Оборудование и эксплуатация установок штанговых глубинных насосов в "ЧекмагушНефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

На заре развития нефтяной промышленности технология разработки месторождений основывалась на максимальном использовании естественной пластовой энергии. Нефть при истощении этой энергии и прекращении фонтанирования добывалась из неглубоких скважин или колодцев с применением различных устройств типа тартальных желонок, свабов по принципу подъема воды из колодцев с использованием ворота и бадьи или в виде фонтанных притоков.

В дальнейшем, с развитием техники бурения, глубины скважин постоянно возрастали, что вызывало проблемы подъема нефти на поверхность. Техническим прорывом в решении этой проблемы стало внедрение в США в 1923 г. способа механизированной добычи нефти с применением глубинного насоса (поршневого, плунжерного), приводимого в движение через колонну штанг, которая соединена с установленным на поверхности силовым приводом - станком-качалкой.

Идея была настолько хороша, что уже 75 лет штанговая насосная эксплуатация по объему добычи нефти и широте применения занимает первое место в мире. Так, в США этим способом эксплуатируется 85% всего фонда скважин (более 470 тыс.), в России - около 53% (около 76 тыс.), в том числе в ОАО "ЛУКОЙЛ" - 61% (около 15 тыс.). Отсюда - важность решения вопросов повышения надежности и эффективности применения установок штанговых глубинных насосов (УШГН). Развитие глубинно-насосной добычи шло по пути постоянного улучшения прочностных характеристик насосных штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ), повышения точности и износостойкости поверхностей плунжера и цилиндра насосов, модернизации его клапанных узлов, увеличения грузоподъемности и мощности поверхностного привода (станка-качалки), совершенствования кинематики. Интенсивно велись работы по созданию и оснащению УШГН специальными комплектующими изделиями, обеспечивающими надежную эксплуатацию насоса при высоком содержании газа, примесях песка в добываемой продукции, отложениях парафина и наличии коррозионно-активных компонентов.

Основные параметры, характеризующие ШСНУ, следующие: подача, определяемая количеством пластовой жидкости, поднимаемой в единицу времени (м³/сут.). Так как пластовая жидкость состоит из смеси нефти, воды, газа, песка, солей и ряда других примесей, то в характеристике ШСНУ обычно указывают подачу всей жидкости и нефти: развиваемое давление, определяемое глубиной подвески скважинного насоса с учетом подпора на его приеме; к.п.д. ШСНУ, надежность установки характеризуется долговечностью, ремонтоспособностью и безотказностью масса установки.

Область применения ШСНУ, как правило, в большинстве случаев соответствует подаче до 30, реже 50 м³/сут. При глубинах подвески 1000-1500м. В отдельных случаях ШСНУ могут использовать при подвесках скважинного насоса до 1700м. или же в не глубоких скважинах с дебитом до 6 м³/сут.

Широкое распространение ШСНУ обусловлено, прежде всего, применением скважинного насоса объемного типа что обеспечивает:

- возможность отбора пластовой жидкости при приемлемых энергетических затратах;

-простоту обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

-малое влияние на работу установки физико-химических свойств жидкости.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1 Общие сведения о месторождении

Геолого-промысловая характеристика объектов разработки Таймурзинского нефтяного месторождения

Одним из крупных месторождений, разрабатываемых НГДУ «Чекмагушнефть» является Таймурзинское нефтяное месторождение. Именно на данном месторождении прошло успешное опытно-промышленное внедрение технологии биокомплексного воздействия. Далее приведена геолого-промысловая характеристика Таймурзинского месторождения.

В строении месторождения принимают участие додевонские, девонские каменноугольные и пермские отложения

В районе месторождения выявлено несколько, поднятий. Наи6олее крупным по размерам и амплитуде является Таймурзинское поднятие, к которому приурочены основные залежи нефти отложений нижнего карбона. Поднятие занимает центральное положение на территории месторождения. Оно имеет рифогенное, происхождение, что объясняет его резкую выраженность и большую амплитуду на структурных планах нижнего карбона. Поднятие ассиметричной формы с более поднятым северо-западным крылом, с большим количеством куполов и впадин в сводовой части. Размер поднятия 12х5 км.

Таймурзинское месторождение - многопластовое, на месторождении имеется 6 продуктивных горизонтов, в которых 9 пластов. Основными продуктивными отложениями являются пласты песчаника СVI-1 и СVI-2 бобриковского горизонта и карбонатные пласты Скз-1 и Скз-2. Промышленно нефтеносны карбонатный пласт Вз верейского горизонта, песчаники пласта СV1-0 тульского горизонта, песчаные пласты Дкн1 и Дкн2 кыновского и Д1 пашийского горизонтов. Средняя глубина залегания отложений верейского горизонта 920 м, тульского 1310 м, бобриковского 1340 м, кизеловского 1370 м, кыновского 1860 м, пашийского 1890 м.

1.2 Характеристика нефтяных пластов

Продуктивная пачка Скш1, залегающая в верхней части каширского горизонта, представлена тремя-пятью прослоями проницаемых известняков с максимальной суммарной толщиной 6,8 м (средняя толщина - 5,1 м). Доля проницаемых прослоев в пачке составляет 0,47.

К пачке в пределах Маньязинской структуры приурочена одна залежь нефти структурно-литологического типа. Размеры ее - 3,5х2,7 км, высота - 21 м.

В нижней части верейского горизонта выделяется пласт Св3, сложенный карбонатными отложениями. Коллекторы, представленные одним-двумя прослоями пористых известняков, имеют ограниченное распространение и развиты в северо-западной части месторождения (Таймурзинская площадь). Залежь нефти пластово-сводового типа, размеры ее - 0,9х0,5 км, высота - 6 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по залежи - 1,6 м; при этом толщина в нефтяной зоне составляет 2,6 м, в водонефтяной - 1,3 м. Доля проницаемых прослоев в известняках верейского горизонта - 0,68.

Терригенная толща нижнего карбона характеризуется сложным строением и представлена переслаиванием пластов и линз песчаников, алевролитов, аргиллитов и углисто-глинистых сланцев. Суммарная толщина терригенной толщи составляет в среднем 15 м. В отдельных скважинах месторождения (№№ 1220, 1752, 1753) наблюдается увеличение толщины в сводовых частях структуры до 60-70 м. В целом по терригенной толще распределение толщин песчаников очень неравномерное. Залежи нефти относятся к типу структурных, пластовых, сводовых.

В разрезе терригенной толщи нижнего карбона выделяется четыре продуктивных пласта: CVI.0, CVI.1, CVI.2 и CVI.3.

Пласт CVI.0, залегающий в нижней части разреза тульского горизонта, представлен одним-двумя прослоями песчаников; коэффициент расчлененности - 1,3; коэффициент песчанистости - 0,84.

Песчаники пласта имеют ограниченное распространение по площади месторождения и залегают в центральной части Таймурзинского поднятия в виде небольшой нефтеносной линзы и в центральной части Командорского поднятия в районе скв. №180 Асн.

В пласте CVI.0 выявлены две залежи нефти: одна залежь литологического типа размерами 1,8х0,4 км, другая вскрыта одной скважиной в пределах Асяновской площади.

В разрезе бобриковского горизонта выделяются три песчаных пласта CVI.1, CVI.2 и CVI.3, два из которых - CVI.1 и CVI.2 - нефтенасыщены на Асяновской и Таймурзинской площадях и один - CVI.3 - только на Асяновской площади.

Песчаники пласта CVI.1 развиты не повсеместно. Они имеют линзовидное и полосообразное распространение по площади месторождения.

Пласт CVI.2, залегающий ниже по разрезу, отделяется от пласта CVI.1 прослоем аргиллитов толщиной 1-7 м. Песчаники пласта CVI.2 характеризуются большей выдержанностью по площади (коэффициент распространения - 0,9) и значительно большей толщиной - до 20,5 м; в среднем эффективная толщина составляет 5,5 м. Для пластов CVI.1 и особенно CVI.2 характерно чередование зон пониженных и повышенных толщин.

На Таймурзинской структуре в нескольких скважинах наблюдается слияние пластов CVI.1 и CVI.2, в связи с чем по залежам Таймурзинской структуры пласты рассматриваются как единая гидродинамическая система с единым ВНК.

Песчаники пласта CVI.3 залегают в нижней части горизонта, от верхнего пласта CVI.2 отделены прослоем аргиллитов, представлены нефтенасыщенным коллектором только на Асяновской площади. Максимальная эффективная толщина по скважинам залежи достигает 8,4 м, средняя - 4,5 м.

В пласте CVI.1 выявлено 17 залежей, в пласте CVI.2 - три, в пласте CVI.3 - одна. Размеры залежей изменяются в пределах от 0,2х0,3 км до 9,5х4,0 км; высота залежей - от 5,0 м до 63,4 м.

Залежи нефти пласта CVI.1 литологического и пластово-сводового, литологически экранированного типа, пластов CVI.2 и CVI.3 - пластово-сводового типа.

Нефтеносность известняков турнейского яруса связана с пористыми прослоями органогенно-обломочных, кавернозных известняков, приуроченных к сводовым частям локальных структур.

В известняках кизеловского горизонта выделяются два пласта - СТкз1 и СТкз2, представленных пористыми известняками. Число пористых прослоев, составляющих пласт СТкз1, достигает девяти (коэффициент расчлененности - 4,3). Пласт СТкз2 состоит из меньшего числа прослоев (коэффициент расчлененности - 3,3).

В известняках пластов СТкз1 и СТкз2 выявлено по две залежи пластового типа. Размеры залежей в пластах СТкз1 и СТкз2 находятся в пределах от 1,0х0,4 км до 9,4х3,1 км, высота залежей - от 8,0 м до 42,5 м.

В отложениях терригенной толщи девона промышленно нефтеносными являются пласты Дкн1 и Дкн2 кыновского и пласт Д1 пашийского горизонтов.

В песчаной фации пласты кыновского горизонта имеют ограниченное развитие. Пласт Дкн1 залегает одним прослоем песчаника толщиной до четырех метров. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 1,6 м при среднем значении - 1,3 м. Залежь нефти, выявленная в пласте, размерами 1,4х1,5 м литологически и тектонически экранированная.

Песчаники пласта Дкн2 представлены небольшими линзами, состоящими из одного-двух прослоев. В пласте выявлено восемь нефтяных залежей литологического типа. Размеры их изменяются в пределах от 0,6х1,1 км до 4,8х4,0 км, высота - от 1,6 м до 10,8 м.

В пласте Д1 пашийского горизонта выявлены две нефтяные залежи структурно-литологического типа размерами 0,5х1,0 км, высота - 1,8 м.

Коллекторские свойства продуктивных пластов изучались по результатам лабораторных исследований керна, данным ГИС и гидродинамических исследований скважин.

Керн отбирался и исследовался по всем пластам, кроме одного пласта Св3, в недостаточных объемах - по пластам СТкз2, Дкн1 и Дкн2.

Геофизические исследования проведены по всем пластам. Гидродинамические исследования скважин отсутствуют по четырем пластам: Дкш1, СТкз2, Дкн1 и Д1.

На линейных моделях продуктивных карбонатов турнейского яруса, каширского, песчаников тульского, кыновского и пашийского горизонтов проведены экспериментальные исследования по определению коэффициентов вытеснения нефти минерализованной водой.

Таблица 1 - характеристика параметров продуктивных горизонтов, толщины пластов

Метод исследования	Проницаемость, мкмІ	Пористость, %	Насыщенность связанной водой	Начальная	Общая толщина в целом, м
				Нефтенасыщенность	Газонасыщенность мі/т
Терригенная толща нижнего карбона
Лабораторные исследования	0,860	22			15,9
Геофизические исследования		22,5	0,147	0,853
Гидродинамические исследования	0,465
Принятые при проектировании	0,465	22,1	0,147	0,853	15,9	6,1
Турнейский ярус
Лабораторные исследования	0,030	11		0,700	13,9
Геофизические исследования		9,7		0,820
Принятые при проектировании	0,050	11	0,306	0,700	13,9	5,4
Терригенная толща девона (кыновский горизонт) Пласт Дкн2
Принятые при проектировании	0,192	16	0,386	0,840	10,6	1,5

1.3 Характеристика нефтяных флюидов

Физико-химические свойства нефтей изучены по результатам лабораторных исследований глубинных и пластовых проб.

Поверхностные пробы нефти исследованы по всем, глубинные - по основным продуктивным пластам.

Нефти тяжелые, высоковязкие, парафинистые, высокосернистые. В нефтях бобриковско-радаевского и кизеловского возрастов содержится сероводород - 0,04% и 0,02% соответственно.

Плотность пластовой нефти колеблется от 874 до 894 кг/м³. В среднем составляя 898 кг/м³. Вязкость нефти в пластовых условиях изменяется от 16,5 до 29,4 мПа·с. Вязкость сепарированной нефти в среднем составила 39,9 мПа·с. По поверхностным пробам ее величина в среднем равнялась 60 мПа·с.

Объемный коэффициент нефти равен 0,959. В нефтях бобриковского горизонта отмечено присутствие сероводорода

Среднее давление насыщения нефти газом в среднем равно 5,1 МПа при пластовом давлении 13,8 МПа. Следовательно, нефти находятся в недонасыщенном состоянии.

Средняя величина газового фактора при однократном разгазировании равнялась 17,3 м³/т. Газовый фактор при двухступенчатой сепарации определенной составил 8,7 м³/т.

Минерализация изменяется от 768 до 791 мг-экв/100 г при удельном весе 1,170 - 1,182 г/см³. Сульфатность вод колеблется от 3,0 до 5,03 мг-экв/100 г. Первая соленость (S-1) изменялась от 84 до 91 мг-экв/100 г, а вторая соленость (S-2) - от 7 до 15 мг-экв/100 г.

Таблица 2 - физико-химические свойства нефти.

Показатели	Ед. измер	Величина
Плотность	кг/м3	911
Содержание в нефти
- воды	%	81,5
- солей	мг/л	12531,2
- серы	%	3,6
- парафина	%	4,32
- солеола	%	28,0
- асфальтенов	%	7,28
- сероводорода	м.доля	0,13
- сульфидов железа		-
- мех.примесей	Мг/л	0,0604
Вязкость кинематическая при 200 С	Сст	83,35

Таблица 3 - компонентный состав и физико-химические свойства попутно-добываемого газа

Компоненты	Молекулярный вес	Значение
		об.%	Вес.%
H2S	34	3.59	4.74
СО2	44	2.02	3.44
O2	32	1.10	1.36
N2	28	46.69	50.91
CH4	16	37.73	23.44
C2H6	30	4.05	4.72
C3H8	44	1.90	3.21
nC4H10	58	0.47	1.06
iC4H10	58	0.85	1.91
nC5H12	72	0.24	0.65
iC5H12	72	0.12	0.32
C6H14+выше	86	1.24	4.24
Плотность, кг/м3 - 1.3337

1.4 Текущее состояние разработки месторождения

Таймурзинское месторождение, введенное в разработку в 1964 г., находится на поздней стадии эксплуатации. На месторождении в целом по состоянию на 01.01.2007 г. добыто 16,6 млн. т нефти, Текущая обводненность извлекаемой продукции - 94,2%, накопленный ВНФ - 4,2.

Максимальная добыча нефти - 735,8 тыс. т - достигнута в 1980 г. при текущей обводненности продукции - 65,9% (при отсутствии практически безводного периода эксплуатации месторождения). К этому времени проектным фондом скважин разбурены основные залежи бобриковско-радаевского горизонта и турнейского яруса. В последующем добыча нефти непрерывно снижалась и составила в 2006 г. 97,7 тыс.т

Объект ТТНК Введен в эксплуатацию в 1964 г. По состоянию на 01.01.2007 г. извлечено 13,5 млн.т нефти. Текущая обводненность - 97,2%, накопленный ВНФ - 5,0. Максимальная годовая добыча - 659,4 тыс.т - достигнута в 1980 г. при текущей обводненности продукции - 67,1%. В последующем добыча нефти снизилась до 43 тыс.т в 2006 г. Закачка воды начата в 1966 г. В 1968-1979 гг. текущая и накопленная компенсация (кратность) отборов жидкости закачкой была около двух, в последующем - около единицы. Реализована комбинированная система заводнения, состоящая из внутриконтурных (очаговых) и законтурных нагнетательных скважин и разрезающих рядов.

Действующий фонд добывающих скважин достиг 140-150 ед. и в 1977-1992 гг. удерживался на таком уровне, в последующем он уменьшился и в 1996-2006 гг. составил 78-99 скважин. Среднегодовые дебиты жидкости добывающих скважин составляли 20-30 т/сут. В начальный период и 50-60 т/сут. в последующем (в 1988-1995 гг. - 70-80 т/сут.). Фонд нагнетательных скважин - 30-40 ед., среднегодовая приемистость - 100-300 м³/сут. Накопленная добыча нефти изменялась по скважинам от нескольких десятков до сотен тысяч тонн.

Объект КТНК Введен в эксплуатацию в 1965 г. По состоянию на 01.01.2007 г. добыто 2,971 млн.т нефти или 73,5% от НИЗ (4,042 млн.т); текущий КИН - 0,242 от числящихся НГЗ (12,277 млн.т) при принятой конечной величине - 0,329. Текущая обводненность продукции - 67,2%; накопленный ВНФ - 1,0. Максимальная годовая добыча - 130,0 тыс.т и текущей обводненности - около 50%. Затем добыча нефти снизилась до 41,2 тыс.т в 2001 г. (1,0% от НИЗ), после чего наблюдались некоторый рост и стабилизация добычи на уровне 46-48 тыс.т/год.

В отличие от более крупного по запасам объекта ТТНК и месторождения в целом объект КТНК находится далеко не на поздней стадии эксплуатации.

Закачка воды начата в 1982 г.; в 1988-1993 гг. и 2001-2006 гг. текущая компенсация отборов закачкой достигала двух при накопленной компенсации в течение всего периода разработки - около единицы. Реализована комбинированная система заводнения, состоящая из внутриконтурных (очаговых) и законтурных нагнетательных скважин и разрезающих рядов.

Фонд действующих добывающих скважин с 1986 г. - 90-105 ед., среднегодовые дебиты жидкости - 5-9 т/сут., в 1998-2006 гг. - 2,5-4,0 т/сут. Фонд нагнетательных скважин - 10-15 ед., приемистость - 160-40 м³/сут. Накопленная добыча нефти изменяется по скважинам от нескольких до десятков тысяч тонн.

Наряду с этим в работе представлена характеристика эксплуатации отдельных пластов и залежей основных объектов ТТНК и КТНК, а также объектов КТСК и ТТД. Небольшая залежь верейского горизонта не разрабатывалась, а залежь каширского горизонта введена в эксплуатацию в 2002 г., находится в начальной стадии выработки запасов, залежь пашийского горизонта практически не вырабатывалась.

Текущая плотность сетки скважин по залежам изменяется в интервале 10-20 га/скв. Некоторые залежи считаются выработанными. Несколько залежей или их частей остаются неразбуренными. В связи с этим планируются бурение новых скважин и нескольких боковых стволов, взаимные переводы скважин.

Наиболее крупными нефтяными залежами, определяющими показатели разработки основных объектов (ТТНК и КТНК) и месторождения в целом, являются залежь 3 пласта СVI.2 и залежь 3 пласта СТкз1 Таймурзинской площади.

На месторождении проводились замеры пластовых давлений, снятие ИД и КВД для определения по ним продуктивности скважин, гидропроводности и проницаемости пластов, снятие профилей притока (178 скважин) и приемистости (105 скважин). Установлено сокращение принимающих интервалов ввиду загрязнения механическими примесями призабойных зон нагнетательных скважин. После проведения соответствующих восстановительных мероприятий толщина поглощающих интервалов увеличилась.

Естественные режимы дренирования изменяются от близких к активным упруго-водонапорных до практически замкнутых. Текущие величины пластовых давлений составляли по каширскому горизонту - 4,6 МПа (при начальном - 8 МПа), по бобриковско-радаевскому горизонту - 11,7 МПа (13,8 МПа), по турнейскому ярусу - 9,51 МПа (14,2 МПа), по кыновскому горизонту - 9,84 МПа (19,3 МПа), по пашийскому горизонту - 16,7 МПа (19,5 МПа), что существенно выше давлений насыщения.

Решения Проекта разработки (1993 г.) и Дополнения к нему (1995 г.) выполнены не полностью. За 1995-2006 гг. пробурено 34 скважины из 75 проектных, из которых введено 25 добывающих, две нагнетательных, две пьезометрических, две водозаборных, три ликвидированы. В основном скважины бурились на Асяновской площади, в том числе семь скважин пробурено на вновь открытую залежь каширского горизонта.

Фактическая годовая добыча нефти в 2002-2005 гг. - 104,2-97,2 тыс.т - оказалась выше прогнозной на 31,7-60,3%, а в 2006 г.- 97,7 тыс.т - равной проектной (96,7 тыс.т). Это объясняется тем, что в анализе разработки 1999 г. предполагалось продолжение выбытия добывающих скважин по экономическим причинам. Фактически осуществлялся ввод из бездействия ранее остановленных малодебитных и высокообводненных скважин в соответствии с постановлением Правительства РФ № 1213 от 01.11.1999 г., и к 2005 г. фактический фонд действующих добывающих скважин (181 ед.) превышал проектный на 31 ед. (20,7%). Выше оказались и дебиты добывающих скважин по жидкости (на 8-48%) и нефти (на 8-38%) при обводненности, равной проектной.

Проводившиеся на месторождении ГТМ включали ремонт наземного и внутрискважинного оборудования, смену способа эксплуатации, оптимизацию работы насосного оборудования, водоизоляционные работы, обработки призабойных зон пласта - кислотные, термокислотные, термопенокислотные, виброобработки, закачки ингибиторов, горячей нефти, растворов ПАВ, ГРП.

Всего в 2006 г. проведено более 650 различных ГТМ. Средняя удельная эффективность использованных технологий при обработке ПЗП составила до 1600 т нефти на одну скважино-операцию.

При сравнении проектных и фактических показателей разработки отсутствуют данные по программе ГТМ, применению методов МУН и интенсификации добычи нефти.

В разделе 3.5 «Обоснование применения методов увеличения нефтеотдачи на Таймурзинском месторождении» отмечено, что с 1997 г. по 2006 г. на месторождении проведено 167 скважино-обработок и получено от их внедрения 86,269 тыс.т дополнительной добычи нефти, но описания (или хотя бы упоминания) конкретных технологий нет, отсутствуют данные применения технологий как по месторождению в целом, так и по отдельным объектам.

Анализ эффективности реализованной системы разработки по основным объектам ТТНК и КТНК сводится к сопоставлениям с другими месторождениями, на которых разрабатывались такие объекты (Менеузовское, Мончаровское, Чермасанское, Санниковское - Дмитриевский участок). Сравнивается динамика КИН, темпы отбора нефти (от НГЗ) в зависимости от безразмерного времени разработки (кратности промывки).

По объекту ТТНК на Таймурзинской площади достигнутый КИН (0,454) больше, чем на сравниваемых месторождениях при той же кратности промывки. При этом по объекту ТТНК Таймурзинской площади сформирована несколько более плотная сетка скважин, имеются зоны, недостаточно вовлеченные в разработку; кривая зависимости КИН от безразмерного времени более пологая. С учетом дополнительных мероприятий рассматриваемого проектного документа по объекту ТТНК Таймурзинской площади прогнозируется увеличение КИН до 0,49; по объекту КТНК - до 0,45 с учетом подключения слабо вовлеченных зон, повышения эффективности заводнения.

В то же время в работе не приводится каких-либо геолого-промысловых данных и результатов исследований, характеризующих полноту выработки запасов из пластов и залежей, входящих в объекты (профили притока и поглощения жидкости, сравнение полученных по ПГИ кривых начальной и текущей нефтенасыщенности, установление промытых зон и КИН, прямые испытания продуктивных отложений в заводненных частях пластов и залежей и др.).

Следует отметить, что небольшие залежи кыновского и пашийского горизонтов эксплуатируются единичными скважинами на естественных режимах. На более крупных залежах турнейского яруса (Асяновская площадь), каширского, бобриковско-радаевского (Асяновская площадь), кыновского горизонтов системы разработки не сформированы (залежи не разбурены, заводнение не организовано). Кроме того, пять залежей нефти с запасами категорий ВС1 не введены в разработку - две залежи кыновского горизонта, две - пласта CVI.1 Асяновской площади и одна - верейского горизонта.

1.5 Конструкция скважин

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубине спуска обсадных колонн, диаметре обсадных колонн, диаметре ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.

Выбор конструкции скважины - основной этап ее проектирования и должен обеспечивать высокое строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создания условий для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.

Конструкция скважины должна обеспечивать: безусловное доведение скважины до проектной глубины; осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации. Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя; предотвращения осложнений в процессе бурения и условия, позволяющие полностью использовать потенциальные возможности техники и технологических процессов; минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом.

В конструкции скважин используются следующие типы обсадных колонн:

направление - для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины;

кондуктор - для крепления верхней неустойчивых

интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье ПВО, а также для подвески последующих обсадных колонн;

промежуточная обсадная колонна для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими. Служит для предотвращения осложнений и аварий в скважине при бурении последующего интервала. В благоприятных условиях промежуточная колонна может быть использована в качестве эксплуатационной;

- эксплуатационная колонна - для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность любыми известными способами.

1-направление;

2-кондуктор;

3-эксплуатационная колонна

2. Технико - технологический раздел

2.1 Назначение и принцип действия ШГН

В настоящее время установками штанговых глубинных насосов в ЦДНГ-3 эксплуатируются скважины либо малодебитные, либо сильно обводнившиеся. Несмотря на значительную долю скважин, оборудованных ШГН, в общем количестве скважин, добыча нефти не превышает 15 добываемой цехом. Учитывая, что сильно обводнившиеся скважины выводят из эксплуатации, а малодебитные переводят в другую категорию посредством применения ГРП, то количество таких скважин постепенно уменьшается. Но, тем не менее, данный способ эксплуатации в связи с действующим ныне законодательством и общей тенденцией в мире к увеличению добычи нефти из низкодебитных скважин безусловно будет развиваться и дальше.

Скважинный насос состоит из цилиндра, поршня и клапанов всасывающего и нагнетательного. При ходе поршня вверх в цилиндре насоса создается разряжение, в результате которого давление жидкости вне насоса оказывается выше, чем внутри. Это вынуждает всасывающий клапан открываться и впустить в цилиндр насосов порцию жидкости.

Одновременно, находящаяся над поршнем жидкость оказывает давление на нагнетательный клапан, прижимая его к седлу, и вместе с поршнем перемещается вверх. Через определенное количество ходов вверх (циклов) произойдет заполнение колонны насосно-компрессорных труб и жидкость начнет поступать в устьевой трубопровод.

При ходе вниз плунжер в насосах данного типа не совершает работы по подъему жидкости: происходит сжатие заполнившей цилиндр жидкости, закрытие всасывающего и открытие нагнетательного клапанов и переток жидкости из подпоршневой и надпоршневую область насоса.

2.2 Виды штанговых насосов применяемых в НГДУ Чекмагушнефть

Вставные насосы:

Основное достоинство - всю насосную установку можно поднять на штангах без необходимости подъема НКТ. Есть три типа вставных насосов: насос вставной с подвижным цилиндром и замком внизу (AHИ, RWT и RHT), вставной с неподвижным цилиндром и замком внизу (АНИ, RWB и RHB), и с неподвижным цилиндром и замком наверху (АНИ, RWA и RHA).

После выбора типа вставного насоса, в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ. В зависимости от условий в скважине и предпочтения компании в скважину опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, т.е. довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной.

В большинстве скважин в цеху с УШГН предпочтение отдается вставным насосам еще и по следующей причине: для насосов, эксплуатирующихся в искривленных скважинах, характерным является возникновение дополнительной силы сопротивления движению плунжера, зависящей от радиуса искривления оси цилиндра насоса, величины зазора между плунжером и цилиндром, разнице их жесткостей. В результате исследований установлено, что более интенсивный рост силы трения в паре плунжер-цилиндр с изменением угла изгиба характерен для насосов невставного типа, поэтому для наклонно - направленных скважин предпочтительно применение насосов вставного типа.

Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. Цилиндр спускается в скважину без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм).

После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера. Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.

нефтяной месторождение пласт скважина

2.3 Преобладающие типоразмеры применяемых ШГН по ЦДНГ-3

Таблица 4 - Насосы спущенные за период с 01.01.2008 по 01.01.2009г по ЦДНГ - 3

ТипоРазмер насоса	Спущен. насос, шт	Наработка сут. по спущенным насосам	Снято насосов с экспл., шт/из них отказных насосов, шт.	Вид отказа
		всего	на 1 н.
АО "ИжНЕФТЕМАШ", Ижевск
73-НВ1Б-А-27-30-15-2	2	189,08	94,54	2	1	Засорение клапана
					1	Износ плунжер. насоса
73-НВ1Б-А-32-30-15-1	7	1345,6	192,23	1	1	Износ клапанов
73-НВ1Б-А-32-30-15-2	33	3462,54	104,93	2	1	Заклинивание плунжера
					1	Засорение клапана
ЗАО"ЭЛКАМ-Нефтемаш", Пермь
73-НВ1Б-А-32-30-15-1	3	770,96	256,99	1	1	Износ плунжера насоса
73-НВ1Б-А-32-30-15-2	2	129,67	64,83	2	1	Износ плунжера насоса
					1	Разбито седло клапана
73-НВ1Б-А-32-30-15-2-И	1	82,50	82,50	-	-	-
Октябрьский завод нефтепромыслового оборудования
73-НВ1Б-А-27-30-15-2	7	1608,08	229,73	1	1	Утечки в клапанах насоса
73-НВ1Б-А-32-30-12-1	1	151,13	151,13	-	1	Обрыв штока
73-НВ1Б-А-32-30-12-2	9	1256,83	139,65	2	2	Заклинивание плунжера

По данной таблице можно сказать, что в ЦДНГ-3 применяются, в основном, вставные насосы. Так как для смены вставного насоса при необходимости замены отдельных узлов или насоса в целом достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, насосные же трубы остаются постоянно в скважине; их извлекают лишь при необходимости исправления замкового приспособления, что на практике бывает редко. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного, и при нем меньше изнашиваются насосные трубы, так как нет необходимости их спускать и поднимать, а также отвинчивать и завинчивать при каждой смене насоса. Насосы используемые в ЦДНГ-3 безвтулочные т.е. цилиндры делают из бесшовных труб с внутренней чистой поверхностью. Снимаются насосы с эксплуатации в основном в результате заклинивания плунжера, засорения клапана, обрыва шток и утечек в клапанах насоса.

В ЦДНГ-3, в основном, применяются гуммированные плунжера. Они имеют большой срок службы вследствие использования в одном и том же цилиндре нескольких плунжеров, так как износ цилиндров практически очень мал. Насосы работают с большим коэффициентом подачи и гуммированные плунжера дешевле, чем стальные.

2.4 Подбор подвесок в условиях ЦДНГ-3

Подбор определяется:

выбором типоразмера насоса и параметров откачки с учетом группы посадки и напора ШГН;

выбором глубины спуска ШГН, с учетом динамического уровня, кривизны ствола скважины, а также прочности колонны штанг;

прочность колонны штанг задает предельную глубину спуска и определяется сопоставлением допускаемого и фактического приведенного напряжения в штангах;

допускаемое приведенное напряжение в штангах_{пр доп}; МПа определяется маркой стали и видом термической обработки материала штанг. Конкретные значения определяются по паспортным и справочным данным. Для промышленно выпускаемых отечественных штанг, значения _{пр доп} находятся в пределах 60-170 МПа.

фактического приведенного напряжения в штангах_пр ; МПа определяется условным диаметром плунжера, диаметром и весом в жидкости насосных штанг, гидростатической нагрузкой столба жидкости в НКТ, конструкцией ствола скважины.

Приведенное напряжение в колонне штанг возрастает при увеличении: типоразмера насоса, глубины спуска штанг удельного веса и вязкости жидкости, устьевого давления, сил трения, длины хода и числа двойных ходов плунжера, снижении динамического уровня, при наличии гидратопарафиноотложений в НКТ, мехпримесей в насосе непрямолинейности плунжерной пары. Наличие скребков-центраторов на штангах также приводит к увеличению приведенного напряжения в колонне штанг.

Подбор оборудования ШГН производится при каждом ремонте скважины. Подбор типоразмера ШГН рекомендуется производить по производительности насоса соответствующей длине хода плунжера L=2,5м, с числом двойных ходов плунжера N=4-6 мин^-1.

При выборе режима откачки ШГН предпочтение отдается максимальной длине хода при минимальном числе двойных ходов плунжера.

При эксплуатации ШГН погружение под динамический уровень (h погр) должно составлять для скважин с обводненностью более 50- 350м (из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,0 МПа), для скважин с обводненностью до 50 - 430 метров (из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,5 МПа).

Таблица 5 - рекомендуемые глубины спуска ШГН

Тип ШГН	Область применения м3/сутки	Глубина спуска, метр	Штанговая колонна
			19 мм	22 мм
НСВ-29	менее 8	1500-1550-1600	70	30
НСВ-32	5-12	1400-1450-1500	70	30
НСВ-38	8-17	1300-1350-1400	65	35
НСВ(Н)-44	10-25	1200-1250-1300	60	40
НСН-43	свыше 20	950-1000-1050	45	55
		1100-1150 1200		25-45 22-55

Применение НСН-43 - ввиду не значительной допустимой глубины спуска насоса, оправдано при условии создания ограниченных значений депрессии на пласт. В остальных случаях приоритет способа эксплуатации ЭЦН.

2.5 Связь между дебитом насоса и динамическим уровнем

Дебит - один из важнейших показателей работы нефтяного пласта и добывающего оборудования. Только точное знание этой величины на каждой конкретной скважине позволит выносить заключения о правильной работе системы «пласт-скважина-добывающее оборудование», делать прогнозы и планировать необходимые профилактические работы, которые позволят в дальнейшем избежать аварийных ситуаций, а, следовательно, дорогостоящих ремонтов и остановки добычи нефти. Дебит скважины на нефтяных промыслах прямо пропорционален депрессии на пласт (перепаду между пластовым и забойным давлением), толщине пласта и его проницаемости и обратно пропорционален вязкости нефти. Основные факторы, определяющие дебит скважины, поддаются регулированию (например, депрессия на пласт, варьирующая на разных месторождениях от 0,2 до 20 мПа). С целью увеличения дебита скважины проводится повышение или поддержание пластового давления в залежах путём нагнетания в них под давлением воды или газа. Снижение забойных давлений в добывающих скважинах достигается увеличением диаметра штуцера или спуском в скважины насоса пониженной производительности. Высокая вязкость нефти снижается прогревом пласта паром или горячей водой.

На примере таблицы замеров по скважине №6017 можно рассмотреть связь между дебитом насоса и динамическим уровнем, например:

- При динамическом уровне 396 м., дебит составляет 36,9 мі/сут.

- при динамическом уровне 627 м., дебит составляет 53,8 мі/сут.

2.6 Использование насосов после «цехового» ремонта

Подготовку и испытание ШГН на соответствие требованиям ГОСТ, ОСТ и ТУ осуществляет ПРЦГНО.

ПРЦГНО производит 100%-ный входной контроль качества ШГН и запасных частей к ним, производит текущий и капитальный ремонты ШГН и их узлов. Испытанные с замковой опорой (при необходимости) насосы в комплекте с фильтром выдаются заказчику с заполненным эксплуатационным паспортом. При оснащении УСШН дополнительным оборудованием ПРЦГНО готовит насосы с учетом необходимых требований для монтажа дополнительного оборудования. Все насосы перед выдачей должны быть покрыты защитной пленкой или другим материалом во избежание попадания в них механических примесей и др. посторонних предметов, резьбовые соединения должны быть смазаны. Проверка работоспособности насоса осуществляется только в ПРЦГНО.

В соответствии с утвержденным месячным планом внедрения УШВН в срок до 24 числа текущего месяца ЦДНГ выдают в соответствующие сетевые районы схемы расстановки оборудования на кустах, с указанием расстояний между ними, вошедших в план монтажа следующего месяца. При необходимости силами ЦДНГ, не позднее, чем за 5 (пять) суток до внедрения УШВН, осуществляется монтаж кабельной эстакады. До 25 числа текущего месяца УЭСХ получает со склада необходимые для монтажа установок материалы и оборудование (кабель, кнопки и т.д.).

2.7 Идеальная и рабочие виды динамограмм

Фактическая динамограмма отличается от теоретической и ее изучение позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСНУ и насоса.



Практические динамограммы работы ШСН

а - нормальная тихоходная работа; б - влияние газа; в - превышение подачи насоса над притоком в скважину; г - низкая посадка плунжера; д - выход плунжера из цилиндра невставного насоса; е - удары плунжера о верхнюю ограничительную гайку вставного насоса; ж - утечки в нагнетательной части; и - полный выход из строя нагнетательной части; к _ полный выход из строя всасывающей части; л - полуфонтанный характер работы насоса; м _ обрыв штанг (пунктиром показаны линии теоретической динамограммы); з - утечки во всасывающей части.



Фактическая динамограмма

Gмин - минимальная нагрузка полированного штока

Gмакс - максимальная нагрузка полированного штока

Gt - вес столба жидкости, Gg - вес насосных штанг

FR - сила трения

FA - подъемная сила, действующая на штанги

Следует отметить, что в настоящее время все шире используют телеконтроль за работой штанговых скважинных насосов. Анализ многочисленных телединамограмм показал, что при четкой налаженной работе датчиков по ним можно определить такие явления, как влияние газа, применение уровня, обрыв или отворот штанг, заклинивание плунжера, низкую и высокую посадку насоса, выход из строя клапанов и др. В связи с отсутствием нулевой линии невозможно определить величину пропуска жидкости в приемной и нагнетательной частях насоса, высоту динамического уровня, степень влияния газа, течь в трубах, коэффициент наполнения насоса и потерю хода-S, а также производить расчет нагрузок, необходимых для подсчета напряжения в штангах. Поэтому при исследовательских работах необходимо обязательно пользоваться гидравлическим динамографом.

2.8 Методы подбора типоразмеров штанг

При работе глубиннонасосной установки на штанги и на трубы действуют различные виды нагрузок - статические от веса штанг и жидкости, силы инерции движущихся масс и др.

Рассчитать экстремальные нагрузки на колонну штанг для следующих условий:

-Давление на выкиде насоса - Р_ВЫК, МПа, 10,3

-Плотность жидкости в НКТ -р_ж, кг\м³, 1100

-Плотность материала штанг -_шт, кг\м³,7850

-Давление в цилиндре при такте всасывания - Р_ЦВ,, МПа, 1,753

-Диаметр плунжера насоса - D_пл, мм, 43

-Длина хода плунжера (полированного штока) -S, м, 2

-Число двойных ходов- n, кач/мин, 5

-Глубина спуска насоса - Н_Н, м, 1050

Конструкция колонны штанг - двухступенчатая:

-Верхняя ступень диаметром - d, мм, 22

-Нижняя ступень- d,мм,19

-Скорость звука в колонне штанг-а, м/с ,4900

-Вес одного метра штанг с муфтами в воздухе-q_штi,- 30,8034(при d_шт=22мм) и 40,1229(при d_шт=19мм). [H]

-Доля штанг данного размера в ступенчатой колонне-¦Е_?,0,42(при d_шт=19мм) и 0,55(при d_шт=22мм). Вычисляем критерий Коши, для определения режима работы установки по формуле:

ц=щН_н|а (1)

щ=р*n|30 (2)

 где ц - критерий Коши

щ- угловая скорость вращения кривошипа, рад/с

щ=3,14*5/30=0.52

ц = 0,52*1050/4900=0,111

Так как параметр Коши меньше 0,35, то режим работы установки статический, можно пользоваться упрощенными формулами. Рассчитаем коэффициент, учитывающий потерю веса штанг, помещенных в жидкость.

Карх=(сшт-сж)/сшт (3)

Карх=7850-1100/7850=0,859

Вычисляем вес колонны штанг в воздухе.

Ршт=Нн(?qшті еі) (4)

Ршт=700(30,8034*0,42+40,1229*0,55)=24,493 кН

Вычисляем гидростатическую нагрузку на плунжер насоса от веса столба жидкости в НКТ.

Р_ж=(Р_вых-Р_цв) F_пл (5)

Р_ж=(10,3-1,753)10⁶ *2,375*10^-3=20,29 кН

Максимальная нагрузка по формуле И. М. Муравьева

Р_макс=Р_ж+Р_шт(К_арх+S(n)²/1440) (6)

Р_макс=20,29+24,493*(0,847+1,8+(15)²/1440)=47,92 кН

Минимальная нагрузка

Р_мин=Р_шт(К_арх-S(n²)/2400) (7)

Р_мин=24,49(0,847-1,8*(15)²/2400)=16,61 кН

Определяем также максимальную нагрузку соответственно по формулам И. А. Чарного

Р_макс=Р_ж+Р_шт(К_арх+S(n)²tg ц /1790 ц (9)

Р_макс=20,29+24,49(0,847+1,8*(15)² /1790=41,1 кН

по формуле Кемлера.

Р_макс=(Р_ж+Р_шт)(1+S(n)²/1790) (10)

Р_макс=(20,29+24,49)*(1+1,8*(15)²1790)=54,605кН

по формуле Д. С. Слоннеджера.

Р_макс=(Р_ж+Р_шт)(1+Sn/137) (11)

Р_макс=(20,29+24,49)*(1+1,8*15/137)=53,605кН

Рассчитываем также минимальную нагрузку соответственно по формулам К. Н. Миллса.

Р_мин=Р_шт(1-S(n)²/1790) (12)

Р_мин=24,49(1-(15)²/1790)=19,102 кН

по формуле Д.С.Слоннеджера.

Р_мин=0,75Р_шт-(Р_ж+Р_шт)Sn/137 (13)

Р_мин=0,75*24,49-(20,29+24,49)1,8*15/137=9,86 кН

по формуле Д.О.Джонсона

Р_мин=Р_шт(К_арх-Sn²/1790) (14)

Р_мин=24,49*(0,847-1,8*15 ²/1790)=15,21 кН

Как видно из приведенных расчетов, абсолютные значения экстремальных нагрузок по различным формулам отличаются и равны Р_макс=54,605 кН и Р_мин=9,86 кН.

2.9 Параметры работы Станка-Качалки и ШГН

Таблица 6 - Станки-качалки - индивидуальный механический привод ШСН.

Станок-качалка	Число ходов балансира в мин.	Масса, кг	Редуктор
СКД-1,5-710	515	3270	Ц2НШ-315
СКД4-2,1-1400	515	6230	Ц2НШ-355
СКД6-2,5-2800	514	7620	Ц2НШ-450
СКД8-3,0-4000	514	11600	НШ-700Б
СКД10-3,5-5600	512	12170	Ц2НШ-560
СКД12-3,0-5600	512	12065	Ц2НШ-560

В шифре станка - качалки типа СКД, например СКД78-3-4000, указано: буквы - станок качалка дезаксиальный, 8 - наибольшая допускаемая нагрузка Рmax на головку балансира в точке подвеса штанг в тоннах (1т = 10 кН); 3 - наибольшая длина хода устьевого штока в м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент Мкр max на ведомом валу редуктора в кгс/м (1 кгс/м = 10-2кН·м).

Таблица 7 - Станок-качалка является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Станок-качалка	Номинальная нагрузка на устьевом штоке, кН	Длина устьевого штока, м	Число качаний балансира, мин	Мощность электродвигателя, кВт	Масса, кг
СКБ80-3-40Т	80	1,33,0	1,812,7	1530	12000
СКС8-3,0-4000	80	1,43,0	4,511,2	2230	11900
ПФ8-3,0-400	80	1,83,0	4,511,2	2230	11600
ОМ-2000	80	1,23,0	512	30	11780
ОМ-2001	80	1,23,0	28	22/33	12060
ПНШ 60-2,1-25	80	0,92,1	1,368,33	7,518,5	8450
ПНШ 80-3-40	80	1,23,0	4,312	18,522	12400

Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирноподвешенная 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 раме-салазках.

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. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с 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 т.д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Выпускают СК с грузоподъемностью на головке балансира от 2 до 20т.

Станок-качалка типа СКД

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.

Электродвигателями к СК служат короткозамкнутые асинхронные во влагоморозостойком исполнении трехфазные электродвигатели серии АО и электродвигатели АО2 и их модификации АОП2.

Частота вращения электродвигателей 1500 и 500 мин -1.

В настоящее время российскими заводами освоены и выпускаются новые модификации станков-качалок: СКДР и СКР (унифицированный ряд из 13 вариантов грузоподъемностью от 3 до 12 т.), СКБ, СКС, ПФ, ОМ, ПШГН, ЛП-114.00.000 (гидрофицированный). Станки-качалки для временной добычи могут быть мобильными (на пневмоходу) с автомобильным двигателем.

3. Охрана труда и техника безопасности

3.1 Охрана труда, техника безопасности и противопожарные мероприятия при ПКРС

Средства индивидуальной защиты На работах с вредными условиями труда, а также на работах, проводимых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением тела, рабочим и служащим в соответствии с Законом Республики Башкортостан «Об охране труда в Республике Башкортостан по установленным нормам бесплатно выдаются спецодежда, спец обувь и другие средства индивидуальной защиты (СИЗ).

Основное значение средств индивидуальной защиты - человека от воздействия опасных и вредных производственных факторов также защита от неблагоприятных факторов окружающей среды или уменьшение этих факторов.

Бригады по ремонту скважин должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты, пожаротушения, моющими средствами, омедненными инструментом, а также приспособлениями для герметизации устья скважины при нефтегазопроявлении.

Противогазы и другие средства индивидуальной защиты проверяются мастером (ответственным руководителем работ).

Спецодежда и спец обувь выдаются рабочим и служащим на основании типовых отраслевых норм, в соответствии с «Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи работника специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты.

Противогазы должны хранится в специально оборудованных шкафах с ячейками. При хранении противогазов без упаковки (в сумках) они складываются в один ряд. Нижняя полка стеллажа должна отстоять от пола на расстоянии 0,5 м. Хранение противогазов в близи отопительных приборов запрещено.

Пожарная безопасность. Ответственность за пожарную безопасность, своевременное выполнение противопожарных мероприятий и исправное содержание средств пожаротушения в бригаде возлагается на мастера, а при его отсутствии - на бурильщика или оператора (5-6 разряда).

1. Рабочие должны знать и выполнять требования пожарной безопасности, знать расположение первичных средств пожара- тушения, действия от оповещении по средствам радиосвязи при пожаре, умело пользоваться средствами пожаротушения и постоянно следить за их исправностью и комплектностью.

2. Ящики для песка, бочки для воды, ведра, щиты или шкафы для инвентаря, ручки лопат, футляры для кошмы и др. окрашиваются в красный цвет в отличие от хозяйственного инвентаря.

3. Огнетушители должны быть всегда в исправном состоянии и подвешиваться не выше 1,5 м. от пола на видном месте со свободным доступов к ННУ, отдельно от отопительных приборов и других источников тепла.

4. Не реже одного раза в неделю огнетушители должны подвергаться внешнему осмотру и очищаться от загрязнений и углекислотные.

5. Зимнее время (ниже ОС) пенные огнетушители должны заноситься в отапливаемое помещение.

6. Углекислотные огнетушители должны быть предохранены от чрезмерного нагнетания. Наличие в них заряда проверяется раз в 3 месяца путем взвешивания.

7. На видном месте в бытовом помещении должен быть вывешен список боевых расчетов Ж ч с распределением обязанностей между ними.

8. Горюче- смазочные материалы должны находиться не ближе 20 м. от места установки агрегатов-подъемников.

9. Запрещается устанавливать подъемник и др. передвижные агрегаты на территории, загрязненной горюче-смазочными материалами.

10. При заправке подъемника горючим двигатель должен быть заглушен. Заправлять можно лишь после охлаждения нагретых частей.

11. Работы на устье скважины, которые связаны с искрообразованием (рубка, ковка металла и т. д.), а также огневые работы необходимо выполнить только после согласования с пожарной охраной.