МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений»
ОТЧЁТ ПО ПЕРВОЙ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ
Уфа 2013 г.
Содержание
Введение3
1. Допуск к работам
2. Требования безопасности
3. Ответственность работников
4. Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН
. Извлечение упавшей установки ЭЦН
. Работа с автонаматывателем кабеля
. Очистка скважин от посторонних предметов
. Передвижение и расстановка оборудования
. Действия в аварийных ситуациях
10. Краткая геолого-физическая характеристика Северо-Сергеевского месторождения
11. Анализ причин ремонтов УЭЦН, не отработавших гарантийный срок
12. Назначение и типы ловильных головок ЭЦН
. Виды и причины износа
Список использованной литературы
Введение
В стволе скважин, эксплуатируемых погружными электроцентробежными насосами, находятся погружной электродвигатель, многоступенчатый насос, обратный клапан и при необходимости - газосепаратор.
В зависимости от поперечного размера погружного электроцентробежного насосного агрегата эти установки подразделяют на группы 5, 5А и 6 (поперечный размер насоса 112, 124 и 137…140,5 мм соответственно). Их устанавливают в трубах диаметром 121,7; 130 и 144,3…148,3мм.
Марка погружного электроцентробежного насоса содержит всю основную информацию о нем. Например, условное обозначение ЭЦНМ5-125-1200 означает: Э - привод от погружного электродвигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м3/сут.; 1200 - напор, м (округленно). Для насосов корззионностойкого исполнения перед цифрой 5 добавляется буква «К».
При откачке электроцентробежными насосами пластовой жидкости, содержащей свободный газ, происходит падение их напора, подачи и кпд, а возможен и полный срыв работы наоса. Поэтому, если содержание свободного газа в жидкости на входе в насос превышает 25% по объему, то перед насосом устанавливают газосепаратор.
Конструктивно газосепаратор представляет собой корпус, в котором на валу, соединенном с валом насоса, вращаются шнек, рабочие колеса и камера сепаратора. Газожидкостная смесь заканчивается с помощью шнека и рабочих колес в камеру сепаратора, где под действием центробежных сил жидкость, как более тяжелая, отбрасывается к периферии, а газ остается в центре. Затем газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство, а жидкость - поступает по пазам переводника на прием насоса.
Применение газосепараторов позволяет откачивать центробежными насосами жидкости с содержанием свободного газа до 55%.
1. Допуск к работам
Текущий ремонт скважин оборудованных УЭЦН производится по наряд - заданию персоналом, обученным в установленном порядке, проинструктированным, имеющим удостоверение на право проведения работ.
Наряд-задание на текущий ремонт скважин оборудованных УЭЦН разрабатываются технологической службой цеха согласно акта-заказа цехов добычи. В наряде указывается категория скважины по давлению и сероводороду (1,2,3)
К первой категории относятся скважины, в которых имеется газовый фактор равный 200 м3/т и выше, пластовое давление выше гидростатического на 15% и более. Скважины, в которых содержится сероводород выше ПДК в воздухе рабочей зоны (3 мг/м3). Ко второй скважины, в которых пластовое давление не превышает гидростатического более чем на 15% и газовый фактор менее 200 м3/т. К третьей относятся скважины пластовое давление, в которых равно гидростатическому или ниже его, сероводород отсутствует.
Наряд-задания на 1 и 2 категории опасности согласовываются с местным представителем военизированного отряда по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых фонтанов.
В наряд-задании необходимо предусмотреть все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и защиту окружающей среды.
Работы по ремонту скважин оборудованных УЭЦН первой категории опасности начинаются только при наличии письменного разрешения местного представителя военизированного отряда. В случае его отсутствия, разрешение на выполнение работ выдает руководство цеха после выполнения мероприятий, обеспечивающих безопасность работ на скважине и устного согласования с районным инженером БВО.
2. Требования безопасности
Работники бригады должны работать в спецодежде, предусмотренными типовыми отраслевыми нормами: костюм мужской для защиты от нефти и нефтепродуктов, сапоги нефтезащитные, рукавицы специальные резинотканевые нефтеморозостойкие, костюм специальный от пониженных температур, валенки, галоши нефтеморозостойкие. Дополнительно: защитные очки, предохранительный пояс, противогаз фильтрующий, каска защитная с подшлемником. Спецодежду нужно носить в застегнутом виде. Машинисты и операторы ПРС должны проходить медицинский осмотр не реже 1 раза в два года. Работники бригады должны знать правила и приемы оказания первой помощи при несчастных случаях. При несчастных случаях они должны немедленно оказать помощь пострадавшему, вызвать скорую медицинскую помощь и сообщить руководству управления.
. Ответственность работников
Рабочие несут ответственность, а установленном порядке за нарушение требований инструкций, относящихся к их рабочему месту или выполняемой работе.
Перед переездом на новую скважину мастер бригады проводит следующие работы:
проверку трассы передвижения;
определение опасных зон движения по намеченной трассе;
при необходимости принятие мер по очистке трассы от снега и неровностей;
назначение ответственного лица за передвижение агрегата по намеченной трассе.
Запрещается транспортировка оборудования при скорости ветра более 30 м/с. Во время грозы, сильных снегопадов, тумане при видимости менее 50 м.
Перед движением от скважины к скважине, водитель агрегата должен быть ознакомлен с картой дорог, на которой должны быть отмечены особо опасные участки дороги, овраги, электролинии, линии телеконтроля, трубопроводы, крутые подъёмы и спуски, слабый грунт, косогор и др.
. Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН
В состав вахты, выполняющей работы по подземному ремонту или спуску погружного электроцентробежного насоса, может вводиться дополнительно еще один рабочий, управляющей кабеленаматывателем. Для выполнения операций, связанных с обслуживанием агрегата перед его спуском в скважину, привлекают дополнительный специально обученный персонал.
Перед спуском погружного агрегата в скважину проверяют состояние эксплуатационной колонны на глубине, превышающей глубину спуска агрегата не менее чем на 100 м, шаблоном длиной не менее 10 м и диаметром, превышающим на 4 мм максимальный диаметральный габарит погружного агрегата.
Перед спуском в скважину погружной агрегат собирают на устье - соединяют двигатель с гидрозащитой и насосом. Для этого на компенсатор надевают монтажный хомут, поднимают с мостков и спускают в скважину до посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны, после чего снимают защитную крышку вала. Надевают хомут на двигатель, поднимают его над устьем и, сняв защитную крышку, соединяют с компенсатором. Затем вывинчивают пробку на три - четыре оборота, открывают перепускной клапан двигателя и ввинчивают пробку обратно.
Приподняв собранные узлы, снимают монтажный хомут с компенсатора и плавно сажают монтажный хомут двигателя на фланец эксплуатационной колонны.
Сняв крышку с кабельного ввода двигателя, промывают контакты обезвоженным трансформаторным маслом и проверяют сопротивление изоляции двигателя и кабеля.
Для заполнения двигателя маслом ввинчивают штуцер маслонасоса и закачивают масло до перелива его через отверстие кабельного ввода. Соединив муфту кабеля с колодкой токоотвода, устанавливают крышку, открывают перепускной клапан и испытывают герметичность кабельного ввода и соединения двигателя с компенсатором опрессовкой давлением 0,1 МПа в течении 5 минут. После опрессовки с двигателя снимают верхнюю крышку, проверяют с помощью шлицевого ключа легкость вращения вала двигателя.
На протектор надевают монтажный хомут, поднимают его над устьем скважины и после проверки легкости вращения соединяют валы шлицевой муфтой и корпус двигателя и протектора.
Через клапан в головке двигателя закачивают трансформаторное масло до появления его в отверстии под пробкой, ввинчивают в отверстие манометр и опрессовываот фланцевое соединение протектора с двигателем. После опрессовки давление снижают, манометр вывинчивают, а верхнюю крышку протектора снимают.
Насос поднимают над устьем скважины, снимают защитную крышку и, проверив легкость вращения валов насоса и протектора, соединяют их валы шлицевой муфтой и затем их фланцы. После этого собранный агрегат приподнимают, вывинтив пробку из компенсатора, открывают перепускной клапан и ввинчивают пробку.
Для определения правильности присоединения кабеля к двигателю кратковременно включают его и маркируют жилы верхнего конца кабеля.
Далее погружной агрегат соединяют с трубой, над которой монтируют спускной клапан, и приступают к спуску колонны НКТ одновременно с кабелем.
Технология спуска колонны труб аналогична технологии при обычном подземном ремонте, но при этом параллельно спускают кабель и крепят к колонне с помощью металлических хомутов с пряжкой.
Процесс спуска одной трубы состоит из следующих операций:
подачи штропов к элеватору, установленному на трубе, лежащей на мостках;
подъема трубы с мостков;
подачи очередной трубы в муфту колонны;
свинчивания резьбового соединения;
снятия элеватора с колонны труб и крепления кабеля клямсами;
спуска колонны труб в скважину и посадки загруженного элеватора.
Рассмотрим более подробно две последние операции, отличающиеся от описанных ранее.
После посадки колонны труб на элеватор оператор выключает кабеленаматыватель, помощник, во время спуска колонны очищавший и смазывавший резьбу очередной трубы, лежащей на мостках, зацепляет кабель на крючок. Вместе с помощником оператор вынимает предохранительные шпильки из отверстий и выводит штропы из проушин.
На этом цикл спуска всей колонны НКТ вместе с кабелем выполняют заключительные работы:
навинчивают пьедестал на колонну труб;
сажают пьедестал на фланец эксплуатационной колонны;
набивают сальник, крепят пьедестал и снимают подъемный патрубок;
устанавливают арматуру устья и проверяют состояние задвижек;
подключают ЭЦН к блоку управления, опускают его и ожидают подачу насоса.
Извлекают агрегат из скважины в обратном порядке. Прежде чем приступить к работам, отключают установку, отсоединяют кабель.
Поднимают агрегат со скоростью не более 0,25 м/с. По мере подъема колонны кабель освобождается от хомутов и равномерно навивается на верхнюю часть барабана. При этом не допускается касание кабелем земли, резкие перегибы и удары металлическими предметами по броне.
Извлекают из скважины погружной агрегат с помощью монтажных хомутов - сначала насос, потом протектор, двигатель, компенсатор. После разборки фланцевых соединений отдельных узлов их закрывают транспортными крышками.
В процессе эксплуатации скважины, оборудованной ЭЦН, текущие ремонты, связанные с чисткой и промывкой песчаных пробок, удалением отложений парафина и солей, проводят, как на обычных скважинах.
К специфическим относятся аварийно-ремонтные работы, которые приходится выполнять при падении на забой скважины погружной установки с кабелем в результате нарушения резьбового соединения труб. При этом оборванный конец кабеля может располагаться различным образом относительно разрушенного резьбового соединения или трубы и, как правило, усложнять ловильные работы.
В процессе подъема погружного агрегата может произойти его заклинивание, обусловленное изменением толщины стенки эксплуатационной колонны или попаданием в скважину посторонних предметов. Наконец, в результате нарушения правил работы с инструментами кабель может разрушиться у устья.
Монтировать и демонтировать наземное электрооборудование погружных электроцентробежных и винтовых насосов, осматривать, ремонтировать и налаживать его должен электротехнический персонал. Операторам, мастерам разрешается только пуск или остановка.
Запрещается подвешивать кабельный ролик на пеньковой веревке - он должен быть укреплен с помощью хомута. Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании электродвигателя погружного агрегата на устье скважины.
Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Запрещается транспортировка кабеля без барабана.
. Извлечение упавшей установки ЭЦН
Причиной падения на забой УЭЦН в процессе работы является обрыв насосно-компрессорных труб в одном из резьбовых соединений в результате их неудовлетворительной выбраковки. При этом возможны следующие варианты соотношений длин оборванных труб и кабеля:
обрыв насосно-компрессорных труб в верхней части при обрыве кабеля в нижней части;
обрыв насосно-компрессорных труб в верхней части при обрыве кабеля выше места обрыва колонны;
обрыв насосно-компрессорных труб в нижней части с обрывом кабеля в верхней част и падение его на трубы с образованием сальника;
обрыв насосно-компрессорных труб в нижней части при обрыве кабеля с образованием сальника в нижней части колонны при этом хомуты, крепившие оторванный кабель к колонне, отрываются в эксплуатационной колонне.
Как и во всех остальных случаях, работу по извлечению оборудования начинают с определения точного положения места обрыва и расположения верхнего конца труб относительно устья скважины.
При аварии с расположением насосно-компрессорных труб и кабеля по первому варианту в скважину спускают на бурильных трубах наружную труболовку, которую сажают на верхний конец извлекаемых труб.
Поднимают колонну на поверхность до появления кабеля медленно без рывков во избежание образования сальников из кабеля при прохождении им стыков эксплуатационной колонны. После появления кабеля его наматывают на барабан, и процесс подъема идет так же, как при обычном подъеме ЭЦН. Особое место внимание при этом следует уделять контролю за показаниями индикатора веса: увеличение нагрузки свидетельствует о заклинивании хомутов, упавших на насос.