Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ

г. Сургут

2020г.



МИНОБРНАУКИ РОССИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Сургутский нефтяной техникум (филиал)

федерального государственного бюджетного образовательного учреждения

высшего образования «Югорский государственный университет»

Специальность 21.02.01

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ

Производственная практика

СНТО. 21.02.01 04. 5РЭ70 ТО

Студент			Д.А.Конушин
	(подпись)		(И.О. Фамилия)
Руководитель практики от техникума:
			К.Г.Резина
	(подпись)		(И.О. Фамилия)
Заключение руководителя практики от техникума
			(оценка)

г. Сургут

2020г.



ЗАДАНИЕ

на производственную практику ПП.02.01 по профессиональному модулю ПМ02 «Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования»

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Срок прохождения практики с «14» мая 2020 г. по «27» мая 2020 г.

Цель практики: Формирование компетенций в соответствии с требованиями программы практики:

ПК 2.1.	Выполнять основные технологические расчеты по выбору наземного и скважинного оборудования.
ПК 2.2.	Производить техническое обслуживание нефтегазопромыслового оборудования
ПК 2.3.	Осуществлять контроль работы наземного и скважинного оборудования на стадии эксплуатации.
ПК 2.4	Осуществлять текущий и плановый ремонт нефтегазопромыслового оборудования.
ПК 2.5.	Оформлять технологическую и техническую документацию по эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования.
ОК 1.	Понимать сущность и социальную значимость своей будущей профессии, проявлять к ней устойчивый интерес
ОК 2.	Организовывать собственную деятельность, выбирать типовые методы и способы выполнения профессиональных задач, оценивать их эффективность и качество
ОК 3.	Принимать решения в стандартных и нестандартных ситуациях и нести за них ответственность
ОК4.	Осуществлять поиск и использование информации, необходимой для эффективного выполнения профессиональных задач, профессионального и личностного развития
ОК 5.	Использовать информационно-коммуникационные технологии в профессиональной деятельности
ОК.6	Работать в коллективе и в команде, эффективно общаться с коллегами, руководством, потребителями.
ОК 7.	Брать на себя ответственность за работу членов команды, за результат выполнения заданий.
ОК 8.	Самостоятельно определять задачи профессионального и личностного развития, заниматься самообразованием, осознанно планировать повышение квалификации
ОК 9.	Ориентироваться в условиях частой смены технологий в профессиональной деятельности



Календарный план

№	Наименование этапа	Наименование работ	Сроки	Отчетный документ	Формируемые компетенции
1	начальный	Изучение программы практики. Цели практики и порядок ее прохождения. Правила внутреннего распорядка и техники безопасности. Ознакомление с Едиными техническими правилами ведения исследовательских работ на базовом предприятии		Дневник-отчет	ОК 1,2,6
2	основной	1. Выполнять основные технологические расчеты по выбору наземного и скважинного оборудования. 2. Производить техническое обслуживание нефтегазопромыслового оборудования 3. Осуществлять контроль работы наземного и скважинного оборудования на стадии эксплуатации.  4. Осуществлять текущий и плановый ремонт нефтегазопромыслового оборудования 5. Оформлять технологическую и техническую документацию по эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования.		Отчет	ОК 1-9 ПК 2.1 - 2.5
3	итоговый	Составление и сдача отчета.		отчет	ОК 1-9, ПК 2.1 - 2.5



АТТЕСТАЦИОННЫЙ ЛИСТ ПО ПРАКТИКЕ

Конушин Данил Александрович
(ФИО студента)
Студент(ка)	3	курса	группы	5РЭ70	по специальности СПО
21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (базовый уровень)
(код)		(наименование специальности)
успешно прошел(ла) производственную практику
по профессиональному модулю
«Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования»
(код и наименование профессионального модуля)
в объеме	72	часов	с	14 мая	по	27 мая
в организации

Виды качество выполнения работ

№ п/п	Компетенции	Виды работ, выполненных обучающимся во время практики	Объем работ, часов	Качество выполнения работ в соответствии с особенностями и (или) требованиями организации, в которой проходила практика (освоен/не освоен)
	ПК 2.1 Выполнять основные технологические расчеты по выбору наземного и скважинного оборудования; ПК 2.2 Производить техническое обслуживание нефтегазопромыслового оборудования; ПК 2.3 Осуществлять контроль работы наземного и скважинного оборудования на стадии эксплуатации; ПК 2.4 Осуществлять текущий и плановый ремонт нефтегазопромыслового оборудования; ПК 2.5 Оформлять технологическую и техническую документацию по эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования. ОК 1 - ОК 9	1. Прохождение инструктажа по технике безопасности, составление плана практики	72
		2. Изучение технического обслуживания оборудования для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, бурового оборудования и инструмента
		3. Изучение текущего и планового ремонта нефтегазопромыслового оборудования
Процент результативности (количество зачетов) %	Качественная оценка индивидуальных образовательных достижений	Фактические оценки
от 30 до 100	освоен
от 0 до 29	не освоен

«_______»_____________2020г.

Подпись руководителя

практики от организации _______________________/_______________/

М.П.



ДНЕВНИК

Производственной практики ПП.02.01

Студента(ки) группы Конушина Данила Александровича 5РЭ70

специальность_________21.02.01_________________________________

(шифр, специальность)

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

место практики______________________________________________

сроки практики_______________________________________________

Правила ведения дневника

Дневник является основным документом учета учебной практики и производственной практики на предприятии.

Дневник заполняется студентом под руководством руководителя от предприятия.

Студент, согласно тематическому плану, записывает дату и краткое содержание выполненной работы и указывает фактически затраченное время.

После заполнения дневника, студент сдает его руководителю для проверки и предоставления оценки по изучаемой программе.

По окончании учебной практики заполненный дневник с подписью руководителя, начальника цеха, где проходила практика, и заверенный печатью предприятия сдается руководителю практики от техникума

111. Производственная работа

Дата	Содержание выполненных работ	Кол-во часов	Оценка	Подпись руководителя
14.05.2020	Ознакомиться с техникой безопасности на предприятии, с правилами по охране труда, пожарной безопасности. Изучить типы буровых предприятий и предприятий, добывающих нефть и газ.	6
15.05.2020	Структурные подразделения предприятий и взаимосвязь между ними. Подразделения буровых предприятий выполняющих техническое обслуживание бурового оборудования и инструмента. Охрана труда и правила безопасности при проведении работ связанных с техническим обслуживанием оборудования нефтегазовой отрасли.	6
16.05.2020	Изучить типы, состав и оборудование буровых установок (БУ), применяемых для бурения скважин в регионе. Основные требования и условия транспортировки оборудования.	6
18.05.2020	Виды оборудования применяемого для подземного ремонта скважин. Состав агрегатов для капитального ремонта скважин (КРС). Конструкция отдельных узлов. Техническое обслуживание (ТО) оборудования применяемого для КРС.	6
19.05.2020	Особенности ТО оборудования применяемого для КРС. Структура ремонтного цикла. Межремонтный и межосмотровой периоды.	6
20.05.2020	Контроль технического состояния и техническое обслуживание станка - качалки и погружного насоса. Возможные дефекты станка - качалки, погружного насоса и способы их устранения.	6
21.05.2020	Контроль технического состояния и техническое обслуживание фонтанной арматуры, запорных устройств ФА. Техническое обслуживание прямоточных задвижек, пробковых кранов, КИП, устанавливаемых на фонтанную арматуру.	6
22.05.2020	Назначение, структура и особенности системы ТО и ПР. Структурные подразделения нефтегазодобывающих предприятий, ведущие контроль технического состояния оборудования БУ. Охрана труда и правила безопасности при проведении работ по контролю технического состояния, техническому обслуживанию и ремонту оборудования.	6
23.05.2020	Контроль технического состояния, капитальный и текущий ремонт оборудования для проведения КРС. Возможные дефекты кронблока, талевого блока, бурового крюка, механизма крепления неподвижного конца талевого каната и способы их устранения. Требования к кронблоку, талевому блоку, буровому крюку и механизму крепления неподвижного конца талевого каната. Требования к талевому канату. Нормы браковки талевого каната.	6
24.05.2020	Техническое обслуживание, капитальный и текущий ремонт бурового насоса, вертлюга, ротора.	6
25.05.2020	Контроль технического состояния, капитальный и текущий ремонт скважинных штанговых насосных установок.	6
25.05.2020	Структура ремонтного цикла станка - качалки. Возможные дефекты станка - качалки и способы их устранения.	6
26.05.2020	Текущий и капитальный ремонты станка - качалки. Технологический процесс разборки станка - качалки. Технологический процесс сборки станка - качалки. Требования к отремонтированному станку - качалке.	6
27.05.2020	Ремонт погружного насоса. Дефекты погружного насоса. Технологический процесс разборки насоса. Технологический процесс сборки насоса. Требования к отремонтированному насосу.	6



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ИНСТРУМЕНТА

2. ТЕКУЩИЙ И ПЛАНОВЫЙ РЕМОНТ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

На сегодняшний день это главные природные ресурсы, которые нужны для полноценной жизни человечества. Нефть играет особую роль в топливно-энергетическом балансе, из нее изготавливают моторные топлива, растворители, пластмассу, моющие средства и многое другое. Газ в основном служит источником отопления, горючего для приготовления пищи, топливом для машин и сырьем для изготовления различных органических веществ. Именно поэтому их добыча стала главной отраслью в мире. Для того чтобы добыть эти ископаемые, располагающихся глубоко под землей, нужна нефтяная газовая скважина.

Производственная практика является составной частью подготовки высококвалифицированных специалистов, способных адаптироваться и успешно работать в профильных организациях.

Основными целями практики являются:

Изучить техническое обслуживание оборудования для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, бурового оборудования и инструмента.

Рассмотреть на практике текущий и плановый ремонт нефтегазопромыслового оборудования.

Применить полученные навыки на предприятии.



1. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ИНСТРУМЕНТА

скважинный оборудование нефтегазопромысловый

Типы буровых предприятий и предприятий, добывающих нефть и газ. Структурные подразделения предприятий и взаимосвязь между ними. Подразделения буровых предприятий, выполняющих техническое обслуживание бурового оборудования и инструмента. Охрана труда и правила безопасности при проведении работ, связанных с техническим обслуживанием оборудования нефтегазовой отрасли.

Типовая производственная структура бурового предприятия

Предметом труда в процессе строительства скважины является разбуриваемая горная порода или продуктивный пласт, а продукцией бурового производства - законченная строительством и сданная в эксплуатацию скважина, прирост запасов нефти и газа, ввод в действие новых добывающих мощностей.

Это, а также масштабы производства, степень его специализации и кооперирования, разбросанность объектов, наличие коммуникаций и пр. определяет производственную структуру предприятия.

С учетом этих факторов выделяются три типа буровой организации:

1. Глубоко специализированная. В этом случае из состава предприятия максимально выделены службы подсобно-вспомогательного производства, которое сконцентрировано в рамках специализированных подразделений: транспорт, МТС и т.д. такие структуры наиболее эффективны при значительной концентрации буровых работ в регионе.

2. Универсальная или комплексная. В составе такой организации максимально сохранены подразделения вышкомонтажного, тампонажного, вспомогательного производства. Эта структура эффективна в случае значительной разбросанности производственных объектов, отдаленности от баз ремонта и снабжения.

3. Частично специализированная организация. Из состава такой организации выделены только некоторые службы, например транспортные.

В соответствии с делением производственных процессов на основные и вспомогательные все цеха и хозяйства УБР также делятся на основные и вспомогательные. В целях выполнения суточных заданий по бурению деятельность основных и вспомогательных цехов координирует центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС).

К подразделениям основного производства относятся районные

инженерно-технологические службы (РИТС), которые объединяют буровые бригады (ББ) и бригады по испытанию скважин. РИТС осуществляют круглосуточный технологический контроль за ходом производственных процессов.

Ряд служб подсобно-вспомогательного производства по технологическому признаку концентрируются в рамках базы производственного обслуживания (БПО). В состав БПО входят:

1) Прокатно-ремонтный цех бурового оборудования (ПРЦБО);

2) Прокатно-ремонтный цех электрооборудования и электроснабжения (ПРЦЭ и Э);

3) Прокатно-ремонтный цех турбобуров и труб (ПРЦТТ);

4) Инструментальная площадка (ИП);

Прокатно-ремонтные цехи БПО обеспечивают буровые бригады исправным силовым и энергетическим оборудованием, инструментом, бурильными и обсадными трубами; осуществляют контроль за их правильной эксплуатацией, обслуживанием, проводят их ремонт в планово-предупредительном порядке.

Инструментальная площадка осуществляет бесперебойное снабжение буровыми долотами, пусковым инструментом (элеваторы, ключи), материалами (тормозные колодки, талевые канаты), обеспечивает хранение материально-технических средств.

Кроме БПО в состав УБР может входить ряд специализированных цехов и служб вспомогательного производства. Например, пароводоцех (ПВЦ), цех промывочных жидкостей (ЦПЖ) и др.

ПВЦ занимается обслуживанием котельных и насосных, обеспечивающих буровые паром и водой.

ЦПЖ осуществляет работы по приготовлению бурового раствора, перекачку его на буровые, подвозку сухой глины к буровым при индивидуальном приготовлении раствора буровыми бригадами.

При специализированном буровом производстве, вышкомонтажное, транспортное, тампонажное производства концентрируются на уровне территориального производственного объединения по добычи нефти и газа, действующего на правах АО.

Вышкомонтажный цех ведет прокладку водо- и паро-водных труб, строительство подъездных путей, строительство и разборку привышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования.

Тампонажный цех производит работы связанные с цементированием промежуточных и эксплуатационных колонн скважин, зон поглощения жидкостей и др.

Цех испытания и освоения скважин производит работы по вызову притока Н и Г из пластов, подготовку к закачке в нефтяные залежи воды с целью поддержания пластового давления и т.д.

Основной производственный процесс на нефтегазодобывающих предприятиях выполняется следующими подразделениями:

Нефтегазодобывающие управления (НГДУ) и газодобывающие управления (ГДУ). Иногда добыча нефти осуществляется шахтным методом. В данном случае основной производственный процесс реализуется нефтешахтными управлениями (НШУ);

Управления по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и КРС);

Управления по внутри промысловому сбору и использованию нефтяного газа (УВСИНГ);

Управления по подготовке технологической жидкости для поддержания пластового давления (УПТЖ);

Кустовые информационно-вычислительные центры (КИВЦ);

Научно-исследовательские и проектные институты (НИПИ).

Техническое обслуживание - это комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности изделия в период между двумя очередными ремонтами. Техническое обслуживание осуществляется для предупреждения прогрессирующего износа деталей и сопряжений путем своевременного проведения регулировочных работ, смазки, выявления дефектов и их устранения.

Техническое обслуживание оборудования включает:

контроль технического состояния изделия;

очистка, смазка, замена отдельных деталей;

регулировка в целях предупреждения повреждений;

часть работ по устранению повреждений.

Виды технического обслуживания оборудования:

периодическое техническое обслуживание осуществляется через установленные в эксплуатационной документации значения наработки или через определенные промежутки времени;

сезонное техническое обслуживание проводится в целях подготовки изделия к использованию в осенне-зимних или весенне-летних условиях. Это техническое обслуживание включает операции по замене сезонных сортов эксплуатационных материалов с промывкой соответствующих систем установок по снятию утеплений и приборов предпускового подогрева и т.п.

Техническое обслуживание выполняется эксплуатационным персоналом.

Типы, состав и оборудование буровых установок (БУ), применяемых для бурения скважин в регионе. Основные требования и условия транспортировки оборудования

Буровая установка или буровая -- комплекс бурового оборудования и сооружений, предназначенных для бурения скважин. Состав узлов буровой установки, их конструкция определяется назначением скважины, условиями и способом бурения. Буровая установка для разведки и разработки месторождений нефти и газа в общем виде включает в себя: буровые сооружения (буровая вышка, основание вышки, мостки, стеллажи); спуско-подъемное оборудование (лебёдка, кронблок, крюкоблок); силовое оборудование для привода лебедки, ротора и буровых насосов (двигатели электрические или дизельные), оборудование для вращения бурильной колонны (ротор, СВП); оборудование циркуляционной системы (емкости, буровые насосы, манифольд, вертлюг); оборудование для очистки бурового раствора от выбуренной породы (вибросита, пескоотделители, илоотделители, центрифуги); оборудование для приготовления бурового раствора (гидроворонки, гидромешалки, шламовые насосы); противовыбросовое оборудование (превенторы), привышечные сооружения (котельная, склад ГСМ).

В комплект буровой установки входят: оборудование для спуска и подъема инструмента, вышка для подвешивания талевой системы и размещения бурильных труб, оборудование для подачи и вращения инструмента, насосы для прокачивания промывочной жидкости, механизмы для приготовления и очистки промывочной жидкости, силовой привод, механизмы для автоматизации и механизации спускоподъемных операций (СПО), контрольно-измерительные приборы и вспомогательные устройства. По своему назначению буровой инструмент делится на: специальный; аварийный; технологический; вспомогательный.

С помощью технологического инструмента непосредственно осуществляется бурение, которое заключается в разрушении горных пород и транспортировке на поверхность их разрушенных остатков. Такой инструмент еще называют породоразрушающим или забойным.

В его состав входят: долота и коронки; кернорватели; различные виды труб (колонковые, шламовые, бурильные трубы; комплект переходников; набор сальников и так далее.

Выпускаются отечественные буровые установки:

1. ОАО “УРАЛМАШ” грузоподъемностью от 160 ч 500 т (БУ2500/160 ДПБМ; БУ3200/200 ДГУ-1М; БУ4000/260 ДГУ-Т и др.).

2. ОАО “Волгоградский завод буровой техники”.

3. Предприятие “UPET SA” (Румыния), входящим в машиностроительную корпорацию “Объединенные машиностроительные заводы”.

4. ОАО “Кунгурский машиностроительный завод”.

5. ЗАО “ИЖДРИЛ” установки буровые мобильные K160, АЕ520RU-125.

В соответствии с требованиями изготовителя, содержащимися в руководстве по эксплуатации, и с учетом условий транспортирования оборудования на данном предприятии и местных условий главный инженер (главный механик) эксплуатирующего предприятия устанавливает способ транспортирования конкретного вида оборудования.

Виды оборудования, применяемого для подземного ремонта скважин. Состав агрегатов для капитального ремонта скважин (КРС). Конструкция отдельных узлов. Техническое обслуживание (ТО) оборудования применяемого для КРС

При эксплуатации скважин любого назначения (нефтяных, газовых, нагнетательных и др.), так же, как и при эксплуатации любого другого инженерного сооружения, необходимо периодически их ремонтировать. Комплекс работ, связанных со спуском в скважины и подъемом труб, штанг, насосов или каких-либо инструментов, называется подземным ремонтом.

Подземный ремонт скважин в зависимости от вида и сложности работ условно разделяют на текущий и капитальный.

К текущему подземному ремонту относятся: замена насосов, замена труб и штанг или изменение характера их подвески, очистка скважин от песчаной пробки, несложные ловильные работы (ловля оборвавшихся штанг и других предметов в колонне насосно-компрессорных труб). Эти работы выполняют бригады по подземному ремонту скважин, организуемые на каждом предприятии по добыче нефти и газа.

Оборудование для текущего ремонта скважин включает:

спускоподъемное оборудование (подъемники и агрегаты);

инструмент для СПО (элеваторы, спайдеры);

средства механизации спускоподъемных работ (механические ключи;

механизированные стеллажи);

технологическое оборудование:

(промывочные агрегаты);

транспортное оборудование (транспортные базы колесные, гусеничные, плавучие, рамные).

К капитальному ремонту скважин относятся наиболее сложные виды подземных ремонтов, часто требующих применения специального оборудования: буровых станков, турбобуров, бурильных труб, цементировочных агрегатов и т.п.

Оборудование для капитального ремонта скважин включает:

спускоподъемное оборудование (подъемники и агрегаты);

инструмент для СПО (элеваторы для НКТ и бурильных труб, ключи механические);

оборудование для промывки, бурения и цементирования скважин; инструмент для внутрискважинных работ (ловильный инструмент, фрезеры).

Агрегаты капитального ремонта предназначены для ликвидации нарушений герметичности или формы ствола скважины ликвидации сложных внутрискважинных аварий и для ремонта фильтровой части скважины. Для освоения и ремонта скважин используют самоходный агрегат А-50У, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-257.

Рисунок 1 - Агрегат А-50У для ремонта скважины
1 - передняя опора; 2 - промежуточная опора; 3 - компрессор; 4 - трансмиссия; 5 - промежуточный вал; 6 - гидродомкрат для подъема вышки; 7 - талевая система; 8 - ограничитель подъема талевого блока; 9 - лебедка; 10 -вышка; 11 - пульт управления; 12 - опорные домкраты; 13 - ротор.
Для спускоподъемных операций в процессе капитального ремонта нефтяных и газовых скважин предназначены подъемные установки типа УПТ. К ним относятся: УПТ-32, УПТ1-50(рис.2). Установки самоходные, смонтированные на гусеничных тракторах. Состоят из следующих основных узлов: однобарабанной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование, вышки с талевой системой, задней и передней опор вышки, кабины водителя. Для разрушения гидратных и парафиновых пробок, используют мобильную установку УПД-5М.

Рисунок 2 - Подъемная установка УПТ1-50: 1 - коробка передач; 2 - однобарабанная лебедка; 3 - компрессор воздуха; 4 - передняя опора вышки; 5 - фара; 6 - вышка с талевой системой; 7- управление; 8 - кабина машиниста; 9  гидродомкрат; 10 - задняя опора вышки

Штанговые элеваторы ЭШН - для захвата колонны штанг и удержания ее в подвешанном состоянии при СПО, грузоподъемностью 5 и 10 т. УПД-5М представляет собой самоходную нефтепромысловую машину совместно с монтажной базой, включающей в себя барабан с укладчиком для намотки длинномерных труб, механизм подачи трубы в скважину, закрепленную на шасси автомобиля КаАЗ-65101/100, или каком-либо другом типе шасси, по желанию заказчика.

Подъемные крюки, предназначенные для подвешивания элеваторов, вертлюгов и другого оборудования при СПО, изготавливаются двух типов: однорогие и трехрогие. Штропы служат для подвески элеватора на крюк. Конструктивно это замкнутая стальная петля овальной формы, сильно вытянутая по одной оси. Изготавливают их цельнокатанными или сварными в стыке контактной сваркой с последующей термообработкой. Для капитального ремонта скважин выпускают штропы ШЭ-28-П-Б и ШЭ-50-Б грузоподъемностью 28 и 50 т.

Для автоматизации операций по захвату, удержания на весу, освобождения и центрирования колонны насосно-компрессорных или бурильных труб в процессе спуска их в скважину предназначены спайдеры.

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию, а также для автоматизации по захвату, удержанию на весу, освобождению и центрированию колонны НКТ предназначены автоматы типа АПР.

Для механизации процесса свинчивания и развинчивания насосных штанг применяют штанговые ключи АШКТМ, КМШЭ, КАРС (автоматические и механические ключи), принцип аналогичен АПР.

Капитальный ремонт (КР) проводится в целях восстановления работоспособности и ресурса оборудования. При КР осуществляется полная разборка оборудования, мойка и дефектоскопия деталей, ремонт, регулировка, сборка, испытание под нагрузкой и окраска. КР проводится в соответствии с планом-графиком ремонта на специализированных заводах, оснащенных соответствующим технологическим оборудованием. Порядок сдачи в ремонт, испытание и приемка после ремонта определяются техническими условиями на капитальный ремонт оборудования.

Таким образом, действующая система ТО и ПР оборудования предусматривает проведение комплекса мероприятий предупредительного характера, направленных на поддержание оборудования в постоянной эксплуатационной готовности и обеспечивающих наибольшую производительность и высокое качество буровых работ, увеличение межремонтных сроков службы, снижение затрат на ремонт и эксплуатацию оборудования, повышение качества ремонтных работ.

Продолжительность ремонтного цикла, межремонтного и межосмотрового периодов определяется по каждой группе оборудования.

Ремонтный цикл - это промежуток времени между двумя капитальными ремонтами или началом эксплуатации до первого капитального ремонта. Его длительность определяется сроком службы наиболее важных узлов и механизмов.
Структура ремонтного цикла - это порядок чередования осмотров и ремонтных работ в течение ремонтного цикла.

Техническое и методическое руководство ремонтной службы предприятий осуществляется службами главного механика предприятий. ОГМ разрабатывает и обосновывает проекты перспективных и оперативных планов ППР, проводит их анализ и оценку выполнения, осуществляет контроль за обслуживанием и ремонтом оборудования на основе инструкций и требований, определяет потребность в капитальном ремонте оборудования, составляет заявки на ремонтные предприятия, выполняющие работы подрядными и хозяйственными способами, осуществляет контроль за качеством ремонта, за своевременной подготовкой и сдачей ремонтного фонда, составляет, защищает заявки и контролирует поступления и расход запасных частей к основному и вспомогательному оборудованию.

Для определения длительности ремонтного цикла в годах, необходимо определить действительный годовой фонд времени работы единицы оборудования. Продолжительность ремонтных циклов, межремонтных и межосмотровых периодов зависит в основном от вида оборудования, условий эксплуатации и учитывается по количеству отработанных часов, дней.

Межосмотровым периодом называется промежуток времени работы оборудования между двумя очередными осмотрами или между плановым ремонтом и осмотром. Межремонтным периодом называется период работы оборудования между очередными плановыми ремонтами.

Межремонтный период при системе ППР не может устанавливаться произвольно, а должен иметь оптимальную величину. Правильность выбора периодичности ремонта имеет важное экономическое значение, так как этим определяются затраты на ремонтные работы, длительность простоев оборудования, производственная мощность машин и расходы по их эксплуатации.

Надежная и безаварийная работа станка-качалки достигается за счет правильного подбора оборудования, который зависит от технического режима эксплуатации скважины, качественного выполнения монтажных работ, точного уравновешивания, своевременного проведения профилактических ремонтов и смазки. После пуска станка-качалки в эксплуатацию по истечению первых нескольких дней работы следует осмотреть все резьбовые соединения и подтянуть их. В первые дни эксплуатации требуется систематически контролировать состояние сборки, крепления подшипников, затяжки кривошипных и верхних пальцев на шатуне, уравновешивание, натяжение ремней, отсутствие тяги масла в редукторе, проверять соответствие мощности и скорости вращения вала электродвигателя установленному режиму работы станка. Электродвигатель должен быть подключен к сети так, чтобы вращались по стрелке, указанной на редукторе.

В процессе эксплуатации регулярно проверять и смазывать узлы станка качалки и редуктора. Если станок качалка подвергается действию больших и переменных нагрузок и эксплуатируется в условиях высоких или низких температур, повышенной влажности или пыльности, необходимо чаще проверять его. При пуске в эксплуатацию левого редуктора необходимо через 10-15 дней вылить из него масло и промыть керосином или солярным маслом с целью удаления частиц металла, появляющихся в процессе первоначальной работы редуктора. Для повторного использования слитое масло необходимо обязательно профильтровать. Наличие масла в редукторе проверяют через трольные клапаны или щупом. Свежее масло добавляют в редуктор, когда через нижнее отверстие оно не поступает. Уровень масла в редукторе должен быть между нижним и верхним контрольными клапанами.

Для механизированной смены смазки в редукторе и в подшипниковых узлах станка-качалки следует применять агрегат Азинмаш-48. При помощи этого агрегата редуктор освобождают от отработанного масла, промывают его в картере, затем заполняют редуктор свежим маслом и подшипники консистентной смазкой. Перечисленные работы выполняют за счет давления или вакуума, компрессором или солидолонагнетатели. Емкости агрегата заполняются свежим маслом, промывочной жидкостью и освобождаются от отработанного масла механизировано или вручную.

При осмотре и обслуживании станка-качалки тщательно проверяют жесткость крепления пусковой аппаратуры, которую необходимо устанавливать строго вертикально, особенно при установке магнитных пускателей, имеющих контактное устройство. Крепление должно быть прочным, исключающим возможные сдвиги и шатания. Во избежание несчастных случаев при смазке, ремонте и проверке состояния станка необходимо его останавливать. При остановке редуктор следует затормаживать только после отключения двигателя от сети в нижнем положении плунжера глубинного насоса.

Продолжительность интервалов между сервисным обслуживанием насоса, электродвигателя, трубопровода скважинных фильтров и т.д. определяется рядом факторов, важнейшими из которых являются:

содержащиеся в воде абразивных;

содержащиеся в воде частицы железа, марганца, извести и бактерии;

наличие веществ которые входят в контакт с насосами;

скачки напряжения при электроснабжении, которые могут постепенно снизить сопротивление изоляции в обмотках электродвигателя;

чрезвычайно высокая температура воды или плохие условия охлаждения, которые ведут к постепенному старению резиновых деталей изоляции;

частота таких явлений как «сухой» ход, кавитация или всплытия рабочих колес.

Непрерывное протоколирование параметров насоса с помощью расходомера и манометров позволяет наглядно видеть, насколько быстро возникают отложения или в какой мере износ деталей снижает КПД насоса.

Регулярное измерение уровня воды в скважине и снятие показаний расходомера позволяет делать выводы относительно масштабов отложений в скважинном фильтре и понижения уровня воды в скважине. Регулярное сравнение потребляемой мощности с количеством выкачиваемой воды позволяет судить о вероятных утечках в трубопроводе. 

Исследование погружного кабеля с помощью магнитоэлектрического генератора с ручным приводом позволяет выявить повреждения от скачков напряжения или плохого охлаждения.

Средний интервал между техническими осмотрами скважинных насосов составляет около 7 - 8 лет.

В случае возникновения проблем, приведенных в пунктах 1 - 6, сокращение интервала между техническими осмотрами может обеспечить экономию энергии.

При оснащении насоса блоком комплексной защиты электродвигателя становится возможным контроль потребления электроэнергии и количества часов эксплуатации. Это осуществляется с помощью пульта дистанционного управления. Если, кроме того, установить на насос и расходомер с непрерывной передачей сигнала блок, то можно также считывать информацию и о величине потребляемой электроэнергии из расчета на 1 м3 выкачиваемой воды.

В процессе работы фонтанной арматуры при необходимости замеряют температуру проходящей среды. Температуру замеряют с помощью термометров через термокарман.

В процессе эксплуатации фонтанной арматуры с прямоточными задвижками требуется через каждые 20 открытий - закрытий, но не реже одного раза в три месяца, через клапан нагнетательный, набивать корпус смазкой. Марка смазки указывается в нормативно-технической документации. Заполнение корпуса смазкой не дает возможности оседать различным механическим примесям, а также скапливаться агрессивной жидкости. Герметичность затвора прямоточной задвижки повышается за счет применения уплотнительной смазки, которая автоматически подается к поверхности затвора за счет давления среды в корпусе задвижки.

Клиновые задвижки применяют только в малодебитных и низконапорных скважинах. В отличие от клиновой задвижки в прямоточной задвижке и в пробковом кране запорный элемент уплотняется смазкой, которая одновременно служит для снижения трения, и поэтому они не требуют больших усилий при управлении ими. В прямоточных задвижках для достижения герметичности категорически запрещается применять рычаг, так как герметичность при плоских плашках от усилия затяжки не зависит, а можно сломать шпиндель. Категорически запрещено эксплуатировать задвижки в полуоткрытом состоянии.

Раз в два-три месяца необходимо смазывать подшипники шпинделя. Марка смазки указывается в нормативно-технической документации.

Кран в момент набивки смазки должен быть или полностью открыт, или полностью закрыт. Допускается проводить поднабивку смазки при помощи нажимного болта. Однако это менее удобно и требует больших затрат времени.

В фонтанной арматуре с крановыми запорными устройствами после установки на скважине необходимо провести дополнительную набивку уплотнительной смазкой всех кранов и проверить краны на плавность работы затвора. Смазка набивается масленкой, которая ввинчивается в резьбовое отверстие шпинделя вместо вывинченного нажимного болта.

После заполнения крана смазкой нажимной болт необходимо поставить в исходное положение. Регулярная подача смазки на уплотнительные поверхности крана обеспечит постоянную герметичность затвора. Для надежной работы затвора необходимо регулярно проверять наличие смазки в системе крана и по мере необходимости, но не реже одного раза в три месяца, проводить поднабивку смазки масленкой.

Смазку необходимо подавать в масленку до тех пор, пока подача смазки не станет затруднительной. Если кран разбирался, то при сборке необходимо установить зазор между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки в соответствии с требованиями нормативно-технической документации. Для этой цели уплотнительные поверхности как корпуса, так и пробки должны быть очищены от старой смазки, протерты досуха чистой тряпкой и промыты в керосиновой ванне. По окончании сборки крана регулировочный винт необходимо затянуть до отказа, а потом ослабить на 1/8 оборота. Это обеспечит нормальный эксплуатационный зазор между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки. После установки зазора между корпусом и пробкой кран заполняют смазкой.

Фонтанную арматуру, находившуюся до установки в эксплуатации на другой скважине, необходимо очистить от грязи, промыть и проверить, а если требуется, то провести ремонт с обязательным последующим гидроиспытанием. Ремонт задвижки или пробкового крана включает: разборку и промывку деталей в керосиновой ванне, замер деталей и их отбраковку, ремонт изношенных деталей и изготовление новых, сборку и гидроиспытание.

Этот порядок сохраняется при ремонте задвижек всех диаметров и типов. В процессе разборки и сборки применяют разнообразный слесарный инструмент и необходимые приспособления. Технологические операции в процессе ремонта в основном сводятся к ликвидации раковин наплавкой с последующей механической обработкой, к исправлению резьбы, шабровке уплотнительных поверхностей и др.

Особенности ТО оборудования применяемого для КРС. Структура ремонтного цикла. Межремонтный и межосмотровой периоды

Ремонтный цикл - это промежуток времени между двумя капитальными ремонтами или началом эксплуатации до первого капитального ремонта. Его длительность определяется сроком службы наиболее важных узлов и механизмов.

Структура ремонтного цикла - это порядок чередования осмотров и ремонтных работ в течение ремонтного цикла.

Техническое и методическое руководство ремонтной службы предприятий осуществляется службами главного механика предприятий. ОГМ разрабатывает и обосновывает проекты перспективных и оперативных планов ППР, проводит их анализ и оценку выполнения, осуществляет контроль за обслуживанием и ремонтом оборудования на основе инструкций и требований, определяет потребность в капитальном ремонте оборудования, составляет заявки на ремонтные предприятия, выполняющие работы подрядными и хозяйственными способами, осуществляет контроль за качеством ремонта, за своевременной подготовкой и сдачей ремонтного фонда, составляет, защищает заявки и контролирует поступления и расход запасных частей к основному и вспомогательному оборудованию.
Для определения длительности ремонтного цикла в годах, необходимо определить действительный годовой фонд времени работы единицы оборудования.

Продолжительность ремонтных циклов, межремонтных и межосмотровых периодов зависит в основном от вида оборудования, условий эксплуатации и учитывается по количеству отработанных часов, дней.

Межосмотровым периодом называется промежуток времени работы оборудования между двумя очередными осмотрами или между плановым ремонтом и осмотром. Межремонтным периодом называется период работы оборудования между очередными плановыми ремонтами.

Межремонтный период при системе ППР не может устанавливаться произвольно, а должен иметь оптимальную величину. Правильность выбора периодичности ремонта имеет важное экономическое значение, так как этим определяются затраты на ремонтные работы, длительность простоев оборудования, производственная мощность машин и расходы по их эксплуатации.

Контроль технического состояния и техническое обслуживание станка - качалки и погружного насоса. Возможные дефекты станка - качалки, погружного насоса и способы их устранения.
Надежная и безаварийная работа станка-качалки достигается за счет правильного подбора оборудования, который зависит от технического режима эксплуатации скважины, качественного выполнения монтажных работ, точного уравновешивания, своевременного проведения профилактических ремонтов и смазки. После пуска станка-качалки в эксплуатацию по истечению первых нескольких дней работы следует осмотреть все резьбовые соединения и подтянуть их. В первые дни эксплуатации требуется систематически контролировать состояние сборки, крепления подшипников, затяжки кривошипных и верхних пальцев на шатуне, уравновешивание, натяжение ремней, отсутствие тяги масла в редукторе. проверять соответствие мощности и скорости вращения вала электродвигателя установленному режиму работы станка. Электродвигатель должен быть подключен к сети так, чтобы вращались по стрелке, указанной на редукторе.

В процессе эксплуатации регулярно проверять и смазывать узлы станка качалки и редуктора. Если станок качалка подвергается действию больших и переменных нагрузок и эксплуатируется в условиях высоких или низких температур, повышенной влажности или пыльности, необходимо чаще проверять его. При пуске в эксплуатацию левого редуктора необходимо через 10-15 дней вылить из него масло и промыть керосином или солярным маслом с целью удаления частиц металла, появляющихся в процессе первоначальной работы редуктора. Для повторного использования слитое масло необходимо обязательно профильтровать. Наличие масла в редукторе проверяют через трольные клапаны или щупом. Свежее масло добавляют в редуктор, когда через нижнее отверстие оно не поступает. Уровень масла в редукторе должен быть между нижним и верхним.

Для механизированной смены смазки в редукторе и в подшипниковых узлах станка-качалки следует применять агрегат Азинмаш-48. При помощи этого агрегата редуктор освобождают от отработанного масла, промывают его в картаре, затем заполняют редуктор свежим маслом и подшипники консистентной смазкой. Перечисленные работы выполняют за счет давления или вакуума, компрессором или солидолонагнетатели. Емкости агрегата заполняются свежим маслом, промывочной жидкостью и освобождаются от отработанного масла механизировано или вручную. Продолжительность интервалов между сервисным обслуживанием насоса, электродвигателя, трубопровода скважинных фильтров и т.д. определяется рядом факторов, важнейшими из которых являются: содержащиеся в воде абразивных; содержащиеся в воде частицы железа, марганца, извести и бактерии; наличие веществ которые входят в контакт с насосами; скачки напряжения при электроснабжении, которые могут постепенно снизить сопротивление изоляции в обмотках электродвигателя; чрезвычайно высокая температура воды или плохие условия охлаждения, которые ведут к постепенному старению резиновых деталей изоляции; частота таких явлений как «сухой» ход, кавитация или всплытия рабочих колес. Непрерывное протоколирование параметров насоса с помощью расходомера и манометров позволяет наглядно видеть, насколько быстро возникают отложения или в какой мере износ деталей снижает КПД насоса. Регулярное измерение уровня воды в скважине и снятие показаний расходомера позволяет делать выводы относительно масштабов отложений в скважинном фильтре и понижения уровня воды в скважине. Регулярное сравнение потребляемой мощности с количеством выкачиваемой воды позволяет судить о вероятных утечках в трубопроводе.

Исследование погружного кабеля с помощью магнитоэлектрического генератора с ручным приводом позволяет выявить повреждения от скачков напряжения или плохого охлаждения. Средний интервал между техническими осмотрами скважинных насосов составляет около 7 - 8 лет. В случае возникновения проблем, приведенных в пунктах 1 - 6, сокращение интервала между техническими осмотрами может обеспечить экономию энергии. При оснащении насоса блоком комплексной защиты электродвигателя становится возможным контроль потребления электроэнергии и количества часов эксплуатации. Это осуществляется с помощью пульта дистанционного управления. Если, кроме того, установить на насос и расходомер с непрерывной передачей сигнала блок, то можно также считывать информацию и о величине потребляемой электроэнергии из расчета на 1 м3 выкачиваемой воды.

Контроль технического состояния и техническое обслуживание фонтанной арматуры, запорных устройств ФА. Техническое обслуживание прямоточных задвижек, пробковых кранов, КИП, устанавливаемых на фонтанную арматуру.

В процессе работы фонтанной арматуры при необходимости замеряют температуру проходящей среды. Температуру замеряют с помощью термометров через термокарман.

В процессе эксплуатации фонтанной арматуры с прямоточными задвижками требуется через каждые 20 открытий - закрытий, но не реже одного раза в три месяца, через клапан нагнетательный, набивать корпус смазкой. Марка смазки указывается в нормативно-технической документации. Заполнение корпуса смазкой не дает возможности оседать различным механическим примесям, а также скапливаться агрессивной жидкости. Герметичность затвора прямоточной задвижки повышается за счет применения уплотнительной смазки, которая автоматически подается к поверхности затвора за счет давления среды в корпусе задвижки.

Клиновые задвижки применяют только в малодебитных и низконапорных скважинах. В отличие от клиновой задвижки в прямоточной задвижке и в пробковом кране запорный элемент уплотняется смазкой, которая одновременно служит для снижения трения, и поэтому они не требуют больших усилий при управлении ими. В прямоточных задвижках для достижения герметичности категорически запрещается применять рычаг, так как герметичность при плоских плашках от усилия затяжки не зависит, а можно сломать шпиндель. Категорически запрещено эксплуатировать задвижки в полуоткрытом состоянии.

Раз в два-три месяца необходимо смазывать подшипники шпинделя. Марка смазки указывается в нормативно-технической документации.

Кран в момент набивки смазки должен быть или полностью открыт, или полностью закрыт. Допускается проводить поднабивку смазки при помощи нажимного болта. Однако это менее удобно и требует больших затрат времени.

В фонтанной арматуре с крановыми запорными устройствами после установки на скважине необходимо провести дополнительную набивку уплотнительной смазкой всех кранов и проверить краны на плавность работы затвора. Смазка набивается масленкой, которая ввинчивается в резьбовое отверстие шпинделя вместо вывинченного нажимного болта.

После заполнения крана смазкой нажимной болт необходимо поставить в исходное положение. Регулярная подача смазки на уплотнительные поверхности крана обеспечит постоянную герметичность затвора. Для надежной работы затвора необходимо регулярно проверять наличие смазки в системе крана и по мере необходимости, но не реже одного раза в три месяца, проводить поднабивку смазки масленкой.

Смазку необходимо подавать в масленку до тех пор, пока подача смазки не станет затруднительной. Если кран разбирался, то при сборке необходимо установить зазор между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки в соответствии с требованиями нормативно-технической документации. Для этой цели уплотнительные поверхности как корпуса, так и пробки должны быть очищены от старой смазки, протерты досуха чистой тряпкой и промыты в керосиновой ванне. По окончании сборки крана регулировочный винт необходимо затянуть до отказа, а потом ослабить на 1/8 оборота. Это обеспечит нормальный эксплуатационный зазор между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки. После установки зазора между корпусом и пробкой кран заполняют смазкой.

Фонтанную арматуру, находившуюся до установки в эксплуатации на другой скважине, необходимо очистить от грязи, промыть и проверить, а если требуется, то провести ремонт с обязательным последующим гидроиспытанием. Ремонт задвижки или пробкового крана включает: разборку и промывку деталей в керосиновой ванне, замер деталей и их отбраковку, ремонт изношенных деталей и изготовление новых, сборку и гидроиспытание.

Этот порядок сохраняется при ремонте задвижек всех диаметров и типов. В процессе разборки и сборки применяют разнообразный слесарный инструмент и необходимые приспособления. Технологические операции в процессе ремонта в основном сводятся к ликвидации раковин наплавкой с последующей механической обработкой, к исправлению резьбы, шабровке уплотнительных поверхностей и др.

2. ТУКУЩИЙ И ПЛАНОВЫЙ РЕМОНТ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Система технического обслуживания и планового ремонта оборудования (ТО и ПР). Назначение, структура и особенности системы ТО и ПР. Структурные подразделения нефтегазодобывающих предприятий, ведущие контроль технического состояния оборудования БУ. Охрана труда и правила безопасности при проведении работ по контролю технического состояния,

техническому обслуживанию и ремонту оборудования.

Система технического обслуживания и ремонта - это комплекс организационных и технологических мероприятий по обслуживанию и ремонту оборудования.

Система ТО и ПР включает планирование, подготовку, реализацию технического обслуживания и ремонта с заданными последовательностью и периодичностью. Для этих целей в Системе ТО и ПР приведены нормативы продолжительности межремонтных периодов, ремонтных циклов, простоев и трудоемкости в ремонте оборудования и технологических агрегатов, примерное содержание ремонтных работ отдельных видов оборудования, даны указания по организации его ремонта и технического обслуживания.

Система ТО и ПР призвана обеспечить: поддержание оборудования в работоспособном состоянии и предотвращение неожиданного выхода его из строя; правильную организацию технического обслуживания и ремонта оборудования; увеличение коэффициента технического использования оборудования за счет повышения качества технического обслуживания и ремонта, и уменьшения простоя в ремонте; возможность выполнения ремонтных работ по графику, согласованному с планом производства; своевременную подготовку необходимых запасных частей и материалов.

В основу Системы ТО и ПР положено сочетание технического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов.

В зависимости от значимости оборудования в технологическом процессе планово-предупредительный ремонт может проводиться по методу планово-периодического ремонта и ремонта по техническому состоянию (послеосмотровый метод).

Сущность планово-периодического ремонта заключается в том, что все виды ремонта планируются и выполняются в строго установленные ремонтными нормативами сроки.

Сущность ремонта по техническому состоянию заключается в том, что все виды и сроки ремонта устанавливаются в зависимости от технического состояния оборудования, определяемого во время проведения периодического ТО.

Система ТО и ПР предусматривает следующие виды обслуживания и ремонтов: техническое обслуживание; текущий ремонт; капитальный ремонт.

Ремонт наземного оборудования в отрасли осуществляют прокатно-ремонтные цехи: прокатно-ремонтный цех бурового оборудования (ПРЦБО), прокатно-ремонтный цех труб и турбобуров (ПРЦТиТ), прокатно-ремонтный цех электрооборудования и энергоснабжения (ПРЦЭОиЭС), прокатно-ремонтный цех нефтегазопромыслового оборудования (ПРЦНО). Эти цехи входят в состав базы производственного обслуживания на буровых и нефтегазодобывающих предприятиях.

Ремонт наземного оборудования организуется по системе планово-предупредительного ремонта (ППР) и диагностики оборудования.

...