Типы и схемы фонтанных елок. Техника безопасности при эксплуатации фонтанных скважин. Типы и параметры оборудования для эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми насосами

Размещено на http://www.allbest.ru/

Контрольная работа

по дисциплине МДК.01.01

«Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования»

Тема: Типы и схемы фонтанных елок. Техника безопасности при эксплуатации фонтанных скважин. Типы и параметры оборудования для эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми насосами.



Содержание:

Введение

Типы и схемы фонтанных елок

Техника безопасности при эксплуатации фонтанных скважин

Оборудование скважин, эксплуатируемых ШСН

Станок-качалка

Редукторы

Подвески сальникового устьевого штока

Оборудование устья скважин

Арматура для подвески НКТ

Тройник

Сальники устьевые

Графический раздел

Заключение

Список источников



Введение

скважина фонтанный елка насос безопасность

На нефтегазодобывающих предприятиях проводится работа по созданию безопасных условий труда, предупреждению аварий и несчастных случаев, снижению уровня травматизма и числа аварий.

Совершенствуются технологические процессы добычи нефти и газа, используются новые средства автоматизации и телемеханизации производственных процессов и т.д. Это требует от рабочих совершенного владения техникой и технологией производства, твёрдых знаний безопасных методов труда и строгого соблюдения инструкций по технике безопасности.

Рабочие должны знать и постоянно помнить об опасностях при производстве различных видов работ, соблюдать установленный порядок на рабочих местах.

Опасностью при фонтанном способе добычи нефти является вероятность открытого фонтанирования скважины вследствие нарушения и ослабления соединений, повышения давления в системе обвязки скважин выше расчётного.

При эксплуатации выкидных линий фонтанных скважин существует опасность образования взрывоопасной смеси и загрязнения окружающей среды в месте порыва. Промысловые выводы характеризуются высоким давлением.

Следует учитывать трудоёмкость и сложность работ, связанных с ремонтом и очисткой оборудования, спуском скребков.

Пожароопасность на фонтанных скважинах связана с производством сварочных работ или применением открытого огня в пределах площадки скважин, захламлённость и замазученность увеличивает её опасность. Образование газовоздушной смеси в сочетании с источником искрообразования для скважин представляет также большую опасность и может привести к взрыву или пожару.



Типы и схемы фонтанных елок

Фонтанная ёлка предназначена для направления газожидкостной струи в выкидные линии, для регулирования и контроля скважины, а также для её закрытия при необходимости.

По конструкции фонтанные ёлки подразделяются на: тройниковые; крестовые.

Согласно ГОСТа 13846-89 применяются 6 типовых схем фонтанных ёлок:

4-тройниковые и 2-крестовые.

Трубная подвязка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространства между НКТ и эксплуатационной колонной, а также для контроля межтрубного пространства и при необходимости воздействия на него.

Трубная подвязка состоит из одной или двух трубных головок, задвижек манометров и труб.

Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке.

Согласно ГОСТа 13846-89 применяются 2 типовые схемы трубных обвязок:

1-ая - для однорядного лифта, а 2-ая - для двухрядного.

Фонтанные арматуры различаются между собой:

1. По рабочему давлению на: 14,21,35,70,105,140 МПа,

2. По диаметрам:

· ствола елки: 50,65,80,100,150 мм;

· боковых отводов ёлки: 50,65,80,100 мм;

· боковых отводов трубной головки: 50,65 мм;

3. И по конструкции фонтанной ёлки на:

· крестовые;

· тройниковые; по числу спускаемых в скважину рядов труб на:

· однорядные;

· двухрядные.

На фонтанную арматуру устанавливают два манометра с 3-ёх ходовыми кранами или с вентилями. Один манометр устанавливают на отводе крестовины трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины. Это давление называется затрубным.

В тройниковой арматуре рабочим выкидом всегда является верхний, для того чтобы можно было отремонтировать верхнюю струну или сменить штуцер.

Из сравнения однотипных крестовых и тройниковых арматур видно, что крестовая арматура имеет меньшие габариты по высоте и поэтому удобна для обслуживания. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону, это удобно для их обвязки. Кроме того, при эксплуатации фонтанных скважин, выделяющих большое количество песка, крестовина фонтанной ёлки быстрее выходит из строя, чем тройник. Поэтому к выбору типа ФА в каждом отдельном случае подходят с учетом особенностей данного месторождения.

Условное обозначение фонтанной арматуры:

Например:

АФ6-80/65*70 ГОСТ 13846-89.

А - арматура;

Ф - фонтанная;

6 - по типовой схеме №6;

80 - условный проход ствола в мм;

65 - условный проход боковых отводов в мм;

70 - рабочее давление в МПа.



Техника безопасности при эксплуатации фонтанных скважин

Важное условие безопасности - соблюдение технологического режима. Для этого должен быть установлен контроль за всеми проявлениями в скважине и изменениями ее работы. Обязательная проверка манометров.

Требования:

1. Установленная на скважине фонтанная арматура должна соответствовать максимальному давлению, ожидаемому при эксплуатации скважины. Эксплуатация оборудования при давлениях, превышающих допустимые, запрещается.

2. Для контроля давления должны быть установлены манометры с трехходовыми кранами или устройствами, заменяющими их, указывающими Рбуф, Рзатр.

3. Ремонт оборудования фонтанной арматуры, находящегося под давлением запрещается. При необходимости работ по смене штуцера, замене прокладок и др. ремонтов оборудования нужно ремонтируемый участок отключить закрытием запорных устройств от рабочих участков и снизить давление до атмосферного.

4. Фонтанная арматура не зависимо от ожидаемого Рраб монтируется с полным комплектом шпилек.

5. Для обслуживания верхней части фонтанной арматуры сооружается площадка с лестницей и перилами.

6. Все задвижки фонтанной арматуры должны содержаться в исправном состоянии: плотно закрываться, легко открываться, иметь штурвалы и указатели «открыто - закрыто».

7. Фонтанную арматуру и ее обвязку следует отогревать только паром и горячей водой.



Оборудование скважин, эксплуатируемых ШСН

Это один из самых распространённых способов эксплуатации скважин: порядка 40% нефтяных скважин Российской Федерации эксплуатируются штанговыми скважинными насосами. Современные установки штанговых скважинных насосов (ШСН) позволяют эксплуатировать скважины глубиной до 3500 м.

Диапазон изменения дебита - от нескольких сотен килограмм до нескольких сотен тонн жидкости в сутки, средний дебит по нефти достигает 3,9 т/сут.

ШСН предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости:

· обводнённостью до 99%;

· температурой не более 130°С;

· содержанием сероводорода не более 50 г/л;

· минерализацией воды не более 10 г/л;

· содержанием мехпримесей до 1,3 г/л и более.

Поверхностное и скважинное (погружное) оборудование при этом способе эксплуатации (скважина вскрыла один пласт) состоит из следующих основных элементов:

· станка-качалки;

· подвески устьевого штока;

· устьевого сальника;

· колонн насосных штанг (КНШ) и насосно-компрессорных труб (НКТ);

· собственно штангового скважинного насоса.

Станок-качалка

Станок-качалка (СК) - балансирный индивидуальный механический привод ШСН. Станки-качалки обычно имеют балансир. В данных указаниях рассматриваются только балансирные станки-качалки.

СК применяется в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Основными узлами станка-качалки являются рама, стойка (обычно в виде усечённой четырёхгранной пирамиды), балансир с поворотной головкой, шарнирно подвешенная к балансиру траверса с двумя шатунами, двумя кривошипами.

Для изменения числа качаний станок-качалка комплектуется набором сменных шкивов.

Станки-качалки выпускаются в двух исполнениях:

· СК (семь типоразмеров) - станки-качалки аксиальные;

· СКД (шесть типоразмеров) - станки-качалки дезаксиальные.

На территории Российской Федерации применяются аксиальные станки качалки. Данные станки-качалки иногда называют симметричными, т. к. время движения головки балансира (полированного штока) вверх и вниз одинаковое (рисунок 1), т. е. время движения полированного штока вверх равно времени движения полированного штока вниз. В ограниченном количестве выпускаются безбалансирные станки-качалки, но они получили широкое применение в западных странах.

Отличительной особенностью станков-качалок типа СКД является следующее: кинематическая схема преобразующего механизма несимметричная (дезаксиальная) с углом дезаксиала 9 градусов и повышенным кинематическим отношением 0,6; меньшие габариты и масса; редуктор установлен непосредственно на раме станка-качалки. Амплитуду движения головки балансира (длина хода полированного штока) регулируют путём изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое место). Частоту движения головки балансира (число качаний) изменяют сменой шкива на валу электродвигателя на шкив другого диаметра.



Редукторы

Редукторы предназначены для уменьшения частоты вращения кривошипов. Редукторы типа Ц2НШ (рисунок 2) двухступенчатые, с цилиндрической шевронной зубчатой передачей зацепления Новикова. На концах ведущего вала насажены ведомый шкив клиноременной передачи и шкив тормоза. Клиноременная передача представляет собой открытую передачу с несколькими ремнями. Рабочими поверхностями ремня являются его боковые стороны (рисунок 3, а). На рисунке 3, б показан ремень клиновой узкого сечения кордшнуровый, предназначенный для передачи вращательного движения. Высококачественная резина и синтетический корд обеспечивают долговечную работу ремня. Ремни имеют низкую степень растяжения, работают при повышенных температурах.

Подвески сальникового устьевого штока

Головка балансира станка-качалки двигается вертикально вверх и вниз. Ограничение положения самой верхней и нижней точки положения головки балансира накладывает длина хода головки балансира. Длина хода головка балансира регулируется, о чём будет написано ниже.

Через шкив (ролик) на головке балансира станка-качалки (рисунок 4) перекидывается стальной канат, которой крепится в зажимах нижней траверсы подвески сальникового устьевого штока (канатная подвеска)

Подвески сальникового устьевого штока (подвеска устьевого штока, канатная подвеска) предназначены для соединения устьевого штока с приводом ШСН. Позволяют исследовать скважины с помощью гидравлического динамографа, а также регулировать установку плунжера в цилиндре насоса (рисунок 5).

При эксплуатации искривлённых скважин используется канатная подвеска со штанговращателем. Штанговращатель предназначен для периодического поворота штанг в штангонасосной арматуре во время его работы. На рисунке 6 показан штанговращатель, который состоит из зубчатого круглого диска 2 и храпового механизма 3.

В настоящее время к данному оборудованию предъявляют дополнительные функции, такие как равномерный износ штанг в искривлённых скважинах и равномерный износ поршня насоса.

Оборудование устья скважин

Устьевое оборудование скважины, которая эксплуатируется штанговой скважинной насосной установкой (УШСН), устанавливается на верхний фланец колонной обвязки. Оборудование предназначено для:

· герметизации затрубного пространства;

· отвода продукции скважины;

· герметизации устья;

· подвешивания колонны НКТ.

К устьевому оборудованию предъявляются большие требования, т. к. давление на устье может достигать 4 МПа (высоковязкая жидкость). Самое широкое распространение получила обвязка, представленная на рисунке 7, которая состоит из:

арматуры для подвести НКТ;

тройника;

устьевого сальника.

Арматура для подвески НКТ

Арматура для подвески НКТ собирается из планшайбы и муфты. На фланец колонной обвязки 1 (см. рисунок 7) навинчивается планшайба 2, которая имеет внутреннюю цилиндрическую резьбу и два отверстия (боковое горизонтальное для отвода газа из затрубного пространства, вертикальное - для присоединения СУДОСа - прибора для определения динамического уровня). На планшайбу вворачивается опорная муфта 4 с резьбой на обоих концах. На верхнюю резьбу накручивается тройник 5, на нижнюю - НКТ 3. В ряде на нижнюю резьбу накручивается патрубок. Колонна НКТ обычно подвешивается эксцентрично относительно оси скважины. Это необходимо для спуска в скважину приборов через затрубное пространство.

Назначение оборудования:

· подвеска НКТ;

· герметизация затрубного пространства;

· проведение исследований.

Тройник

На верхнюю резьбу накручивается тройник. Тройник 5 (см. рисунок 7) служит для отвода продукции скважины.

Сальники устьевые

На тройник устанавливается сальник устьевой. Сальник устьевой предназначен для герметизации тройника и герметизации выхода полированного штока 7 (см. рисунок 2.13). Он состоит из корпуса и колец из нефтестойкой резины. Сальники бывают различных конструкций (см. рисунок 7 и рисунок 8).

Самоуплотняющийся сальник на рисунке 7 навинчивается на тройник. Внутри корпуса расположены сальниковые кольца из нефтестойкой резины, плотно охватывающие полированный шток 7.

Данная конструкция сальника позволяет поднимать на поверхность плунжер или вставной насос без разъединения выкидной линии и снятия тройника. Недостатком конструкции является то, что в процессе эксплуатации может произойти смещение центра устьевого штока и центра устьевого сальника.

Этот недостаток ликвидируется конструкцией устьевого сальника - СУС (сальник устьевой с самоустанавливающейся головкой). Отличительной особенностью сальника типа СУС является наличие пространственного шарового шарнира 1 (см. рисунок 8) между головкой сальника, имеющей внутри себя уплотнительную набивку, и тройником. Шарнирное соединение обеспечивает:

· самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью ствола скважины;

· уменьшает односторонний износ набивки;

· увеличивает срок службы сальника.

Графический раздел

Рисунок 1 - Схема станка-качалки аксиального типа.

1 - ведущий вал: 2 - крышка подшипника; 3 - промежуточный вал;

4 - ведомый вал; 5 - стакан подшипника.

Рисунок 2 - Редуктор типа Ц2НШ

Рисунок 3 - Клиноременная передача и ремень клиновой

Рисунок 4 - Станок качалка

1 - канат; 2 - полированный шток; 3 - верхняя траверса; 4 - нижняя траверса.

Рисунок 5 - Подвеска сальникового устьевого штока типа ПСШ

Рисунок 6 - Канатная подвеска типа ПКН со штанговращателем.

1 - колонный фланец; 2 - планшайба; 3 - НКТ; 4 - верхняя муфта (опорная муфта); 5 - тройник; 6 - сальник; 7 - полированный шток; 8 - головка (крышка) сальника

Рисунок 7 - Схема оборудования устья

Рисунок 8 - Устьевой сальник типа СУС

Заключение

Прежде всего, к обслуживанию скважин допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие медицинский осмотр, соответствующее обучение и инструктаж по безопасному ведению работ, стажировку и проверку знаний.

Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой, либо специальным устьевым устройством, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность их сообщения, проведения глубинных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу газа в затрубное пространство, проведение технологических операций, включая глушение скважины.

Для надёжной эксплуатации фонтанной арматуры проводят её опрессовку (искусственное увеличение давления). Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Перед остановкой арматуры в зимний период обязательно произвести набивку смазки в корпуса кранов.

Эксплуатация кранов возможна только в крайних рабочих положениях затвора крана. Эксплуатация кранов в промежуточном положении затвора запрещается. При перекрытии затвора крана разрешается использовать только съёмную рукоятку. Использование других удлинителей запрещается.

При обслуживании фонтанной арматуры ЗАПРЕЩАЕТСЯ:

· Применять дополнительный рычаг длиной более 1 м при открывании и закрывании запорных устройств во избежание механических повреждений крана.

· Стоять напротив выходного отверстия вентилей при сбросе давления из манометров.

· Набивать краны загрязнённой смазкой.

При монтаже-демонтаже фланцевых соединений следует пользоваться накидными ключами.

При проведении гидравлических испытаний оборудования наличие воздуха в системе не допускается.

Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т.п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.

Оператор должен иметь все полагающиеся ему по нормам и правилам защитные средства, обеспечивающие безопасность работы, и во время работы обязан пользоваться ими.

При выполнении работ, при которых существует вероятность взрывопожароопасной смеси, оператор обязан пользоваться инструментом из цветного металла, обмедненным или обильно смазанным солидолом или другой консистентной смазкой (литолом, ЦИАТиМ и т.д.).

Применение открытого огня и курение вблизи скважин запрещается. Курить разрешается только в специально отведенных и оборудованных местах.

Оператор обязан знать и уметь практически применять приемы и способы оказания первой помощи при несчастных случаях.

Соблюдение перечисленных требований безопасности помогает рабочим в освоении безопасных методов труда при добыче нефти и предостерегает их от опасностей при ведении работ.



Список источников

1. Справочник по добыче нефти/В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов и др.; Под ред. К.Р. Уразакова. 2000. - 374 с.: ил.

2. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях.

3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин 2000г.

4. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Назаров А, Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин/Под ред. МД. Валеева. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003.

5. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин: Справочное пособие / Под ред. Р.С. Яремийчука. - М.: ООО "Недра-Бизнеспентр", 1999.

6. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.

7. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. 2001.

8. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998.

9. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнении и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: Справ. пособие: в 6 т. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001.

Размещено на Allbest.ru

...