Материал: Технология промывки песчаных пробок на скважинах Кульсаринского месторождения

Если скважина оборудована ШГН прямая промывка проводится в исключительных случаях. Схема промывки несколько отличается от представленной выше (отсутствует лубрикатор).

Рисунок 2 - Схема обратной промывки скважины

Обратная промывка производится через патрубок, присоединенный к внешней затрубной задвижке. При проведении обратной промывки внешняя затрубная, центральная, трубная и линейная задвижки открыты; внутренняя затрубная и буферная задвижки закрыты.

При проведении промывки нефтесборных коллекторов подключение к ним производится через специальный патрубок на обвязке скважины, замерную установку или гребенку задвижек на линии нефтепровода.

. Перед началом промывки необходимо:

      Проверить наличие и исправность манометра и предохранительного устройства предотвращения разрыва насоса, нагнетательной линии, шланга и запорной арматуры. Выкид от предохранительного устройства должен быть направлен под пол агрегата и укреплен.

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

      Проверить на всех задвижках промывочного оборудования наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.

      Проверить исправность всех задвижек, фланцевых соединений фонтанной арматуры и ГЗУ, включая обратный клапан в ГЗУ, наличие протока жидкости по выкидной линии от скважины до замерной установки и при его отсутствии работы на скважине прекратить до выяснения и устранения причин, убедиться, что нефтесборный коллектор не заморожен. В зимнее время для отогрева задвижек, фонтанной арматуры и трубопроводов используется ППУ.

      Для контроля за давлением на скважине и промываемом трубопроводе установить манометры.

3. Проведение промывки.

После опрессовки промывочной линии (при герметичности системы) необходимо открыть рабочую задвижку на фонтанной арматуре. Вызвать циркуляцию на малой скорости, убедившись, что параметры (давление на нагнетательной линии, расход выходящей жидкости) промывки соответствуют расчетным постепенно довести подачу насоса до плановой. При отсутствии циркуляции необходимо проверить все ли задвижки, согласно выбранной схемы открыты и исправны. В зимнее время следует убедиться в наличии прохода жидкости через фонтанную арматуру и выкидную линию скважины или нефтесборный коллектор. Если все неполадки устранены, но циркуляция не восстановлена, необходимо сменить схему промывки.

      Промывка скважины разрешается только в светлое время суток. В исключительных случаях при работе в ночное время должна быть обеспечена освещенность рабочих мест в соответствии с установленными нормами.

      При промывке скважины и трубопроводов надо знать максимальное рабочее давление, допускаемое для данного типа оборудования и не превышать его.

      Объем промывочной жидкости и схема промывки определяются технологом ЦДНГ. Замер объема промывочной жидкости производится при заправке АЦН. При использовании дополнительной доливной емкости объем промывочной жидкости определяется при помощи уровнемера и градуировочной шкалы. Емкость должна быть чистая, без шлама и льда.

      При промывке выкидного трубопровода находится на расстояние менее 10м от трубопровода и устья скважины ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

      В процессе промывки скважины запрещается крепление каких-либо узлов агрегата или обвязки устья скважины и трубопровода. В процессе глушения необходимо вести наблюдение за показаниями манометров, за линией обвязки, за местонахождением людей.

      При промывке пробки промывочную жидкость следует отводить в промысловую канализацию или в амбар.

      Персонал бригады должен находится в безопасной зоне и следить за процессом промывки, в случае обнаружения отклонений от процесса дать сигнал руководителю работ.

      Промывка ЭЦН производится в присутствии представителя организации, поставляющей ЭПУ.

      Во время промывки нефтью на установке депарафинизации должен находиться исправный огнетушитель.

. Заключительные работы после промывки.

Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижку фонтанной арматуры со стороны нагнетания надо закрыть.

Разборку промывочной линии после проведения депарафинизации с помощью АДП следует проводить убедившись, что температура нагрева разбираемого оборудования и приспособлений безопасна для здоровья человека.

При проведении разборки трубопроводов под разбираемые соединения устанавливаются специальные поддоны для сбора нефти.

В случае загрязнения окружающей среды необходимо немедленно принять меры по устранению загрязнения.

После окончания промывки, в случае положительного результата, скважина или нефтепровод запускаются в работу.

2.3 Гидравлический расчет промывки забойных песчаных пробок

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

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

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

Рисунок 3. Промывочный агрегат АЦ - 32 У

Таблица 1 - Техническая характеристика агрегата АЦ - 32 У

2.3.1 Прямая промывка водой

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

h=λ, м вод. ст. (1)

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

В наших расчетах эти величины равны: λ=0,035 (таблица 4);_В - 0,062 м;_{Н III} =2.32 м/с. Они найдены по таблице 3 путем интерполирования для расходов жидкости (при I, II, III и IV скоростях), равных 3,16; 4,61; 7,01; и 10,15 л/с.

Подставив численное значение в (таблице №3) получим потерю давления на гидравлическое сопротивление h при работе агрегата на III^* скорости: =0,035×  = 309 м вод.ст.

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

Таблица 2 - Скорость нисходящего потока жидкости в промывочных трубах (V_Н, м/с)

Таблица 3 - Коэффициент гидравлического сопротивления λ для воды

Таблица 4 - Скорость движения жидкости в кольцевом пространстве (в м/с)

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

h = φ λ , м вод. ст. (2)

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

Подставляя численные значения в (таблице №4), получаем величины h₂ при работе агрегата: на скорости III_{2 III} = 1,2×0,034 = 20,1 м вод. ст.

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

h₃ =  , м вод. ст. (3)

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

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

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

_{3 III} =  =13,1 м вод.ст.

Таблица 5 - Критическая скорость падения песчинок V_КР

. Потери давления на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды определяются по опытным данным, приведенным в таблице 7. Потери напора, возникающие в шланге h₄ и вертлюге h₅, составляют в сумме при работе агрегата: на скорости III - (h₄ +h₅)_III = 22 м вод.ст.

. Потери давления на гидравлические сопротивления в 73-мм линии =40м. Тогда по формуле (1) получим h₆ при работе агрегата на III скорости:_{6 III} = 0,035  = 6,2 м вод.ст.

Таблица 6 - Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге

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

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

Выражая Р_н в МПа, имеем

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

Р_{н III} = 1000×9,81(309+20,1+13,1+22+6,2) = 3,64 МПа;

Давление на забое скважины

Р_З =  ρ_Жq(Н+ h₂₊ h₃), МПа (6)

Где Н - глубина скважины, м

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

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

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

 = р_Н Q/10³η_а, кВт, (7)

Где η_а =0,65 - общий механический К.П.Д. агрегата. Пользуясь формулой (7), получим N (в кВт) при работе агрегата на III скорости:

_III = 3,64×10⁶×7,01×10^-3/10³×0,65 = 39,2;

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

Коэффициент использования максимальной мощности промывочного агрегата К определяется из соотношения

К =  ×100% (8)

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

К_III =  100 = 35,6%

Скорость подъема размытого песка V_П определяется как разность скоростей

_П= V_В - V_КР (9)

По формуле (9) имеем V_П при работе агрегата на III скорости:_{П III} = 0,610 - 0,095=0,515 м/с. Продолжительность подъема размытой пробки после промывки ее каждым коленом до появления чистой воды определяется по формуле:

T = Н/V_П (10)

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

_III = 2800/0.515 = 3890 c = 1ч 6мин

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

Р = 2×10² кПа (11)

Где Q - подача агрегата, л/с; f_Ц - площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, см², F - площадь проходного сечения эксплуатационной колонны, см². В нашей задаче эти величины равны: f_Ц=30,2 см² (для 73-мм колонны); F=177 cм² (для 168-мм колонны). Следовательно, по формуле (11) имеем силу струи Р при работе агрегата на III скорости:

Р_III =2×10² =1,84 кПа

.3.2 Обратная промывка водой

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

h₁ =λ   (12)

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

_{1 III} =0.034  = 16,8 м вод.ст.

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

h₂ = φ λ   (13)

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

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

_{2 III} =1,2× 0,035  =371 м вод.ст.

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

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

_{3 III} =  = 73,5 м вод.ст.

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

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

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

р_{Н III} =10³×9.81(16.8+371+73.5+6.2)=4.58 МПа;

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

р_{З III} = 10³×9,81(2800+371+73,5) = 24 МПа;

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

 =  =49,4 кВт;

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

К =  ×100 = 44,8%;

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

_П = 1,52-0,095=1,425 м/с;

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

T = Н/V_П (14)

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

_III = 2800/1,425 = 1403 c =23мин;

.4 Специальный вопрос "Применение беструбного гидробура 2 ГБ-90 с целью удаления песчаных пробок"

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

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

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

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

Техническая характеристика гидробура:

Общая длина, м……………………………………………….9,8

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 4. Беструбный гидробур 2 ГБ-90:

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

3. Охрана труда и охрана окружающей среды

Система охраны труда в нефтяной промышленности содержит комплекс мероприятий и требований по осуществлению комплекса социально-экономических, технических, санитарно-гигиенических, лечебно- профилактических, правовых и организованных мероприятий, направленных на содержание здоровья и работоспособности человека в процессе труда на предприятиях, в частности на буровых.

Мероприятия по охране труда на буровых предприятиях должна быть направлены на решения следующих задач:

обеспечение безопасности производственного оборудования и производственных процессов;

соблюдение требований охраны труда на стадии проектирование строительства скважин и эксплуатации;

совершенствование организации работ в области охраны труда;

обучение работников безопасным методам работы;

обеспечение средствами индивидуальной защиты;

нормализация санитарно-технических условий труда;

санитарно-бытовое обслуживание работающих;

обеспечение соблюдения работающими требований правил и норм инструкцией по безопасности труда;

повышение активности и заинтересованности обеспечению безопасных условий труда;

обеспечение своевременного и правильного расследования и учета несчастных случаев на производстве и устранении их причин;

укрепление трудовой и производственной дисциплины.

Критерием организации работ по охране труда являются показатели безопасности труда, имеющие количественные и качественные показатели. Большинство опасных и вредных производственных факторов можно измерить и полученные значения сравнить с нормативными или оптимальными параметрами, установленными правилами, нормами, стандартами и другой нормативно-технической документацией по безопасности труда.

3.1 Мероприятия по охране труда, технике безопасности и промышленной санитарии. Противопожарные мероприятия

Для обслуживающего персонала буровой установки, можно выделить три основные потенциально опасные зоны, связанные с возможным травмированием и отравлением людей, указанные в таблице 6.

Таблица 7 - Возможные опасные зоны на производстве

Стол ротора и пространство вокруг него являются основным углом на буровой, где происходят работы по СПО, бурению. Поэтому работы должны производится в строгом соответствие с правилами безопасности, среди которых следует отметить основные, необходимые для охраны труда:

исправная работа КИП ( индикатора веса ГИВ-6, манометра);

исправная работа пневмосистемы (пневмораскрепитель и другие);

исправная работа механизированных приспособлений (АКБ, МСП);

наличие защитных кожухов, перил, люлек;

центровка вышки и механизмов (АСП, МСП);

тарировка штропов, талевых канатов, элеваторов;

освещение согласно нормы;

чистота пола буровой поверхности свечей.

Если при спуске происходит посадка инструмента, то рекомендуется проработать ствол скважины. При обнаружении посадки инструмента более 4-5 делений, дальнейший спуск инструмента вести с проработкой. После посадки долота на забой провести обкатку долота при нагрузке 2-3 т в течении 2-5 минут. При подходе к забою спуск инструмента замедлить и следить, чтобы не происходило заклинивание долота в суженной части скважины. Перед подъемом отработанного долота промыть скважины. При подходе долота к башмаку ранее спущенной обсадной колонны скорость подъема уменьшить во избежание удара долота в башмак. По окончании СПО долота приподнимают на 1,5-2 метра над ротором, устанавливают в отверстие ротора доску для отвинчивания долот и опускают в нее долота. Машинный ключ надевают на трубу стопорят ротор и раскрепляют долота, после чего вращая стол ротора отвинчивают долото, приподнимают наддолотную трубу, а долото вместе с доской выносят на приемный мост с доской выносят на приемный мост.

При приготовлении бурового раствора на буровую до начала проводки скважины обеспечить достаточным количеством глинопорошка и химреагентов. При работе с этими материалами пользоваться защитными очками. Для удобства обслуживания глиномешалки вокруг нее установить настил с трапом шириной 1,5 метра с перилами.

Рабочее место и прохода у глиномешалки иметь свободными, содержать в чистоте. В холодное время года к глиномешалке подвести паровую линию.

Все химические реагенты, доставляющие к промышленной жидкости хранить в хорошо закрывающейся таре. Разгружать доставляемые на буровой химические реагенты в отведенном для каждого материала месте. В очистном устройстве промывочной жидкости вдоль желобов необходим проход шириной не менее 70см. Проходы со стороны противоположной желобам, иметь перильное ограждение высотой 1 метр.

3.2 Санитарно-гигиеническое мероприятие

При бурении скважин строго контролируются технологические параметры ГТН, а также показания КИП.

Количество светильников на буровой должны обеспечивать нормальную освещенность.

Таблица 8- Нормы освещенности и места размещения светильников на буровой

Для борьбы с шумом и вибрации при бурении использовать звукопоглощающие материалы, рационально размещать источники шума, устраивать глушители, экранировать шум. Качество питьевой воды с минерализацией до 1 г/л строго контролировать, воду хранить в эмалированной емкости, которые легко очищаются и дезинфицируются. Воду хранить на расстоянии 50-70 метров от буровой.

Исходя из численности состава, в также ведение работ на проектируемой площади необходимо планировать рабочий вахтовый поселок. В холодное время года отопление блоков буровой установки жилого поселка осуществляется обогревом с помощью ТЭН.

3.3 Противопожарные мероприятия

Все подсобные производственные, бытовые, жилищные помещения предусматривают подъезд и находящиеся вблизи емкостей с ГСМ, лесоматериалы обеспечить противопожарным инвентарем.

Данная проектируемая буровая установка относится по пожарной опасности категории "Б" и огнестойкость по ІІ категории.

Выхлопные трубы двигателей при переходе через деревянные конструкции рекомендуется иметь зазор не менее 1,5 см и оборудуется асбестом.

Для выключения электроэнергии питающих буровую вышку в 5 м от нее на столбе, установить рубильник. Отогревание замерзщих трубопроводов и аппаратуры, разогревания глинистого раствора производится паром, горячей водой.

Источником питания противопожарного водопровода являются: водосборники пластовой воды и хозпитьевого водопровода. В данном случае, установить пожарный гидрант в двух местах по обе стороны буровой вышки, которые питаются из емкостей через всасыающий насос технической водой, а также в жилом поселке из емкостей для питьевой воды, установленная возле столовой.

Для комплектации противопожарным инвентарем буровой вышки БУ-75БрЭ потребуется противопожарный инвентарь 1 комплект из расчета на 200 м², 1 комплект - ГСМ, 1 комплект - насосный, 1штук - машинное отделение, 1 комплект - площадка СПО.

Для предупреждения пожара на буровой и в жилом поселке произвести следующие мероприятия:

1.      расстояние между жилыми вагончиками установить не менее 2 м;

2.      электропророводку (внутренюю) проводить на диэлектрической основе (асбект);

.        в помещениях буровой иметь взрывозащитные включатели, светильники;

.        буровые укрытия вышки должны быть огнестойкими;

.        создать ДПД, переодически производить инструктаж по пожарной безопасности.

.4 Охрана недр, природы и окружающей среды

Технологические процессы, осуществляющие в нефтяной и газовой промышленности сопровождаются выбросами в почву, водоемы и атмосферу значительного количества производственных отходов, загрязняющих воду и воздух. Сбор загрязненных сточных вод, содержащих ядовитые органические и неорганические вещества, приводит к уничтожению растительных и рыбных богатств, ограничивает возможность использования водоемов для питьевого и промышленного водоснабжения, для сельского хозяйства, что приносит огромный ущерб народному хозяйству.

Большой экологический ущерб народному хозяйству наносит промышленные выбросы в атмосферу.

Задача сохранения чистоты атмосферы и водоемов - социальная проблема связанная с оздоровлением жизни людей.

Охрана окружающей среды в нашей стране стали одним из важнейших направлений деятельности правительства на современном этапе.

Будут улучшены охраны недр и комплексное использование минеральных вод на основе снижения потерь полезных ископаемых при их добыче и переработке, обеспечены сохранность природной среды экономической зоны.

Вместе с решением задач охраны окружающей среды предусматривается дальнейшее совершенствование управления делом охраны природы, повышение действенности государственного контроля за состоянием природной среды и источниками загрязнения, бережным использованием природных богатств. Шире будут привлекаться к этой работе общественные организации и население. Сброс загрязненных сточных вод в водоемы запрещается государственным законодательством.

4. Экономическая часть

4.1 Расчет заработной платы

З_осн =Ч*Т*С_х, (15)

где: Ч - численный рабочий состав,

Т - затраты времени,

С_х - часовая тарифная ставка;

Таблица 9 - Численный состав рабочих

З_м.цднг= 1*12*15*64=11252

З_м.прс= 1*12*15*64=11525

З_{о.прс 8}= 1*12*15*56=10081

З _{о.прс 6}=1*12*15*45,9=8261

З _{о.г.скв.7}=1*12*15*51=9272

З_д.н.=1*12*15*48,5=8261

З_строп.6=1*12*15*48,5=8261

З_строп.5=1*12*15*37,2=6703

4.2 Расчет суммы затрат

Премия - 50%

З _премия = З _осн *50% (16)

Таблица 10 - Расчет суммы затрат

.3 Доплата по районному коэффициенту

Доплата по районному коэффициенту - 50%

З _{район. коэф.} = З_осн. * 50% (17)

Таблица 11 - Расчет доплаты по районному коэффициенту

4.4 Доплата за работу в районах Жылыойского

З _{крайн.сев} = З _осн * 50% (18)

Таблица 12 - Расчет доплаты за работу в районах Крайнего Севера

.5 Расчет заработной платы с премиями

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

Таблица 13 - Расчет заработной платы с премиями

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

Таблица 14

4.6 Расчет дополнительной заработной платы

З _доп = З _{осн + премия} * 11% (21)

Таблица 15 - Расчет дополнительной заработной платы

.7 Общая заработная плата

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

Таблица 16 - Расчет общей заработной платы

.8 Отчисления на социальное страхование

З_{соц.страх} = З _общ. *36% (23)

Таблица 17 - Расчет отчислений на социальное страхование

Заключение

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

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

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

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

Список используемой литературы

А.И. Акульшин, В.С.Бойко, Ю.А.Зарубин, В.М Дорошенко "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин" М, Недра 1989г.

Геологический отчет по Федоровскому месторождению.2010г. ОАО "Сургутнефтегаз".

Л.С.Каплан "Оператор по добыче нефти и попутного газа", учебное пособие для операторов, Уфа,2005 г.

В.М.Муравьев "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин" М, Недра 1978г.

А.Н. Юрчук, А.З.Истомин "Расчеты в добыче нефти" М, Недра 1979г.

А.Н. Юрчук "Расчеты в добыче нефти" М, Недра 1974 г.