При аварии с расположением кабеля по второму варианту сначала пытаются с помощью крюка поднять его. Если это не удалось, то в скважину опускают фрезу и срезают кабель до муфты, после чего проводят работы по описанной выше технологии.
Наиболее трудоемки и сложными являются два оставшихся случая. Для их устранения необходимо сначала ликвидировать сальники из кабеля, для чего используют пауки с внутренними зубьями или удочки. Её спускают на колонне бурильных труб вместе с воронкой, центрирующей ее, и после посадки на сальник захватывает петли кабеля и поднимает его наверх.
При образовании сальника ниже места разрушения труб спускают труболовку, отвинчивают трубы, находящиеся выше или рядом с сальником, и поднимают их на поверхность. После этого работы ведут так же, как в предыдущем случае.
При заклинивании агрегата в процессе подъема колонны в результате попадания в зазор между ним и эксплуатационной колонной посторонних предметов колонну расхаживают в сочетании с обратной промывкой
. Работа с автонаматывателем кабеля
До начала работ каждой сменой проверяется наличие и исправность инструмента и оборудования с отметкой в журнале ежедневной проверки основных элементов оборудования.
Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а так же при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном, длиной не менее 10м, диаметром, согласно таблице 1.
Таблица 1 Подбор шаблона по габариту УЭЦН
Тип группы УЭЦНМаксимальный диаметр габарит погружного агрегата, ммДиаметр шаблона, ммЭЦН-5117120ЭЦН-5А117124
Расстояние между кольцами шаблона должно быть не более 1,5 м. Монтировать и демонтировать наземное электрооборудование погружных электроцентробежных насосов, осматривать, ремонтировать и налаживать его должен электротехнический персонал, в составе двух человек, квалификационная группа которых по электробезопасности должна быть не менее 3.
Разгрузка и погрузка барабана с кабелем осуществляется, после снятия напряжения с автонаматывателя, с помощью автокрана или гидроманипулятора.
Зацепка и перемещение барабана должна производиться так, чтобы исключились перекосы и заедания отдельных его деталей и обеспечивалось устойчивое его положение.
При установке барабана на ролик подправлять его руками запрещается. При ремонте скважин барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы барабан, кабельный ролик и устье скважины находились в одной вертикальной плоскости, что проверяется путем пробного пропускания кабеля через ролик в обе стороны.
Автонаматыватель следует устанавливать так, чтобы барабан с кабелем был в зоне видимости с рабочей площадки на расстоянии 15-20м от устья скважины. В ночное время барабан должен быть освещен не менее 15 люкс. Радиус изгиба кабеля должен быть не менее 440мм.
Кабельный ролик крепится к элементам мачты на специальном кронштейне с помощью хомута или специальной канатной подвески. Не допускается применение случайных канатов.
Клиномерная и цепная передачи, муфта сцепления должны иметь прочные сплошные ограждения.
Кабель, пропущенный через ролик, не должен касаться элементов конструкции подъемного агрегата и земли.
Электродвигатель, блок управления и корпус автонаматывателя должны быть заземлены. Исполнение электрооборудования должно быть взрывозащищенным. Перед пуском автонаматыватель необходимо проверить отсутствие на нем посторонних предметов.
При спуске-подъеме УЭЦН, члены вахты обязаны действовать согласно требований инструктивных карт передовых и безопасных приемов работы при текущем ремонте скважин.
При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подвешенная в скважине колонна не проворачивалась. В противном случае кабель, закрученный вокруг труб при спуске может получить механическое повреждение.
В процессе спуска УЭЦН необходимо периодически (через каждые 200м) замерять сопротивление изоляции двигателя с кабелем с записью в вахтовом журнале и следить за его изменениями. При резком снижении сопротивления изоляции спуск ЭЦН прекратить. Минимально допустимое сопротивление изоляции всей установки после спуска агрегата в скважину - 15 Мом.
Спуско-подъемные операции с УЭЦН должны проводиться при отключенной станции управления и выполнении мероприятий, обеспечивающих безопасные условия работ персоналу.
Скорость спуска-подъема ЭЦН в скважину не должна превышать 0,25 м/сек, а в интервале кривизны ствола - 0,1 м/сек. Кабель идущий в скважину, должен сгибать с верхней части барабана. Намотка, размотка, укладка кабеля рядами на барабан должны быть механизированы.
Ремонт и наладку автонаматывателя необходимо производить после отключения рубильника и вывешивания плаката «не включать - работают люди». Ремонтные работы в блоке управления автонаматывателем разрешается производить только электромонтеру.
Запрещается спускать УЭЦН в скважину, если автонаматыватель не работает в автоматическом режиме.
Во время работы категорически запрещается:
устанавливать автонаматыватель на проезжую часть дороги;
ремонт, чистка и смазка движущихся частей автонаматывателя ;
тормозить барабан при помощи рычагов и руками;
направлять, сбрасывать, ослаблять ременную или цепную передачи;
устанавливать барабан с кабелем на автонаматыватель вручную;
работать без заземления автонаматывателя;
проводить во время СПО кабеля какие-либо работы на кабеле.
При атмосферных осадках производить сборку установки ЭЦН категорически запрещается, в следствии проникновения влаги в установку. Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании электродвигателя ЭЦН.
7. Очистка скважин от посторонних предметов
Посторонние предметы в скважине - это желонки, скважинные насосы,
Различный инструмент (ключи, кувалды, звенья цепных ключей, сломанные сухари и плашки и т.п.). Извлечение этих предметов обычно затруднено тем, что точно неизвестно, какими именно предметами забит ствол скважины и в каком порядке они располагаются.
Перед очисткой в скважину спускают печать, обследуя которую после подъема на поверхность, определяют форму и размеры предметов. Пробку, состоящую из мелких предметов, поднимают с помощью пауков или промывкой, предварительно раздробив их долотами или фрезерами.
Если скважина имеет зумпф достаточной глубины, то пробку стараются протолкнуть вниз до забоя скважины.
. Передвижение и расстановка оборудования
Маршрутную карту на переезд дает цех добычи, на территории которого работает бригада ПРС.
Передвижение агрегата под ЛЭП любого напряжения допускается, если высота подвески проводов на месте переезда не менее:
5м - при передвижении по шоссейным дорогам;
6,5 - м при передвижении по дорогам без твердого покрытия.
Территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом естественного уклона и обеспечения движения сточных вод в систему их сбора, освобождения от посторонних предметов. В снежный период площадка должна быть очищена от снега в радиусе не менее 30м от устья скважины.
Крепление и расположение канатов на грузоподъемной машине должны исключать возможность спадания их с барабанов или блоков и перетирания в следствии соприкосновения с элементами мачты и трубами.
Петля на конце каната при креплении его на грузоподъемной машине, а так же петля стропов, сопряжения с кольцами, крюками и другими деталями, должна быть выполнена с применением коуша с заплеткой свободного конца каната или установкой трех зажимов, шаг расположения зажимов и длина свободного конца каната за последним зажимом должны быть не менее шести диаметров каната.
Длина свободного конца каната от последнего зажима на барабане должна быть не менее двух диаметров каната. Канат не должен допускаться к работе при обнаружении: коррозийной деформации, выдавливания сердечника, выдавливания или расслоения прядей, местного увеличения диаметра каната, раздавленных участков, перекручивании, заломов, перегибов, повреждений в результате температурных воздействий или электрической дуги:
при уменьшении диаметра каната в результате повреждения сердечника - внутреннего износа, смятия на 10% даже при отсутствии видимых обрывов проволок;
при уменьшении первоначального диаметра наружных волокон в результате износа или коррозии на 40% и более;
при регистрации с помощью дефектоскопа потери сечения металла проволок, достигшей 17,5% и более;
если число оборванных проволок на шаге свивки каната диаметром до 20мм составляет более 5%.
На барабане лебедки при самом нижнем положении талевого блока должно оставаться не менее трех витков каната. При каждом монтаже и демонтаже агрегата, в начале каждой вахты машинист должен производить проверку крепления свободного конца талевого каната на лебедке. Площадки под передвижные агрегаты не должны быть загрязнены горюче-смазочными материалами. Перед подъемом мачты мастер вместе с машинистом подъемника должен лично проверить техническое состояние всего агрегата, обратив внимание на мачту, талевую систему, защелку или износ крюка.
Во время подъема мачты старший оператор находится с левой стороны агрегата, а оператор с правой на расстоянии не менее 30м от агрегата. Расстояние от талевого блока до кронблока после срабатывания ограничения подъема талевого блока должно быть не менее 2м. работоспособность противозатаскивателя должна проверяться перед началом работ.
Износ тормозных колодок лебедки не должен превышать 2/3 первоначальной их толщины.
. Действия в аварийных ситуациях
При газонефтеводопроявлениях:
загерметизировать устье скважины;
установить манометр для контроля за давлением в скважине;
установить контроль за давлением в скважине, если оно выше давления опрессовки эксплуатационной колонны, то произвести стравливание в емкость;
сообщить диспетчеру;
после прибытия задавочной техники промыть скважину жидкостью соответствующей плотности.
При ГНВП с выделением сероводорода все работы производить в фильтрующих противогазах.
При газонефтяном выбросе или открытом фонтанировании и при невозможности загерметизировать устье нужно:
прекратить все работы и немедленно вывести людей в безопасное место;
остановить двигатели внутреннего сгорания;
сообщить диспетчеру;
отключить электроэнергию;
выставить посты и предупредительные знаки;
при возможности подать струю воды в фонтанирующую струю;
принять меры по недопущению растекания нефти;
дальнейшие работы вести по особому плану.
При воспламенившемся газонефтяном выбросе:
вывести людей в безопасное место;
сообщить диспетчеру;
дальнейшие работы ведёт военизированный отряд.
. Краткая геолого-физическая характеристика Северо-Сергеевского месторождения
Геологический разрез Северо-Сергеевского месторождения сложен мощной (более 3000 м.) толщей осадочных пород, подстилаемых эффузивами пермо-триасового возраста и вытянут в меридиональном направлении и имеет размеры 56х13 км. Месторождение многопластовое коллекторы не выдержаны и по площади месторождения в целом, и по разрезу.
Геологический разрез месторождения вскрыт до глубины 3016 м и сложен мощной толщей осадочных терригенных пород юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста, подстилаемых эффузивами пермо-триассового возраста.
Разрезы продуктивных отложений являются традиционными для нефтегазового района. Вместе с тем при послойной пластовой корреляции присутствует некоторая условность, так как некоторые пласты, в особенности группы БС, в составе горизонтов притерпевают значительные изменения. Наличие зон замещения песчаных пород глинами отмечено практически во всех пластах, по этому большинство залежей литологически экранированные.. Коллекторами пластов являются песчаники и алевролиты, относящиеся к поровому типу коллекторов.
В пластах группы БС, содержащих основную долю запасов месторождения, залежи нефти контролируются зонами литологического замещения песчаников глинистыми породами и выклинивания пластов. Зона нефтеносности этих пластов прослеживается от северного погружения Тевлинской структуры в виде полосы субмеридионального простирания. Коэффициент песчанистости изменяется от 0,3 до 0,7, составляя в среднем 0,5, коэффициент расчлененности варьирует в пределах 7-10, среднее значение 9,3. Коэффициент песчанистости увеличивается в северном направлении, обуславливая увеличение проницаемости от 480 до 990 мД.
Пористость остается практически одинаковой (20-22%). Общие и эффективные толщины пласта увеличиваются в северном и западном направлениях по мере погружения пласта. Толщина заглинизированной кровельной части увеличивается на запад.
Начальная нефтенасыщенность залежей Тевлинско-Русскинского месторождения находится в пределах для БС10-58 %, для ЮС-1-57 %, для ЮС-2 -50 %.
По углеводородному составу нефть горизонта БС10 смешанного типа с преобладанием метановых компонентов - 58 %, нафтеновых - 25 %, ароматических - 18 %.
Основными эксплуатируемыми пластами являются 2+3 БС10.
Пласт 2+3 БС10 литологически представлен в подошвенной части мелкозернистым, нефтенасыщенным и известковым песчаником. Нефтенасыщенная мощность пласта изменяется от 4 до 14,8 метра. Среднее значение в пределах участка залежи с запасами нефти по категории С-1 равно 9,8 метра.
11. Анализ причин ремонтов УЭЦН, не отработавших гарантийный срок
За 6 месяца 2003года произведено 75 ремонтов скважин оборудованных ЭЦН из них 28 скважин не отработало гарантийный срок, что составляет 37,33 % от общего кол-ва ремонтов. Среднемесячное кол-во преждевременных ремонтов составило 4,67.
За 6 месяцев 2002 года произведено 56 ремонтов скважин оборудованных ЭЦН из них не отработало гарантийный срок 17 установок, что составляет 30,35% от общего кол-ва ремонтов. Среднемесячное кол-во преждевременных ремонтов составило 2,83.
Таким образом, кол-во преждевременных ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН, за 6 месяцев 2003г по отношению к 2002г увеличилось на 11 скважин.
Таблица 2 Распределение виновности по структурным подразделениям.
Структур.6 месяцев 2002гСреднемес6 месяцев 2003гСреднемесДинамика по кол-вуДинамикаподраздвсегоза 2002гВсегоза 2003гремонтовсреднемесКол-во%кол-во%+/-+/-УРС5,532,350,92621,41+0,5+0,08ЭПУ СЕР423,50,66310,70,5-1-0,16КЦТБ15,880,16000-1-0,16ЦДНГ-64,526,50,751657,142,66+11,5+1,91Подряд организ00000000Прочие00000000не установ211,760,33310,70,5+1+0,17всего171002,83281004,67+11+1,84
Из таблицы 2 видно, что количество УЭЦН не ОГС по отношению к 2002 году увеличилось на 11 скв. По вине УРС по сравнению с прошлым годом число скважин, не отработавших свой гарантийный срок, увеличилось на 0,5 скважину. На 1 уменьшились отказы по вине ЭПУ с 4 до 3 шт. По вине подрядных организаций число отказов осталось неизменным 0 шт. Кол-во отказов по причине "не установлено" осталось неизменным. Кол-во отказов по КЦТБ сократилось до нуля. По ЦДНГ-1 число отказов увеличилось в 3,5 раза (с 4,5 до 16) и составляет почти основную часть всех отказов. Такое резкое увеличение связано с тем, что в 2003 году проводилось большое количество геолого-технических мероприятий и составляет 75% всех отказов закрытых на ЦДНГ-1.