Технология промывки песчаных пробок на скважинах Федоровского месторождения

· Систему промывочного агрегата и промывочную линию до устья скважины следует опрессовать на полуторократное давление от ожидаемого. При этом все рабочие должны быть удалены в безопасное место.

Проведем гидравлический расчет промывки забойной песчаной пробки, для чего определим давление на выкиде насоса, необходимую мощность двигателя на забое скважины, время на промывку пробки и разрушающее действие струи. Сравним прямую и обратную промывку водой.

Исходные данные: глубина скважины Н=2800 м; диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм; диаметр промывочных труб d=73 мм; максимальный размер песчинок (зерен), составляющих пробку, д=1 мм; песчаная пробка находится в эксплуатационной колонне выше фильтра. Промывка ведется промывочным агрегатом АЦ-32У, эксплуатационная характеристика которого приведена в таблице №2.

Техническая характеристика агрегата АЦ-32У (полезная мощность двигателя 108,0 кВт)

Рисунок 6. Промывочный агрегат АЦ - 32 У

Таблица 2 - Техническая характеристика агрегата АЦ - 32 У

2.3.1 Прямая промывка водой

1. Потеря давления на гидравлические сопротивления при движении жидкости в 73-мм трубах определяется по формуле

h=л, м вод. ст. (1)

где л - коэффициент трения при движении воды в трубах; d_В - внутренний диаметр промывочных труб, м; V_Н - скорость нисходящего потока жидкости, м/с, берется из таблицы 4.

В наших расчетах эти величины равны: л=0,035 (таблица 4);

d_В - 0,062 м;

V_{Н III} =2.32 м/с. Они найдены по таблице 3 путем интерполирования для расходов жидкости (при I, II, III и IV скоростях), равных 3,16; 4,61; 7,01; и 10,15 л/с.

Подставив численное значение в (таблице №3) получим потерю давления на гидравлическое сопротивление h при работе агрегата на III^* скорости:

h =0,035Ч = 309 м вод.ст.

*- Вычисления делаем только для III скорости, т.к. конструктивные особенности насоса АЦ-32У не позволяют продолжительное время работать на I скорости, насос выйдет из строя, что недопустимо при промывке. Производительность насоса на II скорости недостаточна для создания восходящего потока, способного поднять промытый песок и наконец, работа агрегата длительное время на IV скорости приводит к перегреву двигателя.

Таблица 3 - Скорость нисходящего потока жидкости в промывочных трубах (V_Н, м/с)

Таблица 4 - Коэффициент гидравлического сопротивления л для воды

Таблица 5 - Скорость движения жидкости в кольцевом пространстве (в м/с)

2. Потери давления на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в кольцевом пространстве скважины определяются по формуле:

h = ц л , м вод. ст. (2)

Здесь ц - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь давления в результате содержания песка в жидкости. Величина его колеблется от 1,1 до 1,2; принимаем ц=1,2; л - коэффициент трения при движении воды в кольцевом пространстве, определяется по разности диаметров 168-мм и 73-мм труб 150 - 73 = 77 мм (150 мм - внутренний диаметр 168-мм труб), что почти соответствует 89-мм трубам, для которых л=0,034 (смотреть таблицу №5); d_Н = 0,073 - наружный диаметр промывочных 73-мм труб; V_В - скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве, м/с (находят путем интерполирования по таблице №6). Для расходов жидкости (при I, II, III и IV скоростях), равных 3,16; 4,61; 7,0; 10,15 л/с значения V_В^I, V_B^II, V_B^III, V_B^IV соответственно равны 0,276; 0,399; 0,610 и 0,880 м/с.

Подставляя численные значения в (таблице №4), получаем величины h₂ при работе агрегата: на скорости III

h_{2 III} = 1,2Ч0,034 = 20,1 м вод. ст.

3. Потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в кольцевом пространстве определяются по формуле К.А. Апресова:

h₃ = , м вод. ст. (3)

где m - пористость песчаной пробки; F - площадь сечения эксплуатационной колонны, см²; - высота пробки, промытой за один прием, м (длина двухтрубного колена); f - площадь сечения кольцевого пространства скважины, см²; с_П - плотность песка, кг/м²; с_Ж - плотность воды, кг/м³; V_КР - скорость свободного падения песчинок, см/с (критическая скорость), определяется по таблице 6; V_В - скорость восходящего потока жидкости, см/с.

В нашей задаче эти величины равны: = 12м; f=135мм² (между 168-мм и 73-мм трубами); с_П = 2600кг/м³; с_Ж = 1000кг/м³; V_КР = 9,5 см/с (смотреть таблицу 6).

Следовательно, по формуле (3) имеем значение h₃ при работе агрегата: на скорости III

h_{3 III} = =13,1 м вод.ст.

Таблица 6 - Критическая скорость падения песчинок V_КР

4. Потери давления на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды определяются по опытным данным, приведенным в таблице 7.

Потери напора, возникающие в шланге h₄ и вертлюге h₅, составляют в сумме при работе агрегата: на скорости III - (h₄ +h₅)_III = 22 м вод.ст.

5. Потери давления на гидравлические сопротивления в 73-мм линии =40м. Тогда по формуле (1) получим h₆ при работе агрегата на III скорости:

h_{6 III} = 0,035 = 6,2 м вод.ст.

Таблица 7 - Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге

6. Давление на выкиде насоса определяется суммой потерь, т.е.

Р_н = h₁+ h₂₊ h₃₊ h₄₊ h₅₊ h₆, м вод.ст. (4)

Выражая Р_н в МПа, имеем

Р_н = с_Жq(h₁+ h₂₊ h₃₊ h₄₊ h₅₊ h₆), МПа (5)

Р_{н III} = 1000Ч9,81(309+20,1+13,1+22+6,2) = 3,64 МПа;

7. Давление на забое скважины

Р_З = с_Жq(Н+ h₂₊ h₃), МПа (6)

Где Н - глубина скважины, м

по формуле (6) имеем р_З при работе агрегата на III скорости:

Р_З = 1000Ч9,81(2800+20,1+13,1) = 19,9 МПа;

8. Мощность, необходимая для промывки песчаной пробки, определяется по формуле:

N = р_Н Q/10³з_а, кВт, (7)

Где з_а =0,65 - общий механический К.П.Д. агрегата

Пользуясь формулой (7), получим N (в кВт) при работе агрегата на III скорости:

N_III = 3,64Ч10⁶Ч7,01Ч10^-3/10³Ч0,65 = 39,2;

Агрегат АЦ-32У имеет полезную мощность двигателя 108 кВт, а потому работа его на IV скорости невозможна.

Коэффициент использования максимальной мощности промывочного агрегата К определяется из соотношения

К = Ч100% (8)

По формуле (8) имеем величину К при работе агрегата на III скорости:

К_III = 100 = 35,6%

10. Скорость подъема размытого песка V_П определяется как разность скоростей

V_П= V_В - V_КР (9)

По формуле (9) имеем V_П при работе агрегата на III скорости:

V_{П III} = 0,610 - 0,095=0,515 м/с

11. Продолжительность подъема размытой пробки после промывки ее каждым коленом до появления чистой воды определяется по формуле:

T = Н/V_П (10)

По формуле (10) имеем t при работе агрегата на III скорости:

t_III = 2800/0.515 = 3890 c = 1ч 6мин

12. Размывающая сила струи жидкости. Силу удара струи промывочной жидкости можно определить по следующей формуле:

Р = 2Ч10² кПа (11)

Где Q - подача агрегата, л/с; f_Ц - площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, см², F - площадь проходного сечения эксплуатационной колонны, см². В нашей задаче эти величины равны: f_Ц=30,2 см² (для 73-мм колонны); F=177 cм² (для 168-мм колонны).

Следовательно, по формуле (11) имеем силу струи Р при работе агрегата на III скорости:

Р_III =2Ч10² =1,84 кПа

2.3.2 Обратная промывка водой

1. Потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в кольцевом пространстве между 168-мм и 73-мм трубами определяются по формуле:

h₁ =л (12)

По формуле (12) имеем при работе агрегата на III скорости:

h_{1 III} =0.034 = 16,8 м вод.ст.

2. Потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в 73-мм трубах определяются по формуле:

h₂ = ц л (13)

где V_В - скорость восходящего потока равна V_Н при прямой промывке, а потому в расчетах используют скорости, найденные ране по таблице 4.

Пользуясь формулой (13), определим h₂ при работе агрегата на III скорости:

h_{2 III} =1,2Ч 0,035 =371 м вод.ст.

3. Потери напора на уравновешивание разностей плотностей жидкостей в промывочных трубах и кольцевом пространстве определяются по формуле (3), в которую вместо f подставляют f_Ц = 30,2 см² - площадь внутреннего сечения 73 - мм труб.

Следовательно, по формуле (3) имеем h₃ при работе агрегата на III скорости:

h_{3 III} = = 73,5 м вод.ст.

4. Гидравлические потери давления в шланге и вертлюге при обратной промывке обычно отсутствуют или ничтожно малы.

5. Потери давления на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии будут такие же, как и при прямой промывке: на III скорости h₆ =6,2 м вод.ст.

6. Давление на выкиде насоса, определяемое по формуле (5) при работе на III скорости :

р_{Н III} =10³Ч9.81(16.8+371+73.5+6.2)=4.58 МПа;

7. Давление на забое скважины вычислим по формуле (6) при работе на III скорости:

р_{З III} = 10³Ч9,81(2800+371+73,5) = 24 МПа;

8. Мощность, необходимую для промывки песчаной пробки, определим по формуле (7) при работе на III скорости:

N = =49,4 кВт;

9. Использование максимальной мощности промывочного агрегата определим по формуле (8) при работе на III скорости:

К = Ч100 = 44,8%;

10. Скорость подъема размытого песка определим по формуле (9) при работе агрегата на III скорости:

V_П = 1,52-0,095=1,425 м/с;

11. Продолжительность подъема размытой пробки после промывки ее каждым коленом до появления чистой воды определяется по формуле:

T = Н/V_П (14)

По формуле (14) имеем t при работе агрегата на III скорости:

t_III = 2800/1,425 = 1403 c =23мин;

2.4 Специальный вопрос «Применение беструбного гидробура 2 ГБ-90 с целью удаления песчаных пробок»

Песчаные пробки удаляют чисткой ствола желонкой или промывкой скважины. Чистка скважины - длительный и трудоемкий процесс, вызывающий к тому же сильный износ оборудования скважины. Ее применяют лишь на неглубоких скважинах при небольшой мощности пробок. Для чистки используют желонки различных типов: простые, поршневые и автоматические. Желонку спускают на канате в скважину, и когда от желонки до пробки остается несколько метров, отпускают тормоз лебедки. Под действием собственного веса желонка падает вниз и с силой ударяется о пробку. При ударе клапан желонки открывается и некоторое количество песка попадает в желонку. Для лучшего заполнения желонки ее несколько раз приподнимают и ударяют о пробку, после чего желонку извлекают на поверхность для очистки.

В дипломном проекте предлагается для разбуривания песчаных пробок применить беструбный гидробур, который спускают в скважину на стальном канате.

Гидробур (рис) состоит из основных узлов: долото 1 ударного типа, служащего для разрушения пробки; желонки 2, в которой собирается песок, плунжерного насоса 3, создающего циркуляцию жидкости в призабойной зоне, и гидроциклона.

Принцип действия гидробура следующий: после падения инструмента 4 под действием собственного веса и инерции при ударе двигается вниз, вытесняя жидкость из корпуса 5 через отверстия бокового плоского клапана 6. При подъеме инструмента над забоем (рис. 215, Б) вначале выдвигается плунжер, происходит всасывание жидкости из корпуса желонки 7 через шариковый клапан 8. Одновременно с этим в желонку через центральную трубку 9 всасывается жидкость с забоя из-под долота 10. Жидкость, поднимаясь с забоя, увлекает с собой частицы песка, которые после выхода из центральной трубки вследствие резкого падения скорости потока гидроциклона оседают на дне желонки. После нескольких ударов по забою желонка заполняется песком. При разгрузке гидробура долото снимается и через образовавшееся отверстие песок выходит из желонки. После окончания разбуривания для удаления из скважины взмученной жидкости к гидробуру вместо долота присоединяют обратный клапан, и инструмент работает как обычная пневматическая желонка.

Техническая характеристика гидробура:

Общая длина, м……………………………………………….9,8

Наружный диаметр, мм……………………………………....90

Максимальная проходка за один рейс в 168-мм колонке, м……1,5

Полезная емкость желонки, л………………………………..25

Диаметр плунжера, мм……………………………………….88

Длина хода плунжерного насоса, м…………………………1,2

Теоретический объем плунжера, л………………………...3,17

Диаметр тартального каната, мм…………………………...15,5

Рисунок 7. Беструбный гидробур 2 ГБ-90:

1 - долото; 2 - желонка; 3 - плунжерный насос; 4 - плунжер; 5 - корпус насоса; 6 - боковой клапан; 7 - корпус желонки; 8 - шариковый клапан; 9 - центральная труба

3. Охрана труда и окружающей среды

3.1 Охрана труда

К ремонту скважин допускаются лица, обученные согласно Положению о порядке обучения работников безопасным методам работы. Организационные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным для обеспечения безопасного производства работ, изложены в Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Бригады по текущему и капитальному ремонтам скважин должны вести Журнал проверки состояния условий труда. В этом журнале ИТР и общественные инспекторы по технике безопасности записывают результаты плановых и внеочередных проверок состояния техники безопасности, а также мероприятия по устранению выявленных нарушений.

Ремонт скважины на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления специальных мероприятий и использования технических средств, предусмотренных планом.

Перед проведением ремонтных работ территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время - очищена от снега и льда.

Площадки для установки передвижных подъемных агрегатов должны сооружаться с учетом состава грунта, типа агрегатов, характера выполняемой работы и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.

Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными надписями в соответствии с типовыми перечнями, утвержденными министерством в установленном порядке.

Бригады по ремонту скважин должны быть обеспечены оборудованием в соответствии с Нормативами оснащения объектов нефтяной промышленности механизмами, приспособлениями и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации, утвержденными Миннефтепромом и Госгортехнадзором СССР.

Оборудование, механизмы и КИП должны иметь паспорта заводов-изготовителей, в которые вносят данные об их эксплуатации и ремонте. Запрещается эксплуатация оборудования при нагрузках и давлениях, превышающих допустимые по паспорту. Все применяемые грузоподъемные машины и механизмы должны иметь ясно обозначенные надписи об их предельной нагрузке и сроке очередной проверки.

Техническое состояние подъемных механизмов (лебедка, талевый блок, кронблок), грузоподъемных устройств и приспособлений (штропы, элеваторы, механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг), а также канатов должно отвечать требованиям соответствующих ГОСТов, ТУ и нормам на изготовление.

Освещенность рабочих мест должна соответствовать Отраслевым нормам проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной промышленности ВСН 34-82.

Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1.005-76 (углеводороды предельные в пересчете на С - 300 мг/м, сероводород в смеси с углеводородами - 3 мг/м).

К работам на производственных объектах, где возможна загазованность воздуха сероводородом выше ПДК (в аварийных ситуациях) допускаются лица не моложе 18 лет, не имеющие медицинских противопоказаний для работы в изолирующих противогазах и дыхательных аппаратах и прошедшие соответствующее обучение, инструктаж и проверку знаний по безопасному ведению работ.

К работам на скважинах не допускаются рабочие и ИТР, не прошедшие в течение трех лет переподготовку в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу "Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях".

Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м.

Все агрегаты работающие на скважине должны быть оснащены искрогасителями.

Подъемные агрегаты должны быть укреплены оттяжками из стальных канатов так, чтобы они не пересекали дороги, линии электропередачи, находящиеся под напряжением, и переходные площадки.

Вышка (мачта) должна быть отцентрирована относительно оси скважины.

Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

3.2 Охрана окружающей среды

Все работы по ремонту скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ.

Мероприятия по охране окружающей среды должны быть предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважин (заявка, план, смета) и дополнительных указаниях и требованиях, сформулированных в процессе работ.

Природоохранные мероприятия должны учитывать специфические особенности процесса ремонта скважин, время года, природно-климатические условия района ведения работ, народнохозяйственную ценность водных объектов, лесов, отведенных земель и должны быть согласованы в местных комитетах по охране окружающей среды.

Загрязнение окружающей среды буровыми сточными водами (БСВ) должно быть исключено в результате:

1) централизованного сбора БСВ в емкости или пожарный амбар со всех точек поступления;

2) очистки БСВ на передвижной установке для последующего использования в оборотном водоснабжении или очистки до нормативного уровня для сброса на рельеф местности.

Загрязнение объектов окружающей среды промывочными растворами должно быть исключено за счет:

1) применения реагентов и рецептур промывочных растворов, относящихся к малоопасным веществам - IV классу токсичности и опасности по ГОСТ 12.1.007-76;

2) исключения применения нефти для обработки промывочных растворов или приготовления специальных жидкостей;

3) путем использования специальных химических реагентов и рецептур, а также совершенствования очистки промывочных растворов на передвижных установках;

4) замены земляных амбаров на циркуляционные системы;

Все завозимые на скважину химические реагенты и материалы должны быть упакованы в специальную тару или контейнеры и храниться в закрытом помещении, предохраняющем от попадания в них осадков и размыва их на территории буровой. Для приготовления буровых растворов и специальных жидкостей необходимо максимально использовать средства механизации.

Защита окружающей среды от загрязнения шламом в зависимости от уровня его опасности осуществляется следующим образом: при ремонтных работах в природоохранных зонах необходимо применять безамбарный способ промывки. В этом случае должен быть предусмотрен сбор шлама в накопительные контейнеры и вывоз на полигон для захоронения.

Для уменьшения загрязнения атмосферного воздуха необходимо использование специальных реагентов-нейтрализаторов, а также растворов с высокой нейтрализующей способностью при вскрытии продуктивных пластов, содержащих сероводород.

Сероводородсодержащая пластовая вода, используемая для глушения скважин и других технологических нужд, перед ее сбором в накопительные емкости должна быть нейтрализована.

Запрещается использовать пластовую воду без нейтрализации в ней сероводорода.

Химические реагенты для нейтрализации сероводорода и других вредных веществ, содержащихся в пластовой воде, должны отвечать следующим требованиям:

1) предлагаемый реагент должен полностью нейтрализовывать сероводород;

2) реакция реагента-нейтрализатора с сероводородом в пластовой воде должна протекать сразу после их взаимодействия и носить необратимый характер;

3) водные растворы реагента-нейтрализатора сероводорода должны сохранять свои свойства не менее 15 дней после их приготовления;

4) реагент-нейтрализатор сероводорода не должен снижать плотность обрабатываемой воды;

5) после нейтрализации сероводорода в пластовой воде последняя должна быть нетоксичной и пригодной для глушения, промывки и долива скважин;

6) реагент-нейтрализатор сероводорода должен быть пригодным для применения в климатических условиях любого нефтяного района страны;

7) реагент-нейтрализатор сероводорода должен транспортироваться любым видом транспорта в деревянных, железных, фанерных бочках, полиэтиленовых и других влагонепроницаемых мешках.

Реагенты-нейтрализаторы сероводорода должны быть обезврежены и захоронены на специальных полигонах по согласованию с местными природоохранными органами.

Для предупреждения возможного загрязнения окружающей среды флюидами ликвидированных или законсервированных скважин необходимо выполнять природоохранные мероприятия в соответствии с РД 08-71-94 Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.

При ремонте скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприятия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекции должны быть разработаны дополнительные мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых и паводковых вод вредными веществами и производственными отходами.

Запрещается выпускать в атмосферу газ, содержащий вредные вещества, без сжигания или нейтрализации.

Способы сжигания и нейтрализации должны обеспечить концентрацию вредных веществ на границе санитарно-защитной зоны в пределах установленных значений ПДК при максимально ожидаемых объемах сжигаемого газа с учетом фонового загрязнения атмосферы и влияния соседних источников технологических выбросов.

При аварийных разливах промышленные стоки, содержащие вредные вещества, следует немедленно собрать в приемники и на месте нейтрализовать.

Бытовой и производственный мусор, как в процессе ремонта скважин, так и после его завершения, следует собирать и вывозить в места свалки, согласованные с землепользователем, а также частично сжигать и захоронять в шламовых амбарах при ликвидации последних.

Для проведения анализа воздуха рабочей зоны экспресс - методом мастер бригады и бурильщик должны пройти дополнительное обучение на рабочем месте и иметь право на проведение анализа воздуха рабочей зоны.

В процесс ремонта скважин каждая смена должна начинать работу с анализа экспресс-методом воздуха, взятого у открытого устья. Результаты анализа регистрируются в специальном журнале.

В случае газопроявлений в процессе ремонта (за счет колебаний уровня закачиваемой жидкости и др.) всякая работа на скважине должна быть прекращена. При этом экспресс-методом проводится анализ воздуха рабочей зоны на присутствие сероводорода, сернистого газа, углеводородов, окиси углерода. Если загазованность рабочей зоны превышает ПДК, то необходимо загерметизировать устье скважины и принять срочные меры по ликвидации газопроявлений. При данной ситуации члены бригады должны пользоваться СИЗОД.

Освоение скважины после ремонта (откачка закачанной жидкости с целью вызова притока из пласта) производится после полной сборки устьевой арматуры.

4. Экономическая часть

4.1 Расчет заработной платы

З_осн =Ч*Т*С_х, (15)

где: Ч - численный рабочий состав,

Т - затраты времени,

С_х - часовая тарифная ставка;

Таблица 8 - Численный состав рабочих

З_м.цднг= 1*12*15*16,85=3033

З_м.прс= 1*12*15*16,85=3033

З_{о.прс 8}= 1*12*15*14,74=2653,2

З _{о.прс 6}=1*12*15*12,08=2174,4

З _{о.г.скв.7}=1*12*15*13,56=2440,8

З_д.н.=1*12*15*12,08=2174,4

З_строп.6=1*12*15*12,08=2174,4

З_строп.5=1*12*15*9,8=1764

4.2 Расчет суммы затрат

Премия - 50%

З _премия = З _осн *50% (16)

Таблица 9 - Расчет суммы затрат

4.3 Доплата по районному коэффициенту

Доплата по районному коэффициенту - 50%

З _{район. коэф.} = З_осн. * 50% (17)

Таблица 10 - Расчет доплаты по районному коэффициенту

4.4 Доплата за работу в районах Крайнего Севера

З _{крайн.сев} = З _осн * 50% (18)

Таблица 11 - Расчет доплаты за работу в районах Крайнего Севера

4.5 Расчет заработной платы с премиями

? доплат = З _премия + З _{район.коэф.} + З _кр.сев (19)

Таблица 12 - Расчет заработной платы с премиями

З _{осн+премия} = З _осн + ? _доплат (20)

Таблица 13

4.6 Расчет дополнительной заработной платы

З _доп = З _{осн + премия} * 11% (21)

Таблица 14 - Расчет дополнительной заработной платы

4.7 Общая заработная плата

З _общ. = З_{осн +премия} + З_{дополнит.} (22)

Таблица 15 - Расчет общей заработной платы

4.8 Отчисления на социальное страхование

З_{соц.страх} = З _общ. *36% (23)

Таблица 16 - Расчет отчислений на социальное страхование

Заключение

При эксплуатации нефтяных скважин происходят осложнения, связанные с разрушением неустойчивых пород призабойной зоны и образования песчано-глинистых пробок прифильтровой части присадных труб и в подъемных трубах. В зависимости от природы и интенсивности выноса пород, толщина песчано-глинистных пробок иногда достигает 200-400 метров, в связи с чем, нередко продуктивность скважины снижается вплоть до полного прекращения подачи жидкости.

Учитывая это, в работе рассмотрены методы разрушения и удаления скопившегося в скважине песка путем проведения прямой и обратной промывок и с применением беструбного гидробура.

На конкретном примере с исходными параметрами нефтяной скважины произведен расчет прямой и обратной промывок.

Анализ и расчет двух вариантов промывок (прямой и обратной) показал, что наиболее экономичен и удобен способ прямой промывки, при котором промывочная жидкость (нефть или вода) подается по насосно-компрессорным трубам, а песок, глина и другая порода, закупорившая скважину, возвращается на дневную поверхность через пространство, образованное между обсадкой колонкой и встроенной в нее насосно-компрессорной трубой.