Геологическая характеристика Покачевского месторождения. Исследование штанговой насосной установки

Динамометрирование установок. Диаграмму нагрузки на устьвой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие динамометрированием УШГН. Это осуществляется с помощью динамографа. В зависимости от принципа работы различают механические, гидравлические, электрические, электромагнитные, тензометрические и другие динамографы. Наиболее распространенны гидравлические динамографы ГДМ-3 действующая на шток нагрузка передается через рычажную систему на мембрану камеры, заполненной жидкостью (спиртом или водой), где создается повышенное давление. Давление жидкости в камере, пропорциональное нагрузке на шток, передается по капиллярной трубке на геликсную пружину. При увеличении давления геликсная пружина разворачивается, а перо, прикрепленное к ее свободному концу, чертит линию на бумажном диаграммном бланке.

Для снятия динамограммы измерительную часть динамографа вставляют между траверсами канатной подвески штанг, а нить приводного механизма самописца прикрепляют к неподвижной точке (устьевому сальнику).

Известны динамографы механические, гидравлические, электрические, электромагнитные, тензометрические и др. Однако наибольшее распространение получили гидравлические динамографы, в которых нагрузка на полированный шток передается через рычажную систему на упругую диафрагму камеры, заполненной жидкостью. Давление жидкости в камере, пропорциональное усилию в штоке, по капилляру передается геликсной пружине. При увеличении давления геликсная пружина разворачивается и поворачивает перо, которое чертит линию на бумажном бланке, закрепленном на подвижном столике или барабане.

Рисунок 10 - Принципиальная схема гидравлического динамографа и его установки между траверсами канатной подвески

1 - шнур; 2 - шкив ходового вита; 3 - ходовой винт столика;

4 - направляющие салазки столика; 5 - бумажный бланк, прикрепляемый к столику; 6 - перо геликсной пружины; 7 - геликсная пружина; 8 - капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину с полостью силоизмерительной камеры; 9, 10 - нажимной диск; 11 - верхний рычаг силоизмерителыюй части; 12 - нижний рычаг силоизмерительной части

Перемещение столика пропорционально ходу полированного штока. Таким образом, смещение пера, пропорциональное усилиям в штоке, соответствует оси ординат, а смещение столика, пропорциональное ходу штока, - оси абсцисс.

Стандартное оборудование УШГН предусматривает возможность установки динамографа в разъеме между траверсами канатной подвески. Приводной механизм столика или барабана с помощью шнура соединяется с неподвижной точкой - сальником устьевого оборудования.

При движении штока вверх шнур разматывается со специального шкива, который при этом поворачивается на несколько оборотов, вращая червячный ходовой винт, и перемещает столик. Одновременно при этом заводится спиральная возвратная пружина. При обратном ходе столик возвращается в исходное положение с помощью возвратной пружины, вращающей червяк и шкив в обратном направлении. Шнур при этом наматывается на шкив, оставаясь в натянутом состоянии. К прибору придается три сменных шкива различного диаметра.

2.5 Оптимизация режима эксплуатации скважин, оборудованных УШГН

Для обеспечения установленного технологического режима работы насосной установки и выявления причин отклонения от него систематически наблюдают за дебитом, содержанием газа и песка в добываемой продукции. Замеры на скважинах проводят по специально составленному графику не реже одного раза в 3 дня.

По данным замерам дебита и вычисленным коэффициентам подачи насоса судят о правильности установленного для скважины технологического режима или об имеющихся неполадках в работе насосной установки.

Улучшение режима эксплуатации и поддержание установленного режима в каждой скважине является очень важным мероприятием по увеличению производительности скважин.

Во время эксплуатации иногда добывные возможности скважин превышают подачу насосной установки. В то же время применение других, более высокопроизводительных способов эксплуатации скважин невозможно по различным техническим и технологическим причинам.

Поэтому стараются определить максимальный дебит жидкости, который можно получить из данной скважины путем подбора соответствующей насосной установки. Наряду с увеличением производительности скважин ставят задачу и увеличения межремонтного периода их работы. Последнее особенно важно при эксплуатации наклонных скважин.

Таким образом, критерием оптимизации ( количественным показателем экономического эффекта принимаемого решения) является прирост добычи и увеличение межремонтного периода работы скважин.

Процесс оптимизации режима работы скважин включает в себя выявление фонда скважин для технологических мероприятий по оптимизации режимов работы насосных установок, их подбор и практическое осуществление рекомендаций.

В начале расчетов по оптимизации необходимо определить коэффициент продуктивности работающей скважины. Для этого определяют забойное и пластовое давление или по динамическому и статическому уровням и дебиту, или же эти давления замеряют глубинными манометрами.

Забойное давление, рассчитываемое по динамическому уровню, складывается от массы газонефтяной смеси в затрубном пространстве скважины и затрубного давления, а также от массы газоводонефтяного столба в эксплуатационной колонне от приема насоса до верхних отверстий перфорации в работающей скважине.

Пластовое давление рассчитывают по замеренному статическому уровню во время остановки скважины на восстановление забойного давления до пластового.

Таким образом. Перед остановкой скважины отбивают динамический уровень и замеряют дебит, а по прохождении времени восстановления давления отбивают статический уровень.

Для определения максимально возможного дебита скважины задаются допустимым минимальным забойным давлением для данной скважины. При этом исходят из геолого - промысловых и технических ограничений: разрушение призабойной зоны, предотвращении выделения в призабойной зоне парафина, солей или свободного газа, сохранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца и т. д.

Задаются также минимальным давлением на приеме насоса, обеспечивающим его нормальную работу, т.е. без вредного влияния газа и с необходимой величиной коэффициента подачи.

При выборе штангового насоса и параметров откачивания S и n исходят из нагрузки в точке подвеса штанг. Величина этой нагрузки ограничивается прочностью штанговой колонны и грузоподъем-ностью станка - качалки.

Остальные расчеты производят в соответствии со схемой выбора насосной установки, приведенной выше.

В наклонной скважине глубину подвески насоса определяют с учетом удлинения ее ствола.

При значительном отклонении оси насоса от вертикали ухудшаются условия работы всасывающего и нагнетательного клапанов. Поэтому определяют допустимый угол наклона, обеспечивающий нормальную работу насоса.

Надежность работы насосной установки зависит от сил трения между цилиндром и плунжером, определяемых в значительной степени величиной изгиба оси штангового насоса. Поэтому определяют радиус скважины, позволяющий располагать насос без деформации.

Оптимальный дебит в работающих скважинах можно установить путем улучшения коэффициента подачи насоса, принятия мер борьбы с песком или уменьшения суточного отбора жидкости.

На практике часто встречаются случаи, когда производительность насосной установки превышает продуктивность скважины несмотря на использование насоса малого диаметра. Такие скважины называют малодебитными ( дебит менее 5 т\ сут).

После пуска в эксплуатацию малодебитной скважины насос быстро откачивает поступающую из пласта жидкость, уровень ее снижается до приема насоса. В результате этого коэффициент подачи насоса резко падает. Для повышения коэффициента полезного действия насосной установки , уменьшения износа ее отдельных узлов и сокращения расхода электроэнергии ( т.е. для оптимизации режима работы насосной установки ) такие скважины переводят на периодическую эксплуатацию. Последняя заключается в том, что после понижения уровня до приема насоса скважину останавливают для накопления жидкости, после чего вновь пускают в работу. Целесообразность периодической эксплуатации и соответствующий режим работы скважины устанавливают путем анализа данных исследования ее на приток.

Наиболее подходящими для перевода на периодическую эксплуатацию являются скважины, не дающие песка, имеющие низкие коэффициенты продуктивности ( медленно восстанавливающие уровень жидкости ) и сравнительно высокие статические уровни. К этой категории относятся скважины с высоконапорными пластами, с очень слабыми притоками жидкости.

Скважины с низким и быстро восстанавливающимся статическим уровнем нецелесообразно переводить на периодическую эксплуатацию, т.к. возникает необходимость частого запуска и остановки станка - качалки. Если этого не делать, то будет наблюдаться снижение добычи нефти.

В большинстве малодебитных скважин приток нефти из пласта непрерывно уменьшается с подъемом уровня жидкости из - за создающегося противодавления на пласт. Поэтому периоды накопления жидкости устанавливают исходя из допустимых потерь и экономической эффективности различных режимов эксплуатации малодебитной скважины.

Наибольший эффект достигается при наличии в скважинах зумпфа ( часть скважины ниже подошвы эксплуатируемого пласта, используемая для накопления жидкости и различных осадков ) достаточной высоты. Такие скважины эксплуатируются без противодавления на пласт.

2.6 Анализ выхода из строя УШГН на Покачевском месторождении

Таблица 6 - Отказы УШГН с наработкой до 50 суток

Причины отказов	2009 год	1 кв. 2010г.
истирание НКТ	0	1
Обрыв штанг	2	0
Некачественный вывод на режим	1	0
Всего	3	1

За 2009 год произошло 3 отказа в категории с наработкой до 50 суток. За 1 кв. 2010 года произошел 1 отказа.

Таблица 7 - Отказы УШГН с наработкой от 51 до 100 суток

Причины отказов	2009 год	1 кв. 2010г
истирание НКТ	6	1
Нарушение технологии ремонта	1	0
Нарушение регламента движения ШГН	1	0
Обрыв штанг	0	1
Всего	8	2

В 2009г. в категории с наработкой от 51 до 100 суток произошло 8 отказов. За 1 кв. 2010 года произошло 2 отказ.

В 2009г. в категории с наработкой от 101 до 365 произошло 92 отказа. За 1 кв. 2010 года произошло 57 отказов, что составляет 61% от всех отказов произошедших в 2009г.

Таблица 8 -- Отказы УШГН с наработкой от 101 до 365 суток

Причины отказов	2009 год	1 кв. 2010г
истирание НКТ	56	29
Засорение	6	5
Солеотложения	4	3
Клин	1	1
Нарушение регламента движения ШГН	1	0
Несоответствие инклинометрии		2
Нарушение технологии ремонта	1	0
Прочие УРС	1	0
Коррозия	0	4
ОПРС	4	10
Прочие	17	1
Истирание штока плунжера	1	2
Всего	92	57

2.7 Подбор оборудования УШГН

Скважина № 8141, Куст 629, месторождение Покачевское

Исходные данные:

Пластовое давление Р_пл. = 15,8 Мпа;

Забойное давление Р_з = 13,8 Мпа;

Плотность нефти с_н = 850 кг/м³;

Обводненность n= 86%;

Глубина скважины Н_ф = 2417м;

Газовый фактор G= 51 м³/м³;

Длина хода плунжера S = 1500 мм;

Диаметр плунжера насоса d_пл. = 38 мм.

1. Определяем глубину спуска насоса:

, м, (1)

L = 2100 - (13,8 - 9,5 ) ·10⁶) / 965,6 · 9,8 = 1650 м

где Р_пр.опт- оптимальное давление на приеме насоса, МПа.

Оптимальное давление на приеме насоса устанавливается опытным путем для каждого месторождения Р_пр.опт = 2...2,5 МПа.

Плотность смеси ниже приема насоса:

- при малом газосодержании и обводненности более 80%, определяется по формуле:

_см=_вЧn_в+_н(1- n_в) (2)

- при высоком газосодержании и обводненности менее 80%, по формуле:

2. Определяем плотность смеси ниже приема насоса

, кг/м³, (3)

с_см = (850 + 1,1 · 51 + 1000 · (0,86/(1- 0,86)) /(1,12 + (0,86/1- 0,86)) = 965,6 кг/м³

где в - объемный коэффициент нефти, принимаем условно в -- 1,12.

3. Определяют объемную производительность установки, задавшись предварительно коэффициентом подачи насоса б_п = 0,6...0,8:

м³/сут, (4)

Q_об = 15/ (0,9656·0,6) =25,9 м³/сут

По диаграмме: А.Н. Адонина для базовых станков качалок выбирают по дебиту (Q_об) и глубине спуска насоса (L_н) диаметр насоса (плунжера) (d_н) и тип станка качалки (СК), смотрите рисунки 1, 2, записывают техническую характеристику выбранного станка -- качалки.

В зависимости от диаметра, глубины спуска насоса выбирают конструкцию колонны штанг.[5]

Устанавливают параметры работы УШГН (режим откачки). Правильно назначенный режим откачки должен характеризоваться максимальной длиной хода S (см. техническую характеристику выбранного СК), минимальным диаметром насоса. Число качаний вычисляется по формуле:

4. Определяем число качаний балансира в минуту:

, (5)

где F_пл- площадь поперечного сечения плунжера, определяют, но справочным таблицам или по формуле:

n = 25,9/(1440·15,2·1,5·0,6·0,9656) =14 кач/мин

5. Определяем площадь поперечного сечения плунжера насоса:

, м², (6)

F_пл = (3.14 · (0,044)²) / 4 = 0,00152 м²

6. Определяют необходимую мощность по формуле Д. В. Ефремова:

N=0,000401ЧрЧЧSЧnЧ_смЧL_н, кВт, (7)

N=0,000401·3,14·(0,038)²·1,5·14·965,6·1650·((10,9·0,82)/0,9·0,82+0,6)·1=59,6 кВт

где з_н и з_ск - соответственно КПД насоса и КПД станка-качалки, з_н = 0,9, з_ск = 0,82;

a_п - коэффициент подачи насоса (см. пункт 3); К - коэффициент степени уравновешенности СК, дли уравновешенной системы К = 1-2. Выбирают тип электродвигателя.

По диаграмме Адонина определяем тип станка - качалки:

СК10-2115

тип насоса НВ2-38

Насос вставной с нижним расположением замковых опор с диаметром плунжера 38 мм, длиной хода плунжера 1500 мм, длинной самого плунжера 1000 мм.

покачевский месторождение нефть насос

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Расчёт годовой добычи нефти и товарной продукции

Смена оборудования УШГН на скважине производится бригадой ПРС, состоящей из двух операторов, работающих на устье скважины и машиниста подъёмника.

При работе используется следующее технологическое оборудование: подъёмник АПРС-40 для проведения спуско-подъёмных операций; агрегат цементировочный ЦА-320М для промывки скважины, агрегат 2АРОК для обслуживания станка-качалки; установка ППУ для пропарки подземного оборудования с целью удаления парафиновых и асфальто-смолистых отложений, автоцистерна АЦ-10 для перевозки технологических жидкостей; самопогрузчик промысловый ПС-0,5 для перевозки штангового насоса и другого оборудования. Одновременно со сменой насоса проводится промывка скважины.

В результате смены оборудовании УШГН произошёл прирост добычи нефти.

Суточный дебит скважины по нефти:

- до замены оборудования: Q_сут1=0,8 т/сут;

- после замены оборудования: Q_сут2=1,8 т/сут.

Годовую добычу нефти определим по формуле:

Q_год=Q_сут•К_экспл•365, (8)

где К_экспл - коэффициент эксплуатации, принимаем К_экспл=0,967.

Годовая добыча нефти до мероприятия:

Q_год1=0,8•0,967•365=282,36 т.

Годовая добыча нефти после мероприятия:

Q_год2=1,8•0,967•365=635,32 т.

Прирост годовой добычи нефти за счёт проведения мероприятия:

ДQ= Q_год2- Q_год1 , (9)

ДQ=635,319 -282,364 =352,955 т.

Товарную продукцию определим по формуле:

ТП= Q_год•Ц, (10)

где Ц - цена одной тонны нефти, Ц=15200 руб.

Товарная продукция до мероприятия:

ТП₁=282,364 •15200=4291872 руб.

Товарная продукция после мероприятия:

ТП₂=635,319 •15200=9656864 руб.

3.2 Расчет фонда оплаты труда

Затраты на оплату труда определяются исходя из численности рабочих и тарифных ставок.

Согласно технологической карте для производства работ требуется: оператор ПРС 4-го разряда - 1 чел.; оператор ПРС 5-го разряда - 1 чел.; машинист подъёмника 6-го разряда - 1 чел.

Тарифные ставки приведены в таблице 9

Таблица 9 - Часовые тарифные ставки работников

Разряды	4	5	6
Часовая тарифная ставка, руб/ч	75,8	84,9	96,7
Количество работников	1	1	1

Определим среднюю тарифную ставку рабочих по формуле:

 , (11)

где Т_i - тарифная ставка i-го разряда, руб/ч;

N_i - количество рабочих, имеющих i-й разряд;

n - число разрядов.

В соответствии с принятыми данными получим:

Заработная плата производственных рабочих по тарифу (основная заработная плата) определяется по формуле:

ЗП_осн=Т_ср·Т_эф·N, (12)

где Т_эф - эффективный фонд рабочего времени, принимаем в качестве Т_эф время проведения работ по замене оборудования, Т_эф =107 часов;

N - число рабочих, N=3.

ЗП_осн=85,8•107•3=27541,8 руб.

Доплата за работу в ночное время

Ночными считаются часы работы с 22 до 6 часов утра. Они составляют 1/3 от эффективного фонда рабочего времени. Доплата за работу в ночное время составляет 40% часовой тарифной ставки за каждый час работы в ночное время и определяется по формуле:

(13)

.

Доплата за работу в праздничные дни. Ведётся в двойном размере и определяется по формуле:

Д_пр=2•Т_ср•Т_пр•N, (14)

где Т_пр - количество праздничных дней, Т_пр = 12.

Д_пр=2•85,8•12•3=6177,6 руб.

Премия. Максимальный размер премии составляет 40% за оплату в отработанное время, с учётом доплаты за работу в ночное время

ПР=(ЗП_осн+Д_н)•0,4, (15)

ПР = (27541,8 + 3672,24) •0,4 = 12485,62 руб.

Районный коэффициент. Принят в размере 70% и начисляется на оплату за отработанное время с учётом премии и доплат, определяется по формуле:

РК=(ЗП_осн+ПР+Д_пр)•0,7, (16)

Северная надбавка. Начисляется в размере 50%, определяется по формуле:

СН=(ЗП_осн+ПР+Д_пр)•0,5, (17)

Фонд оплаты труда:

ФЗП_осн= ЗП_осн+ПР+Д_пр+ Д_н+РК+СН, (18)

ФЗП_осн=27541,8+12485,62+6177,6+3672,24+32343,51+23102,51=105323,28 руб.

Дополнительная заработная плата. Включает доплаты за сверхурочное время, за отклонения от нормальных условий труда, оплату внутрисменных простоев, учебных отпусков, определяется по формуле:

(19)

где Д_доп - процент дополнительной заработной платы.

Значение Д_доп определяется по формуле:

(20)

где Д_о - число дней отпуска, Д₀ =45;

Д_п - число праздничных дней в году, Д_п =12;

Д_в - число выходных дней в году, Д_в =104;

Д_к - число календарных дней в году, Д_к =365.

Общий фонд заработной платы работников:

ФЗП_р=ФЗП_осн+ФЗП_доп , (21)

ФЗП_р=105323,28+24277=129600,3 руб.

3.3 Расчёт начислений на заработную плату

Отчисления на заработную плату составляют 34,5% от общего фонда заработной платы. Отчисления на заработную плату складываются из отчислений:

22% - пенсионный фонд;

2,9% - фонд социального страхования;

5,1% - фонд обязательного медицинского страхования;

0,5% - страхование от несчастных случаев.

СВ= ФЗП_р·0,305, (22)

СВ=129600,3•0,305=39528,1 руб.

3.4 Расчёт затрат на материалы

Затраты на материалы вычисляются по формуле:

С_в = Ц·Q, (23)

где Ц_i - цена материала, руб.;

Q_i - норма расхода материала на весь объём работ.

Жидкость глушения:

С_в1=84,8•8,5=720,8 руб.

Жидкость промывочная:

С_в2=68,5•15=1027,5 руб.

Итого затрат на материалы:

С_в=720,8+1027,5=1748,3 руб.

Таблица 10 - Затраты на материалы

Наименование материалов	Количество	Цена за единицу, руб.	Стоимость, руб.
Жидкость глушения, м3	8	84,8	678,40
Жидкость промывочная, м3	12	68,5	822,00
Итого	1500,40

3.5 Расчёт затрат на услуги технологического транспорта

Затраты на услуги технологического транспорта состоят из затрат на проведение технологических операций и определяются по формуле:

З_то =С_1мч•t , (24)

где t - время проведения технологической операции;

С_1мч - стоимость одного машино-часа работы оборудования, руб.

Используемый при технологическом процессе транспорт, время работы, стоимость машино-часа и результаты вычислений сведены в таблицу 7.

Подъёмник АПРС-40:

З_то1=40•858,41=34336,4 руб.

Насосный агрегат ЦА-320:

З_то2=12•1260,88=15130,56 руб.

Агрегат 2 АРОК:

З_то3=6•894,35=5366,1 руб.

Установка ППУ:

З_то4=4•2662,11=10648,44 руб.

Автоцистерна АЦ-10:

З_то5=18•785,56=14140,08 руб.

Самопогрузчик промысловый ПС-0,5:

З_то6=6•904,76=5428,56 руб.

Итого:

З_то=34336,4 +15130,56 +5366,1+10648,44+14140,08+5428,56=85050,14 руб.

Таблица 11 - Затраты на проведение технологических операций

Транспорт	Время на проведение технологических операций, час	Стоимость 1 машино-часа, руб.	Стоимость проведения технологических операций, руб.
Подъёмник АПРС-40	40	858,41	34336,40
Насосный агрегат ЦА320	12	1260,88	15130,56
Агрегат 2АРОК	6	894,35	5366,10
Установка ППУ	4	2662,11	10648,44
Автоцистерна АЦ-10	18	785,56	14140,08
Самопогрузчик промысловый ПС-0,5	6	904,76	5428,56
Итого	85050,14

3.6 Расчёт цеховых расходов

Цеховые расходы - косвенные расходы, которые определяются в процентном отношении от фонда заработной платы. Они включают:

- заработную плату вспомогательных рабочих;

- начисления на зарплату вспомогательных рабочих;

- расходы на содержание малоценных и быстроизнашивающихся инструментов и приспособлений;

- затраты на охрану труда и ТБ;

- затраты на рационализаторство и предпринимательство;

- прочие расходы.

Цеховые расходы определяются по формуле:

 (25)

где П_ц - процент цеховых расходов, принимаем П_ц=95%

3.7 Расчёт себестоимости подбора оборудования

Сведём все статьи затрат в таблицу 12.

Таблица 12 - Затраты на проведение мероприятия

Вид затрат	Сумма, руб.
Фонд оплаты труда	129600,30
Начисления на заработную плату	39528,10
Затраты на материалы	1500,40
Услуги транспорта	85050,14
Цеховые расходы	123120,30
Итого по смете	378799,24

3.8 Расчёт экономической эффективности

Экономическая эффективность смены оборудования определяется последующим увеличением добычи нефти за счёт его оптимальной работы.

Исходные данные для расчёта экономической эффективности сведём в таблицу 13.

Таблица 13 - Исходные данные для расчёта экономической эффективности

Показатели	До мероприятия	После мероприятия
Годовая добыча нефти, т/год	282,36	635,32
Дополнительная добыча за счёт мероприятия за год, т/год	-	352,96
Затраты на мероприятие, руб.	378799,24
Оптовая цена 1 т нефти, руб./т.	15200	15200
Условно-переменные расходы, руб/т.	4100	4100

Эксплуатационные затраты ДЗ на добычу дополнительной нефти ДQ определим по формуле:

ДЗ=У_пер·ДQ, (26)

где У_пер - условно-переменные затраты на добычу дополнительной нефти, (затраты которые прямо зависят от количества добытой нефти)

У_пер =4100 руб/т.

ДЗ=4100•352,96=1447115,5 руб.

Всего затрат на добычу дополнительной нефти с учётом затрат на проведение мероприятия:

ДЗ_т= ДЗ+З', (27)

гдеЗ' - затраты на проведение мероприятия, по рассчитанной смете

З'=378799,24 руб.

ДЗ_т=1447115,5+378799,24=1825914,74 руб.

Определим затраты на добычу нефти без использования мероприятия по формуле:

З_т1=Q_год1·C₁, (28)

где Q_год1 - объём добытой нефти до мероприятия, Q_год1=282,36 т/год;

C₁ - себестоимость 1 т нефти, добытой до мероприятия,

C₁ = 9200 руб/т.

З_т1=282,36 •9200=2597712 руб.

Затраты на добычу нефти с использованием мероприятия определим по формуле:

З_т2=З_т1+ДЗ_т , (29)

З_т2=2597712+1825914,74=4423626,74 руб.

Себестоимость добычи 1 т нефти, добытой с использованием мероприятия:

С₂=З_т2/Q_год2 , (30)

где Q_год2 - объём добытой нефти после мероприятия, Q_год2=635,32 т/год.

С₂=4423626,74/635,32=6562,63 руб.

Снижение себестоимости:

ДС= С₁- С₂, (31)

ДС=9200-6562,63=2237,17 руб.

Определим балансовую прибыль до мероприятия:

П₁=ТП₁- З_т1, (32)

П₁=4291872-2597712=1694160 руб.

после мероприятия:

П₂=ТП₂- З_т2, (33)

П₂=9656864 -4423626,74=5233237,26 руб.

Определим прирост балансовой прибыли от дополнительной добычи нефти:

ДП=П₂-П₁, (34)

ДП=5233237,26 - 1694160=3539077,26 руб.

Налог на прибыль определим, считая ставку налога на прибыль равную 20%:

до мероприятия:

Н₁=20·П₁/100, (35)

Н₁=20•1694160/100=338832 руб.

после мероприятия:

Н₂=24·П₂/100, (36)

Н₂=20•5233237,26/100=1046647,452 руб.

Прирост налога:

ДН=Н₂-Н₁, (37)

ДН=1046647,45-338832 =707815,45 руб.

Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия:

до мероприятия

П_пр1=П₁-Н₁, (38)

П_пр1=1694160-338832=1355328 руб.

после мероприятия

П_пр2=П₂-Н₂ , (39)

П_пр2=5233237,26-1046647,45=4186589,81 руб.

Прирост прибыли:

ДП_пр= П_пр2 - П_пр1 , (40)

ДП_пр=4186589,81-1355328=2831261,81 руб.

По результатам расчёта составляем сравнительную таблицу технико - экономических показателей - таблица 14.

Таблица 14 -Таблица технико-экономических показателей

Наименование статей затрат	До мероприятия	После мероприятия	Отклонения
Годовая добыча нефти, т/год	282,36	635,32	352,96
Затраты на проведения мероприятия, руб.	378799,24	-
Себестоимость 1 т нефти	9200,00	6562,63	2237,17
Балансовая прибыль	1694160,00	5233237,26	3539077,26
Налог на прибыль	338832,00	1046647,45	707815,45
Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия	1355328,00	4186589,81	2831261,81

4. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Техника безопасности

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 электродвигатель 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 и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью: "Внимание! Пуск автоматический".

Кривошипно-шатунный механизм станка-качалки, площадка для обслуживания электропривода и пускового устройства должны быть окрашены и иметь ограждения.

Системы замера дебита, пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт.

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 (технической колонне) 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 (технической колонной), 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.

Работа по обслуживанию станков-качалок весьма опасны и трудоемки. Это обусловлено наличием движущихся частей и токонесущих линий, необходимостью смазки, обслуживания, частой смены и ремонта узлов и деталей. Опасности устраняются при надежном ограждении всех движущихся частей и проведении смазки, наладки, ремонта оборудования при полной остановке станка- качалки. Для устранения опасности падения с высоты при обслуживании и ремонте устраиваются площадки с ограждениями.

Работы, связанные со снятием и надеванием канатной подвески, откидыванием или опусканием головки балансира, перестановкой пальцев кривошипов и уравновешиванием станков-качалок, присоединением и отсоединением траверсы, сменой балансира и откидной головки, снятием и установкой роторных противовесов, редукторов, электродвигателей, должны проводиться при использовании различных устройств, приспособлений и быть механизированы. При перестановки и смене пальцев кривошипно-шатунного механизма на сальниковых шток следует установить зажим, а шатун надежно прикреплен к стойке станка-качалки. Во избежание несчастных случаев рабочее место подготавливают так, чтобы создать определенные удобства для выполнения указанной операции. Шатун после отсоединения от кривошипа привязывают к стойке станка-качалки, а пальцы выпрессовывают посредством предназначенного для этого приспособления с использованием привода и тормоза станка-качалки. Устанавливать балансир в требуемое положение путем проворачивания вручную шкивов клиноременной передачи запрещается.

Перед началом ремонтных работ в насосных скважинах головка балансира станка-качалки должна быть откидана назад или отведена в сторону.

Откидывание и опускание головки балансира, а так же снятие и надевание канатной подвески следует проводить при помощи приспособлений, исключающих необходимость подъема рабочего на балансир станка-качалки.

Техническое состояние крепления каких-либо частей проверяется после остановки станка-качалки. [2]

Перед пуском станка-качалки после выполнения ремонтных работ убирают инструмент и различные приспособления, устанавливают на место предохранительные ограждения и обязательно проверяют отсутствие посторонних людей в опасной зоне.

4.2 Охрана окружающей среды

Как источник загрязнения, кусты скважин выделяют в атмосферу углеводороды. В аварийных случаях или при нарушении технологии возможны выбросы нефти и пластовых вод со скважин, ГЗУ, дренажных емкостей и выкидных трубопроводов на территорию кустовой площадки.

Площадки кустов скважин имеют периметральные защитные обвалования, предотвращающие излив или смыв загрязняющих веществ с территории площадки с талыми водами или осадками.

Промбазы цехов существенного загрязнения окружающей среде не наносят, кроме выбросов в атмосферу сварочных аэрозолей. В цеху полготовки производства при работе пилорамы и столярного цеха происходит выброс в атмосферу древесной пыли после очистки.

Трубопроводные сети представляют собой герметичные системы и только в аварийных случаях возможен выброс в атмосферу углеводородов и на рельеф нефти и подтоварной воды.

Как источники загрязнения, комплексные сборные пункты являются основными источниками загрязнения атмосферы. От резервуаров, различных емкостей, отстойников, сепараторов, насосных блоков происходит выброс углеводородов в атмосферу. При сжигании газа или нефти на котельных происходит выброс в атмосферу двуокиси углерода и двуокиси азота.

Площадки КСП оборудованы замкнутыми системами утилизации пром ливневых и сточных вод с территории площадки, резервуары имеют защитные обваловки, площадки технологических аппаратов имеют бетонный бордюр. Для аварийного сброса нефти или жидкости на каждой площадке КСП предусмотрены аварийные шламовые амбары, соединённые с системой утилизации промливневых вод. Котельные работают на нефти и газе. Попутный газ с КСП подаётся на Белозёрный ГПЗ, КС и в аварийных ситуациях (гидратные пробки, аварии на газопроводах, остановки ГПЗ) и при капремонте (газопроводов, КСП, КС) газ сжигается на факелах, процент утилизации газа по предприятию составляет 97,6 %.

С целью поддержания пластового давления закачка в продуктивные пласты Самотлорского месторождения производится с КНС. Водоснабжение КНС осуществляется подачей пластовой воды с площадок ППН. Вода поступает на приём КНС ( давление на приёмах насосов от 0,2 до 1Мпа) через выкида насосов (давление до 15Мпа) по сети водоводов высокого давления закачивается в нагнетательные скважины.

При нормальной эксплуатации системы герметичны и загрязнение окружающей среды не происходит, в аварийной ситуации может произойти выброс жидкости на рельеф, в озёра или реки. БКНС оборудованы замкнутыми системами сбора и утилизации промливневых и сточных вод с территории площадок. Учёт закачиваемой воды на кустовых насосных станциях ведётся ультразвуковыми счётчиками воды, установленными на приёмном водоводе КНС.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте рассматривалась геологическая характеристика Покачевского месторождения: орогидрография, стратиграфия, литология и тектоника продуктивных горизонтов месторождения, физико-химические свойства нефти и газа и режим разработки залежи.

На Покачевском месторождении 35% фонда скважин оборудование установками штангового глубинного насоса, что говорит об уменьшении дебита скважин и большой обводненности.

В технико-технологической части описаны основные узлы штанговой насосной установки, а именно станка-качалки и штангового насоса. Рассмотрены виды и конструкция вставных и невставных насосов, оборудование устья скважины при штанговой насосной эксплуатации. Классифицированы факторы, влияющие на подачу насоса и исследование штанговой насосной установки.

Так же в технологической части был произведен расчет подбора оборудования установки штангового глубинного насоса. По диаграмме Адонина была выбран привод насоса станка-качалки типа СКН10-2115.

ГОСТ 5866-76 и тип вставного насоса НВ2-38.

В экономическом расчете себестоимость подбора оборудования УШГН складывается из затрат на заработную плату рабочих бригады, затрат на материалы, затрат на эксплуатацию технологического оборудования, затрат на обязательные выплаты (ЕСН), цеховых затрат.

Экономическая эффективность мероприятия определяется количеством дополнительно добытой нефти - согласно технологическому расчёту годовой объём дополнительно добытой нефти составил 352,96 т. В результате этого произошло снижение себестоимости нефти на 2237,14 руб. и увеличение чистой прибыли на 2831261,81 руб.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учеб. Для Э 11 техникумов - М.: Недра, 1989 - 480 с.: ил.

2. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1990 - 427с.: ил.

3. Махмудов С.А. Монтаж, эксплуатация и ремонт скважинных насосных установок: справочник мастера. - М.: Недра, 1987.

4. Никишенко С.Л. Нефтепромысловое оборудование: Учебное пособие. - Волгоград: Издательство «Ин-Фолио», 2008. - 416 с.:ил.

5. Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие. - Волгоград: Издательство «Ин-Фолио», 2008. - 352 с.:ил.

6. Технологическая схема разработки Покачевского месторождения. - Тюмень: НИПИНП, 1992. - 34 с.

7. Юрчук А.М. Расчёты в добыче нефти. Учебник для техникумов, 3-е изд., перераб. и доп., - М.: Недраё 1979 - 271 с.:ил.

Размещено на Allbest.ru