напряжение, и увеличивается вероятность обрыва штанговой колонны.
Внедрение утяжеленного низа позволяет устранить влияние продольного изгиба на нижнюю часть колонны. Обычно используются сплошные штанги большего сечения и состоят из секций длинной 4-5м.
Установка полиамидных центраторов в зоне набора кривизны позволяет предотвратить контакт штанг с НКТ и там самым устранить истирание, что в свою очередь снизит обрывность.
Таблица 6 - Технологическая эффективность методов, применяемых для борьбы с обрывностью штанговой колонны
| Методы борьбы с обрывностью штанговой колонны, ед | Количество скважин | Средняя стоимость мероприятия, тыс. руб/скв. | Средняя длительность проведения мероприятия, сут | Средний МРП до ремонта, сут | Средний МРП после ремонта, сут | Среднее увеличение МРП после проведения мероприятия, сут |
| Внедрение «утяжеленного» низа | 3-7 | |||||
| Оптимизация параметров СК | 1-2 | |||||
| Установка полиамидных центраторов в зоне набора кривизны | 3-4 |
3. Организационная часть
3. 1. Охрана недр и окружающей среды
В процессе бурения и эксплуатации месторождений в недрах нарушается экологическое равновесие. При длительном заводнении продуктивных пластов понижается минерализация пластовой воды и концентрация сульфатов. Развитие биохимических процессов в недрах залежи в свою очередь повышает содержание сероводорода в нефти, пластовых водах и газе, что способствует снижению проницаемости пласта.
Для охраны недр и подземных вод необходимо:
- использовать замкнутый цикл водоснабжения, т. е. сточные воды закачивать в пласт;
- внедрять эффективные методы подготовки нефти, газа и воды с целью снижения потерь углеводородов;
- использовать передвижные ёмкости при освоении, ремонте и глушении скважин с последующей транспортировкой их на УППН;
- использование эффективных диспергирующих средств для удаления нефти и нефтепродуктов с поверхности водоёма;
- так как основным источником загрязнения воды являются сточные воды, то необходимо для их очистки использовать гидроциклоны. Их применение позволяет снизить содержание нефтепродукта в сточных водах до 4-5 мгл/л;
Сокращение потерь от испарения нефти и нефтепродуктов и улучшение экологической обстановки на УППН достигается зе счёт:
- подключение проектируемого резервуара к существующей установке улавливания лёгких фракций (УЛФ);
- обеспечение полной герметизации крышки;
- установка газоуравнительной системы;
- окраска наружной поверхности резервуаров луче отражающими светильными красками.
Экологическая опасность производства характерна для многих отраслей - химической, пищевой, текстильной, деревообрабатывающей, горнодобывающей, производства строительных материалов, транспорта и т. д. Не является исключением и нефтегазодобывающее производство.
Характерной особенностью нефтегазодобывающего производства является повышенная опасность его продукции, т. е. добываемого флюида - нефти, газа. Эта продукция опасна в плане пожароопасности, для всех живых организмов опасна по химическому составу, по возможности газа в высоконапорных струях проникать через кожу вглубь организма. Газ при смешивании с воздухом в определённых пропорциях образует взрывоопасные смеси.
Следующей опасностью нефтегазодобывающего производства является то, что оно способно вызвать глубокие преобразования природных объектов земной коры на больших глубинах - до 10-12 тысяч метров. В процессе нефтегазодобычи осуществляется широкомасштабные и весьма существенные воздействия на пласты. Таким образом, интенсивный отбор нефти в больших количествах из высокопористых песчаных пластов - коллекторов приводит к значительному снижению пластового давления, т. е. давления пластового флюида - нефти, газа, воды и т. д. Нагрузка от веса вышележащих пород первоначально поддерживалась за счёт напряжений в породном скелете пластов, так и за счёт давления пластового флюида на стенки пор. При снижении пластового давления происходит перераспределение нагрузки - снижается давление на стенки пор и, соответственно, повышаются напряжения в породном скелете пласта. Эти процессы могут привести к землетрясениям.
Нефтяная и газовая промышленности опасны по загрязнению окружающей среды и её отдельных объектов. Возможное воздействие их на основные компоненты окружающей среды (воздух, вода, почва, растительный и животный мир и человека) обусловлено большим разнообразием химических элементов, используемых в технологических процессах, а также объёмом добычи нефти и газа, их подготовке, транспортировки, хранению, переработке и широкого разнообразного использования.
Все технологические процессы в нефтяной промышленности (разведка, бурение, добыча, сбор, транспорт, хранение, переработка нефти и газа) при соответствующих условиях могут нарушить естественную экологическую обстановку. Нефть, углеводороды нефти, сточные воды в больших объёмах попадают в водоёмы и другие экологические объекты:
- при бурении аварийном фонтанировании скважин;
- при аварии транспортных средств;
- при разрывах трубопроводов;
- при нарушении герметичности колонны в скважине, технологического оборудования;
- при сбросе неочищенных промысловых вод.
В процессе добычи, подготовки, транспортировки и хранения нефти и газа, загрязнения вызваны утечками углеводородов через неплотные соединения во флянцах, задвижках трубопроводов и в пробоотборных кранах.
Большую опасность для окружающей среды представляют нефтепроводы. В среднем при одном порыве нефтепровода выбрасывается две тонны нефти, приводящей в непригодность 1000 м? земли.
Характерными остаются разливы нефти в результате аварии на нефтегазосбросных коллекторах и технологических установках, ликвидации которых нередко затягиваются, выполняются некачественно.
Основные проблемы окружающей среды в нефтяной и газовой промышленности должны решаться путём рекультивации земель и введения эффективных технологических мероприятий по повышению надёжности работы нефтепромысловых объектов и сооружений.
Объекты нефтяного производства
Основными источниками загрязнения являются эксплуатационные и нагнетательные скважины, трубопроводы и объекты технологического назначения: групповые замерные установки, дожимные насосные станции, сборные пункты, товарные парки, установки подготовки нефти и газа, компрессорные станции, газоперерабатывающие заводы, факельные устройства и многочисленные сопутствующие объекты (котельные, очистные сооружения, склады расходных материалов и товарной продукции и т. п. ). А также вспомогательные производства (предприятия технологического транспорта, базы производственно-технического обслуживания).
Охрана атмосферного воздуха обеспечивается следующими решениями:
- герметизированная система сбора, транспорта нефти и газа;
- 100% утилизация попутного нефтяного газа 1 ступени сепарации;
- сбор утечек от насосов и узла учёта жидкости в канализационную ёмкость;
- при аварийной ситуации на объектах внешнего транспорта газа весь газ сжигается на факеле. Диаметр и высота факела должны обеспечивать рассеивание продуктов сгорания до концентрации ниже ПДК;
- контроль герметичности канализационных ёмкостей;
- защита внутренней поверхности оборудования и трубопроводов от коррозии подачей ингибитора в систему сбора.
3. 2. Охрана труда и техника безопасности
Опасность травмирования персонала при обслуживании скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами, связана в основном с наличием движущихся частей станков-качалок и необходимостью выполнения различных операций по проверке технического состояния, изменению режима работы и ремонта наземного оборудования. К числу таких операций относится, работы по замене клиновидных ремней, снятию и установке канатной подвески, изменению длины хода и числа качаний балансира станка-качалки, а также по замене балансира, редуктора и других частей станка-качалки.
Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока.
Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления и температуры.
До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигателя должен отключаться, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на пусковом устройстве вывешен плакат: “Не включать, работают люди”.
На скважинах с автоматическим или дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: “Внимание! Пуск автоматический”.
Ограждения кривошипношатунного механизма и клиноременных передач станка-качалки должны удовлетворять требованиям, предъявляемым правилами безопасности к ограждению, движущихся частей станков, машин и механизмов.
Системы замера дебита, пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пульт.
Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом.
Для обслуживания тормоза станка-качалки устраивается площадка с ограждением.
При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.
Кондуктор (техническая колонна) должен быть связан с рамой станка-качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору и раме. Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм2, толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей – 10 мм. Заземляющие проводники, соединяющие раму станка-качалки с кондуктором, должны быть заглублены в землю не менее, чем на 0, 5 м. В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля. Применение для этих целей стального каната не допускается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра.
Изменение длины хода балансира станка-качалки связано с необходимостью перестановки пальца на кривошипе. При выполнении этой операции возникает опасность падения работающего с высоты (если фундамент станка-качалки имеет относительно большую высоту), травмирования отсоединенным внизу шатуном, а также инструментом или отлетевшим кусочком металла (при выбивании пальца кувалдой). Во избежание несчастных случаев рабочее м
|
|
|
