Текущий ремонт скважин, оборудованных установкой электрического центробежного насоса

Размещено на http://www.allbest.ru/

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

Группа ГРз-09-02

Студент Сюндюков Р.Р.

Руководитель

от УГНТУ Профессор Мерзляков В.Ф.

Уфа 2013 г.

Содержание

Введение

1. Допуск к работам

2. Требования безопасности

3. Ответственность работников

4. Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН

5. Извлечение упавшей установки ЭЦН

6. Работа с автонаматывателем кабеля

7. Очистка скважин от посторонних предметов

8. Передвижение и расстановка оборудования

9. 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

13. 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.

3. 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.

4. 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 снятия трубных ключей оператор дает сигнал на подъем, отцепляет крючок от кабеля и подходит к устью скважины. Машинист приподнимает трубы на 0,25 м, оператор с помощником снимают элеватор, переносят его к мосткам и надевают на очередную трубу. Возвратившись к устью, помощник берет две клямсы и устанавливает одну выше, а вторую ниже на 20-30 см муфты, одновременно прижимая кабель с клямсой к трубе. После закрепления кабеля оператор дает сигнал машинисту на спуск колонны труб. Машинист выполняет его со скоростью не более 0,25 м/с. Одновременно оператор на пульте управления включает кабеленаматыватель на спуск.

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.

5. 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.

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

6. 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:

Таблица 1

Тип группы УЭЦН	Максимальный диаметр габарит погружного агрегата, мм	Диаметр шаблона, мм
ЭЦН-5	117	120
ЭЦН-5А	117	124

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.

1. 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.

8. 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.

Стальные канаты, применяемые в качестве грузовых, стреловых, тяговых и стропов должны иметь сертификат, а копия сертификата должна находиться в бригаде. Канаты, не снабженные сертификатом, к использованию не допускаются.

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.

9. 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.

10. 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

месторождение подземный геологический аварийный

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 2002г	Среднемес	6 месяцев 2003г	Среднемес	Динамика по кол-ву	Динамика
подразд	всего	за 2002г	Всего	за 2003г	ремонтов	среднемес
	Кол-во	%		кол-во	%		+/-	+/-
УРС	5,5	32,35	0,92	6	21,4	1	+0,5	+0,08
ЭПУ СЕР	4	23,5	0,66	3	10,7	0,5	-1	-0,16
КЦТБ	1	5,88	0,16	0	0	0	-1	-0,16
ЦДНГ-6	4,5	26,5	0,75	16	57,14	2,66	+11,5	+1,91
Подряд организ	0	0	0	0	0	0	0	0
Прочие	0	0	0	0	0	0	0	0
не установ	2	11,76	0,33	3	10,7	0,5	+1	+0,17
всего	17	100	2,83	28	100	4,67	+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.

12. Назначение и типы ловильных головок ЭЦН

Ловильная головка предназначена для крепления насоса к насосно-компрессорным трубам, а также для подъёма УЭЦН из скважины при полётах. В настоящее время в «ЮНГ» применяются ловильные головки только резьбового типа, в отличие от применявшихся ранее фланцевых модуль-головок. Это связано с тем, что основной процент полётов (обрыв установок с последующим уходом на забой) УЭЦН приходился на обрыв по болтам фланцевого соединения ловильной головки с НКТ. В этом сечении УЭЦН скапливается суммарное напряжение от вибрации всей установки, поэтому пришли к выводу об усилении сечения путем замены болтового соединения на резьбовое. Ловильная головка состоит из корпуса 2, с одной стороны которой имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны - цилиндрическая резьба для подсоединения к модулю-секции, двух ребер и резинового кольца.

Рёбра 3 прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо 4 герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.

Модули-головки насосов группы 5 и 5А имеют резьбу муфты насосно-компрессорной гладкой трубы 73 ГОСТ 633-80. Модули-головки насосов группы 6 имеют два исполнения: c резьбой муфты 73 и 89 ГОСТ 633-80.

Модуль-головка с резьбой 73 применяется в насосах с номинальной подачей до 800 м3/сут, с резьбой 89 - более 800 м3/сут.

13. Виды и причины износа

Работая в условиях реальной скважины, насос находится под воздействием многих факторов, влияющих на его работу. Область применения УЭЦН четко оговорена техническими условиями. Зачастую условия наших скважин сильно отличаются от указанных выше. Как правило, это - повышенное содержание КВЧ, повышенное содержание свободного газа при низких уровнях, высокая температура перекачиваемой жидкости и недостаточное охлаждение установки, и еще целый ряд неблагоприятных факторов. Все это ведет к преждевременному износу и выходу из строя оборудования. Износ деталей насоса порождает вибрацию (точнее многократно усиливает ее, так как вибрация неизбежно присутствует при работе установок).

Прежде всего, изнашиваются защитные втулки вала и ступицы направляющих аппаратов. Эта пара трения работает как радиальный подшипник скольжения. В зазор между втулкой и ступицей неизбежно попадает пластовая жидкость, играя при этом роль смазки. При нормальных условиях работы и соответствующем составе пластовой жидкости данный узел может полноценно работать не один год. Однако, в пластовой жидкости часто содержится песок и иные мех примеси, что является превосходным абразивным материалом. На данном этапе (пока насос не изношен) особую опасность представляют мелкие частицы, способные проникнуть в зазор между втулкой и ступицей направляющего аппарата. Начинается износ. Небольшая потеря материала ведет к эксцентрическому вращению (биению) вала. Это биение сильно увеличивает боковую нагрузку на подшипники, что ведет к ускоренному износу. При смещении вала в сторону от центра, осевая нагрузка на вал заставляет его продольно изгибаться, что увеличивает боковую нагрузку на подшипник. Тонкий и длинный вал, испытывая осевое усилие, стремиться принять волнообразную форму близкую к синусоиде. Таким образом, износ неизбежно прогрессирует, доходя до предельной величины. Таков же механизм износа пары трения втулка защитная - втулка подшипника.

На абразивный радиальный износ в насосе с плавающими рабочими органами нельзя смотреть изолированно. Если имеет место радиальный износ, то всегда имеется и некоторый осевой износ.

Осевой износ выражается в износе упорных колец (текстолитовых шайб) и их контактирующих поверхностей в насосной ступени (бурты направляющих аппаратов). Осевые усилия, создаваемые плавающим рабочим колесом, воспринимаются упорными кольцами внутри самой ступени. Подобно радиальным подшипникам упорные поверхности этих осевых колец смазываются и охлаждаются добываемой жидкостью. Большинство насосов конструируется так, чтобы направление осевого усилия было вниз, когда режим работы насоса соответствует рабочему диапазону. Абразивные частицы, попадая в зону контакта шайбы колеса и бурта направляющего аппарата, истирают материал упорных колец и сам металл ступени.

Подобно этому осевую нагрузку действующую на вал воспринимает узел пяты насоса. И соответственно происходит износ шайбы пяты и подпятников.

Износ вала насоса выражается, как правило, в образовании на нем глубоких кольцевых каналов. Причиной появления этих каналов является электрохимическая коррозия, а наличие механических примесей повышает интенсивность износа, разрушая образующиеся окисные пленки. Поэтому при конструировании насосов следует избегать применения материалов, образующих гальванические пары. При этом необходимо, чтобы материалы контактирующих деталей имели минимальную разность потенциалов.

Стремясь избежать повышенный износ деталей насоса, постоянно ведется работа по совершенствованию конструкции электроцентробежных насосов. В частности, стремясь повысить износостойкость пары трения, втулка защитная вала - ступица направляющего аппарата были разработаны и внедрены в производство рабочие органы из порошковых металлов с различными добавками по технологии фирмы НОВОМЕТ. Эти ступени успешно применяются в ЦБПО ЭПУ.

Чтобы компенсировать неустойчивость вала во время работы, сохранить его прямолинейность и тем самым снизить уровень вибрации и боковую нагрузку на износ направляющих аппаратов и втулок защитных, в настоящее время применяются промежуточные резинометаллические подшипники, устанавливаемые на валу через каждый метр ступеней ротора.

Список использованной литературы

Коршак А.А., Шаммазов А.М. «Основы нефтегазового дела», 2001 - 544 с.: илл.

«Инструкция по промышленной безопасности и охране труда при текущем ремонте скважин». ООО «Курасковское управление подземного и капитального ремонта скважин», «Башнефть - Уфа».

Молчанов А. Г. «Подземный ремонт скважин». Учебное пособие для работающих на производстве - М: 1986 г. 208 с.

Размещено на Allbest.ru

...