12. Технические условия 3665-001-12058648-2008 ТУ. Насосы скважинные штанговые, опоры замковые и дополнительное оборудование к ним. ЗАО ЭЛКАМ-нефтемаш .


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«Национальный исследовательский Томский политехнический университет»


__________________________________________________________________

Институт


Природных ресурсов

Направление

21B03B01 Нефтегазовое дело

Кафедра


Геологии и разработки нефтяных месторождений


БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА

Тема работы

Эффективность работы
глубинно

насосного оборудования при освоении и
эксплуатации метаноугольных скважин


УДК
622B333'324B5:621B65

Студент

Группа

ФИО

Подпись

Дата

2Б37

Зюзиков Станислав Андреевич



Руководитель

Должность

ФИО

Ученая степень,

звание

Подпись

Дата

Старший
преподаватель

Дозморов Павел
Сергеевич

кBтBн




КОНСУЛЬТАНТЫ:

По разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»

Должность

ФИО

Ученая степень,
звание

Подпись

Дата

Доцент

Вазим Андрей
Александрович


кBэBнB



По разделу
«Социальная ответственность»

Должность

ФИО

Ученая степень,
звание

Подпись

Дата

Инженер

Грязнова Елена
Николаевна

кBтBнB




ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ:

ЗавBкафедрой

ФИО

Ученая степень,
звание

Подпись

Дата

Доцент

Чернова Оксана
Сергеевна

кBгB

мBнB




Томск


2017



2

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное
автономное

образовательное учреждение

высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»


Институт
Природных ресурсов

Направление

подготовки (специальность)

21B03B01
Нефтегазовое дело


Кафедра
Геологии и разработки нефтяных месторождений



УТВЕРЖДАЮ:

ЗавB кафедрой

_____ _______
Чернова ОBСB

(Подпись)

(Дата)

(ФBИBОB)


ЗАДАНИЕ

на выполнение выпускной квалификационной работы

В форме:

Бакалаврской работы

(бакалаврской работы, дипломного проектаCработы, магистерской диссертации)

Студенту:

Группа

ФИО

2Б37

Зюзиков Станислав Андреевич

Тема работы:

Эффективность работы глубинно

насосного оборудования при освоении и эксплуатации
метаноугольных скважин

Утверждена приказом
директора (
дата, номер)

22B03B2017, номер 1E60Cс


Срок сдачи студентом выполненной работы:



ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ:

Исходные данные к работе

Данные по отказом УЭЦН
, УШВН, УШГН на
месторождение Т
B, фондовая и
периодическая
литература

Перечень подлежащих исследованию,
проект
ированию и разработке
вопросов

1B

B Общие понятия об
УЭЦН
, УШВН, УШГН,

2B

Характеристика,

состав и устройство

УЭЦН
, УШВН, УШГНB
B

3B

Анализ причин

отказов
УЭЦН
, УШВН,
УШГН

4B

Финансовый менеджмент,
ресу
рсоэффективность и
ресурсосбережение

5B

5B Социальная ответственность

3

Перечень графического материала

1B

Схемы устройства узлов и деталей
УЭЦН
,
УШВН, УШГНB

2B

Графики различных зависимостей
B

3B

Фотографии и картинки узлов и деталей
УЭЦН
, УШВН, УШГНB

4B

Диаграмма
распределения отказов УЭЦН

и
УШВН на месторождение ТB
B

Консультанты по разделам вы
пускной квалификационной работы

Раздел

Консультант

«
Финансовый менеджмент,
ресурсоэффективность и
ресурсосбережение
»

Вазим Андрей Александрович

«Социальная
ответственность»

Грязнова Елена Николаевна


Дата выдачи задания на выполнение выпускной
квалификационной работы по линейному графику



Задание выдал руководитель:

Должность

ФИО

Ученая степень,
звание

Подпись

Дата

Старший
преподаватель

Дозморов Павел
Сергеевич

кBтBн




Задание принял к исполнению студент:

Группа

ФИО

Подпись

Дата

2Б37

Зюзиков Станислав Андреевич






4

Реферат

Выпускная квалификационная работа содержит
1
05

страниц, 16
рисунков
,
11

таблиц,
4

графических при
ложения, 42

источников
использованной литературыB

Ключевые слова: месторождение, пласт, газ, метан, фонд скважин,
механизированная добыча, межремонтный период, наработка на отказ,
установка электроцентробежного насоса, установка штангового винтового
насоса, установк
а

штангового глубинного насосаB

Объектом исследования является эксплуатационный фонд скважин на
Талдинском месторожденииB

Целью данной выпускной квалификационной работы является оценка
эффективности работы
глубинно

насосного оборудования при освоении и
эксп
луата
ции метаноугольных скважин,
анализ эксплу
атационных
параметров
всех типов используемого оборудования

В результате работы проведен сбор, обобщение, переработка
информации по всему эксплуатационному фонду скважинB Проведен анализ
эффективности работы ус
тановок глубинно

насосного оборудования по
ключевым технологическим показателям, приведены рекомендации для
повышения надежности работы насосного оборудованияB

Данная выпускная квалификационная работа выполнена на
персональном компьютере при использовании
пакета
MicrosofP

Office
,
текстовая часть выполнена в
MicrosofP

Word
, расчеты и графики в


MicrosofP

Excel
, рисунки в


CorelDRAW

14B Презентация создана в
MicrosofP

PoRer

PoinP
B




5

ОБОЗНАЧЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ


УЭЦН


установка
электроцентробежного насоса;

УШВН


установка штангового винтового насоса;

УШГН


У
становка штангового глубинного насоса

КПД


коэффициент полезного действия
;

ЭЦН


электроцентробежный насос
;

НКТ


насосно

компрессорные трубы;

ПЭД


погружной электродвигат
ель;

ТМС


телеметрическая система
;

ТУ


технические условия
;

ГОСТ


государственный стандарт
;

СУ


станция управления
;

ПО


программное обеспечение
;

МП


механические повреждения
;

РС


расчленение, слом
;

НГ


негерметичность
;

КВЧ


количество взвешенных
примесей
;

ННО


наработка на отказ
;

ГРП


гидроразрыв пласта;

БРХ


блок реагентного хозяйства
;

ГТМ


геолого

технические мероприятия
;

МФА


многофакторный анализ
;

СНП


снижение производительности
;

НТП


научно

технический прогресс
;

ЦДНГ


цех добычи
нефти и газа
;

ЧТС


чистая текущая стоимость
;

РД


рабочая документация
;

СНиП


строительные нормы и правила
;

СИЗОД



средства индивидуальной защиты органов дыхания
B

6

Оглавление

Введение

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBB

8

1

Геотехнологические особенности метаноугольного Талдинского месторождения

BBBBBB

10

1B1

Описание геологического строения, и физических свойств состояния
месторождения

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBB

10

1B1B1

Географо


экономические условия месторождений

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBB

11

1B2

Описание геологического строения Талдинского метаноугольных месторождений

12

1B3

Тектоника

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBB

16

1B4

Гидрогеологическая характеристика

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBB

20

1B5

Качественные характеристики угля

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBB

23

1B6

Газоносность угольных пластов

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBB

25

2

Оборудование используемое для разработки и эксплуатации метаноугольного
месторожде
ния

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBB

27

2B1

Описание технологического процесса добычи метана из угольных пластовB
Применяемое оборудование

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB

27

2B1B1

Технологический процесс извлечения метана из угольных пластов

BBBBBBBBBBBBBBB

27

2B2

Оборудование для бурения и строительства скважин

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBB

2E

2B
3

Оборудование для производства гидравлического разрыва угольного пласта

BBBBBB

31

2B4

Особенности освоения и эксплуатации метаноугольных скважин с применением
глубинно

насосного оборудования

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBB

31

2B5

Глубинно

насосное оборудование при эксплуатации скважин
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB

34

2B5B1

Установка штангового винтового насоса (УШВН)

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBB

34

2B5B2

Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН)

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBB

36

2B5B3

Установка штангового глубинного насоса УШГН

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBB

40

2B5B4

Скважинное оборудование

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBB

43

2B6

Основные направления использования и переработки газа

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBB

45

3

Оценка эффективности работы глубинно

насосного оборудования при
освоении и
эксплуатации метаноугольных скважин

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBB

47

3B1

Величины, используемые для проведения оценки эффективности работы
глубинно

н
асосного оборудования

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBB

47

3B2

Действующий фонд эксплуатируемого глубинно

насосного оборудования

BBBBBBBBBB

4
E

3B2B1

Эксплуатация штанговых глубинных насосных установок

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB

4E

3B2B2

Эксплуатация электроцентробежных насосных установок

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB

50

3B2B3

Эксплуатация штанговых винтовых насосных установок

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB

55

4

Финансовый менеджмент,
ресурсоэффективность и ресурсосбережение
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB

66

4B1

Экономический расчет ШГНУ

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBB

66

4B1B1

Условно

постоянные затраты

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBB

66

4B1B2

Условно

переме
нные затраты

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBB

67

4B2

Экономические расчеты УШВН

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBB

68

4B2B1

Условно

постоянные затраты

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBB

68

4B2B2

Условно

переменные затраты

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBB

6E

4B3

Экономические расчеты УЭЦН

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBB

70

4B3B1

Условно

постоянные затраты

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBB

70

4B3B2

Условно

переменные затраты

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBB

71

5

Социальная ответственность

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB

75

7

5B1

Производственная безопасность

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBB

75

5B1B1

Анализ вредных производственных факторов

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBB

76

5B1B2

Анализ опасных производственных факторов

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBB

83

5B2

Экологическая безопасность
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB

87

5B3

Безопасность в чрезвычайных ситуациях

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB

E0

5B4

Правовые и организационные вопросы

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBB

E2

5B5

Организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB

E3

Заключение
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB

E6

Список используемых источников

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB

E7

Приложение АB Этапы освоения скважин
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBB

101

Приложение BB Расчет средней наработки УШВН на отказ

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBB

102

Приложение СB Расчет средней наработки УЭЦН на отказ

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBB

103

Приложение DB Наработка на отказ за скользящий

год по электроцентробежным и
винтовым установкам

BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBBB
BBBB

104




8

Введение

В
данное

время
вопрос метана угольных месторождений приобрел
глобальное значение вследствие
техногенных выбросов метана в
окружающую среду
B

Основной причиной откачки газа из угольных пластов,
является предварительная дегазация, с целью снижения риска
при разработке

шахт и разрезовB Другая причина дегазации угольных пластов является
экологическойB

Она обусловлена выделением метана, разрушающего
озоновый слой и все это ведет к глобальному потепленияB

Метан добываемый из угольных пластов относится к нетрадиционным
источникам углеводородаB Возможность его добычи доказало США в начале
80

х ггB
при осво
ении

метаноугольного промыслаB В настоящее время
промышленную добычу метана из угольных пластов ведут такие сраны как
Китай, Канада, Австралия, США и РоссияB

В России

для добычи метана из угольных пластов

наиболее
перспективным и подготовленным регионом дл
я

этого

является К

угольный
бассейнB

В данный момент на месторождение Т

произведен

огромный

объем
геологоразведочных
и поисковых
работ,
по результатам

которых
проанализирована

специфика

закономерности изменения параметров
отдачи
метана из
угольных пластов,

а также разработан
ы

метод
ы
оценки
прогноз
ируемых

запасов

газа

и выбора
подходящих

площадей для
бурения
скважин по

добыче
метана
B

Целью

данной дипломной работы является рассмотреть
эффективность работы глубинно

насосного оборудованияB

Задачи:



Изучить
геолого

технические

мороприятия на месторождение Т;



Рассмотреть способы добычи метана из угольных пластов
применительно к меторождению Т
;



Проанализировать эффективность работы глубинно

насосного
оборудования
;

E



Рассчитать экономически выгодный способ добычи
газа из
угольных пластов
;



Определить вредные и опасные экологические факторы
B

При решении вышеперечисленных задач важную роль играет
удешевление и оптимизация использования газопромыслового
оборудования
на
каждом этапе добычи и подготовки газB При этом,
эт
ап добы
чи газа в
большой степени
определяет эффектив
ность функционирования
метаноугольного месторождения в целомB В сложившейся ситуации
правильное
использования скважинного оборудовани
я, рациональное
расходования
его ресурса и продление срока

его

службы п
риобретают
важный характер
B




10

1

Геотехнологич
еские особенности метаноугольно
го Талдинского
месторождения

В данной главе рассматриваются геологические и тектонические
особенности Талдинского метаноугольного месторожденияB

Также
приведено его географическое
местоположение и качественные
характеристики угляB

1B1

Описание геологического строения, и физических свойств состояния
месторождения

По географическому положению Талдинская площадь расположена в
лесостепной природно

растительной зоне с преобладанием суглинистого
чернозема с березовыми и сосновыми перелескамиB К востоку в 2

х
километрах от района работ протекает рB Черновой Нарык (левый
приток рB
Томь)


естественная граница между лесостепной и таежной природно

растительными зонами юга Западной СибириB

Абсолютные отметки рельефа района работ колеблются в довольно
широких пределах, на водоразделах они достигают величины

+3E4 м и в
долине
реки Черновой Нарык +220
÷ +222
мB Амплитуда колебаний
высотных отметок

достигает величины 172

174 метраB Территория
характеризуется континентально

циклоническим климатом с годовой суммой
осадков более 500 ммB Средняя температура июля составляет плюс 18

24

°С,
января минус 20

26°СB Колебания температуры составляют от +40 до

50 °СB

Продолжительность безморозного периода в году составляет всего 115


120
днейB

Талдинское месторождение находится в центре Ерунаковского
геолого

экономического района Кузнецкого
бассейнаB Ерунаковский геолого

экономический район расположен в центральной части южной половины
КузбассаB В угольных пластах Ерунаковского района сосредоточено около 3
трлнB м3 ресурсов метана (около 23% от ресурсов метана в угольных пластах
Кузбасса), пр
и площади района всего 1520 км2 (8,4% от площади Кузбасса)B
В пределах района выделены угольные месторождения: Соколовское,
11

Красулинское, Тагарышское, Талдинское, Северо

Талдинское, Жерновское,
Новоказанское, Ерунаковское, Казанское, Нарыкское и Кукшинское
B

В пределах Талдинского месторождения имеется несколько
населенных пунктовB На западе месторождения располагаются два
населенных пункта


дBБольшая и Малая Талда, а на юго

востоке


дB
ЖерновоB

Район активно осваивается угледобывающей промышленностьюB
Та
лдинское месторождение разрабатывается АО "Талдинский Углеразрез"
мощностью около 2,5 млнB т угля в годB Проводятся подготовительные
работы для подземной добычи угля на Соколовском и Кыргайском
месторожденияхB

К настоящему времени в Ерунаковском районе де
тально разведано 6
площадей для открытых работ на общую мощность 74 млнB тB угля в год и
три участка для подземной добычи на общую мощность 15 млнB тB угля в годB

Горные отводы действующих и строящихся разрезов и шахт в ряде
случаев находятся на верхних го
ризонтах площадей перспективных для
промысловой добычи метанаB


1B1B1

Географо


экономические условия месторождений

Талдинская

площадь расположена в юго

восточной части Кузнецкого
угольного бассейна, административно входит в состав Новокузнецкого и
Прокопьевского (большая часть) районов Кемеровской областиB

По геологическим, географо

экономическим особенностям
территория Кузбасса

подразделяется на 25 геолого

промышленных районовB
Талдинская

площадь расположена в Ерунаковск
ом геолого

экономическом
районеB

Действующие и строящиеся угледобывающие предприятия соединены
автодорогамиB От станции Ерунаково Кемеровской жBдB до Талдинского

углеразреза проложена железнодорожная ветка и автодорога с щебеночным
покрытиемB

12

Электроэнергией население, сельскохозяйственные предприятия и
разрезы «Тадинский» и «Таёжный» снабжаются от Больше

Талдинской
подстанции «Кузбассэнерго», а участок шахты имB
Вахрушева


от
Котинской подстанции, откуда шахтой подведена высоковольтная ЛЭПB

Промышленные центры


города Новокузнецк, Прокопьевск и
Киселевск, находятся соответственно в 65, 45, и 43 км к юго

востоку и югу от
Талдинской

площадиB

1B2

Описание геологическог
о строения Талдинского метаноугольных
месторождений

В соответствии со «Стратиграфической схемой средне

верхнекаменоугольных

и пермских отложений Кузнецкого бассейна» (1E7E
гB) в геологическом строении Талдинской площади принимают участие
осадки палеозойско
го и четвертичного периодовB

Палеозойские отложения
представлены осадками балахонской и кольчугинской серий и повсеместно
перекрыты рыхлыми осадками четвертичного возрастаB Балахонские
отложения залегают на глубинах 2,5

6,5км и поэтому практически не
изуче
ныB Отложения кольчугинской серии являются самыми
угленасыщенными среди продуктивных отложений в целом по всему
КузбассуB Эта серия подразделяется на безугольную кузнецкую и две
угленосные подсерии


ильинскую и ерунаковскую, которые, в свою очередь,
включ
ают в себя 5 свит (Рисунок 1
B1



Геологическая карта Талдинской
площади)
B




13

Рисунок
1B1


Геологическая

карта Талдинской площади

14

По
роды палеозоя и мезозоя
повсеместно

перекрыты рыхлыми
осадками
неогенчетвертичного возраста
B

В соответствии с унифицированной схемой стратиграфического
расчленения
верхнепалеозойских отложений Кузбасса кольчугинска
я серия
подразделяется на три подсерии: кузнецкую, ильинскую и ерунаковскуюB

Ильинская подсерия

(P
2

il)

является в Кузбассе наиболее изменчивой
по своему фациальному составу и угленосностиB Для ильинской свиты
характерно большое количество угольных пласто
в при их относительно
небольшой мощностиB Суммарная мощность более чем 100

130 пластов и
пропластков редко достигает 30

35м, но только 6

10 из них имеют рабочие
мощностиB Эти отложения подразделяются на безугольную казанково

маркинскую свиту и ускатскую св
итуB

Ускатская свита (P
2
usk)

распространена вдоль западной и юго

западной границы Талдинского месторожденияB Вскрытая мощность свиты
составляет 320

350 мB Свита сложена песчаниками, алевролитами,
аргиллитами, углямиB Во вскрытой части разреза свиты содержи
тся 14
угольных пластов, 7 из них рабочей мощности (1

2 м)B
Ускатская свита в
Ерунаковском районе на Соколовском месторождении, в пределах
Талдинской и Кыргайской синклиналей представляет определенный интерес
для промысловой добычи метана из угольных пласт
овB

Ерунаковская подсерия

(P
2

er
)

распространена на площадях
Талдинского
месторождения
B По наличию в подсерии мощных пластов угля


представляет

большой промышленный интересB Отложения представлены
ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллит
ов и пластов
угляB

Отдельные слои песчаников и алевролитов достигают мощности 25


60
мB Открытая пористость песчаников ерунаковской подсерии в западных
районах составляет 6

8%, а в восточной достигает 14

15%, п
ри средней
проницаемости 1

8мДB

Разрез ерунак
овской подсерии представлен осадками
трёх свит: ленинской, грамотеинской и тайлуганскойB

15

Ленинская свита (P
2
ln)

детально изучена на всей площади
месторожденияB Отложения свиты развиты на западном и южном крыл
ьях
Талдинской брахисинклинали,

в ядре Жерновской антиклинали
,

в

центрально
й

части Нарыкской антиклинали и в

южном крыле Кыргай

Осташкинской синклинали (участки Новоказанские 1 и 2)B Глубина
погружения угольных пластов ленинской свиты в пределах
Талдинской

площади изменяется от выходов
под наносы до 1800

2500 мB

По литологическому составу отложения ленинской свиты,
представлены как
глинистыми породами (алевролитами, реже аргиллитами),
так и песчаник
ами, пользующимися значительным

распространением

в
разрезеB

Слои пород в межпластовых
инт
ервалах имеют мощность от 5 до 20
мB
Рабочая угленосность свиты составляет 5

6%B

Грамотеинская свита (P
2
gr)

представлена отложениями свиты,
слагающими крылья Талдинской синкл
инали и Жерновской антиклинали, а
так же
на крыльях
Кыргай

Осташкинской синклинал
иB

Грамотеинская свита
(наряду с тайлуганской) является самой угленасыщенной (а, следовательно, и
газонасыщенный) частью разреза Ерунаковской подсерииB

Литологический состав вмещающих пород непостояненB Для
отложений свиты характерно более высокое, чем в д
ругих свитах,
содержание песчаников, алевролитов и аргиллитовB В разрезе свиты
содержится 13 угольных пластов мощностью от 1 до 12мB Рабочая
угленосность достигает значения 10,3%B Мощность свиты на Талдинском
месторождении достигает 460 мB
В разрезах север
ного крыла Кыргай

Осташкинской синклинали мо
щность отложений грамотеинской
сви
ты
незначительно уменьшается в восточном направлении, с

424
м

на
Берёзовском до 372 м на Большереченском профилях
B Количество угольных
пластов

сох
раняется одинаковым на всём прот
яжении

северного крыла, но
количество раб
очих пластов уменьшается вдвоеB

Тайлуганская свита (P
2
Pl)B

Отложения свиты завершают
стратиграфич
еский разрез верхнепалеозойских отложений

Кузбасса
B

Н
а
16

Талдинском месторождении представлена

толщей осадков, которые

с
лагают
ядро Талдинской брахисинклинали
B
Фациальный состав осадков свиты
различен, в верхней части разреза преобладают мощные слои песчаников, в
нижней


алевролитовB Мощность отдельных слоев песчаников и
алевролитов достигает 50


60 мB В разрезе содержитс
я 8 угольных пластов
различной мощностиB Рабочая угленосность свиты
на Талдинском участке
достигает 14%B Максимальная мощность отложений тайлуганской свиты


465мB

Данная
свита в

Ерунаковском районе характеризуется как самая
перспективная для промысловой
добычи метана из угольных пластовB

Отложения палеозоя и мезозоя перекрыты сплошным чехлом
четвертичных образованийB Мощность их изменяется от 1 до 10 м в
пониженных формах рельефа до 30

40 м

на водоразделахB

Четвертичная системаB

Современные осадки распрос
транены
повсеместноB По генетическим признакам они подразделяются на
аллювиальные отложения современных речных долин и покровные
отложения водоразделов и склоновB

Аллювиальные отложения выполняют долины современных рек,
образуя русловые осадки, пойменные и

надпойменные террасы и
представлены галечником, гравием, песком, супесями, суглинками, иламиB

Покровные отложения меж
дуречий обычно представлены
лес
овидными суглинками, глинами, супесямиB Мощность их изменяется от 2

5 м в по
ймах и долинах рек, до 40

60B

1B3

Т
ектоника

Тектоника как локальный фактор отражает условия залегания
продуктивных свит и продуктивных групп угольных пластов на участках и
площадях метаноугольных месторождений, углы падения, интенсивность
разрывных нарушений, трещиноватость пластов, геодина
мическое состояние
угленосных массивов (наличие или отсутствие зон повышенной
проницаемости пластов)B Тектоника участков и

площадей оказывает влияние
на выбор местоположения промысловых полигонов и их конфигурацию,
17

выбор мест заложения тестовых и промыслов
ых скважин, дебиты и
масштабы добычи метана из угольных пластовB

Талдинская площадь расположена в центральной части Ерунаковского
района в пределах
Талдинской

брахисинклинали, которая в плане имеет
изометричную треугольную форму и размер в поперечнике окол
о 7 км
(Рисунок
1B2


Тектоническая

схема Ерунаковского геолого

промышленного
района)B Площадь структуры составляет около 31 км
2
B

К пликативным нарушениям относятся Караканская синклиналь,
вытянутая вдоль Иганинского взброса и расположенная в его лежачем крыле,
Тагарышская антиклинальB Субширотное направление имеет Жерновская
антиклинальB Отличительной особенностью Талдинской брахиси
нклинали
является наличие трех радиально расположенных осевых поверхностей,
которые и отражают своеобразное строение складкиB Замок складки широкий
и пологий до горизонтального залегания 0


5°, которое сохраняется на
протяжении 1


2 км в зависимости от н
аправления сеченияB Углы падения
крыльев складки в основном пологие 10


20°B Западное крыло на периферии
более крутое и характеризуется углами падения 35


40°B

В западной части развиты весьма крупные, вытянутые вдоль
простирания складок дизъюнктивные на
рушенияB Как правило, они
протягиваются вдоль Присалаирской зоны Кузбасса на значительном
расстоянииB К ним относятся
Виноградовский
, Воробьевский взбросыB

18


Рисунок 1B2



Тектоническая

схема Ерунаковского геолого

промышленного

района


Воробьевский взброс

установлен в северо

западной части Талдинской
площадиB Амплитуда взброса колеблется от 430 до 720 мB Зона дробления
имеет мощность от 200 до 800 мB

Кроме вышеописанных дизъюнктивов, на территории Талдинской
площади к категории крупных разрывов следует отн
ести нарушения HH и HVB

Нарушение HH

(согласный продольный взброс) установлено на
Жерновской антиклинали, где оно осложняет замковую часть
антиклинальной складки и прослеживается на расстояние более 8 кмB
Нормальная амплитуда взброса составляет 22


113 м
Дизъюнктив имеет
1E

падение сместителя на северо

восток под углами 10

50°B Нарушение
сопровождается зоной дробления мощностью до 135 мB

Нарушение HV

(
согласный взброс) на Талдинском месторождении
поражает оба крыла и замковую часть Талдинской синклинали, прот
ягиваясь
более чем на 10 км от
Виноградовского

взброса до нарушения HHB
Амплитудой смещения по нормали 50

175 мB Падение сместителя при
изменении направления простирания практически не изменяется, оставаясь
равным 20

40°B Данное нарушение сопровождается зо
ной дробле
ния
мощностью от 10 до 120 м
B

В Ерунаковской подзоне угленосный комплекс дислоцирован в
пологие, почти изометричные, но весьма осложненные брахискладки,
ориентировка которых согласована с элементами простираний на смежных
площадях бассейна и его
обрамленияB Общая закономерность

тектоники

подзоны



возрастание

интенсивности

складчатости

и

степени разрывной
нарушенности от стратиграфически вышележащих толщ к нижележащим и
по площади от средней части бассейна к Салаиру и Кузнецкому АлатауB В
св
язи с
этим крупные синклинали,

характериз
уются в основном пологим и

спокойн
ым

залеганиемB Антиклинальные

структуры
обычно сопряжены с
крупными разломами, отличаются
крутонаклонным залеганием и сложной
гипсометрией пластовB

Пликативные структуры

Кыргай

Осташкин
ская
брахисинклинал
ь расположена в центральной
части
района, от Жерновской антиклинали отделена взбросом HB Кыргай

Осташкинская синклиналь это крупная структура, имеющая широтную
ориентировку оси с пологим антиклинальным перегибом в среднем течении
рB Бере
зоваяB Размеры складки по длинной оси составляют 1E км, а по
короткой


10кмB
2
Углы падения северного крыла 15

25°, южного 40

50°, в
западном крыле углы падения увеличиваются до 65

80°B Складка выполнена
полным разрезом

угленосных

отложений

кольчугинской

серии,

мощность

20

которых

составляет

около 2000мB

В

приосевой

части

структуры

развиты

триасовые

и

юрские

отложениями

общей мощностью около 600

650 мB

Нарыкская антиклиналь


крупная брахиформная структура,
ориентирована параллельно
Кыргай

Оста
шкинской синкл
инали, имеет
субширотную ориентировку осевой
поверхности расположенная в северо

восточной части Ерунаковского районаB Антиклиналь имеет длину 35 км и
ширину 10 км, амплитуда по кровле ер
унаковской подсерии составляет более
1500 мB
Простир
ание

длинной

оси

с
кладки


субширотноеB Северное крыло
пологое (18

30°), южное


более крутое (30

75°), участками
флексурообразное и
осложнённое разрывным нарушением, которо
е
сопровождается рядом апофизB

Дизъюнктивные структуры

На
рушение H


это крупное разрывное нарушение
, протягивающееся
по южному крылу Кыргай

Осташкинской синклинали и далее на восток и
юго

восток через Маркино

Никольскую антиклиналь, установленное по зоне
трещиноватых раздробленных породB

Мощность зоны дробления около 350 м, а амплитуда смещения

колеблет
ся в пределах 150

500 мB Как правило, этот дизъюнктив
сопровождается зеркалами

скольжения с
преобладающими углами падения
сместителя (порядка 60

85°)B
Характерным для этого нарушения

яв
ляется его
северо

восточное падение и изменчивость простиранияB Здесь,
очевидно,
сказывается разнонаправленность тектонических напряжений, приведших к
образованию в этой части района пересекающейся

складчатости

и
соответственно
разнонаправленных разрывных нарушенийB

1B4

Гидрогеологическая характеристика

Согласно

гидрогеологичес
кой

стратификации

Кузбасса,

в пределах
Ерунаковского района выделяются воды четвертичных аллювиальных
отложений,

воды

спорадического

распространения

верхнечетвертичных

современных

проблематических отложений, водоносный комплекс
21

мезозойских отложений и
водоносный комплекс верхнепермских отложений
ерунаковской подсерииB

Водоносный горизонт четвертичных алювиальных отложенийB

Грунтовые воды

приурочены

к алювиальным отложениям в долинах
речек
Кыргай, Черневой Нарык, Берёзовая, Осиновка, Большая Речка и дрB

Водовмещающие отложения представлены песком, гравием, галькой с
примесью глинистого материалаB Мощность их изменяется от 0,5 до 8 мB
Уровень воды в долинах речек залегает на глубинах 0,5


1,5 мB

Удельные дебиты скважин изменяются от 0,004 до 0,04 лCс,
в
одопроводимость по
род до 43 м3CсутB Водовмещающие отложения
представлены легкими разностями суглинков на
контакте

с более тяжелыми,
а также супесями и прослойками песковB Мощность пород
колеблется от 0,2
до 2 мB Воды безнапорные и слабонапорные, напоры не
превышают 1


2 мB

Водообильность пород незначительная, дебиты родников изменяю
тся
от 0,03 до 0,1


0,2

лCсB По
химическ
ому составу воды гидрокарбонатные
кальциевые, реже
гидрокарбонатные магниевые, кальциево

натриевые,
натриевые с минерализацией

0,1


0,
4

гCдм3B

Содержание
аммония довольно часто выше нормы (до

0,2

мгCл), рН
5,5



7,5B Практического значения эти воды не имеютB

Водоносный горизонт мезозойских отложенийB

Водоносный комплекс связан

с осадками тарбаганской серии юры
и
абинской серии триасаB

Юрские осадки, занимают небольшую площадь
в

ядре Кыргай

Осташкинской
синклинали, обладают повышенными фильтрационными
свойствамиB Водовмещающие породы


трещиноватые, фациально
невыдержанные по площади и в разрезе слабосцементированные песчаники,
алевролиты, конгломераты, реже аргиллитыB

Водообильность юрских отложений дов
ольно высокая и обусловлена,
прежде всего, наличием и интенсивностью открытой трещиноватости и
степенью

выветрелости породB Удельные дебиты скважин колеблются в
22

долинах от 0,1 до E,5 лCсек, на водоразделах от 0,01


0,06 до 0,3 лCсекB
Питание подземных вод

осуществляется путём инфильтрации атмосферных
осадков на склонах и водоразделах, разгрузка происходит в местную
гидросетьB

По химическому составу подземные воды гидрокарбонатные с
пестрым катионным составом, минерализация в основном в пределах 0,3

0,8
мг
Cл, реакция водной среды от нейтральной до слабощелочной (рН = 7

8),
жесткость составляет 2

5 мгCэквB Воды не агрессивные по отношению к
бетонуB Микроэлементы представлены медью, марганцем, титаном,
ванадием, галлием, бромом, стронцием, редко цирконом, цин
ком, кадмием,
никелемB Содержания микроэлементов незначительны и равны в основном
тысячным и десятитысячным, реже сотым долям мгCлB

Водоносный горизонт верхнепермских отложений ерунаковской
подсерииB

Разрез водоносного комплекса представлен чередованием
мощных
пластов песчаников с алевролитами, аргиллитами и углямиB По
водопроводимости в толще пород выделяется две зоны: верхняя, с
интенсивно трещиноватыми породами и нижняя


зона затухающей
трещиноватостиB По условиям залегания и характеру водовмещающих п
ород
в верхних частях разреза преобладает трещинный тип фильтрации
подземных вод, ниже, в условиях затухания трещиноватости и наличия
мощных пластов песчаников, возрастает роль трещинно

пластового,
трещинно

жильного типов фильтрацииB Трещиноватость пород в

разрезе
неравномернаB

По

данным

геофизических

исследований

установлено

наличие

от

1

до

5

8 водоносных зонB

Подземные воды

горизонта, как

правило,

напорные в долинах
рек,
подножьях склонов и безнапорные на водоразделахB Величины напоров в
зоне интенсивной трещиноватости изменяются от 3


7 м до 10


24 м и
зависят от положения водоносных зон в разрезеB С глубиной напоры
увеличиваются, в некоторых случаях фонтанирование

скважин начинается с
23

глубин 200


400 мB
Водообильность комплекса в общем невелика и
неравномерна как по площади, так и

в

разрезеB

Удельные

дебиты

скважин

варьируют

в

очень

широких

пределах,

от

0,01 лCсек до 1,2 лCсек при
преобладающих значениях 0,2

0,6 л
CсекB

Питание подземных вод преимущественно местное за счет
инфильтрации

атмосферных осадков, в меньшей степени за счет напорных
вод глубоких горизонтовB Разгрузка происходит
в местную гидросетьB
Уровненный режим подземных вод характеризуется

неп
остоянств
ом и

целиком зависит

от режима атмосферных осадковB

По химическому составу подземные воды являются
гидрокарбонатными со смешанным катионным составом, преимущественно
кальциевым или натриевымB Воды пресные, минерализация изменяется от
360 до 865 мгCл, от мя
гких до жестких (3,65


E,87 мг

эквCл), по показателю
pH от слабокислых до щелочныхB Микрокомпоненты представлены медью,
марганцем, цинком, титаном, ванадием, галлием, бромомB

1B5

Качественные характеристики угля

Петрографический состав и степень метаморфизма

углейB

Угль

Талдинского
метаноугольного месторождения характеризуе
тся
однородным макроскопическим составомB Угольные пласты сложены
преимущественно блестящими и полублестящими разностями с редкими
линзами матового угляB

По петрографическому составу угли

витринитовые (содержание
витринита 80

E0%), HH и HHH стадий метаморфизма, группы метаморфизма
газовый (Г), газовый жирный (ГЖ), и жирный (Ж)B Показатель отражения
витринита R
0

от 0,7 до 1,1% , углям свойственна повышенная природная
трещиноватостьB

Зольнос
ть углей

является пластовым фактором, снижающим
метаноносность пластов, понижающим проницаемость, повышающим
крепость угля и препятствующим гидроразрывуB Наименьшая зольность
свойственна углям ерунаковской подсерии 3

10%B

Угли балахонской серии

24

имеют зольн
ость 25

30%B При зольности более 30

35 %эффективность
добычи метана из угольных пластов падаетB

Действительная и кажущаяся плотностьB Многочисленными исследо

ваниями углей Кузбасса установлена прямая зависимость действительной
плотности от зольностиB При
зольности до 30 % эта зависимость носит
прямолинейный характер, при переходе в область высокозольных углей,
породных прослоев и вмещающих пород зависимость становится
экспонентнойB

По результатам прямых определений по образцам углей, отобранным
из кернога
зонаборников плотность углей Талдинского месторождения
изменяется от 1,31 до 1,45 гCсм3 при колебаниях зольности от 2,4 до 16,5 %
B

Физико

механические свойства разных горных пород указаны в
сравнительной таблице 1B1B

Таблица 1B1


Физико

механические свойс
тва горных пород




м





3


%




%


%


2


2












2

от

до

Q


0

45


1,E
7

42,
5


10

30

26,
4

2,60

60

22


HHH

0,4
0

300

P
2



45

14
0


2,5
0

16,
E0

0

146

0

10

4,3
1

320

520

44

1,0

V

0,3
3

3000


2,4
2

2E,
E1

0,1

E0

100

14,
08

182

450

42

0,5

HV

0,3
5

2800

ы

2,4
2

17,
5E

0

100

0

10

4,8
8

182

450

42

0,5

HV

0,3
5

2800



1,2
5

18,
63

1


50


10,
E7

1,56

150

35

0,5

HV

0,4
4

260

25

P
2



14
0

30
0


2,5
2

E,5
6

0

146

0

10

2,3
4

7E3

5E0

42

1,6

VHHH

0,3
2

3000


2,4
7

12,
4E

0,1

E0

100

3,3
5

417

470

38

0,7

VH

0,3
4

2700

ы

2,4
7

10,
43

0

100

0

10

2,E
6

570

470

43

0,7

VH

0,3
4

2270
0



1,2
6

14,
35

1


50


E,0
2

2,18

150

35

0,7

HV

0,4
4

260

P
2


P
2


30
0

E5
0


2,5
2

E,5
6

0

146

0

10

2,3
4

7E3

560

42

1,6

VHHH

0,3
3

3000


2,4
7

12,
4E

0,1

E0

100

3,3
5

417

550

38

0,7

VH

0,3
4

2800


2,4
7

10,
43

0

100

0

10

2,E
6

570

550

43

0,7

VHH

0,3
4

2800


1,2
6

14,
35

1


50


E,0
2

2,18

150

35

0,7

V

0,4
4

260

Примечание


Коэффициенты кавернозности по интервалам:0

50 м



1,3; 50

150 м



1,3;
150

E50 м



1,18


1B6

Газоносность угольных пластов

Газовая зональность и газоносность угольных пластов Талдинского
месторождения

прогнозировались на основе результатов исследований
геологоразведочных скважин и специа
льных глубоких керновых скважинB

Количественные характеристики метаноносности угольных плас
тов
являются одним из важных критериев оценки перспективности
метаноугольных площадей для подготовки к освоению газовым промыслом и
служат одним из о
сновных
расчетных параметров в подсчете запасов и
оценке прогнозных ресурсов газов в угленосных толщах, мет
аноугольных
месторождений, площадей, участковB

26

Основными факторами, влияющими на изменение количественных
параметров газоносности угольных пластов, являются глубина залегания от
поверхности метановой зоны и степень метаморфизма углейB

До глубины 200 м прео
бладающим компонентом в газовых пробах
является азот, ниже по разрезу в пробах газа наблюдается постепенное
нарастание метанаB

Мощность зоны газового выветривания (ЗГВ) в пределах
рассматриваемых месторождений

изменяется от 100

150 до 400

450 мB

Содержание метана в угольных пластах в ЗГВ изменяется от 1

3 до 70

80 %B


Объемное содержание водорода в составе газов метановой зоны
изменяется без какой

либо закономерности в пределах от 0,02 до 2,3 %B
Присутствие водорода может быть связано как с естес
твенными природными
процессами (с метаморфизмом угля, с проникновением ювенильных газов и
тBпB), так и техническими причинами в процессе отбора и лабораторной
обработки пробыB

Метаноносность угольных пластов в зоне метановых газов возрастает
с увеличением
глубины их залегания по криволинейному законуB Наиболее
интенсивное нарастание метаноносности отмечается до глубин 300

400

м от
поверхности зоны метановых газов, затем темп роста замедляется и
стабилизируется с глубины 800

1000

мB

Метаноносность угольных п
ластов на Талдинской площад
и

изменяется

для углей групп

метаморфизма


газовый (Г), газовый жирный
(ГЖ) и жирный (Ж) от 8

11 м
3
Cт (10

14 м
3

метанаCм
3

угля) до 23

26 м
3
Cт (30

34
м
3

метанаCм
3

угля) на глубинах 350

1800м
B



27

2

Оборудование используемое для разра
ботки и эксплуатации
метаноугольного месторождения

В данной главе рассмотрено оборудования для процесса бурения
скважин, произведение ГРП и эксплуатации скважин при помощи глубинных
насосовB

2B1

Описание технологического процесса добычи метана из угольных
плас
товB Применяемое оборудование

При разработке основных технических решений по бурению и
завершению скважин на метаноугольных месторождениях необходимо
учиты
вать факторы, которые обычно не являются определяющими на
традиционных месторождениях природного
газаB Большинство
метаноугольных скважин бурится на угольные пласты (как нетрадиционные
коллекторы), которые залегают на относительно небольших глубинах (до
1200 м) с давлениями флюидов, близкими к гидростатическомуB Технические
решения по бурению и заверш
ению таких скважин разрабатываются с учетом
планируемых к применению методов интенсификации притока метана из
угольных пластовB Кроме того, уникальные механические и физико

химические свойства угля предъявляют особые требования к технологиям
бурения (вскры
тия пластов) по предотвращению повреждения
фильтрационных свойств угольных пластовB

На коллекторские свойства пластов оказывают влияние следующие
факторы: геометрия скважины и тип заканчивания; цементирование
скважины; методы перфорации, вызова притока, ос
воения скважиныB

2B1B1

Технологический процесс извлечения метана из угольных пластов

Технологический процесс извлечения метана из угольных пластов
состоит из следующих этапов:



Первичное вскрытие угольных пластов по средствам

бурения;



Крепление ствола скважины и
разобщение угольных пластов
обсадными трубами и тампонажными материалами
;

28



Вторичное вскрытие продуктивного пласта по средствам перфорации
обсадной колонны
B

Перфорацию на метаноугольных скважинах
целесообразно осуществлять с помощью кумулятивных перфораторо
в,
обладающих повышенной пробивной способностьюB



Дополнительная стимуляция по средствам гидроразрыва продуктивных
угольных пластов (ГРП) с целью интенсификации их газоотдачиB

Практически всегда ГРП осуществляют в обсаженной скважине после
проведения перфор
ации эксплуатационной колонныB

Освоение метаноугольных скважин после бурения: вызов притока и
вывод скважины на режим эксплуатацииB

Вызов притока происходит при снижении уровня жидкости в
эксплуатационной колонне с помощью погружного насосаB Откачку воды

из
скважин необходимо начинать с минимальных дебитов, чтобы избежать
интенсивного выноса пропантаB Вызов стабильного притока газа достигается
достижением стабильного равновесия между динамическим уровнем воды в
скважине, производительностью насоса, давлен
ием и расходом газаB

Для эффективной добычи сорбированного метана помимо увеличения
площади контакта ствола скважины с продуктивным угольным пластом или
же повышения проницаемости этого пласта, необходимо создать
максимально возможную депрессию на указанны
й пластB Выполнение этого
условия осуществляется за счет откачки пластовой воды из ствола скважины
с помощью погружного насоса, при этом низконапорный газ поступает на
поверхность по затрубному пространству скважины, а пластовая вода
откачивается по трубно
му каналу лифтовой колонныB Оптимальным
вариантом размещения погружного насоса следует считать его установку в
стволе скважины ниже продуктивного пласта, что позволяет эксплуатировать
его при максимальной величине депрессииB В этом случае создаются
наилучш
ие условия для десорбции метана из угольного пласта, а также для
первичной сепарации газо

водяной смеси, поступающей в ствол скважиныB В
вертикальных метаноугольных скважинах размещение погружного насоса
2E

ниже продуктивного пласта не вызывает каких

либо сло
жностей, тBкB для
этого специально предусматривается создание зумпфа глубиной 50

80 мB

2B2

Оборудование для бурения и строительства скважин

Буровое оборудование (буровая установка, инструмент, насосы,
компрессоры, силовой вертлюг с дизельным приводом, станки

к
ачалки) для
бурения и строительства углеметановых скважин должно обеспечивать:



высокую скорость проходки для обеспечения устойчивости
стенок скважины при использовании воды или воздуха;



грузоподъемность не менее 130 тонн для обеспечения
ликвидации прихвато
в и для рассаживания бурового инструмента
при завершении скважин в промысловых зонах;



вскрытие продуктивных пластов с наименьшим повреждением их
фильтрационных свойств;



мобильность

(скорость монтажа

демонтажа не должна
превышать 3

5 суток) для использовани
я буровой установки по
назначению (для бурения) следующих скважин, в то время когда
на пробуренной

скважине идет откачка воды или другие
операции;



возможность направленного искривления скважины и проходки
новых стволов;



возможность отбора угольного кернаB

При строительстве

разведочных скважин использовано

современное
оборудование


мобильные буровые установки немецкого производства
SMPviM

ТВ 1300
V

и 1600
V
, предназначенные для бурения, освоения и ремонта
скважин в регионах с умеренным климатом при температур
ах от минус 45 до
плюс 50 °CB Технические характеристики мобильных буровых установок
сведены в таблицу 2B1B



Таблица
2
B1

Технические

характеристики мобильных буровых установок

SMPviM TB 1300 V

30

Мобильные буровые установки SMPviM TB 1300
V

и 1600 V
применяется для бурения различных по назначению скважин с условной
глубиной до 2800м и 3500 м соответственноB

Установка монтируется на базе
шестиосного грузового автомобиля с четырьмя ведущими мостами A
CTROS
Mercedes Benz с приводом от модульной силовой станции с двумя
турбодизельными моторами DEUTZ мощностью 400 кВт каждыйB

Установки
оснащены полным гидравлическим приводом для основного и
вспомогательного оборудования, современной системой контроля,
упр
авления и безопасности, а также обеспечивают оптимальный режим
бурения скважинB

Допускаемая нагрузка на крюке

1300 кН

Условная глубина
бурения (3 1C2")

2800 м

Длина бурильной свечи

18 м

Тип привода

гидравлический

Тип вышки

телескопический

Высота вышки

34 м

Полезная высота вышки

20 м

Тип основания

Модульный

Допустимая нагрузка на ротор

2500 кН

Высота основания (отметка пола
буровой)

5 м

Диаметр талевого каната

32 мм

Число струн талевой системы (оснастка)

8 (4х5)

SMPviM TB 1600 V

Допускаемая нагрузка на крюке

1600 кН

Условная глубина бурения (3 1C2")

3500 м

Длина бурильной свечи

18 м

Тип привода

гидравлический

Тип
вышки

телескопический

Высота вышки

38 м

Полезная высота вышки

21 м

Тип основания

Модульный

Допустимая нагрузка на ротор

5000 кН

Высота основания (отметка пола буровой)

6 м

Диаметр талевого каната

32 мм

Число струн талевой системы (оснастка)

(5х6)

31

2B3

Оборудование для производства гидравлического разрыва
угольного пласта

При выборе оборудования для гидравлического разрыва пласта (ГРП)
необходимо: определить технологическую с
хему


давление и расход
жидкостей; типы и количество жидких сред и наполнителяB

На первых экспериментальных скважинах в Кузбассе весь объем
работ, связанных с проведением перфорации и ГРП, выполняли специалисты
фирмы «ScOlumberger» в соответствии с разра
ботанными ими специальными
программами и с использованием собственных технических средствB

Используемое при гидроразрыве оборудование является
крупногабаритным и во время работы занимает большое пространство
вокруг скважиныB Основным оборудованием являетс
я:



насосная установка


мощностью 1300 лBсB, максимальное давление
E7,6 МПа, для проведения гидроразрыва и закачки гелево

проппантовой смеси, полуприцеп на базе автомобиля Мерседес
Актросс;



блендер (тип

50
BBLBlender
)

для смешивания линейного геля с
проппан
том, сшивателем и брейкером;



ёмкость прямоугольная на шасси, объемом 50 м
3
, в которой находится
жидкость гидроразрыва;



трал

песковоз САТ

118А для подачи проппанта в блендер,

грузоподъемность 40 т
;



технологические линии (манифольд), прочностью 70 МПа;



станц
ия контроля ГРП
B

Обычно, для увеличения мощности подачи, используются несколько
насосных установок одновременноB

2B4

Особенности освоения и эксплуатации метаноугольных скважин с
применением глубинно

насосного оборудования

Освоение и эксплуатация метаноугольных

скважин сопровождаются
принудительным откачиванием пластовой жидкости, так как пр
и добыче
32

метана из угольных пластов главным препятствием выхода газа из пластов
является пластовая водаB

Так с момента начала откачки пластовой жидкости
дебит скважины постеп
енно растет по мере увеличения депрессии и через
несколько месяцев достигает своего максимального уровня, а затем плавно
снижается в течение многих летB Это коренным образом отличает
метаноугольные промыслы от обычных, где дебиты природного газа имеют
макс
имальные значения в момент вскрытия продуктивного пласта и
уменьшаются по мере истощения месторождения и падения пластового
давленияB

Для откачивания пластовой жидкости из скважин используются
различные типы погружного оборудования в комплекте с наземным
оборудованиемB


В настоящее время имеется широкий спектр скважинных насосов
различной номенклатуры по типоразмерам, диапазону подач, развиваемым
напорам, который продолжает стремительно расти и совершенствоватьсяB

Освоение метаноугольных скважин осущес
твляют в два этапа
(Приложение
A
)B Первый этап характеризуется интенсивным выносом
жидкости ГРП с повышенным содержанием механических примесей:
проппанта, глинистого раствора, угольного шламаB

При откачке пластовой жидкости, в процессе снижения
динамическ
ого уровня в скважине необходимо контролировать момент
начала десорбции газа, который сопровождается изменением давления
(повышением давления газа) в затрубном пространствеB

Особо важно контролировать состояние и свойства откачиваемой
жидкости (цвет, налич
ие примесей


угольного шлама и тBдB),

так темная вода
с угольной пылью позволяет судить о том, что началось разрушение
угольного пласта, что приводит к кольматации призабойной зоны пластаB

Результаты, полученные в специализированной лаборатории
показали,
что на скважинах месторождения среднее содержание
механических примесей в перекачиваемой жидкости составляет 406 мгCлB

33

Вывод: на начальном этапе освоения происходит значительный вынос
мехпримесей, а в процессе эксплуатации содержание взвешенны
х веществ


кратно снижаетсяB

Поэтому целями первого этапа освоения

являются:



удаление механических примесей;



минимизация отказов погружного оборудования,
которое будет
использовано в период пробной эксплуатации
;



косвенное определение

потенциальных дебит
ов воды и газа
B

На начальном этапе освоения компоновку

насосного

оборудования
для откачки пластовой жидкости изначально спускали в скважину глубину
300

450 мB

Наиболее оптимальной глубиной спуска компоновки глубинно

насосного оборудования на 1 этапе освоения является с
пуск на глубину 50 м
выше глубины залегания верхнего продуктивного пласта (целесообразно
включить в схему компоновки ШВН газопесочный якорь)B


Если скважина не подвергалась гидроразрыву (ГРП), то первый этап
освоения целесообразно исключитьB

Данный этап о
своения позволяет с большей точностью определить
потенциальные возможности скважины по дебиту газа и воды, а также
подобрать наиболее подходящий типоразмер насосного оборудования на
второй этап


вывод на установившийся режим эксплуатации, и максимально
ис
ключить

риски засорения мехпримесями ГНОB

При эксплуатации динамический уровень пластовой жидкости должен
находиться ниже последнего интервала перфорации и не доходить до приема
насоса, как минимум, на 30 м, чтобы исключить перегрев эластомера

для
штанговы
х винтовых насосных установок, перегрев погружного двигателя
электроцентробежных насосовB Таким образом, размер от зумпфа до нижнего
интервала перфорации должен быть, как минимум, 60 мB

34

На втором этапе исключили применение газопесочного якоря (так как
в пр
оцессе эксплуатации происходит забивание приемной сетки
мехпримесями, что приводит к преждевременному отказу оборудования)B

2B5


Глубинно

насосное оборудование при эксплуатации скважин

При извлечении метана и
з угольных пластов применяются различные
виды глубинно

насосного оборудованияB

Скважинные центробежные (ЭЦН) и штанговые винтовые насосы
(ШВН) приводятся в действие погружными

наземными электродвигателямиB
Электроэнергия подводится к двигателю по специальн
ому кабелюB

Установки ЭЦН и ШВН и довольно просты в обслуживании, так как
на поверхности имеются трансформатор и станция управления с частотным
преобразователем (вариатором частоты), который дает возможность
изменять скорость вращения вала насоса, тем сам
ым, изменяя параметры
работы установкиB
Станция управления предназначена также для защиты и
контроля параметров погружного оборудования, поддерживать
запланированный режим эксплуатации скважин и предотвращать аварииB

2B5B1

Установка штангового винтового насоса (
УШВН)

Установка штангового винтового насоса

(УШВН) состоит из
наземного оборудования (привод, устьевая арматура


на рисунке 2B1) и
подземного (приведено на рисунке 2B2)B

Принцип работы: откачиваемая жидкость через приемные отверстия
всасывается одновременно верхней (левой) и нижней (правой) винтовыми
парамиB Левая и правая рабочие пары работают параллельноB Подача насоса
равна сумме подач двух рабочих пар, а напор насоса р
авен напору каждой
рабочей парыB

Преимущества насоса: возможность откачки жидкости с большим
содержанием угольного шлама в начальный период и с большим
содержанием газа на конечном этапе при условии использовании
газосепаратора; отсутствие в конструкции в
нутренних клапанов,
35

подверженных закупорке или образованию газовых пробок; достаточно
низкая потребляемая электрическая мощность; минимальные затраты,
простота и лёгкость выполнения монт
ажа

демонтажа, техобслуживания
[3]
B




Винтовая пара 56

D

124


Про
тивоотворотный

а
нкер

А

168


Газосепаратор


Контейнер


Глубинный датчик



РисB 2B1


Наземное
оборудование УШВН


Рис
B 2B
2


Подземное

оборудование
УШВН


36

2B5B2

Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН)

Установка
электроцентробежного насоса

(УЭЦН)

включает в себя подземное (приведено
на рисунке
2B3
) и наземное
оборудование (устьевая арматура,
станция управления, трансформатор)B

Электроцентробежная насосная
установка


комплекс оборудования
для механизированной добычи
жидкости через скважины с помощ
ью
центробежного насоса,
непосредственно соединенного с
погружным электродвигателемB
Установки имеют два исполнения:
обычное и коррозионностойкоеB

Пример условного обозначения
установки: УЭЦНМ5

125

800, где У


установка; Э


привод от погружного
двигателя
;

Ц


центробежный; Н


насос; М


модульный; 5


группа
насоса; 125


подача, м
3
Cсут: 800


напор, м
B

Для установок коррозионно

стойкого исполнения перед
обозначением группы насоса
добавляется

буква «К»

[4]
B



РисB
2B3


Схема УЭЦН

Показатели
назначения по перекачиваемым средам следующие: среда


пластовая жидкость (смесь нефти, попутно

й воды и нефтяного газа
);

максимальное содержание

попутной воды


EE %;

максимальное содержание

37

попутного газа у основания

двигателя без установки

газосепаратор
а


25 %;

температура перекачиваемой

жидкости для обычного

исполнения не более
120°С; темп набора кривизны

ствола скважины не должен

превышать 2 ° на
10 м
B

Для удобства сборки,

транспортировки, монтажа

погружные
центробежные

насосы спроектированы по

секцио
нному принципу
B

Основными составными частями секции насоса являются вал и пакет
ступеней: рабочих колёс

и направляющих аппаратовB Жидкость, проходя
через направляющие аппараты, разгоняется и, под действием центробежных
сил, устремляется к следующей ступени
B Таким образом, жидкость получает
приращение напора от ступени к ступениB Рабочие колёса и направляющие
аппараты установлены последовательноB


Входной модуль служит для приёма и грубой очистки от
механических примесей перекачиваемой продукции, а установле
нный

в нем
газосепаратор

для разгазирования продукции и отвода газа в затрубное
пространствоB

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода
скважинной продукции, вала, приёмной сетки для соединения с другими
модулями на вале установлена шл
ицевая муфтаB В основании установлены
подшипники скольжения вала и шпильки, при помощи которых модуль
крепится верхним концом к секции насоса, а нижнем фланцем


к
протектору
B

Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного
вращения рабочих колес

насоса под воздействием столба жидкости в
напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения повторного
запуска насосаB Обратный клапан используется также при опрессовке
колонны насосно

компрессорных труб после спуска установки в скважину
B


Спускной

(сбивной, сливной) клапан предназначен для слива
жидкости из напорного трубопровода (колонны насосно

компрессорных
труб) при подъеме насоса из скважины
B


38

Погружные асинхронные двигатели (ПЭД) в зависимости от
мощности изготавливаются одно


и двухсекционны
миB В зависимости от
типоразмера питание электродвигателя осуществляется напряжением от 380
ВB Рабочая частота переменного тока составляет 50 ГцB При использовании
регулятора частоты допускается работа двигателя при частоте тока от 40 до
60 ГцB Синхронная
частота вращения вала двигателя


3000 обCминB Рабочее
направление вращения вала, если смотреть со стороны головки


по часовой
стрелке
B

Погружной электродвигатель (ПЭД)


трёхфазный, асинхронный с
короткозамкнутым ротором, маслозаполненный и герметичныйB

Протектор и
компенсатор соединены с электродвигателем при помощи шпилек и гаекB Вал
электродвигателя с валом протектора соединяется через шлицевую муфтуB
Внутренняя полость двигателя герметична и заполнена диэлектрическим
масломB В головке электродвигател
я имеется разъем электрического и
механического соединения с питающим электрическим кабелемB При подаче
напряжения по кабелю вал двигателя приводится во вращение и через
шлицевую муфту вращает вал насосаB Верхний конец протектора
приспособлен для стыковки
с погружным насосом
B

Гидрозащита двигателя, состоящая из протектора и компенсатора


это специальное устройство, которое выполняет следующие функции:
уравнивает давление во внутренней полости двигателя с давлением
пластовой жидкости в скважине; компенсиру
ет тепловое изменение объема
масла во внутренней полости двигателя; защищает внутреннюю полость
двигателя от попадания пластовой жидкости и предотвращает утечки масла
при передаче вращения от электродвигателя к насосу
B

При работе установки ЭЦН в процессе
включений и выключений
электродвигателя заполняющее его масло периодически нагревается и
охлаждается, изменяясь соответственно в объёмеB Изменение объёма масла
компенсируется за счёт деформации эластичных диафрагм компенсатора и
3E

протектораB Проникновению ж
е в двигатель пластовой жидкости
препятствуют торцовые уплотнения протектора
B

Для подачи переменного тока к погружному электродвигателю
служит кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля
(круглого или плоского) и плоского кабеля

удлинителя с
муфтой кабельного
вводаB Соединение основного кабеля с кабелем

удлинителем обеспечивается
неразъёмной соединительной сросткойB Кабель

удлинитель, проходящий
вдоль насоса, имеет уменьшенные наружные размеры по сравнению с
основным кабелем
B


Из наземного эле
ктрооборудования установки наиболее важными
элементами являются трансформатор и станция управленияB Трансформатор
служит для повышения напряжения до величины рабочего напряжения ПЭД
с учётом потерь в кабеле
B


Станция управления предназначена для пуска и ос
тановки насоса, а
также для защиты от аварийных режимовB Например, в случае резкого
возрастания силы тока (это наблюдается, в частности, при заклинивании вала
погружного насосного агрегата) защита по перегрузке отключает установкуB
При существенном падении

силы тока (например, вследствие срыва подачи
насоса из

за вредного влияния свободного газа) станция управления,
имеющая защиту по недогрузке, также отключает УЭЦНB В станциях
управления предусмотрены ручной и автоматический режимы работыB В
ручном режиме
после остановки УЭЦН (например, из

за аварийного
отключения электроэнергии) повторно запустить насос в работу можно
только вручнуюB В автоматическом же режиме предусмотрен самозапуск
установки через некоторое время после возобновления подачи
электроэнергии
B Это удобно тем, что для запуска установок нет
необходимости объезжать все скважины фондаB Однако в зимних условиях
на месторождениях Крайнего Севера и Западной Сибири, когда существует
опасность замерзания устьевой арматуры и выкидной линии скважины при
остановке насоса, автоматический самозапуск нежелателенB Более
40

предпочтительным здесь является ручной запуск установкиB При этом
оператор приезжает на скважину и включает насос в работу только после
пропаривания устьевой арматуры и выкидной линии
B


Совреме
нные станции управления позволяют также, при наличии
соответствующих датчиков, установленных в погружном электронасосном
агрегате, контролировать давление и температуру на приёме ЭЦН, а также
уровень вибрацииB

УЭЦН предназначены для эксплуатации средне


и
высокодебитных
скважин различной глубины
B

Преимущества насоса: возможность откачки больших объемов
жидкости; широкий диапазон рабочих характеристик; малая металлоемкость,
высокий КПД; высокий межремонтный период (до 500 суток и более)
B
[6]

Недостатки: УЭЦН



довольно сложная техническая система; низкий
ресурс при высоких пластовых температурах; неустойчивая работа
при

высоком
га
зосодержании
B

2B5B3

Установка штангового глубинного насоса УШГН

Установка штангового глубинного насоса УШГН

(рисB
2B4
) состоит из
наземного и подземного оборудованияB Подземное оборудование включает:
штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1
(неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2
(подвижный) на верхнем конце поршня

плунжера, насосные штанг
и 3 и
трубыB

Кроме того, подземное оборудование может включать различные
защитные устройства (газовые и песочные якори, хвостовики),
присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в
осложненных условиях (песок, газ)B

41


РисB2B4


Общая схем
а штангового глубинного насоса

В наземное оборудование входит станок

качалка (СК), состоящий из электродвигателя E,
кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4B

Станок

качалка сообщает штангам
возвратно

поступательное
движение, близкое к синусоидальномуB СК имеет гибкую канатную подвеску
для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или
поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско

подъемных механизмов (тале
вого блока, крюка, элеватора) при подземном
ремонтеB

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и
сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов
8, расположенных по обе стороны редуктораB Кривошипы с подвижными
про
тивовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного
42

вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошиповB Противовесы
необходимы для уравновешивания СКB

Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный,
герметичный имеет трансм
иссионный вал, на одном конце которого
предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной
передачей с малым шкивом электродвигателя EB На другом конце
трансмиссионного вала имеется тормозной барабанB Опорный подшипник
балансира укреплен на металл
ической стойке

пирамидеB

Все элементы станка

качалки


пирамида, редуктор, электродвигатель


крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаментеB
Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для
удержания балансира и крив
ошипов в любом заданном положенииB Точка
сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние
относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или
иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколькоB Этим
достигается ступенчато
е изменение амплитуды качаний балансира, тB еB
длины хода штангB

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то
изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного
числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электро
двигателя
на больший или меньший диаметрB

Промышленностью выпускается большое число станков

качалок
различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд)
грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с
широким диапазоном глубин и
дебитов скважин, которые приходится
оборудовать штанговыми установками (ШСНУ)B

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2


4 м) цилиндра
той или иной конструкцииB На нижнем конце цилиндра укреплен
неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при х
оде вверхB
Цилиндр подвешивается на трубахB В нем перемещается поршень

плунжер,
43

выполненный в виде длинной (1


1,5 м) гладко обработанной трубы,
имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверхB Плунжер
подвешивается на штангахB При движении плунж
ера вверх жидкость через
всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет
внутреннюю полость цилиндраB При ходе плунжера вниз всасывающий
клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает
нагнетательный клапанB Таким о
бразом, плунжер с открытым клапаном
погружается в жидкостьB При очередном ходе вверх нагнетательный клапан
под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрываетсяB
Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную
длине хода (0,6



6 м)B Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает
устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сетьB

2B5B4

Скважинное оборудование


Якорь динамическй противоотворотный предназначен для
предотвращения разворачивания колонны насосно

компрессорны
х труб
(НКТ) в процессе эксплуатации погружного винтового насосаB Якорь
присоединяется к нижней части насосаB


РисB

2B5


Погружной блок ТМСП

3

Система погружной телеметрии «Электон

ТМСП

3» (приведена на
рисB 2B5) предназначена для регистрации и передачи
внешним устройствам
текущих значений:



давление пластовой жидкости на приеме насосной установки;



температура масла погружного электродвигателя (ПЭД);



уровень виброускорения ПЭД в радиальном и осевом
направлениях;



температура пластовой жидкости;

44



переменное н
апряжение в точке "0 ТМПН”;



сопротивление изоляции или ток утечки (по выбору) системы
"ТМПН

погружной кабель

ПЭД”B

Погружной блок рассчитан на подсоединение ко всем серийно
выпускаемым ПЭД с диаметром корпуса 103, 117 и 130ммB Для подключения
погружного
блока необходимо, чтобы статорная обмотка соединялась в
"звезду" в нижней части двигателяB

Система погружной телеметрии "Электон

ТМС

8"

(рисB2B6)
предназначена для работы в составе штанговых насосных установок и
предназначена для регистрации и передачи вне
шним устройствам текущих
значений следующих параметров:



давления на приеме насоса (давления масла электродвигателя);



температуры пластовой жидкости на приеме насоса;



температуры пластовой жидкости в нижней части пакера;



сопротивления изоляцииB



Рисунок 2
B6


Погружной блок ТМСП

8

Кроме измеряемых параметров в наземный блок передается
информация о составе, характеристиках, типе и диапазоне измерения
датчиков погружного блока "Электон

ТМСП

8"B

45

Передача сигнала от наземного блока ТМСН к контроллеру СУ
"Элект
он" производится через порт RS

485 в цифровом виде по протоколу
Modbus RTU, а на ко
мпьютер через интерфейс RS

232
[E]
B

2B6


Основные направления использования и переработки газа

Газ, содержащийся в угольных пластах, характеризуется:



высоким содержанием метана;



незначительным содержанием (доли процента) тяжелых
углеводородов, водорода и углекислого газа и наличием
инертных газов (1

2%), тBеB по компонентному составу он
практически не отличается от природного газа;



отсутствием вредных газов (сероводорода);



низки
ми давлениями на устье (0,1

0,2 МПа)B

Метаноугольные скважины характеризуются невысокими дебитами
(0,3

4тысB м
3
Cсут), что во многом предопределяет необходимость
использования метана вблизи газового промыслаB В связи с этим,
обязательными мероприятиями при
организации углеметанового промысла
являются сбор, компримирование и осушка метана из угольных пластовB

Дальнейшая переработка и использование угольного метана возможна
в энергетическом и химическом направлении, тBеB для получения тепловой и
электрической

энергии и для получения химических продуктов и
газомоторного топлива соответственноB В каждом конкретном случае этот
вопрос должен решаться с учетом экономических возможностей и
потребностей регионаB

Метан, добываемый из угольных пластов, является экономи
чным и
экологически чистым источником получения тепловой и электрической
энергии, и в будущем будет включаться в энергетический цикл предприятий
не только как добавочный, но и как самостоятельный энергетический ресурсB
Примеры использования метана в данном

направлении рассмотрены нижеB

Метан может быть:

46



подан в газораспределительные сети низкого давления (менее 0,3
МПа)B Температура точки росы по влаге в пункте сдачи должна
быть ниже температуры газа, согласно ГОСТ 5542

87 «Газы
горючие природные для
промышленного и коммунально

бытового потребления»B

В этом случае:



возможна утилизация в месте его извлечения (передвижные
мотор

генераторные электростанции);



возможен сбор низконапорного газа из нескольких источников и
транспортирование к установке по утил
изации по газопроводу
низкого давления (мотор

генераторные, шахтные котельные,
бытовые нужды);



компримирован до давлений 1,2 или 0,6 МПа и подан в
газораспределительные сети высокого давления (использование в
газотурбинных установках)B Ограничения по точке

росы
аналогичны предыдущему пункту;



подан на АГНКС и компримирован до давлений 20

25 МПаB В
случае использования газа для автомобильных газовых
заправщиков, газ должен соответствовать требованиям ГОСТ
5542

87 или ОСТ 51B04

83B



47

3

Оценка эффективности работ
ы глубинно

насосного оборудования
при освоении и эксплуатации метаноугольных скважин

В третьей главе работы содержится анализ работы глубинно

насосного оборудованияB И приведены причины отказов для
каждого вида
насосовB Оценены преимущества и недостатки
каждого из разновидностей
насосовB

3B1

Величины, используемые для проведения оценки эффективности
работы глубинно

насосного оборудования

Для анализа работы глубинно

насосного оборудования (ГНО) и
рекомендаций по подбору ГНО использовались накопленные данные

ри
ложение

B

и С
) об установленном глубинно

насосном оборудовании в
скважине (типоразмер, время запусков и остановок ГНО, с указанием видов и
причин отказов и поднятий насосного оборудования)B

Межремонтный период

Основным показателем работы скважин являетс
я межремонтный
период (МРП)B По
отношению к отдельной скважине


это средняя
продолжительность непрерывной работы скважины в сутках между двумя
ремонтамиB По отношению к группе
N

скважин
B

МРП можно вычислить по
формуле

(1)
:

МРП = Т C N, сут

(
3B
1)


где
Т


календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или
366);


N


число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегатаB

Вообще межремонтный период

УЭЦН определяется в 365 сутки, но на
данном месторождении существует ряд условий, которые снижают

этот
показательB

Объективные причины являются следствием сложности
месторождения, высокого газового фактора и наличия вышележащих газовых
пластов с незначительными перемычками с эксплуатируемым объектомB
48

Данные условия должны учитываться при подборе скваж
ин под
механизированную добычу, при подборе типоразмера насоса и глубины его

спускаB

Снижение МРП неизбежно ведёт к увеличению затрат на ремонт
скважин, потерям в добыче и следовательно к увеличению себестоимости
добываемой продукцииB

Наработка на отказ

Н
аработка на отказ определяется только по отказавшим скважинам
действующего фонда, по способам эксплуатации по месторождениям, как в
масштабе ЦДПТГ, так и в целом по Дочернему обществу и КомпанииB Расчёт
наработки на отказ производится за скользящий год, а
также за месяцB При
расчёте наработки на отказ пользуются формулой

(2)
:

НО = Т C N, сут

(
3B
2)

г
де

Т, [сутB]


суммарное отработанное время только по отказавшей
скважине (скважинам) с момента кнопочного запуска внутрискважинного
оборудования до момента его

отказаB

N, [штB]


к
оличество отказов скважинного оборудования за отчётный
период (месяц, скользящий год)

Если отработанное время (Т) по скважине, на которой произошёл
отказ, находится за пределами расчётного периода (скользящий год, месяц),
то при подсчё
те учитывается всё отработанное время с момента последнего
кнопочного запуска скважины до отказа, независимо от расчётного периодаB

Учёт работы и отказов скважинного оборудования ведётся раздельно
по каждой скважине, независимо от способа эксплуатации или
вида
эксплуатационного оборудованияB Отказы учитываются в том месяце, когда
они произошли, вне зависимости от того рассмотрена ли до конца причина
отказаB

4E

3B2

Действующий фонд эксплуатируемого глубинно

насосного
оборудования

В настоящее время на скважинах Та
лдинской площади
эксплуатируется 8 погружных установок: штанговые винтовые, штанговые
глубинно

насосные

и электроцентробежные насосные установки различных
типоразмеровB

Действующий фонд насосных установок, применяемых для откачки
пластовой жидкости предст
авлен на диаграммеB Рассмотрим работу
основных видов погружного оборудования, применяемого
для Талдинского
месторожденияB

3B2B1

Эксплуатация штанговых глубинных насосных установок

Первый опыт применения глубинно

насосного оборудования
(штанговых глубинных насосн
ых установок) в Кузбассе был получен в
результате проведения газодинамических исследований в пределах
восточной части Талдинского месторождения на разведочной скважине №
16320 (глубина скважины 805 м, ствол скважины обсажен до 487 м)B

В 2002 году был опроб
ован

штанговый плунжерный насос вставного
типа (НВ1Б 32

30

15) с приводом станка

качалки СК8B Производительность
насоса составляла от 8 до 45 м
3
CсутB


В феврале 2003 года был опробован штанговый плунжерный насос
вставного типа (НВ1Б 44

30

15)

с плавным
приводом станка

качалки
СК8,позволяющий в широких пределах изменять количество извлекаемой из
скважины воды без остановки и демонтажа

монтажа оборудованияB
Производительность откачки от 20 до 120 м
3
CсутB В процессе эксплуатации
данного насоса столкнулись с

проблемой засорения клапанных пар, в
результате чего

01B03B2003 году

насос был остановленB Наработка составила

10 сутокB

В апреле 2003 года продолжались работы по откачке пластовой
жидкости до окончания испытаний 2EB05B2003 гB Наработка составила 42
суток
B Скважина была законсервирована и передана в наблюдательный фондB

50

Полученный опыт применения УШГН на метаноугольных скважинах
выявил основные недостатки:



невысокий межремонтный период (26 суток);



неустойчивость к повышенному содержанию мехпримесей;



негат
ивное влияние газа на работу насоса (плунжерный тип)B



невозможность прямой и обратной промывки;



металлоемкость;



сложность монтажа и обслуживания;



необходимость создания

специализированного звена для
технического обслуживанияB

В настоящее время на
Талдинском месторождение находятся в работе
2 штанговые глубинные установки УНШГ

57

30

12(60), в комплект
оборудования входят насос вставной 30

225

RHAM

СП

П

с приводом от
станка

качалки СКДР

6

3

6,7

63 ШЗИ

18,5

1500

УХЛ1, оснащенные
станцией управления с
частотным преобразователемB Впервые в России
предусмотрена система погружной телеметрииB

Данный насос специально разработан с учетом специфики
метаноугольных скважин для Талдинского месторожденияB Кроме
стандартных деталей ШГН данный насос включает в себя
следующие
конструктивные особенности: плунжер типа «пескобрей» с заостренными
краями клетки; грязесъемные манжеты; дополнительное механическое
уплотнение в нижней части плунжера; коррозионностойкое исполнениеB

Диапазон подачи варьируется от минимальной 4,E
5 м
3
Cсут (при
частоте 10 Гц, ход S=1,5) до максимальной 5E,4 м
3
Cсут (при частоте 60 Гц,
ход плунжера
S
=3)B

3B2B2

Эксплуатация электроцентробежных насосных установок

Н
а Талдинском месторождение

применяю
тся электроцентробежные
насосы трех типоразмеров с

номинально
й производительностью от 35 до 125
м
3
CсутB, в износокоррозионностойком
исполнении (УВНН5

7E

800) и для

51

эксплуатации в любых условиях, в тBчB в условиях высокого содержания
механических примесей и агрессивности среды

(ЭЦНД5А

35

1350)
B

Типовая
схема компонов
ки УЭЦН отображена на рисунке 3B1B

Установки комплектуются станцией управления с частотным
преобразователемB

Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к
конкретной скважине, который предопределяется

в первую очередь:



ожидаемыми притоками в
оды;



необходимым напором;



конструкцией скважины (радиус кривизны, диаметр
эксплуатационной колонны);



параметрами откачиваемого флюида (содержанием абразивных
частиц, содержание газа на приеме насоса и тBдB)B

При работе скважины постоянно меняются параметры

пласта
;

призабойной зоны пласта
;
свойства отбираемой жидкости: содержание воды,
количество попутного газа, количество механических примесей, и как
следствие, отсюда идет не доотбор

жидкости или работа насоса вхолостую,
что сокращает межремонтный период работы насосаB

Особенности компоновки УЭЦН представлены на типовой схеме
УЭЦНB

Хотелось бы отметить, что

в данной компоновке система погружной
телеметрии ТМСП

3, присоединяется непос
редственно к погружному
электродвигателю (ПЭД) при помощи силового кабеля, что позволяет
регистрировать

давление и температуру пластовой жидкости, температуру

ПЭДB

52



Типовая схема компоновки УЭЦН,
используемая

на Талдинском месторождение










Шламоуловитель

Центробежный насос


Газосепаратор


Гидрозащита


Погружной

электродвигатель


Система погружной

телеметрии

СТАНЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТОН

05

250


С ЧАСТОТНЫМ РЕГУЛИРОВАНИЕМ









РАБОЧАЯ СТУПЕНЬ
НАСОСА ВНН5

7E

800

СИСТЕМА
ПОГРУЖНОЙ
ТЕЛЕМЕТРИИ
«ТМСП


ГИДРОЗАЩИТА
РисB 3B
1


Типовая схема компоновки
УЭЦН


53

Основные виды и причины отказов УЭЦН
B

Распределение отказов УЭЦН
на Талдинском месторождение

по
укрупненным причи
нам за 200E

2014

ггB представлено на
рисунке 3B2 (на
декабрь 2014 года)
B

На рисунке 3B3 показаны фотографии рабочих ступеней
УЭЦН с разной ст
епенью износаB В таблице 3B1 представлены причины
отказов УЭЦН по каждой скважинеB

Расчет средней наработки на отказ
приведен в приложение
C
B


РисB 3B2


Распределение отказов УЭЦН за 200E

2014ггB


1BНовое рабочее колесо ЭЦН, 2B3B Износ рабочих колес ЭЦН
, 4B5B Мехпримеси (проппант,
угольная пыль, шлам), извлеченные из насосного оборудования

РисB 3B3


Последствия износа УЭЦН


Сопротивление
изоляции R=0
(кабельной линии)
,
2
,
25%
Сопротивление
изоляции R=0 (отказ
в работе ПЭД ЭЦН)
,
1
,
12%
Износ рабочих
органов ЭЦН
,
1
,
13%
Заклинивание
,
4
,
50%
Отказы основных узлов бЭЦН за период 2009
0
2014 гг.
Сопротивление изоляции
R=0 (
кабельной линии)
Сопротивление изоляции
R=0 (
отказ в работе ПЭД
ЭЦН)
Износ рабочих органов
ЭЦН
Заклинивание
ВСЕГО
8 отказов
54


РисB
3B4



Диаграмма наработки на отказ УЭЦН


Таблица 3B1


Сводные данные по отказам УЭЦН за 200E

2014ггB











1


УЭЦНД5А

35

1350

УВНН5

7E

800

УЭЦНД5А

35

1350

УМ

5B4

УМ

5
B
E

УМ

5B10

1


1

1

208


11E8

20

Снижение изоляции в
кабельной линии (
R
=0)B
Причина

не расследованаB

Произошло снижение
изоляции сопротивления в
ПЭДB Разгерметизация
гидрозащиты,
предположительно связана с

повышенными

вибрационными нагрузками
установки, вследствие
повышенного содержания
мехпримесей в
перекачиваемой жидкостиB


2




УВНН5

7E

800


УМ


5BE


1


182

Повышенное содержание
мехпримесей в
перекачиваемой жидкости

привело к абразивному
износу рабочих органов
ЭЦНB


0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
Наработка на отказ ЭЦН по фонду скважин
Талдинского месторождения
Наработка, сут
Содержание
мехпримесей, мгCл
55

3



УЭЦН5

125

800

УВНН5

7E

800

УЭЦНД5А

35

1350


УМ


5B4

УМ


5BE

УМ


5B10

1

1

1

335

662

170


Повышенное содержание
мехпримесей в
перекачиваемой жидкостиB



Из диаграммы (Рисунок 3B4) по основным отказам УЭЦН видно, что
основной причиной отказов, влияющей на работу установок является
засорение мехпримесями
B

Преимущества и
недостатки УЭЦН

Преимущества ЭЦН:



возможность откачки больших объемов жидкостиB



высокий межремонтный периодB

Недостатки ЭЦН:



УЭЦН


довольно сложная техническая система;



небольшой диапазон

регулирования подачи (ограничения по
частоте
40

70Гц);



сложность п
роведения монтажных работ, требующая
привлечения квалифицированного персонала;



высокая стоимость сервисного обслуживания;



территориальная удаленность специализированных сервисных
центров (ближайший


в гB Томск);



риск перегрева электродвигателя из

за срыва

подачи (работа на
предельно низких динамических уровнях при эксплуатации
метаноугольных скважин)B

3B2B3

Эксплуатация штанговых винтовых насосных установок

Штанговые винтовые насосные установки являются наиболее
универсальными для условий метаноугольных месторо
жденийB Они могут
эффективно использоваться в вертикальных и наклонно направленных
56

скважинах для извлечения воды на всех этапах, включая: освоение и
пробную эксплуатацию скважинB

При выборе штанговых винтовых насосов для освоения и вывода на
режим скважин

для добычи метана, необходимо применять такие винтовые
пары, типоразмеры которых с номинальной
подачей могли бы обеспечивать
непрерывную работу насоса и в течение длительного времени понижать и
поддерживать динамический уровень воды в скважине на проектно
й глубинеB
Это позволит создать оптимальную депрессию на угольный пласт, что в
дальнейшем приведет к увеличению дебита газаB

При комплектовании установки ШВН необходимо учитывать условия
эксплуатации для каждой конкретной скважины:



инклинометрию скважины
;



толщину стенки эксплуатационной колонны в месте посадки
якоря;

Типовая схема компоновки УШВН представлена на рисункеB

В настоящее время используется схема компоновки № 2, взамен
компоновки

№ 1 (с наличием газопесочного якоря)B Отказались от
применения
газопесочного якоря

в компоновке, так как при

освоении и
эксплуатации скважин происходило периодическое засорение приемной
сетки якоря, что приводило к преждевременному отказу оборудованияB

При применении штанговых винтовых насосов в подземную
компоновку о
борудования необходимо дополнительное включение якорного
устройстваB
Чтобы обеспечить простое и надежное решение для
развинчивания колонны насосно

компрессорных труб при использовании
винтовых насосов, была разработана конструкция динамического
противоотво
ротного якоряB

На данный момент примен
яется динамический якорь А

168B

Также
был получен опыт использования статического якоря ЗУ

122, который себя
не зарекомендовал для дальнейшего использованияB Основные отличия
между статическим и динамическим противоотв
оротным устройством:

57



Статический якорь ЗУ

122 (переделанный пакер с центраторами),
работает на посадку: фиксируется

жестко, растягивает колонну
штанг, прокручивается и

не держит колоннуB Имеет строгое
ограничение по толщине стенки эксплуатационной колонныB



Динамический А

168 противостоит крутящему моменту,
конструктивно выход плашек больше, нет требования к толщине
стенки эксплуатационной колоннеB (Наиболее целесообразно
использовать данный тип якоря, он более ремонтопригоден в
отличие от ЗУ

122)B

Типовая схема компоновки УШВН, используемая

на Талдинском месторождение





НАСОСНЫЕ ШТАНГИ

ЦЕНТРАТОР
ВИНТОВОЙ НАСОС
ГАЗОПЕСОЧНЫЙ ЯКОРЬ
(ПРИЕМНАЯ СЕТКА ЗАБИТА
ГЛИНИСТЫМ РАСТВОРОМ)
НАЗЕМНЫЙ ПРИВОД
«
LHFTEQ
»

СТАНЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛЕКТОН 05
С ЧАСТОТНЫМ

РЕГУЛИРОВАНИЕМ
КОМПОНОВКА № 1

КОМПОНОВКА № 2

РисB 3
B5



Типовая схема компоновки
УШВН

Основные виды и причины отказов УШВН

Распределение отказов глубинно

насосного оборудования
Талдинском месторождение
за 200E

2014

ггB представлено на
рисунке 3B6
состоянию на декабрь 2014 года)B На рисунке 3B7 представлены изношенные
части УШВНB

Причины отказов по скважинам представлены в таблице 3B2B
Расчет средней наработки на отказ приведен в приложение

B
B

РисB 3B6


Распределение отказов УШВН



41%
16 отказов
23%
6 отказов
4%
3 отказа
18%
8 отказов
14%
13 отказов
12%
7 отказов
Отказы основных узлов бШВН за период 2009
2014 гг..
Негерметичность НКТ
Отворот НКТ
Отворот штанг
Обрыв штанг
Заклинивание
Отказ ЗДД
ВСЕГО
53 отказа
60



Из
нос резьбовых соединений

Износ сухарейCплашек
противоотворотного анкера ШВН






Штанга с новым
центратором

Разрушение центратора на
штангах


Негерметичность НКТ


Мехпримеси в насосном оборудование


РисB 3B7

Последствия износа УШВН





61


Рисунок 3B8


Наработка на отказ по фонду скважин на Талдинском месторождение за 200E

2014 гг
0
100
200
300
400
500
600
700
800
E00
1000
Наработка
на
отказ
УШВН
(Талдинская
площадь)
Наработка, сут
Содержание мехпримесей,
мгCл
62


Таблица 3B2


Сводные данные по отказам УШВН за 200E

2014 ггB














1


115

F

62

72

D

E0

56

D

124

56

D

124

56

D

124

56

D

124

15

В

158

13Е1300

6

E

1300

7

В

124

7

В

124

10

В

124

278*200
DT
25

6

Е

1300


скв

1B4

скв

1B5

скв

1B5

скв

1B6

скв

1B3

скв

1B8

скв

1B8

скв

2B28

скв

2
B2

скв

2B
5

скв

2B
16

скв

2B
20

скв

2B
20

скв

2B
6


2

1

1

2

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

48

84

344

24

24

138

6

38

174

1

34

1E

165

578


Основным причинами
негерметичности явилось
механическое
истирание
колонны штанг о колонну
НКТB

Результаты проведенного
анализа показали, что основная
доля отказов по причине
негерметичности НКТ (78 %)
приходилась на 200E

2010 ггB
когда среднее количество
центраторов на колонне штанг
составляло 24 штB, что
позво
ляет говорить о
недостаточном количестве

этих узлов ШВНB

Решение проблемы
:
увеличение количества
центраторов на колонне штангB


2


56

D

124

56

D

124

21

D

124

56

D

124


56

D

124


скв

1B3

скв

1B6

скв

2B
17

скв

2B
2

скв

1B8


2

1

1

1

1


13

847

205

62

42


Вследствие засорения
мехпримесямиCподклинивания
винтовой пары, происходит

набор пружины колонны
штанг, создается повышенный
крутящий момент, срыв анкера
и обратное вращение, как
следствие отворот НКТB Либо

недоворот резьбового
соединения НКТ при

СПОB


3


10

В

124

56

D

124


скв

2B
7

скв

2B
16


1

2

1

1E

Засорение мехпримесями
винтовой парыB

63


Преимущества и
недостатки УШВН

Преимущества

ШВН:



Способность откачки жидкостей с большим содержанием
механических примесей (проппанта, угольного шлама,
глинистого раствора) на начальном этапе и с большим
содержанием газа на конечном этапе при условии использовании
газосепаратора;



Широкий диапазон

рабочи
х дебитов (
что особенно важно на
этапе освоения скважин)
;

Пример расчета производительности ШВН 16Е1600:

при частоте 10 Гц
n
=37 обCмин
Q
сут=0,37*3=5,E2 м
3
Cсут

при частоте 50 Гц
n
=186 обCмин
Q
сут=1,86*3=2E,76 м
3
CсутB



Низкая металлоемкость;

4


56

D

124

56

D

124

15

В

158

72

D

E0

16

Е

1600




56

D

124






56

D

124



скв

1B5

скв

1B5

скв

2B
1

скв

2B
16

скв

2B
E




скв

1B8






скв

2B
1



1

1

1

1

1




2






1

1

423

153

8

56E




14






E

Обрыв штанг произошел из

за
нагрузок на штанги,
вызванных увеличенным
крутящим моментом, в
результате подклинивания
ротора в статореB


Отказ связан с повышенным
крутящим моментом, либо с

механическим

истиранием


Механическое

истираниеB
Обрыв штанг по резьбовому
соединениюB Подняли 31
штангу (из 48) на последней
штанге сорвана резьбаB


5


56

D

124

15

В

158

56

D

124

10

B

124

15

В

158

56

D

124

15

В

158

56

D

124

15

В

158

56

D

124

21

D

124


скв

1B5

скв

2
B2

скв

1B8

скв

2B
6

скв

2B
30

скв

2B
16

скв

2B
17

скв

2B
20

скв

2B
21

скв

2
B2
2

скв

2B
1

1

1

1

1

1

2

1

1

2

1

1

66

2

26

1E0

52

46

85

186

132

17

70


Повышенное содержание
мехпримесей в перекачиваемой
жидкости
B

64




Достаточно низкая

потребляемая электрическая мощность;



Минимальные затраты, простота и лёгкость выполнения
монтажныхCдемонтажных работ, техобслуживанияB

Недостатки ШВН:



Ограничения и риски связаны с конструктивными особенностями
(передача крутящего момента через колонну шт
ангB



65


ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА

ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСбРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСбРСОСБЕРЕЖЕНИЕ


Студенту:

Группа

ФИО

2Б37

Зюзиков Станислав Андреевич


Институт

ИПР

Кафедра

ГРНМ

бровень образования

Бакалавр

Направление/специальность

Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых
месторождений


Исходные данные к разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение»
:

1.

Стоимость ресурсов научного исследования (НИ):
материально
0
технических, энергетических, финансовых,
информационных и
человеческих

Затраты на эксплуатацию насосов

2.

Нормы и нормативы расходования ресурсов

Сравнение затрат на эксплуатацию скважин

3.

Используемая система налогообложения, ставки
налогов,

отчислений, дисконтирования и кредитования

Амортизация, энергоресурсы,
заработная плата и
др.

Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке:

1.

Оценка коммерческого потенциала, перспективности и
альтернатив проведения НИ с позиции
ресурсоэффективности и ресурсосбережения

Проведены расчеты на затраты
эксплуатации
скважин.

2.

Планирование

и формирование бюджета научных
исследований

Отчисления бюджета проводятся на научные
исследования.

3.

Определение ресурсной (ресурсосберегающей),
финансовой, бюджетной, социальной и экономической
эффективности исследования

Выявлено, что эксплуатация скважин с помощью
бЭЦН экономически более выгодное


Дата выдачи задания для раздела по линейному графику

01.04.2017 г.


Задание выдал консультант:

Должность

ФИО

бченая степень,
звание

Подпись

Дата

Доцент

Вазим Андрей
Александрович

Кандидат
экономических
наук




Задание принял к исполнению студент:

Группа

ФИО

Подпись

Дата

2Б37

Зюзиков Станислав Андреевич






66


4

Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение

На Талдинском метаноулогльном месторождение
используется 3 типа
глубинных насоса (ШГНУ, УШВН, УЭЦН) для откачки флюида из пластаB
Но все они имею разную экономическую выгоду, в данной главе предстоит
рассчитать какой из них наиболее экономически выгодный для производстваB
Расчет будут произведены пр
и одинаковом дебитеB

4B1

Экономический расчет ШГНУ

4B1B1

Условно

постоянные затраты


Основная заработная плата рабочих


ܥ
гଵ
\rL
ܳ
г

ܥ
гଵ


(4B1)


где,
ܳ
г
\rL
2830



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
гଵ

\rL
6
,
12



расходы на основную заработную плату с

1 тысB кубB м
газа в
рубB

ܥ
гଵ
\rL
ܳ
г

ܥ
гଵ

\rL
17319
,
6

руб

Отчисление на социальные нужды

ܥ
гଶ
\rL
ܳ
г

ܥ
гଶ


(4B2)

где,
ܳ
г



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
гଶ

\rL
2
,
18



расходы на социальные нужды с

1 тысB кубB м газа в рубB

ܥ
гଶ
\rL
ܳ
г

ܥ
гଶ

\rL
6169
,
4

руб

Амортизация

ܥ
гଷ
\rL
ܳ
г

ܥ
гଷ


(
4B3
)


где,
ܳ
г



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
гଷ

\rL
95
,
38



расходы на амортизацию с

1 тысB кубB м газа в рубB

ܥ
гଷ
\rL
ܳ
г

ܥ
гଷ

\rL
269925
,
4

руб

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

ܥ
гସ
\rL
ܳ
г

ܥ
гସ


(4B4)

67



где,
ܳ
г



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
гସ

\rL
125
,
44



расходы на содержание и эксплуатацию с

1 тысB кубB м
газа в рубB

ܥ
гସ
\rL
ܳ
г

ܥ
гସ

\rL
354995
,
2

руб

Цеховые расходы

ܥ
гହ
\rL
ܳ
г

ܥ
гହ


(4B5)

где,
ܳ
г



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
гହ

\rL
43
,
88



цеховые расходы с

1 тысB кубB м газа в рубB

ܥ
гହ
\rL
ܳ
г

ܥ
гହ

\rL
124180
,
4

руб

Общепроизводственные расходы

ܥ
г଺
\rL
ܳ
г

ܥ
г଺


(4B6)

где,
ܳ
г



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
г଺

\rL
86
,
68



общепроизводственные расходы с

1 тысB кубB м газа в
рубB

ܥ
г଺
\rL
ܳ
г

ܥ
г଺

\rL
245304
,
4

руб

4B1B2

Условно

переменные затраты

Расходы на электроэнергию по извлечению флюида

ܥ
г଻
\rL
ܳ
г

ܥ
г଻


(4B7)

где,
ܳ
г



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
г଻

\rL
28
,
3



общепроизводственные расходы с

1 тысB кубB м газа в
рубB

ܥ
г଻
\rL
ܳ
г

ܥ
г଻

\rL
80089

руб

Расходы по сбору и транспортировку газа

ܥ
г଼
\rL
ܳ
г

ܥ
г଼


(4B8)

где,
ܳ
г



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
г଼

\rL
7
,
85



расходы по сбору и транспортировку с

1 тысB кубB м газа
в рубB

ܥ
г଼
\rL
ܳ
г

ܥ
г଼

\rL
22215
,
5

руб

Прочие производственные расходы

ܥ
гଽ
\rL
ܳ
г

ܥ
гଽ


(4BE)

68


где,
ܳ
г



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
гଽ

\rL
3
,
45



общепроизводственные расходы с

1 тысB кубB м газа в
рубB

ܥ
гଽ
\rL
ܳ
г

ܥ
гଽ

\rL
9763
,
5

руб


Все расходы

ܥ
г
\rL

ܥ
г






\rL
1129962

руб

(4B10)

где,

C
г





расходы на содержание насоса


4B2

Экономические
расчеты УШВН

4B2B1

Условно

постоянные затраты


Основная заработная плата рабочих

ܥ
вଵ
\rL
ܳ
в

ܥ
вଵ


(4B11)

где,
ܳ
в



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
вଵ

\rL
6
,
12



расходы на основную заработную плату с

1 тысB кубB м
газа в рубB

ܥ
вଵ
\rL
ܳ
в

ܥ
вଵ

\rL
17319
,
6

руб

Отчисление на социальные нужды

ܥ
вଶ
\rL
ܳ
в

ܥ
вଶ


(4B12)

где,
ܳ
в



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
вଶ

\rL
2
,
18



расходы на социальные нужды с

1 тысB кубB м газа в рубB

ܥ
вଶ
\rL
ܳ
в

ܥ
вଶ

\rL
6169
,
4

руб

Амортизация

ܥ
вଷ
\rL
ܳ
в

ܥ
вଷ


(4B13)

где,
ܳ
в



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
вଷ

\rL
93
,
14



расходы на амортизацию с

1 тысB кубB м газа в рубB

ܥ
вଷ
\rL
ܳ
в

ܥ
вଷ

\rL
263586
,
2

руб

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

6E


ܥ
вସ
\rL
ܳ
в

ܥ
вସ


(4B14)

где,
ܳ
в



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
вସ

\rL
116
,
8



расходы на содержание и эксплуатацию с

1 тысB кубB м
газа в рубB

ܥ
вସ
\rL
ܳ
в

ܥ
вସ

\rL
330544

руб

Цеховые расходы

ܥ
вହ
\rL
ܳ
в

ܥ
вହ


(4B15)

где,
ܳ
в



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
вହ

\rL
41
,
1



цеховые расходы с

1 тысB кубB м газа в рубB

ܥ
вହ
\rL
ܳ
в

ܥ
вହ

\rL
116313

руб

Общепроизводственные расходы

ܥ
в଺
\rL
ܳ
в

ܥ
в଺


(4B16)

где,
ܳ
в



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
в଺

\rL
83
,
73



общепроизводственные расходы с

1 тысB кубB м газа в
рубB

ܥ
в଺
\rL
ܳ
в

ܥ
в଺

\rL
236955
,
9

руб

4B2B2

Условно

переменные затраты

Расходы на
электроэнергию по извлечению флюида

ܥ
в଻
\rL
ܳ
в

ܥ
в଻


(4B17)

где,
ܳ
в



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
в଻

\rL
23
,
6



общепроизводственные расходы с

1 тысB кубB м газа в
рубB

ܥ
в଻
\rL
ܳ
в

ܥ
в଻

\rL
66788

руб

Расходы по сбору и транспортировку газа

ܥ
в଼
\rL
ܳ
в

ܥ
в଼


(4B18)

где,
ܳ
в



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
в଼

\rL
7
,
85



расходы по сбору и транспортировку с

1 тысB кубB м газа
в рубB

ܥ
в଼
\rL
ܳ
в

ܥ
в଼

\rL
22215
,
5

руб

Прочие производственные расходы

ܥ
вଽ
\rL
ܳ
в

ܥ
вଽ


(4B1E)

70


где,
ܳ
в



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
вଽ

\rL
3
,
45



общепроизводственные расходы с

1 тысB кубB м газа в
рубB

ܥ
уଽ
\rL
ܳ
у

ܥ
уଽ

\rL
9763
,
5

руб

Все расходы

ܥ
в
\rL

ܥ
в






\rL
1069655

руб

(4B20)

где,

C
в





расходы на содержание насоса


4B3

Экономические расчеты УЭЦН

4B3B1

Условно

постоянные затраты


Основная
заработная плата рабочих

ܥ
уଵ
\rL
ܳ
у

ܥ
уଵ


(4B21)

где,
ܳ
у



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
уଵ

\rL
6
,
12



расходы на основную заработную плату с

1 тысB кубB м
газа в рубB

ܥ
уଵ
\rL
ܳ
у

ܥ
уଵ

\rL
17319
,
6

руб

Отчисление на социальные нужды

ܥ
уଶ
\rL
ܳ
у

ܥ
уଶ


(4B22)

где,
ܳ
у



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
уଶ

\rL
2
,
18



расходы на социальные нужды с

1 тысB кубB м газа в рубB

ܥ
уଶ
\rL
ܳ
у

ܥ
уଶ

\rL
6169
,
4

руб

Амортизация

ܥ
уଷ
\rL
ܳ
у

ܥ
уଷ


(4B23)

где,
ܳ
у



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
уଷ

\rL
105
,
14



расходы на амортизацию с

1 тысB кубB м газа в рубB

ܥ
уଷ
\rL
ܳ
у

ܥ
уଷ

\rL
263586
,
2

руб

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

71


ܥ
уସ
\rL
ܳ
у

ܥ
уସ


(4B24)

где,
ܳ
у



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
уସ

\rL
95
,
3



расходы на содержание и эксплуатацию с

1
тысB кубB м
газа в рубB

ܥ
уସ
\rL
ܳ
у

ܥ
уସ

\rL
269699

руб

Цеховые расходы

ܥ
уହ
\rL
ܳ
у

ܥ
уହ


(4B25)

где,
ܳ
у



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
уହ

\rL
38
,
1



цеховые расходы с

1 тысB кубB м газа в рубB

ܥ
вହ
\rL
ܳ
в

ܥ
вହ

\rL
107823

руб

Общепроизводственные расходы

ܥ
у଺
\rL
ܳ
в

ܥ
в଺


(4B26)

где,
ܳ
у



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
у଺

\rL
83
,
73



общепроизводственные расходы с

1 тысB кубB м газа в
рубB

ܥ
у଺
\rL
ܳ
в

ܥ
в଺

\rL
239531
,
2

руб

4B3B2

Условно

переменные затраты

Расходы на электроэнергию по извлечению флюида

ܥ
у଻
\rL
ܳ
у

ܥ
у଻


(4B27)

где,
ܳ
у



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
у଻

\rL
25
,
6



общепроизводственные расходы с

1 тысB кубB м газа в
рубB

ܥ
у଻
\rL
ܳ
у

ܥ
у଻

\rL
72448

руб

Расходы по сбору и транспортировку газа

ܥ
у଼
\rL
ܳ
у

ܥ
у଼


(4B28)

где,
ܳ
у



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
у଼

\rL
7
,
85



расходы по сбору и транспортировку с

1 тысB кубB м газа
в рубB

ܥ
у଼
\rL
ܳ
у

ܥ
у଼

\rL
22215
,
5

руб

Прочие производственные расходы

72


ܥ
уଽ
\rL
ܳ
у

ܥ
уଽ


(4B2E)

где,
ܳ
у



добыча газа за год в тысB кубB м;

ܥ
уଽ

\rL
3
,
45



общепроизводственные расходы с

1 тысB кубB м
газа в
рубB

ܥ
уଽ
\rL
ܳ
у

ܥ
уଽ

\rL
9763
,
5

руб


Все расходы

ܥ
у
\rL

ܥ
у






\rL
1039940

руб

(4B30)

где,

C
у





расходы на содержание насоса

Вывод

Исходя из произведенных экономических расчетов при одинаковом
дебите, получается, что наиболее эффективным насос на
Талдинском
метаноугольном месторождение является УЭЦН, не смотря на высокие
амортизационные затратыB Благодаря минимальным расходам на содержание
и эксплуатацию УЭЦН получился выгоднее УШВН и ШГНУB



73


ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА

«СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ»

Студенту:

Группа

ФИО

2Б37

Зюзиков Станислав Андреевич


Институт

ИПР

Кафедра

ГРНМ

Уровень
образования

Бакалавр

НаправлениеCспециальность

Нефтегазовое делоB
Разработка и
эксплуатация
нефтяных и газовых
месторожденийB


Исходные данные к разделу
«Социальная ответственность»
:

1B Характеристика объекта исследования
и области его применения

Объектом исследования является глубинный насос для
добычи нефти и газаB

Область применения:
нефтегазодобывающими компаниями для добычи нефти и
газаB

Перечень
вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке:

1B Производственная безопасность

1B1B Анализ выявленных вредных факторов при
разработке и эксплуатации проектируемого
решения в следующей последовательности:



физико

химическая природа
вредности, её
связь с разрабатываемой темой;



действие фактора на организм человека;



приведения допустимых норм с
необходимой размерностью (со ссылкой на
соответствующий нормативно

технический документ);



предлагаемые средства защитыB

1B2B Анализ выявленных
опасных факторов при
разработке и эксплуатации проектируемого
решения в следующей последовательности:



механические опасности (источники,
средства защиты);



термические опасности (источники,
средства защиты);



электробезопасность (в тBчB статическое
электриче
ство, молниезащита


источники,
средства защиты)B

1B Производственная безопасность

1B1 Проанализировать выявленные вредные факторы при
разработке и эксплуатации проектируемого решения:



Недостаточная освещенность рабочей зоны;



Токсическое и раздражающее
воздействие на
организм человека химических веществ;



Отклонения показателей микроклимата на
открытом воздухе;



Повреждения в результате контакта с
животными и насекомыми;



Повышенный уровень вибрации;



Повышенный уровень шумаB
B

1B2 Проанализировать выявленные

опасные факторы при
разработке и эксплуатации проектируемого решения:



Движущиеся машины и механизмы;



Работы с высоким давлением;



Пожаробезопасность;



ЭлектробезопасностьB

B

2BЭкологическая безопасность



защита селитебной зоны



анализ воздействия объекта на
атмосферу
(выбросы);



анализ воздействия объекта на гидросферу
(сбросы);



анализ воздействия объекта на литосферу
(отходы);



разработать решения по обеспечению
экологической безопасности со ссылками
на НТД по охране окружающей средыB

2BЭкологическая безопасно
сть



анализ воздействия объекта на атмосферу (
продукты
сгорания топлива при работе двигателей
);



анализ воздействия объекта на гидросферу
(загрязнение грунтовых вод химическими
веществами);



анализ воздействия объекта на литосферу
(загрязнение почвы и грунтов

химическими
реагентами и бытовыми отходами);



решение по обеспечению экологической
безопасности со ссылками на НТД по охране
окружающей среды

3B Безопасность в чрезвычайных
ситуациях



перечень возможных ЧС при разработке и
эксплуатации проектируемого решен
ия;

3B Безопасность в чрезвычайных ситуациях



анализ возможных ЧС при разработке и
эксплуатации
проектируемого решения;



перечень возможных ЧС на объекте:

74




выбор наиболее типичной ЧС;



разработка превентивных мер по
предупреждению ЧС;



разработка действий в результате
возникшей ЧС и мер по ликвидации её
последствий

техногенного характера


пожары и взрывы на
открытой территории;



выбор наиболее типичной ЧС:


пожар;



разработка превентивных мер по предупреждению
ЧС;



разработка действий в результате возникшей ЧС
и
мер по ликвидации её последствийB

4B Правовые и организационные вопросы
обеспечения безопасности



специальные (характерные для
проектируемой рабочей зоны) правовые
нормы трудового законодательства;



организационные мероприятия при
компоновке рабочей зоны

4B Правовые и организационные вопросы обеспечения
безопасности



специальные правовые нормы трудового
законодательства (на основе инструкции по охране
труда при производстве инженерно

геологических
изысканий);



организационные мероприятия при компоновке
рабочей зоны (организация санитарно

бытового
обслуживания рабочих)B


Дата выдачи задания для раздела по линейному графику

3B04B2017


Задание выдал консультант:

Должность

ФИО

Ученая
степень,
звание

Подпись

Дата

Инженер

Грязнова ЕBНB

кBтBнB




Задание
принял к исполнению студент:

Группа

ФИО

Подпись

Дата

2Б37

Зюзиков Станислав Андреевич







75


5

Социальная ответственность

Основными законодательными актами по охране труда в нашей
стране являются Конституция России, Основы законодательства и дрB В этих
документах отражены правовые вопросы охраны труда и здоровья
трудящихсяB На основании вышеперечисленных источников, а также исходя
из соответствующих правил безопасности и норм производственной
санитарии в данном проекте мной разрабатываются основные мероп
риятия
по созданию безопасных условий работы операторов при обслуживании
скважин, оборудованных УЭЦНB

5B1

Производственная безопасность

Выполнение технологических операций по эксплуатации скважин
нефти и газа сопровождается следующими вредными и опасными факто
рами
приведенными в таблице 5B1:

Таблица 5B1


Опасные и вредные факторы при выполнении контроля добычи
нефти и газа

Источник фактора,
наименование
видов работ

Факторы (по ГОСТ 12B0B003

74)

Нормативные
документы

Вредные

Опасные

Полевые работы:

отбор
проб с
нефтяных скважин;

работа с
оборудованием,
находящемся под
давлением;

снятие показаний с
приборов
телеметрии;

работа с машинами
и механизмами;

закачка рабочих
жидкостей в пласт;


1

Недостаточная
освещенность
рабочей зоны;

2

Токсическое и
раздражающее
воздействие на
организм
человека
химических
веществ;

3

Отклонения
показателей
микроклимата
на открытом
воздухе;

4

Повреждения в
результате
контакта с
животными и
насекомыми;

5

Повышенный
уровень
вибрации;

1

Движущиеся машины
и механизмы;

2

Р
аботы с высоким
давлением;

3

Пожаробезопасность;

4

ЭлектробезопасностьB


1

ГОСТ 12B1B005

88
[
1
4
]
;

2

ВСН34

82

[
15
]
;

3

ГОСТ 12B4B011

8E

[
16
]
;

4

ГОСТ 12B2B062

81

[
17
]
;

5

ГОСТ Р 52630

2012

[
18
]
;

6

ГОСТ 12B1B004

E1

[
1E
]
;

7

ГОСТ Р
12B1B01E

200E

[
20
]
;


76


6

Повышенный
уровень шумаB


5B1B1

Анализ вредных
производственных факторов

Недостаточная освещенность рабочей зоны

Оператор по добычи нефти и газа ежесменно большую часть работы
перемещается по территории производственных объектов, совершая
многократные подъемы на находящиеся на высоте площадкиB В связи
с этим
в цехах применяется освещение территории и отдельных рабочих мест
посредством прожекторовB С целью создания достаточного уровня
освещенности и безопасных условий труда установлена норма освещенности
нефтегазовых объектовB Рекомендованные типы прожек
торов представлены в
таблице 5B2B

Таблица 5B2


Рекомендуемые типы прожекторов для освещения
предприятий нефтяной промышленности

[15
]

Прожектор

Лампа

МаксB сила света, ккд

ПЗС

45

Г220

1000

130

ДРЛ

700

30

ПЭС

35

Г220

500

50

Токсическое и раздражающее
воздействие на организм человека
химических веществ

Операторы добычи нефти и газа в процессе добычи подвергаются
негативному влиянию со стороны выделяющихся легких фракций нефти и
попутных газов в атмосферуB Их действие, главным образом, приходится на
цент
ральную нервную системуB Отравление парами нефти и продуктами ее
переработки сопровождается головокружением, головной болью, сухостью
во рту, тошнотой, общей слабостью, которая может достигнуть потери
сознанияB Также может возникнуть ощущение удушения, кот
орое
выражается в головокружении, затруднении процесса дыхания и даже
потерей сознанияB

В связи с содержанием в нефти ароматических
углеводородов (УВ) и сероводорода, работа с сырой нефтью может привести
к остр
ым или хроническим отравлениямB


77


Содержание вр
едных веществ в воздухе контролируется посредством
измерения ПДК, значения которых для основных веществ, выделяющихся на
нефтегазопромыслах, представлены в таблице 5B3B

Таблица 5B3


ПДК для вредных веществ в воздухе на рабочих местах [
14
]

Вещество

ПДК, мг

3

Класс опасности

Пары нефти

10

3

Метанол

15

3

Диоксид серы

10

3

Сажа

4

3

Кроме всего прочего, работники на нефтегазопромыслах в целях
безопасности труда и профилактики заболеваний должны быть снабжены и
другими средствами индивидуальной защиты
(СИЗ)B Они должны
предусматривать защиту органов дыхания, слуха, рук, лица и головы,
поэтому работникам должны выдаваться спецодежда и специальная обувь,
респираторы или противогазы, специальные очки и другие средства,
защищающие при выполнении тех или ины
х технологических операцийB
Данный вопрос регламентирован [3], по которому все рабочие должны быть
обеспечены СИЗB

Отклонения показателей микроклимата на открытом воздухе

Одна из главных особенностей условий труда операторов по добыче
нефти и газа


это ра
бота, в основном, на открытом воздухе (на кустах
скважин)B Поэтому в условиях сурового климата Западной Сибири и
Крайнего Севера с низкими температурами (зимой до

50
0
С) и высокой
влажностью (летом до 100%) играет метеорологические факторыB

При низкой (св
ерхдопустимых норм) температуре окружающей среды
тепловой баланс нарушается, что вызывает переохлаждение организма,
ведущее к заболеваниюB В случае низкой температуры воздушной среды
уменьшается подвижность конечностей в следствии интенсивной
теплоотдачи о
рганизма, что сковывает движенияB Это может послужить
причиной несчастных случаев и аварийB

При длительном пребывании работающего в условиях низкой
температуры и, следовательно, переохлаждении организма возможно
78


возникновение различных острых и хронических

заболеваний: воспаление
верхних дыхательных путей, ревматизм и другиеB Результатами
многократного воздействия низких температур являются пояснично

крестцовый радикулит и хроническое повреждение холодом (ознобление)B

Рекомендуемы
е

режим
ы

работ на открыт
ом
воздухе

в холодное время года

представлены в таблице 5B4B

Таблица
5B
4


Рекомендуемый режим работ на открытой территории в
холодное время года [
30
]

Температура

воздуха,

С

Скорость

ветра,

м
C
с

до

1

1

2

2

4

4

6

6

8

8

10

а

б

а

б

а

б

а

б

а

б

а

б


10

127

1

114

1

E5

2

80

2

68

3

58

3


15

88

2

82

2

6E

3

60

3

52

3

45

4


20

67

3

62

3

55

3

4E

4

42

4

37

4


25

55

3

51

3

46

4

41

4

36

5

32

5


30

46

4

43

4

3E

4

35

5

31

5

28

6


35

3E

4

38

4

34

5

30

5

27

6

24

7


40

35

5

33

5

30

5

27

6

24

7

22

7


45

31

5

2E

6

27

6

24

7

22

7

20

8

Прим
ечание:


а


максимальная продолжительность непрерывного пребывания на холоде,
мин;


б


число 10


минутных перерывов для обогрева за 4 часовой период рабочей
сменыB


К средствам индивидуальной защиты относятся [
18
]:

В холодный период года:



хлопчатобумажное
белье;



термобелье;



жилет;



комплект (пуховик, штаны, шапка);



лыжная маска (балаклава);



ботинки либо валенкиB

7E


При высокой температуре снижаются внимание и скорость реакции
работающего, что может послужить причиной несчастного случая и аварииB
При работе в
летнее время при высокой температуре возможны перегревания
организма, солнечные и тепловые ударыB

Рекомендуемы
е

режим
ы

работ на
открыт
ом воздухе

в
теплое

время года

представлены в таблице 5B5B

Таблица
5B5



Рекомендуемый режим работ на открытой территории
в теплое
время года

[30
]

Температура воздуха на рабочем
месте, °C

Время пребывания, не более при HHH категории
работ, ч

32,5



32,0



31,5



31,0



30,5

1

30,0

2

2E,5

2,5

2E,0

3

28,5

4

28,0

5

27,5

5,5

27,0

6

26,5

7

26,0

8

Примечание:
категория «
HHH
»


относятся работы с интенсивностью
энерготрат более 250 ккалCч (более 2E0 Вт), связанные с постоянными
передвижениями, перемещением и переноской значительных (свыше 10 кг)
тяжестей и требующие больших физических усилий


К средствам индивидуальной защиты относятся

В теплый период года:



комплект спецодежды из хлопчатобумажной ткани;



ударопрочная каска;



защитные перчатки;



очки, защищающие органы зрения;



облегченная обувь
B


Повышенный уровень вибраций

80


Причиной появления вибр
аций являются возникающие при работе
машин и агрегатов неуравновешенные силовые воздействияB Источниками
вибрации при добычи нефти и газа могут быть насосные агрегаты
и многие
работающие механизмы [31
]B


Воздействие производственной вибрации на человека вы
зывает
изменения как физиологического, так и функционального состояния
организма человекаB Изменения в функциональном состоянии организма
проявляются в повышении утомляемости, увеличении времени двигательной
и зрительной реакции, нарушении вестибулярных ре
акций и координации
движенийB

Изменения в физиологическом состоянии организма


в развитии
нервных заболеваний, нарушении функций сердечно

сосудистой системы,
нарушении функций опорно

двигательного аппарата и дрB

Нормируемыми параметрами вибрации агрегатов

являются
абсолютные значения виброскорости (в мCс) или виброускорения (в

мCс
2
), а
также
их

логарифмические уровни
(в дБ)B

Вибрационными

характеристиками
машин

являются корректированные уровни вибрации и

уровни нормируемых
параме
тров в октавных полосах час
тотB
Характеристикой

вибрационного
воздействия
на

оператора

является

эквивалентный

корректированный
уровень вибрацииB Предельно допустимые значения вибрации

представлены
в таблице 5B6
B



81


Таблица 5B6


Предельно допустимые значения локальной вибрации[41
]


Среднегеометрические
частоты октавных
полос, Гц

Допустимые значения

В величинах виброускорения

В величинах виброскорости

мCс
2

дБ

мCс * 10

2

дБ

8

1,4

73

2,8

115

16

1,4

73

1,4

10E

31,5

2,7

7E

1,4

10E

63

5,4

85

1,4

10E

125

10,7

E1

1,4

10E

250

21,3

E7

1,4

10E

500

42,5

103

1,4

10E

1000

85,0

10E

1,4

10E

Корректированные и
эквивалентные
корректированные
значения
,

и их уровни

2,0

76

2,0

112


В качестве коллективных средств защиты от вибраций на пути их
распространения применяют вибродемпфирование,
виброгашение и
виброизоляциюB

К средствам индивидуальной защиты относятся:



виброзащитные перчатки;



виброзащитная обувьB


Повышенный уровень шума

Работа операторов добычи нефти и газа, связана с нахождением на
территориях с повышенным уровнем шумаB Предельно допустимые значения,
влияющие на самочувствие рабочего, должны соответствовать санитарным
нормамB Согласно [32], уровень шума на рабочих местах

не должен
превышать 80 дБB

Воздействие шумов способствует
:



нарушению слуха;



сердечно

сосудистым заболеваниям;



гормональным расстройствамB

Предельно допустимые уровни звука и эквивалентные уровни звука
на рабочих местах для трудовой деятельности разных ка
тегорий тяжести
и
82


напряженности измеряются в дБ
B

Допустимые уровни шума при физических
нагрузках

в таблице 5B7B

Таблица
5B7



Допустимые уровни шума при физических нагрузках [
16
]

Категория
напряженности
трудового процесса

Категория тяжести трудового процес
са

легкая
физическая
нагрузка

средняя
физическая
нагрузка

тяжелый
труд

1

степени

тяжелый
труд 2
степени

тяжелый
труд 3
степени

Напряженность
легкой степени

80

80

75

75

75

Напряженность
средней степени

70

70

65

65

65

Напряженный труд
1 степени

60

60







Напряженный труд
2 степени

50

50








Повреждения в результате контакта с животными и
насекомымиB

При работе оператором добычи нефти и газа, существует вероятность
получения повреждений различной степени тяжести в результате контакта с
насекомыми и

животными [
33
]:



комары;



мошки;



клещи;



дикие животныеB

Безопасность труда должна обеспечиваться различными мерами:



Для предотвращения возникновения повреждений следует
соблюдать определённые правила безопасности, предписанные
видам работ на открытой
кустовой площадкеB



Предварительная вакцинация работников от возможных вирусов,
переносимых насекомымиB

83




Применение специальных средств индивидуальной защиты
(энцефалитные костюмы, защитные спреи и аэрозоли)



Не допускать нахождения работников за пределами бе
зопасных
зон (за пределами обваловки кустовой площадки)


5B1B2

Анализ опасных производственных факторов

Движущиеся машины и механизмы

До проведения ремонта оборудования на глубиннонасосных
скважинах следует отключить привод станка

качалки, затем редуктор
заторма
живается и вывешивают предупредительные таблички или плакаты с
информацией о проводимых работахB Подвижные части оборудования
должны быть должным образом защищены [
17
], чтобы работники не
получили механических поврежденийB

Работы с высоким давлением

Работн
ики нефтегазопроизводств работают с сосудами и аппаратами,
находящимися под большими

давлениями (до 30 М
П
а)B В случае
неисправностей или непредвиденных аварий возможен риск смертельной
опасности трудящихся, поэтому сосуды и баллоны для хранения нефти и
газ
ов, а также их транспортировки должны соответствовать требуемым
нормам [
18
], а работники в свою очередь должны периодически проходить
производственные инструктажиB

Опасность разрыва баллонов возникает особенно при переполнении
их сжиженными газами и послед
ующем нагреванииB Для всех газов
установлены предельные нормы наполнения, превышать которые
категорически запрещаетсяB

При эксплуатации баллонов надо предохранять их от огня, действия
солнечных лучей, не устанавливать баллоны ближе 1 м от нагревательных
пр
иборов и 5 м от печей с открытым огнем, а также беречь от ударных
нагрузокB

84


На баллонах должны быть надеты два предохранительных резиновых
кольца от ударовB Баллоны с аммиаком нельзя хранить вместе с баллонами,
наполненными другим газом, а баллоны с кислор
одом


в одном помещении
с баллонами, наполненными горючими газамиB

Наполненные баллоны хранят в вертикальном положении, а
использованные


в горизонтальномB На использованные баллоны должны
быть навернуты колпаки, а на корпусе мелом сделана надпись "Пусто
й"B

Баллоны для сжатых, сжиженных и растворенных газов подвергают
освидетельствованию не реже чем через каждые 12 месяцев, которое
производит завод

наполнитель по разрешению местных органов
ГосгортехнадзораB


Пожаробезопасность

Нефтегазовые промыслы отлича
ются высокой вероятностью
возникновения пожаров и опасностей взрывовB С целью предотвращения
опасных пожарных ситуаций территория нефтегазовых объектов должна
содержаться в порядке и чистоте, все отходы производства, бытовой мусор и
складские убранства дол
жны быть утилизированы, хранение нефтепродуктов
в открытых ямах запрещаетсяB Согласно [
1E
], объекты нефтегазовых
промыслов должны быть оборудованы системами пожарной безопасности,
которые в случае опасности должны незамедлительно оповестить рабочий
персона
лB Сами работники должны периодически проходить
противопожарные инструктажиB В случае возникновения пожарной ситуации
основной задачей работников производства является предотвращение
образования горючей среды и (или) источников зажиганияB

В зависимости от
пожаро


и взрывоопасных свойств применяемых,
производимых или хранимых веществ, все производство по степени
пожарной опасности подразделяется на пять категорий: А, Б, В, Г, ДB



Категория АB

Производство, связанное с получением, применением
или хранением: жи
дкостей, имеющих температуру вспышки
паров (28

) и ниже; паров или газов с нижним пределом
85


взрываемости 10% и менее в количествах, которые могут
образовать с воздухом взрывоопасные смеси; горючих жидкостей
при температуре нагрева их до 250
0
СB



Категория БB

Производства, связанные с применением,
получением, хранением или переработкой: жидкостей с
температурой паров от 2E
0

до 120
0
С; горючих газов, нижний
предел взрываемости которых более 10% к объему воздуха, при
применении этих газов в количествах, которые м
огут образовать
с воздухом взрывоопасные смеси; производства, в которых
выделяются горючие волокна или пыль в таком количестве, что
они могут образовать с воздухом взрывоопасные смесиB



Категория ВB

Производства, связанные с обработкой или
применением тверд
ых сгораемых веществ и материалов, а также
жидкостей с температурой вспышки паров выше 120
0
СB



Категория ГB

Производства, связанные с применением или
обработкой несгораемых веществ и материалов в горячем,
раскаленном или расплавленном состоянии и сопровождающиеся
выделением лучистой теплоты, искр и пламени, а также
производства, связанные с ожиганием твердого,
жидкого и
газообразного топливаB



Категория ДB

Производства, связанные с обработкой несгораемых
веществ и материалов в холодном состоянииB

Для тушения пожара используют следующие средства

пожаротушения: ручные пенные огнетушители типа ОП, углекислотные
огне
тушители ОУ

2, пенопроизводящие установки


пеномесителя,
воздушнопенные стволы, генераторы высококоратной пены, гидранты и
другие средстваB Первичные средства пожаротушения размещают в легко
доступных местахB Огнетушители защищают от солнечных лучей, осад
ковB



86


Электробезопасность

Нефтегазовое производство должным образом электрифицировано,
поэтому работник данной отрасли постоянно сталкивается с
электроприборами или оборудованием, находящимся под напряжениемB В
связи с этим работник должен уметь пользоват
ься такими приборами, знать
их общую конструкцию и принцип действияB При возникновении опасных
ситуаций работник, неквалифицированный в области электробезопасности,
не должен предпринимать опасных для своего здоровья действий, а обязан
сообщить о неисправн
ости главному инженеру

электрикуB Приборы и
оборудование, работающие от электричества, должны проходить
периодический осмотр, в ходе которого выносится вердикт о возможности их
дальнейшего использованияB Неисправное оборудование должно
своевременно починен
о, либо заменено на новоеB Общие требования к
электробезопасности на предприятии представлены в [
20
]B

Для предохранения рабочих от поражения электрическим током
электрооборудование УЭЦН должно быть надежно заземленоB
Сопротивление заземляющего устройства д
олжно быть не более 4 Ом в
любое время годаB все соединения выполняются сваркой согласно ПЭУB
После устройства контура заземления необходимо замерить сопротивление
и, если оно окажется больше допустимого, забить дополнительные
электродыB

На кустовых площад
ках возможно проведение огневых работ, в
частности работа болгаркой и сварочным агрегатомB
Основными
источниками пожарной опасности при сварке, осуществляемой
электрической дугой, являются: пламя дуги, искры раскаленного металла,
недоиспользованные электро
ды; электрические дуги и искры, короткие
замыкания и другие неисправности в электрооборудованииB

Пожарную опасность при сварочных работах можно снизить
правильной организацией рабочего места
[
40
]
B Основные требования
пожарной безопасности при сварочных рабо
тах следующие: сгораемые
87


предметы необходимо удалять от места ручной сварки не менее чем на 5 м;
машины для точечной, шовной, роликовой и стыковой сварки следует
устанавливать только в помещениях, где не производится пожароопасных
операцийB При этом свароч
ные машины удаляют от сгораемых предметов на
расстояние не менее 4 м; при стыковой сварке деталей сечением более 50
мм
2



не менее 6 мB При невозможности удаления сварочных машин на
указанные выше расстояния место сварки отгораживают металлическими
или асб
естовыми листамиB

Сварщики должны быть обеспечены по действующим нормам

спецодеждой, спецобувью и другими средствами индивидуальной защиты,

которыми они обязаны пользоваться при выполнении работB

Одежда и рукавицы сварщика не должны иметь следов масла,

жир
а, бензина, керосина, а также других горючих жидкостейB

Для защиты глаз и лица от действия ультрафиолетовых и

инфракрасных лучей сварщик должен пользоваться ручными или

наголовными щитками со стёклами

светофильтрамиB

Светофильтры при сварке дуговым методом

должны применяться в

зависимости от силы тока и способа сваркиB
[
40
]

5B2

Экологическая безопасность

Защита атмосферыB

По статистическим подсчетам около 75% [
35
] всех неблагоприятных
воздействий на окружающую среду от нефтегазовых промыслов приходится
на
атмосферуB Способны выделять загрязняющие вещества в атмосферу
следующие технологические объекты: буровые установки,
нефтегазопромыслы, установки подготовки нефти и газа,
нефтеперерабатывающие заводы, газокомпрессорные станции, нефтепроводы
различного уров
ня, станции хранения УВ и дрB

Основные выбрасываемые в атмосферу вредные примеси от
нефтегазовых комплексов


это кислые компоненты (оксиды углерода, серы
и азота, сероводрод), УВ и их производные и твердые частицыB
88


Производственные отходы, возникающие на
нефтегазопромыслах, подлежат
к сжиганию на факельных установках, в результате чего в атмосферу
выделяются вредные компонентыB Существенное влияние на атмосферу
среди данных компонентов оказывает формальдегид, который имеет резкий
запах и высокую токсичност
ь, и диоксид серы, выделяющийся при сжигании
угля или нефти с высоким содержанием серы

Мероприятия по охране атмосферного воздуха направлены на
обеспечение соблюдения нормативов качества воздуха рабочей зоны, и
сокращение вредных выбросов в атмосферу от вс
ех источников загрязнения

в
период работ [
25
]B

Основными мероприятиями по охране атмосферного воздуха при
эксплуатации скважин являются:



использование автотоплива без вредных присадок
(тетраэтилсвинца);



контроль токсичности и дымности отработавших газов а
втомашин,
спецтехники; дизельных установок;



использование автотранспорта с полной загрузкой, минимизация
числа поездок;



использование строительной техники и транспорта по назначениюB

Защита гидросферы
B

По статистическим оценкам порядка 20% [
35
] от всех заг
рязнений
углеводородным сырьем приходится на водные ресурсыB Кроме самих УВ в
нефтепродуктах, поступающих в различные водные источники, содержатся
соединения кислорода, серы и азота, которые оказывают негативное влияние
на водные ресурсыB

Любое загрязнение

водоемов нефтепродуктами может привести к
гибели водоплавающих птиц, некоторых видов животных, обитающих в
водоемах, загрязнению околоводной среды и дрB Поступившая нефть в воде
образует слой на поверхности, в результате чего легкие углеводороды
испаряютс
я в атмосферуB Постепенно нефть смешивается с водой и через
8E


некоторый промежуток времени сосредотачивается в водных горизонтахB
Содержание растворенных нефтепродуктов в воде не должно превышать 10
мгCлB

Мероприятия, обеспечивающие рациональное
использование и охрану
водных ресурсов от загрязнения включают:



повторное использование воды;



исключение сбросов в водные объекты и на рельеф отработанных
буровых растворов и шлама, хозбытовых и других неочищенных
стоков;



установка специальных поддонов в
местах возможных утечек и
проливов горюче

смазочных материалов, буровых, тампонажных
и других растворов;



предупреждение загрязнения поверхностных и подземных вод
поверхностно

активными веществами и химическими
реагентамиB

Защита литосферыB

По статистически
м данным около 5% [
35
] всех нефтезагрязнений
приходится на почвенную средуB Обустройство месторождений, бурения
скважин, сооружение подземных хранилищ вызывают необратимые
процессы на поверхности земли и в ее недрах, которые приводят к
существенным видоизм
енениям природных ландшафтовB

При освоении и прокладки новых дорог, соединяющих
технологические комплексы месторождений, обустройство новых
трубопроводов и другие организационные работы оказывают влияние на
поверхностный слой почвы, заставляя его разрушат
ься под колесами и
гусеницами автотранспорта, под весом колон труб и высоких буровых мачт, а
также другой строительной техники и оборудованийB

В целях рационального использования и охраны недр
предусматриваются следующие мероприятия по защите прилегающих з
емель
от поглощения поверхностного стока и загрязнения, в частности [
28
]:

E0




исключение сбросов на рельеф отработанных технологических
растворов и шлама, хозбытовых и других неочищенных стоков
(извлекаемый шлам с водой отстаивается в зумпфе (без сброса);



уста
новку специальных поддонов в местах возможных утечек и
проливов горюче

смазочных материалов, технологических и
других растворовB

По окончанию работ площадка бурения каждой скважины приводится
в естественное состояние:



ликвидируется строительный мусор,



убир
аются отходы буровых и других работ,



ликвидируются зумпфы путем глинистого тампонажа,



восстанавливается почвенно

растительный слой и выполняются
другие работы по очистке территорииB

5B3

Безопасность в чрезвычайных ситуациях

К основным чрезвычайным ситуациям (Ч
С) в условиях
нефтегазопромысла относятся ситуации природного или социального
характера, а также ситуации, связанные с взрывопожарной и пожарной
безопасностьюB

Пожалуй, главная опасность на такого рода промыслах заключается в
непредвиденном возникновении
пожаров, которые могут привести к
трагическим последствиямB Пожары могут возникнуть в результате
открытого огня, искры от электрооборудования, сильных перегревов, ударов
и трений, а также различного рода разрядов электрического токаB

Дабы не допустить пожа
рных ситуаций между отдельными объектами
нефтегазопромыслов должны выдерживаться противопожарные размеры: от
устья скважины до насосных станций и резервуаров не менее 40 м, до
газокомпрессорной станци


60 м, до общественных зданий


500 мB

Нефтегазовые пр
омыслы на сегодняшний день высоко оснащены
различными электрооборудованиями, которые хоть и предназначены для не
E1


самых неблагоприятных условий, однако все равно требуют отдельного
внимания со стороны служб электробезопасностиB Все приборы и
оборудования до
лжны быть исправны, допуск к их использованию должны
иметь только лишь специально обученные люди и персонал, прошедший
необходимый производственный инструктажB

Технологические участки производства по взрывоопасности относятся
к классу
B

1Г и
B

1 по ПУЭ

85,

по характеру пожарной опасности


к
категории 1 и 2

АB Все установки, согласно [
26
], на производственных
участках должны быть оборудованы противопожарными системами и
противопожарной автоматикойB

Любое проявление открытого огня или возгорания необходимо
незамедлительно ликвидировать с помощью первичного инвентаря
пожаротушения или струей воды, инертного газа, либо изоляцией от воздуха
и тBдB

При выбросе нефти или газа со скважины, авариях на трубопроводах
и при выполнении технологических операций, может в
озникнуть газоопасная
ситуация, которая характеризуется наличием сероводорода в рабочей зоне
концентрацией, превышающей 3 мгCм
3
, либо получением извещения об
аварииB

Ответственный за пожарную безопасность на случай газовой
опасности должен разработать пла
н мероприятий, которые в случае
необходимости обеспечат безопасность рабочего персоналаB План должен
включать в себя стратегию эвакуации рабочих и пункт сбора, систему
оповещений и радио


и телефонной связиB Предупреждение ЧС


не менее
важный пункт, чем и
х ликвидацияB К мерам предупреждения ЧС относятся:



повышение надежности технологического оборудования;



совершенствование рабочих процессов;



своевременное обновление используемых материалов, агрегатов
и установок;



применение высококачественного сырья и мате
риалов;

E2




участие в работах высококвалифицированного персоналаB

Согласно [
30
] основными мероприятиями при возникновении
чрезвычайных ситуаций являются:



укрытие рабочего персонала в специальные помещения,
предназначенные для защиты в случае таких ситуаций;



э
вакуация рабочих из зон ЧС;



использование СИЗ в случае необходимости;



оказание медицинской помощи пострадавшим;



организация аварийно

спасательных работ в зонах ЧСB

5B4

Правовые и организационные вопросы

В организациях, осуществляющих производственную деятельно
сть,
должны быть созданы службы охраны труда или вводиться должность
специалиста по охране труда в порядкеB

Работодатели обязаны обеспечить обязательное социальное
страхование работников от несчастных случаев на производстве и
профессиональных заболеваний
B

В процессе производственной деятельности работодатель обязан
обеспечить выполнение установленных законодательством условий
безопасности, в том числе:



безопасность работников при эксплуатации зданий, сооружений,
оборудования, осуществлении технологических

процессов, а
также применяемых в производстве инструментов, сырья и
материалов;



применение средств индивидуальной и коллективной защиты
работников;



приобретение и выдачу специальной одежды, специальной обуви,
других средств индивидуальной защиты;



рабочая
смена оператора добычи не должна превышать 12 часов,



обучение безопасным методам и приемам выполнения работ;

E3




недопущение работников моложе 18 лет к работам на опасных
производственных объектах, а также работников, не прошедших
обязательные медицинские обсл
едования или имеющих
медицинские противопоказанияB

Порядком определяются следующие виды инструктажа работников:
вводный, первичный инструктаж на рабочем месте, повторный,
внеплановый, целевойB

Предприятие обязано предоставлять льготы для работников,
работа
ющих в районах Крайнего Севера и в приравненных к ним местностях
[
3E
]:



выплачивается надбавка к месячному заработку, размер которой
возрастает с увеличением стажа непрерывной работы в районах
Крайнего Севера и приравненных к ним местностях;



п
редоставляются

дополнительные отпуска сверх установленных
ежегодных отпусков; в районах Крайнего Севера


продолжительностью 18 рабочих дней;



разрешается полное или частичное соединение отпусков не более
чем за три года;



в случае временной утраты трудоспособности
предприятие,
учреждение, организация доплачивают разницу между размером
пособия по социальному страхованию и фактическим
заработкомB

5B5

Организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны

В данном пункте будут приведены основные требования к
компоновке ку
стовых площадок, на которых осуществляется
рассматриваемый вид работB Практически на всех нефтяных месторождениях
бурение ведется кустовым способом, тBеB забои скважин располагают
согласно проектной сетке от 250 метров и более друг от друга, а устья
скважи
н располагают в одну линию на расстоянии 5 метров между
E4


скважинамиB На кустах с большим количеством скважин целесообразно
формировать группы по пять скважин и между группами делать разрыв в 15
метровB В разных проектах может быть другое расположение устьев

скважинB

После оформления горного отвода в целом на нефтяное или газовое
месторождение, оформляется временный и постоянный земельный отвод для
будущего куста скважинB Согласно нормативам для разведочных скважин
земля отводится только во временное пользова
ние размером от 1,7 до 2,5 га в
зависимости от бурового станка для нефтяных и 3,5 га для газовых скважинB

Для эксплуатационных скважин земля отводится в постоянное и во
временное пользованиеB Во временное пользование земля отводится на время
бурения скважи
нB На кустовых площадках земля отводится для первой
скважины во временное (постоянное) пользование площадью от 1,6 (0,36) га
до 2,1 (0,36), на каждую последующую скважину добавляется 0,5 (0,1) гаB В
условиях нормального грунта, после геодезической разбивки

площадки
куста, бульдозерами снимается растительный слой почвы и укладывается в
гуртыB Вся площадка куста отсыпается песчано

гравийной смесьюB

К каждой будущей нефтяной скважине в вырытой траншее
прокладывается нефтепровод расчетного диаметра, а к нагнета
тельной
скважине прокладывается водоводB Водовод заглубляется, согласно проекту,
ниже уровня промерзания грунтаB

К кусту строится линия электропередач, как правило, 6 кВB На
площадке в 25 метрах от ближайшей скважины монтируется
трансформаторный пункт, от
которого к каждой скважине прокладывается
кабельB В зависимости от проекта и способа эксплуатации скважины, кабели
могут укладываться в траншею, на стойки или сооружается специальная
эстакада

На таком же расстоянии от ближайшей скважины заглубляется
канали
зационная емкость, к которой от скважин в траншеях укладываются
трубы для аварийного слива нефти или слива жидкости при ремонте
скважинB При фонтанной, газлифтной добыче нефти и на скважинах
E5


оборудованных электроцентробежными насосами вокруг устья скважины

укладываются железобетонные плиты с бордюрным выступомB На месте
установки подъемника для ремонта скважин заглубляются бетонные блокиB
Там, где не пользуются передвижными мостками для укладки насосно

компрессорных труб, монтируются стационарные мостки

В з
ависимости от количества скважин на кусте для замера дебитов
каждой скважины монтируют автоматизированные групповые установки
(АГЗУ)B К АГЗУ могут быть п
одключены от 8 до 16 скважин [42
]B



E6


Заключение


Опыт освоения и эксплуатации скважин показал, что для

добычи
метана из угольных пластов необходима разносторонняя линейка
скважинного насосного оборудования, которое будет использоваться на
разных этапах добычи:

На первом этапе освоения целесообразно использовать

штанговые
винтовые насосы, тBкB они:



устойчивы к повышенному содержанию механических примесейB



возможно устранение причин заклинивания на месте, без
привлечения сервисной организацииB

Межремонтный период насосного

оборудования


350

355 сутокB

На сегодняшний день парк оборудования (винтовых

пар) представлен
насосами с высокой производительностью (56 м
3
Cсут


115 м
3
Cсут)B

Исходя, из опыта освоения скважин месторождения Т наиболее
востребованными на текущий момент являются

винтовые насосные пары с
номинальной подачей

3 м
3
Cсут (тBкB производите
льность скважин по
пластовой жидкости

изменяется в диапазоне от

0,2 м
3

до 4 м
3
)B

На втором этапе освоения

целесообразно использовать
электроцентробежные насосные установки


при установившемся режиме
эксплуатации,

если позволяют водопритоки (тBкB в настоя
щее время
выпускают ЭЦН

с производительностью от 15 м3CсутB):



центробежные насосы имеют высокий межремонтный период на
метаноугольных скважинах, эксплуатирующихся на
установившемся режиме работы (УВНН5

7E

800


1325 сутB)B
Межремонтный период составляет 73
5

740 сутокB



E7


Список используемых источников

1B

Дроздов АBНB Применение установок погружных гидроструйных
насосов для эксплуатации осложненных скважинCC Нефтегазовая
вертикальB

200EB №12

СB71

73B

2B

Дроздов АBНB Механизированная эксплуатация скважин
углеметано
вых месторождений: состояние и перспективыCC Газовая
промышленностьB

200EB№3

СB60

64B

3B

Ивановский ВBНB, Дарищев ВBИB, Каштанов ВBСB и дрB Учебное
пособие для ВУЗов «Оборудование для добычи нефти и газа»B МB:
Нефть и газ, 2002B Часть HB

4B

Ивановский ВBНB, Дари
щев ВBИB, Каштанов ВBСB и дрB Учебное
пособие для ВУЗов «Оборудование для добычи нефти и газа»B МB:
Нефть и газ, 2003B Часть HHB

5B

Хрюкин

ВBТB, Сторонский

НBМ, Васильев АBНB, Кирильченко АBВB,
Швачко ЕBВB, Малинина НBСB, Митронов ДBВB «Типизация
метаноугольных месторождений (на примере Кузбасса) с оценкой
возможности применения различных технологий интенсификации
газоотдачи угольных пластов»,

Наука и техника в газовой
промышленности, 200E, № 3, сB 20

33B


6B

Ершов МBСB, АBДB ЯризовB Электрооборудован
ие

и станции
управления технологических установок механизированной добычи
нефтиB Москва: Недра 2008 гB

7B

Руководство по эксплуатации УЭЦН РЭ ООО «БОРЕЦ», 2004гB

8B

Руководство по эксплуатацииB Система погружной телеметрии
ТМСП

3B гB Радужный, Владимирская облас
тьB

EB

Руководство по эксплуатацииB Система погружной телеметрии
ТМСП

8B

10B

Паспорта глубинно

насосного оборудования ОАО «Новомет

Пермь»B

11B

ПаспортB Руководство по эксплуатацииB Устройство якорное ЗУ

122B

E8


12B

Технические условия 3665

001

12058648

2008 ТУB Насосы
скваж
инные штанговые, опоры замковые и дополнительное
оборудование к нимB ЗАО "ЭЛКАМ

нефтемаш"B

Пермь 2008 гB

13B

Интернет ресурсы OPPp:CCkuznePsk

dobycOMBgMzpromBruCB

14B

ГОСТ 12B1B005

88 « Система стандартов безопасности трудаBОбщие
санитарно

гигиенические требования

к воздуху рабочей зоны»

15B

ВСН34

82 «Отраслевые нормы пректирования искусственного
освещения предприятий нефтяной промышленности»

16B

ГОСТ 12B4B011

8E

«Система стандартов безопасности трудаB Средства
защиты работающихB Общие требования и классификация»

17B

ГОСТ 12B2
B062

81 «Система стандартов безопасности трудаB
Оборудование производственноеB Ограждения защитные»

18B

ГОСТ Р 52630

2012 «Сосуды и аппараты стальные сварныеB Общие
технические условия»

1EB

ГОСТ 12B1B004

E1 «Система стандартов безопасности трудаB
Пожарная безопасн
остьB Общие требования»

20B

ГОСТ Р 12B1B01E

200E «Система стандартов безопасности трудаB
ЭлектробезопасностьB Общие требования и номенклатура видов
защиты»

21B

ГН 2B2B5B686

E8 «Предельно допустимые концентрации вредных
веществ в воздухе рабочей зоныB Гигиеническ
ие нормативы»

22B

СанПиН 4630

88 «Санитарные правила и нормы охраны
поверхностных вод от загрязнения»

23B

ГН 2B1B7B2041

06 «Предельно допустимые концентрации химических
веществ в почве»

24B

СНиП 11

01

E5 «Инструкция о порядке разработки, согласования,
утверждения и с
оставе проектной документации на строительство
предприятий, зданий и сооружений»

25B

ГОСТ 17B5B3B04

83 «Охрана природыB ЗемлиB Общие требования к
рекультивации земель»

EE


26B

НПБ 88

2001 «Установки пожаротушения и сигнализацииB Нормы и
правила проектирования»

27B

ГОСТ Р
22B3B03

E4 «Безопасность в чрезвычайных ситуацияхB Защита
населенияB Основные положения»

28B

ГОСТ 12B2B04E

80 «Система стандартов безопасности трудаB
Оборудование производственноеB Общие эргономические
требования»

2EB

ГОСТ Р ИСО 6385

2007 «ЭргономикаB Применение э
ргономических
принципов при проектировании производственных систем»

30B

СанПиН 2B2B4B548

E6 «Гигиенические требования к микроклимату на
открытой территории»

31B

ГОСТ 24346

80 ГОСТ 24346

80 «ВибрацияB Термины и определения

32B

ГОСТ 12B01B003

83 ГОСТ 12B1B003

83 ССБТB «
ШумB Общие
требования безопасности»

33B

СанПиН 3B2B3215

14 «Профилактика паразитарных болезней на
территории Российской Федерации»

34B

ГОСТ 30775

2001 «Обращение с отходамиB Классификация»

35B

Калыгин ВBГB Промышленная экологияB Курс лекцийB


МB: Изд

во
МНЭПУ МХТИ им
B ДBИB Менделеева


2000B


240 сB

36B

Зайцев ВBАB Промышленная экологияB МB: МХТИ имB ДBИB
Менделеева


2000B


140 сB

37B

Методические указания по выполнению и оформлению выпускных
квалификационных работ для студентов всех форм обучения по
специальности 280202


Инженерная защита окружающей среды C
СостB: ЮBПB Ясьян, ЛBИB Калашникова, ТBПB Косулина, АBГB
Колесников; КубB госB технолB ун

тB Кафедра технологии нефти и
экологииB


Краснодар: ИздB КубГТУ, 2005B


55 сB

38B

Бартов НBКB Пожарная безопасностьB


МB: Энергия
, 1E83B


254 сB

3EB

ТК РФ,

Статья 251B «Особенности регулирования труда»

100


40B

РД 13B220B00

КТН

575

06 «Пожарная безопасность при ремонтных и
огневых работах»

41B

СН 2B2B4 «Производственная вибрация»

42B

Гребнев ВBДB, Мартюшев ДBАB, Хижняк ГBПB Строительство
нефтегазопромысловых объектовB


622B276 издB


Пермь: издательство
Перм
c
кого национального исследовательского университета, 2012B



















10
1


Приложение А
B

Этапы освоения скважин


1 Этап

2 Этап


1B

Отбор из пласта несвязанных
продуктов ГРП, снижение
негативного воздействия
мехпримесейB

2B

Определение потенциальных
дебитов пластовой жидкости и
газаB

3B

Очистка забоя

4B

Спуск глубинно

насосного
оборудования на проектную

глубину


Параметры откачиваемой жидкости:

1B

Минерализация:



Талдинская площадь от 600
мгCл до 4000 мгCл;

2B

Содержание мехпримесей:



Талдинская площадь до 57 мгCл




Вывод скважины на режим
путем осушения продуктивных
пластов


102



Приложение
B
B Расчет средней наработки УШВН на отказ

Расчет средней наработки УШВН на отказ за скользящий 2013 год

Наименование
показателей

янвB13

февB13

марB13

апрB13

майB13

июнB1
3

июлB1
3

авгB13

сенB13

октB1
3

нояB13

декB13

количество отказов за
месяц

1

1

0

0

0

1

3

2

2

0

1

0

отработанное время за
месяц

3EE

348

3EE

442

548

53E

557

525

4E8

518

522

558

наработка текущая за
месяц

3EE

348







53E

186

263

24E



522



количество отказов за
скользящий год

1

2

2

2

2

3

6

8

10

10

11

11

отработанное время за
скользящий год

3EE

747

1146

1588

2136

2675

3232

3757

4255

4773

52E5

5853

наработка за
скользящий год

3EE,0

373,5

573,0

7E4,0

1068,0

8E1,7

538,7

46E,6

425,5

477,3

481,4

532,1

Расчет средней наработки УШВН на отказ за скользящий
2014

год

Наименование
показателей

янвB14

февB14

марB14

апрB14

майB14

июнB1
4

июлB14

авгB14

сенB14

октB1
4

нояB1
4

декB14

количество отказов за
месяц

1

0

0

1

0

1

0

0

0

2

1


0

отработанное время за
месяц

540

538

5E4

575

641

575

547

542

513

4E5

522


643

наработка текущая за
месяц

540





575



575







248

522



количество отказов за
ск
ользящий
год

11

10

10

11

11

11

8

6

4

6

6

6

отработанное время за
скользящий
год

5EE4

6184

637E

6512

6605

6641

6631

6648

6663

6640

6640

6
7
2
5

наработка за
скользящий
год

544,E

618,4

637,E

5E2,0

600,5

603,7

828,E

1108,0

1665,8

1106,7

1106,7

1
120
,
8

103


Приложение СB Расчет средней наработки УЭЦН на отказ

Расч
ет средней наработки УЭЦ
Н на отказ за скользящий 2013 год

Наименование
показателей

янвB13

февB13

марB13

апрB13

майB13

июнB13

июлB13

авгB13

сенB13

октB13

нояB13

декB13

количество отказов за
месяц

0

0

0

0

0

1

1

0

0

1

1

0

отработанное время за
месяц

155

140

155

150

155

144

150

120

120

120

118

120

наработка текущая за
месяц











144

150



120

118



количество отказов за
скользящий год

0

0

0

0

0

1

2

2

2

3

4

4

отработанное время за
скользящий год

155

2E5

450

600

755

8EE

104E

116E

128E

140E

1527

1647

наработка за
скользящий год











8EE,0

524,5

584,5

644,5

46E,7

381,8

411,8

Расчет средней наработки УЭЦН

на отказ за скользя
щий 2014

год

Наименование
показателей

янвB14

февB14

марB14

апрB14

майB14

июнB14

июлB14

авгB14

сенB14

октB14

нояB14

декB14

количество отказов за
месяц

1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0


отработанное время за
месяц

154

112

150

150

13E

120

124

124

120

124

120


124

наработка текущая
замесяц

154























количество отказов за
скользящий год

5

5

5

5

5

4

3

3

3

2

1

1

отработанное время за
скользящий год

1646

1618

1613

1613

15E7

1573

1547

1551

1551

1555

1557

1
561

наработка за
скользящий
год

32E,2

323,6

322,6

322,6

31E,4

3E3,3

515,7

517,0

517,0

777,5

1557,0

1
561
,0


104


Приложение
D
B
Наработка на отказ за скользящий год по электроцентробежным и винтовым установкам


1
1
0
0
0
1
3
2
2
0
1
0
1
0
0
1
0
1
0
0
0
2
1
0B0
200B0
400B0
600B0
800B0
1000B0
1200B0
1400B0
1600B0
1800B0
JMnC13
MMrC13
MMyC13
JulC13
SepC13
NovC13
JMnC14
MMrC14
MMyC14
JulC14
SepC14
NovC14
Наработка УШВН по фонду скважин
на Талдинском месторождение
наработка за скBгод
количество отказов за месяц
LineMr (
наработка за скBгод)
105






0
0
0
0
0
1
1
0
0
1
1
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0B0
200B0
400B0
600B0
800B0
1000B0
1200B0
1400B0
1600B0
1800B0
JMn13
MMr13
MMy13
Jul13
Sep13
Nov13
JMn14
MMr14
MMy14
Jul14
Sep14
Nov14
Наработка на отказ УЭЦН по фонду скважин
на Талдинском месторождение
наработка за скBгод
количество отказов за месяц
LineMr (
наработка за скBгод)

Приложенные файлы

  • pdf 83710206
    Размер файла: 3 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий