При розкритих продуктивних і водонапірних горизонтах у разі вимушеного простою гирло свердловини герметизують превентором при спущеному бурильному інструменті для періодичних промивок з метою вирівнювання параметрів глинистого розчину.

За наявності ознак газопрояву в процесі буріння на свердловині виконують роботи відповідно до "Інструкції по попередженню нафтогазопроявлень і відкритих фонтанів в бурінні" і "Інструкції по дії обслуговуючого персоналу при нафтогазопроявленнях".

Для запобігання забрудненню навколишнього середовища паливно-мастильними матеріалами дизельне паливо і інші паливно-мастильні речовини, необхідні для роботи бурової установки, зберігають в спеціальних місткостях, які перед заповненням випробовують на міцність, обладнують мірними трубками, дихальними і запобіжними клапанами. Обв'язка місткостей трубопроводами і запірною арматурою забезпечує можливість використання кожної місткості окремо і перекачування палива з однієї місткості в іншу. Після монтажу паливопровід опресовують повітрям. У місцях можливих витоків (запірна арматура і ін.) передбачені металеві піддони. Відпрацьовані дизельні масла накопичують в спеціальних місткостях і вивозять на регенерацію.

Для захисту навколишнього середовища від хімічних реагентів, цементу і глинистого порошку всі хімічні речовини доставляють на бурові в заводській упаковці, поліетиленових мішках або гумо-кордових контейнерах і зберігають в спеціальних приміщеннях. Після розчинення у воді хімічні реагенти вводять в розчин без втрат і залишків. Паперову і іншу тару від цементу, бариту, графіту, крейди і т. п., поліетиленові мішки від хімічних реагентів вивозять в спеціальних контейнерах на пункти утилізації.

Для запобігання міграції розлитої нафти, просочування її в ґрунт і очищення води бурять серію свердловин і витягують забруднені ґрунтові води. На шляху руху ґрунтових вод влаштовують траншею з перфорованою трубою для збору і відведення вуглеводнів, що рухаються разом з водою. В деяких випадках на шляху руху ґрунтових вод ставиться водонепроникний бар'єр з відповідного будівельного матеріалу, гумових гідроізолюючих мембран і т.п.

Нафта, що накопичилася біля бар'єру, видаляється за допомогою спеціального устаткування, при виборі якого враховуються вимоги техніки безпеки, умови монтажу, об'єм води, забрудненою нафтою.

При видобутку корисних копалин погіршується гідрогеологічний режим територій, порушуються структура і склад землі. Це висуває необхідність своєчасної рекультивації (відновлення) порушених земель і залучення їх в господарський оборот.

На ділянках, виділених для розміщення бурових установок, родючий шар землі знімають і складують, звичайно в межах ділянки. Оскільки верхня частина ґрунту (перегнійно-акумулятивний шар) завтовшки 30--40 см більш родюча, ніж нижня завтовшки 69--80 см, земля знімається бульдозерами в два прийоми. Земля перегнійно-акумулятивного шару зберігається окремо в буртах висотою від 4 до 10 м і завдовжки до 180 м. Для запобігання повітряної і водної ерозії поверхню буртів засівають багаторічними травами. Для зберігання ґрунту в буртах вибирають підвищені ділянки, на яких не застоюються поверхневі і не виступають ґрунтові води.

При рекультивації промислових площадок бурових установок спочатку засипають нижній шар ґрунту, а потім верхній. Товщина створюваного родючого шару повинна бути не менше 50--70 см. До складу робіт по рекультивації входять:

зняття чорнозему завтовшки більше 50 см об'ємом 5000 м³ з переміщенням його на 90 м;

риття земляного амбару місткістю 3000 м³ з переміщенням ґрунту на 90 м;

риття засипного амбару місткістю 700 м³ з переміщенням ґрунту на 70 м;

засипка амбару місткістю 3000 м³ з переміщенням ґрунту на 90 м;

засипка запасного амбару місткістю 700 м³ з переміщенням ґрунту на 70 м;

риття додаткових амбарів (загальною місткістю 1000 м³) для заповнення їх відходами від буріння з переміщенням ґрунту на 60 м;

засипка додаткових амбарів місткістю 1000 м³ відходами і ґрунтом з переміщенням його на 60 м;

покриття ділянки чорноземом (об'єм 5000 м³) з переміщенням його на 90 м;

розрівнювання майданчика після покриття чорноземом;

оранка і боронування ділянки з внесенням органічних добрив (з розрахунку 40 т на 104 м²) і гіпсу (до 2 т).

Всі роботи по рекультивації виконуються у відповідності з планом-графіком, погодженим з графіком руху бурових верстатів. На проведення робіт по кожній свердловині складають проектно-кошторисну документацію.

Основна і найбільш трудомістка задача по рекультивації земель, звільнених від бурових установок, -- видалення залишків вибуреної породи, бурових розчинів, стічних вод, розлитих ПММ і ін. В процесі буріння їх звичайно зберігають в земляних амбарах (місткістю до 10 тис. м³) із земляними обвалуваннями. Глибина амбарів звичайно 4--5 м, місткість -- біля 3000 м³ (три амбари на розвідувальних і два на експлуатаційних площах). Амбари сполучають гравієвими фільтрами або дренажними трубами. Навкруги майданчика бурової споруджують кільцеву бетоновану канаву із стоками в амбар і влаштовують дренажні канави для відведення дощових вод.

Досвід показує, що залишки бурових розчинів в земляних амбарах не висихають протягом декількох років. Це означає, що засипка амбарів як спосіб рекультивації земель в даному випадку неприйнятна. Було вивчено декілька способів видалення небезпечних бурових стоків: природне випаровування, термічна і хімічна обробка, закачування в поглинаючі пласти, "видавлювання" у вузькі траншеї, вивіз на поля випаровування. Висока ефективність була відзначена у двох останніх способів. Суть способу "видавлювання" вмісту земляних амбарів у вузькі траншеї: в безпосередній близькості від земляного валу ковшовими екскаваторами або бульдозерами риють декілька траншей глибиною до 5 м, потім перемичка між амбаром і траншеями руйнується, буровий розчин витікає в траншею.

Густий осад, який залишається в земляному амбарі, підсихає і дозволяє засипати амбар бульдозером відповідно до вимог ефективної рекультивації земель.

Природно, що "видавлювання" вмісту амбару в траншеї можна застосовувати в тих районах, де це допускають геологічні умови.

Спосіб видалення стічних залишків полягає у виведенні їх на поля випаровування, що є огородженими амбарами для твердої і рідкої фаз місткістю 1500 м³ кожний. Протягом двох років стічні води опріснюються в цих амбарах на глибину 1,5--2 м від поверхні. Опріснену воду відкачують. Економічно цей спосіб доцільно використовувати у разі, коли відстань до полів випаровування не перевищує 30 км. При цьому на поля випаровування вивозиться тільки рідка частина стоків, а бруд, що залишився, видавлюється у вузькі траншеї [20].

Після видалення стоків ділянку, що рекультивується, очищають від будівельного сміття і металевих предметів, перепахують на глибину, при якій після покриття родючим ґрунтом товщина очищеного шару складала б не менше 0,7 м. Потім ділянку по акту передають землекористувачу.

Спроби використовувати інші (з перерахованих) способи видалення стоків із земляних амбарів виявилися невдалими. Спосіб природного випаровування хоча б частини рідини, що заповнює амбар, вимагає надзвичайно великої кількості часу і може бути рекомендований тільки для попереднього осушування амбарів.

Термічна обробка стоків (випалювання вмісту земляних амбарів за допомогою спеціальних установок) залишається економічно невигідною. Промислові випробування установки показали, що при надмірно великій витраті палива продуктивність її по випаровуванню складає 8--10 м³/год, що недостатньо.

Закачування стоків із земляних амбарів бурової в поглинаючі горизонти доцільно застосовувати в тих районах, де:

1) на одній площі розташовано багато свердловин;

2) є придатна під інжекційну списана свердловина необхідної глибини.

Для зменшення забруднення земельних ділянок бурових установок рекомендується повторне використання стічних вод для технічних цілей, перехід від способу охолоджування і змащування штоків бурових насосів проточною водою до використання циркуляційного охолодження і змащування, збір відпрацьованих змащувальних масел для подальшої регенерації, використання трубопроводів для подачі ПММ від місця зберігання до дизелів, запобігання втрат води, що охолоджує гідрометалеве гальмо бурової лебідки, і ін.

У випадках, коли бурові розташовані поблизу одна від одної, дорогі хімічно оброблені обважнені розчини для повторного використання перевозять із закінчених свердловин на знов розбурювані. Це різко скорочує витрати на приготування і хімічну обробку бурових розчинів, знижує забруднення земель, прискорює їх рекультивацію.

Площі тимчасово відчужуваних родючих земель були помітно скорочені за рахунок зменшення розмірів майданчиків, що виділяються під бурові. Останніми роками на таких зменшених майданчиках було побудовано більше 200 бурових що дозволило зберегти близько 1,4 км² родючих земель.



9. ВИЗНАЧЕННЯ ТЕХНІЧНОГО РІВНЯ ПРОПОЗИЦІЇ

Для зручності проведення оцінки технічного рівня модернізованого ГВД, зведемо технічні характеристики в таблицю 9.1.

Таблиця 9.1

Технічні характеристики ГВД по варіантах

№ п/п	Показники технічної характеристики	Одиниці виміру	Значення показників для варіантів	Відносний коефіцієнт
			1	2
1 2 3 4 5	Довжина Діаметр Час безвідмовної роботи Маса Допустиме осьове навантаження	мм мм год кг кН	3230 95 1800 110 30	3610 95 2540 114 30	0,89 1 1,41 0,96 1

Виконуємо розрахунок відповідно до нормативно-технічних документів. Для цього використовуємо технічні показники таблиці 9.1, коефіцієнт технічного рівня визначаємо за формулою:

КТР = ;(9.1)

де n - кількість показників - 5;

k₁ - відносний показник довжини, k₁= 0,89;

k₂ - відносний коефіцієнт діаметра, k₂= 1;

k₃ - відносний показник часу безвідмовної роботи, k₃ = 1,41;

k₄ - відносний показник маси, k₄ = 0,96;

k₅ - відносний показник допустимого осьового навантаження, k₅ = 1;

Після підстановки числових значень маємо:

КТР = = 1,052.

Що є цілком прийнятною величиною.

На основі виконаного розрахунку КТР можна стверджувати, що запропонована конструкція ГВД відповідає сучасним вимогам до нової техніки (КТР = 1,05…1,07).



10. ЕКОНОМІЧНІ РОЗРАХУНКИ

10.1 Методичне обґрунтування розрахунку економічного ефекту

Головний показник ефективності впровадження нової техніки - річний економічний ефект.

Річний економічний ефект від виробництва і використання нового обладнання, з покращеними характеристиками, визначається по формулі :

Е=, (11.1)

Де:

З₁ і З₂ - приведені витрати на одиницю,вони відображаються в оптових цінах і враховуються безпосередньо через вартість нового обладнання .

И₁ і И₂ - річні експлуатаційні витрати споживача при використанні базового і нового обладнання в розрахунку на об`єм продукції, що виробляється за допомогою впровадженого обладнання;

К₁ і К₂ - супутні капітальні витрати на впорядкування свердловини.

Ен = 0.15 єдиний нормативний коефіцієнт економічної ефективності капітальних вкладень.

В₁ і В₂ - річні об`єми продукції, що виробляється при використанні одиниці нового обладнання.

Р₁ і Р₂ - долі відрахувань від балансової вартості на повне відновлення базового обладнання , зворотні термінам служби.

n - річний об`єм виробництва нового обладнання в натуральних одиницях.



10.2 Розрахунок річного економічного ефекту

Визначаємо собівартість базового гвинтового двигуна:

C_б =, (10.2)

Де Цб - оптова ціна гвинтового двигуна;

Рн - норматив рентабельності (Рн = 0,3)

Згідно діючих цін вартість гвинтового двигуна з урахуванням ПДВ: Цз пдв = 95000 грн.

Тоді,

Ц_б= , (10.3)

Де: Ст пдв - ставка податку на додану вартість (20%)

Ц_{б =}грн_.

Згідно формули 11.2:

Сб =грн.

Визначаємо собівартість модернізованого гвинтового двигуна:

Сн = Сб + См, (10.4)

Де См - собівартість модернізації.

См = Смат + С монт. виг. (10.5)

Де Смат - вартість матеріалів, які використовуються для виготовлення модернізованої деталі.

Сморт.виг. - вартість виготовлення і монтажу деталі.

Ціна матеріалу який необхідний на реалізацію модернізації з врахуванням ПДВ складає 28 грн.

Визначимо вартість виготовлення та монтажу деталі

С^монт_виг=_н.з., (11.6)

де k_н.з. -коефіцієнт накладних витрат по заробітній платі: k_н.з.=1,3;

- коефіцієнт, що враховує премії: =1,25;

С_ti - годинна тарифна ставка робітника і-го розряду, що входить в склад бригади;

Ч_і - уас виконання відповідних робіт:

- час виконання токарних робіт Ч_т= 6год

- час виконання слюсарних робіт Ч_сл = 2год

С_ti=k_ti*C_t1, (10.7)

k_tі - тарифний коефіцієнт відповідного розряду

С_t1 - годинна тарифна ставка робітника 1-го розряду (С_t1=34,1 грн.)

Для виконання завдання необхідно два робітника 5-го розряду, токар і слюсар.

Н_н - норма нарахувань на заробітну плату, яка включає:

- пенсійне страхування - 33,2%;

- соціальне страхування - 1,5%;

- фонд зайнятості населення - 1,3%;

- фонд страхування на випадок травматизму - 2,57%.

Тоді, С^монт_виг = 1,3х1,25х(53,74 х 6 + 53,74 х 2) х (1 + 0,3857) = 968,1 грн.

С_м = 28 + 968,1 = 996,1 грн

Собівартість модернізованого гвинтового двигуна:

С_Н = 60897,44 + 996,1 = 61893,54 грн.

Оптова ціна модернізованого гвинтового двигуна:

Ц_м = С_н х (1 + Р_с) , (11.8)

Ц_м = 61893,54х ( 1+ 0,3 ) = 80461,6 грн.

Визначаємо Р₁ та Р₂ - долі відрахувань від балансової вартості на повне відновлення базового та нового обладнання:

Р₁ =, (101.9)

Р₂ =, (10.10)

Де Т₁ і Т₂ - строки служби гвинтового двигуна до і після модернізації:

Т₁ = 5 років, Т₂= 6 років. Р₁= 0,2; Р₂ = 0,16

Супутні капітальні вкладення К₁ і К₂ - незмінні.

Продуктивність обладнання В₁ і В₂ - незмінні.

З₁ і З₂ - приведені витрати на одиницю базового та нового обладнання:

З₁ = Ц_б; З₂ = Ц_м, отже

Річний економічний ефект від впровадження модернізованого гвинтового двигуна складає:

Е = грн.

ВИСНОВКИ

В даному дипломному проекті розглянуті види вибійних двигунів та установок для проведення капітального ремонту свердловин. Виконано опис вибраного обладнання його технічні характеристики, переваги та недоліки.

Особливо ретельно було розглянуто конструкцію гвинтового вибійного двигуна. Зроблено вибір прототипу комплексу обладнання.

Розглянуті важливі недоліки, які виникають під час експлуатації ГВД при проведенні капітального ремонту. Запропоновано спосіб їх усунення встановленням пристрою прямої та зворотної циркуляції.

Описаний процес виготовлення валу гвинтового вибійного двигуна. Виконано розрахунок припусків на механічну обробку деталей, що виготовляються та розрахунок режимів різання.

В економічній частині виконано розрахунок річного економічного ефекту від впровадження удосконалень.

Оцінка технічного рівня показує працездатність виконаних удосконалень, їх обґрунтованість і відповідність до даного типу обладнання, про що свідчать коефіцієнти технічного рівня.

Розроблені заходи підвищення техніки безпеки проведення робіт по капітальному ремонту свердловин.

В розділі “Охорона навколишнього середовища” проведено аналіз можливих джерел забруднення та наведено класифікацію відходів, що утворюються при роботі з установкою, а також описано методи їх утилізації.

Запровадження даного удосконалення сприятиме більш надійній, ефективній та безпечній експлуатації гвинтового вибійного двигуна та забезпечить більш зручний процес проведення промивки свердловини.



ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ НА ДЖЕРЕЛА

1. Амиров А.Д., Карапетов К.А. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газових скважин. -- М.: Недра, 1979.

2. Амиян В.А., Амиян А.В. Повышение производительности скважин -- М.: Недра, 1986.

3. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. -- М.: Недра, 1985.

4. Аваков В.А. Расчеты бурового оборудования. -- М.: Недра, 1973.

5. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы. -- М.: Недра, 1988.

6. Баласанян Р.А. Атлас деталей машин. Навч. посібник дня техн. Вузів -- Харків: Вища школа, 1983.

7. Бойко B.C., Кондрат P.M., Яремійчук Р.С. Довідник з нафтогазової справи. -- Львів, 1996.

8. Е.И. Бухаленко Справочник по нефтепромысловому оборудованию. -- Москва, Недра 1983.

9. Вавецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. -- М.: Недра, 1986.

10. Верзилин О.И. Современные буровые насосы. -- М.: Машиностроение, 1977.

11. Ильский А.Л. Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин. -- М.: Машиностроение, 1980.

12. Ильский А.Л., Касьянов В.М., Порошин В.Г. Буровые машины, механизмы и сооружения. -- М.: Недра, 1967.

13. Ильский А.Л., Миронов Ю.В., Чернобыльский А.Г. Расчет и конструирование бурового оборудования. -- М.: Недра, 1985.

14. Ильский А.П., Шмидт А.П. Буровые машины и механизмы. -- М.: Недра, 1989.

15. Кирсанов А.П., Зинонко В.П., Кардыш В.Г. Буровые машины и механизмы. -- М.: Недра, 1981.

16. Кузнецов В.С. Обслуживание и ремонт бурового оборудования. -- М: Недра -- 1973.

17. Палашкин Е.А. Справочник механика по глубокому бурению. -- М.: Недра, 1981.

18. Раабен А.А., Шевалдин П.Е., Макаутов Н.Х. Монтаж и ремонт бурового и эксплуатационного оборудования. -- М. Недра, 1975.

19. Северинчик Н.А. Машины и оборудование для бурения скважин. -- М.: Недра, 1986.

20. А.М. Юрчук. Расчеты в добыче нефти. -- Недра, 1969.

21. ГОСТ 2.305-68 ЕСКД. Изображения -- виды, разряды, сечения.

22. ГОСТ 2.312-72 ЕСКД. Условные изображения и обозначения швов сварных соединений.

23. ГОСТ 2.316-68 ЕСКД. Правила нанесения на чертежах надписей, технических требований и таблиц.

24. ГОСТ 2.701-84 ЕСКД. Схемы. Виды и типы общие требования к выполнению.

25. ГОСТ 2.321-84 ЕСКД. Обозначения буквенные.

26. СНИП 1.1-23-81. Стальные конструкции. Нормы проектирования.

27. Справочник технолога-машиностроителя. В 2-хт. /Под ред. А.Г. Косиловой, Р.К. Мещерянова. -- М. Машиностроение, 1985.

28. Бойчик І.М. Економіка підприємства. -- Київ. Атіка. 2002.

29. Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. -- Недра, 1986.

30. Булатов А.И., Макаренко П.П. Справочник инженера-еколога нефтедобывающей промышленности по методам анализа загрязнителей окружающей среды. -- М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 1999.

31. Галузевий стандарт України (ГСТУ 41-00032626-00-023-2000). Охорона довкілля. Рекультивація земель під час спорудження нафтових та газових свердловин. Київ. 2000.

Размещено на Allbest.ru