Установление режима работы скважины, оборудованной УЭЦН, после текущего подземного ремонта на Тянском месторождении

Chertezh (2).cdw

ВКР.21.02.01.ЭС2-12.000.000.ПЗ
Установление режима работы скважины
оборудованной УЭЦН после текущего
подземного ремонта на Тянском месторождении

GHJ.docx

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Состояние техники и технологии добычи нефти на Тянском месторождении
На месторождениях России около 95 % фонда скважин эксплуатируется насосным способом. В основном насосный фонд представлен установками центробежных электронасосов (УЭЦН) отечественного и импортного производства. Проблема повышения эффективности эксплуатации УЭЦН затронула многие нефтяные компании из-за преждевременных или повторных ремонтов глубинно-насосного оборудования потери плановой добычи нефти из-за про- стоя скважины ликвидации осложнений. Эти мероприятия сопровождаются большими материальными затратами повышающими себестоимость добычи нефти. Основным показателем характеризующим эффективность эксплуатации УЭЦН является наработка на отказ (срок работы УЭЦН от момента запуска до момента остановки по причине выхода из строя). Качество изготовления и проделанного ремонта установки ее технические параметры выбор оптимального режима эксплуатации конструкция скважины физико-химические свойства откачиваемой продукции – вот главные факторы влияющие на наработку УЭЦН. В настоящее время повышение эффективности эксплуатации УЭЦН осуществляют по следующим направлениям: выбор оптимального режима работы системы пласт – насос; учет конструкции ствола скважины; мероприятия по борьбе с мехпримесями солеотложениями и коррозией на глубинном скважинном оборудовании; улучшение конструктивных элементов УЭЦН; улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта. Работа системы пласт – насос в несогласованном режиме снижает отборы нефти ухудшает энергетические показатели и эксплутационную надежность установок. Поэтому разработка и внедрение мероприятий направленных на согласованную работу пласт – насос является резервом повышения эффек-35 м 3 сут) . Среднее свободное газосодержание на приёме ЭЦН изменяется от 02 до 25 %. Это означает что в большинстве скважин завышены глубины погружения насосов под динамический уровень жидкости. Отмеченное приводит к дополнительным механическим воздействиям на конструкцию УЭЦН при спускоподъёмных операциях интенсивному трению между электрическим кабелем и обсадными трубами. Кроме того требуется применение насосов с более высокими напорными характеристиками. В результате ухудшаются характеристики УЭЦН и снижается его к.п.д. Следовательно количественно увеличиваются различные потери на трение и в скважинах возникают осложнения. Интенсивность возникновения последних возрастает в результате коррозионного и абразивного износа рабочих органов насосов и наличия сложного пространственного профиля ствола скважин . Улучшение работы скважин оборудованных УЭЦН достигают следующим образом. Для согласования работы нефтяного пласта и подъёмного оборудования а также повышения к.п.д. ЭЦН в скважинах всех объектов разработки намечено проведение специальных исследований по изучению состава и свойств откачиваемой продукции и мероприятия по повышению качества ремонта установок. Особенно важно определить динамику уменьшения коэффициентов продуктивности скважин чтобы правильно выбирать типоразмер насосов и других элементов установки оптимизировать технологические режимы её работы. Кроме технологических и организационных решений планируется расширить объёмы внедрения новых технических средств: газовых диспергаторов гасителей вибрации механически прочных компенсаторов высокоэффективных и технологически надёжных станций управления и др. Также существует проблема пескопроявления в основном это происходит из-за большой депрессии на пласт. Проводятся некоторые виды работ по снижению влияния механических примесей на работу насосов. В ограниченных количествах осуществляются очистки забоев скважин после ТРС и КРС что обеспечивает более легкий запуск и ввод скважины на режим проводить конструктивное совершенствование погружных электронасосов позволило увеличить наработку на отказ УЭЦН уменьшить число отказов и как следствие уменьшить число текущих ремонтов скважин; - экономическая эффективность применение УЭЦН износокоррозионностойкого исполнения составила около 70 тыс.рубгод на одну скважину; - изменение конструкции и применение новых материалов при изготовлении рабочих органов насоса позволяют расширить технические условия эксплуатации установок. В статье поднимается проблема образования осадков сульфида железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН. При этом авторы утверждают что фильтры серийно выпускаемых установок имеют существенные недостатки. Так их щелевые металлические элементы не защищают насос от попадания мелких абразивных частиц сульфида железа. Более крупные частицы скапливаясь засоряют отверстия фильтра что снижает производительность насоса и способствует отказу всей системы. Очевидно что наиболее простой способ торможения образования осадков – это периодическая очистка и промывка забоя скважин; ингибирование всей очищенной поверхности специальными жидкостями и ингибиторами коррозии. Однако тщательная периодическая очистка поверхности обсадных труб и удаление из скважины накопившихся осадков сульфида железа – весьма трудоёмкий и не всегда экономически оправданный процесс. Наиболее эффективный метод связан с ингибированием поверхности металла труб специальной жидкостью заливаемой в затрубное пространство скважины. Эта жидкость обладает повышенной вязкостью способна улавливать в плавучем состоянии повышенное содержание сульфида и карбоната железа. Что касается торможения коррозии в обсадной колонне ниже УЭЦН разрабатывается технология ингибирования и защиты с применением глубинного дозатора с опорой на забой скважины. Одним из основных способов повышения эффективности эксплуатации скважин является увеличение их межремонтного периода (МРП). Для этого устройства и шарнирно-кулачковой муфты свободно «вписываются» в ствол искривлённой скважины что повышает устойчивость их работы; - оснащение ЭЦН эксплуатирующихся в скважинах с повышенным пескопроявлением песочными якорями в сочетании с противополётным устройством «Гайберсон». При этом наработка на отказ увеличивается в 37 раза; - перспективным является разработанный и прошедший опытно-промышленные испытания способ защиты от солеотложений и коррозии подземного оборудования заключающийся в подачи в затрубное пространство скважины ингибирующей композиции в виде мелкодисперсной высокоустойчивой пены. С точки зрения гидродинамики при одинаковых других параметрах с ростом затрубного давления увеличивается динамический уровень поэтому необходим более глубокий спуск насоса в скважину. При этом повышается расход НКТ кабеля и нагрузки на колонну. Для предотвращения этого автором рекомендовано и испытано техническое решение позволяющее поддерживать затрубное давление не выше чем в коллекторе. Для указанной цели на рассчитанном по программе месте в НКТ монтируется скважинный жидкостно-газовый эжектор (ЖГЭ). Применение эжекторных устройств позволило стабилизировать работу и увеличить межремонтный период УЭЦН. Таким образом можно отметить что накоплен большой опыт эксплуатации скважин с применением УЭЦН. Ведутся исследования по улучшению работы скважин при различных осложнениях с использованием промыслового материала. Ряд решений приведённых выше можно использовать применительно к геолого-физическим условиям Тянского месторождения. В целом эксплуатация скважин с применением УЭЦН является одним из эффективных способов.
2. Факторы приводящие к осложнениям при работе скважин оборудованных УЭЦН
Наибольшее количество аварий как и в прошлом году приходится на фланцевые соединения УЭЦН – 54 случая или 643 % от общего количества по узлам УЭЦН. Наибольшее количество расчленений установок как и в предыдущие годы происходит по фланцевому соединению насос-приставка за отчётный период произошло 36 аварий или 667 %.
Количество аварий по корпусу УЭЦН за первое полугодие снизилось с 15 аварий в прошедшем 2000 году или 155 % до 7 аварий или 83 % за первое полугодие 2001 года. Наибольшее количество аварий по корпусам приходится на слом шеек модулей. По данной причине количество аварий увеличилось с 12 аварий или 124 % в 2000 году до 13 аварий или 155 % в отчётном году. По элементам подвески также произошло увеличение количества аварий с 246 % до 354 %. Аварийность по ним распределилась следующим образом (рисунок 14). Наибольшее количество аварий по элементам подвески – 41 произошла по ремонтным НКТ 5 аварий по новым НКТ. Необходимо отметить что учёт наработки НКТ по некоторым НГДУ ведётся недостаточно хорошо имеют место случаи некачественного замера труб не своевременно проводится замена подвесок НКТ импортного производства на скважинах содержащих в своей продукции сероводород марки N-80 на отечественные. Так за первое полугодие произошло 3 аварии по причине коррозии НКТ марки N80 оп НГДУ средняя наработка до полёта по данному виду аварий составила 117 суток.
Аварии по типоразмеру УЭЦН распределились следующим образом (рисунок 2.3).
Рисунок 2.3 – Распределение аварий по типоразмерам УЭЦН
Из рисунка видно что наибольшее количество аварий приходится на УЭЦН-50 и УЭЦН-80. Это происходит потому что большинство скважин оборудованы именно этими установками поэтому следует улучшить контроль за работой этих скважин.
Большое количество отказов ЭЦН произошло из-за снижения подачи. В последние годы по НГДУ существует тенденция роста числа отказов по причине снижения подачи. Из этого следует что на скважинах необходимо грамотно произвести подбор оборудования и установить его технологический режим работы для обеспечения оптимального режима работы системы пласт насос. Разработка и внедрение мероприятий направленных на согласованную работу пласт-насос является резервом повышения эффективности работы насосного фонда скважин и всей системы эксплуатации месторождения в целом.
Одним из основных видов осложнений возникающих при эксплуатации скважин является снижение коэффициента продуктивности ПЗП в результате проникновения ГЖС на водной основе перед ремонтами.
Основными причинами аварий и выхода из строя УЭЦН являются.
Вибрация при работе установок вследствие повышенного износа рабочих органов из-за большого содержания механических примесей.
Недостаточный контроль за работой УЭЦН со стороны НГДУ.
Работа УЭЦН в крайних частях напорно-расходной характеристики.
Использование ПЭД завышенной мощности в связи с чем величина
токовых нагрузок часто близка к току холостого хода что не позволяет провести качественную отстройку защиты СУ.
Использование некачественных элементов подвески и не своевременная замена НКТ.
Нарушение технологии СПО.
Не своевременное принятие мер при изменении режима работы скважины.
Неполадки при работе скважин оборудованных насосами УЭЦН осложнения в добыче нефти в основном связаны с отложениями солей АСПО (асфальто-смоло-парафинистые отложения) выпадением песка и т. д. в результате которых происходит поломка оборудования. Отложение парафина или солей в НКТ происходит при уменьшении устьевого давления с повышением затрубного давления; образование песчаной пробки - при уменьшении давления на устье и затрубного давления при больших перепадах давления.
Содержащиеся в пластовой жидкости смолы асфальтены и парафин откладываются на поверхностях соприкасающихся с ней. К этим поверхностям относятся капилляры пласта и поверхность труб. Наибольшую опасность с точки зрения уменьшения дебита скважины представляют отложения на стенках капилляров пласта что может привести к необратимому снижению дебита скважины. Подобное явление может наблюдаться прежде всего в результате закачки холодной воды в пласт содержащий например парафинистую нефть. Наиболее интенсивно отложение идет в призабойной зоне.
Кроме того отложение парафина на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб приводит к уменьшению их проходного сечения повышению гидродинамического сопротивления и даже к полной закупорке труб. Одним из способов депарафинизации скважин является прогрев и продувка труб паром.
Присутствие в добываемой нефти большого количества механических примесей затрудняет эксплуатацию скважин повышает износ оборудования усложняет обслуживание скважин при этом возрастают эксплуатационные расходы. В этих условиях очень быстро изнашиваются детали верхней пяты вала насоса и участок вала насоса под сальником снижается надежность гидрозащиты погружного двигателя. Примеси содержащиеся в откачиваемой жидкости различны в качественном и количественном составе: это могут быть продукты разрушения пласта или цементного кольца или принесенные с поверхности частицы различного состава.
Однако влияние их на все насосы идентично: они забивают фильтры насосов вначале уменьшая а затем полностью прекращая поступление жидкости в насос или действуют как абразив ускоряя процесс износа элементов насоса или заклинивания их. Отложения сульфидо-песчаного типа являются наиболее опасными для УЭЦН так как по сравнению с отложениями другого типа вызывают интенсивный абразивный износ вращающихся деталей и как следствие преждевременный выход из строя установки а в некоторых случаях - падение установки на забой.
Аварии с УЭЦН не являются неизбежностью и их количество может быть сокращено при условии выполнения определённых мероприятий.
Необходимо повысить качество ремонта и подготовки ЭЦН в ЦБПО ЭПУ и изменить отношение персонала к безусловному соблюдению технологии работ при ремонте и монтаже .
Организовать 100 % дефектацию корпусных и концевых деталей УЭЦН.
Необходимо обеспечить эксплуатацию УЭЦН в пределах допустимых границ зон характеристик. Режим работы УЭЦН должен периодически контролироваться по параметрам дебита скважины развиваемого напора содержания механических примесей в откачиваемой жидкости и величиной токовых нагрузок. Периодичность контроля установлена в технологическом регламенте по эксплуатации УЭЦН. В любом случае необходимо при изменении показателей дебита скважины развиваемого напора на 25-30 % и величины тока по сравнению с первоначальными показателями останавливать УЭЦН для выяснения причин. Если предполагаемой причиной является износ ЭЦН.
Основными причинами осложняющими эксплуатацию и приводящими к отказам скважин оборудованных УЭЦН в условиях Тянского месторождения являются: повышенное содержание механических примесей (212 %) негерметичность лифта (22 %) выход из строя ПЭД и кабеля (16 %) отложения АСП в подъёмных трубах (7 %).
Для повышения эффективности работы УЭЦН на Тянском месторождении используют специальное оборудование: амортизаторы центраторы диспергаторы сепараторы фильтры; и использование ЭЦН специального исполнения. Одним из основных направлений в настоящее время является выбор оптимального режима работы системы пласт-насос.
Из анализа фонда оборудованного УЭЦН следует что имеются значительные резервы по глубине и забойному давлению (динамическому уровню)для наращивания отборов по скважинам. При этом режим работы УЭЦН должен периодически контролироваться по параметрам: дебита скважины развиваемого напора содержания механических примесей в откачиваемой продукции и величиной токовых нагрузок.
Во многих скважинах требуется замена оборудования по двум причинам: значительное превышение номинальной подачи насоса над фактическим дебитом скважины и большая глубина спуска насоса при высоком динамическом уровне. В них следует провести проверку соответствия установленного оборудования УЭЦН с добывными возможностями скважин и оптимальность давления на приёме насоса.Выбор оборудования и оптимального режима работы сводится к определению глубины спуска насоса требуемого напора подборе и корректировке характеристик УЭЦН подборе электродвигателя и кабеля.
Известны следующие методы борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу ЭЦН:
спуск насоса в зону где давление на его приеме обеспечивает оптимальную подачу жидкости и устойчивую работу насоса;
применение сепараторов различных конструкций;
монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств;
принудительный сброс газа в затрубное пространство;
применение комбинированных насосов.
МПа) для достижения упомянутых значений входного газосодержания смеси требуется весьма большое заглубление насоса.100 м3м3 Рнас10 МПа) обычно так и поступают. Если же давление насыщения нефти и газонасыщенность достаточно высокие (Г60 м3м3) и не очень высоких значениях давлениях насыщения (до50Увеличение глубины погружения насоса под динамический уровень жидкости приводит к уменьшению газосодержания смеси у входа в насос за счет возрастания давления. При отсутствии каких-либо ограничений (высокая температура большой темп набора кривизны ствола скважины и др.) за счет увеличения погружения во многих случаях можно сводить входное газосодержания смеси до вполне допустимой для ЭЦН величины - 10-15 %. При сравнительно небольшой газонасыщенности нефти (до
В газосепараторах происходит отделение свободного газа от жидкости перед входом в насос отсепарированный газ направляется в кольцевое (затрубное) пространство скважины. Газосепараторы обеспечивают эффективную работу насоса при откачке газожидкостных смесей при больших входных газосодержаниях достигающих 75% и более. Отрицательной стороной применения газосепаратора является уменьшение использования работы газа в НКТ поскольку основная часть свободного газа отделенная на приеме насоса газосепаратором уходит в затрубное пространство скважины.
Диспергаторы позволяют увеличить допускаемое значение объемного расходного газосодержания на приеме от 010 до 025 за счет образования тонкодисперсной структуры газожидкостной смеси. Конструкции диспергаторов разнообразны и они должны отвечать главному условию-создавать на приеме ЭЦН эффективную турбулизацию потока. Диспергаторы могут устанавливаться как вне так и внутри насоса взамен нескольких первых рабочих ступеней. Диспергаторы эффективны в обводненных скважинах образующих вязкую эмульсию так как способствуют разрушению ее структуры.
В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарируется из жидкости в области приема насоса в затрубное пространство. Накапливаясь в нем газ может оттеснить жидкость до приема насоса и попадая в насос снизить его подачу или вызвать аварийную работу в режиме сухого трения. Кроме того газ создает противодавление на пласт уменьшая приток жидкости. Известны способы сброса газа из затрубного пространства путем применения автоматически работающих обратных клапанов или эжекторов отсасывающих газ принудительно.
Вредное влияние свободного газа на работу насоса уменьшается если на приеме серийного насоса некоторое число ступеней заменит ступенями большей подачи. Обладая большим объемом каналов эти ступени обеспечивают больший объем поступающей в насос ГЖС. При попадании в серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжатия и растворения газа в жидкости чем и достигается оптимальная подача насоса.
Устранение причин отказовнасосов ЭЦНиз-за попадания в его рабочие органы механических примесей возможно при применении разработанного в НГДУ "Туймазанефть" измельчающего устройства которое монтируется в приемной части насоса. Устройство состоит из шнека пружины неподвижного диска кулачка кольца ножей. При вращении вала насоса кулачок упирается в пружину и приводит во вращение кольцо с ножами. Ножи измельчают сравнительно нетвердые включения например кусочки парафина смолистых отложений а также волокнистые образования. Размельчение этих примесей происходит за один оборот вала. Если же в потоке жидкости встречается не поддающееся размельчению твердое тело вращение ножей прекращается из-за упора одного из них в это твердое тело. Вал насоса вместе с кулачком начинает проворачиваться относительно кольца преодолевая усилие пружины. Кулачок и пружина поочередно приводят ножи в возвратно-поступательное движение в радиальном направлении при помощи направляющих пазов. Зубцы ножей при этом работают как пилы. Шнек обеспечивает проталкивание частиц через диск имеющий отверстия диаметром 2 мм.
Основные причины выхода из строя УЭЦН за последние время остаются неизменными так как условия работы УЭЦН тяжелые а иногда - недопустимые. На это влияет высокая обводненность продукции отложение солей коррозионная агрессивность добываемой воды из-за старения месторождений большой вынос механических примесей и песка в результате больших депрессий на пласт.
Рассматривая работу УЭЦН в целом можно сказать что при использовании ингибиторов коррозии и различных методов повышения нефтеотдачи при хорошем обслуживании установки при малых затратах качественном ремонте благоприятных геолого-промысловых условиях а также системе поддержания пластового давления можно добиться повышения производительности скважин.
3. Виды работ по подземному ремонту скважин и технология их проведения
Различают два основных вида подземного ремонта скважин: текущий и капитальный. К капитальному ремонту относятся более сложные работы в скважинах связанные с ликвидацией аварий и подземным оборудованием с изоляцией постоянных вод с возвратом на другой продуктивный горизонт зарезка бурением второго ствола и т.п. К текущему подземному ремонту относятся планово - предупредительный «профилактический» и внеплановый ремонт.
Планово - предупредительным ремонтом скважин называются мероприятия осуществляющие ремонт по заранее составленному графику предусматривающему проверку ремонт частичную или полную замену подземного оборудования а также очистку забоя труб.
Внеплановым ремонтом называют комплекс мероприятий по устранению различных неполадок в работе подземного оборудования происшедших в течение межремонтного периода например таких как ликвидация или отвинчивание насосных шланг смена клапанов глубинного насоса устранения течи труб и т.д.
Под межремонтным периодом работы скважины подразумевается период фактической её эксплуатации между двумя последовательно проводимыми текущими подземными ремонтами.
Межремонтный период работы скважины определяется делением числа скважино - дней отработанных в месяце на число текущих подземных ремонтов за то же время в данной скважине.
Различают плановый и фактический межремонтный период. Плановый межремонтный период каждой скважины проектируется исходя из запланированного числа планово - предупредительных ремонтов с учётом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта. Фактический межремонтный период исчисляется исходя из фактических планово - предупредительных и внеплановых ремонтов данной скважины.
Работники РИТСов цехов по подземному ремонту скважин систематически разрабатывают и осуществляют мероприятия способствующие максимальному удлинению межремонтного периода работы скважины и повышению коэффициента их эксплуатации обеспечению работы на установленном технологическом режиме качественному ремонту скважин и росту добычи нефти при наименьших затратах. При этом основной задачей является непрерывное совершенствование и рационализация подземного ремонта скважин.
Технологический процесс подземного ремонта скважин можно разбить на три последовательных этапа:
· подготовительные работы;
· спуско - подъёмные операции;
· заключительные работы.
Различают следующие работы текущего подземного ремонта нефтяных скважин:
· смена насоса и его деталей;
· ликвидация обрыва или отвинчивание насосных штанг;
· смена насосно - компрессорных труб и штанг (в том числе ликвидация утечек в подъёмных трубах);
· изменение погружения в жидкость колонны подземных труб;
· чистка или промывка скважины для удаления песчаной пробки;
· очистка подземных труб от парафина и других отложений;
· проверка пусковых приспособлений;
· спуск или подъём погружных электронасосов;
· ремонт скважин эксплуатирующих электронасосы;
· спуск или замена пакера и др.
Указанные работы по подземному ремонту скважин осуществляются либо раздельно согласно специальным графикам и техническим наряд - заданиям либо одновременно несколько видов ремонта за один цикл.
Так если на забое обнаружена песчаная пробка то при смене насоса до спуска нового необходимо промыть скважину для удаления пробки. Одновременно возможно изменить глубину погружения насоса проверить и очистить защитные приспособления проверить герметичность труб и т.д. Если при ремонте компрессорной скважины установлено что трубы второго разряда оказались засоленными следует заменить. При наличии на забое песчаной пробки необходимо очистить скважину или промыть её для удаления пробки. В результате может оказаться что уровень жидкости в скважине ниже предполагаемого. Следовательно необходимо изменить глубину погружения колонны подъёмных труб. Таким образом осуществляется несколько видов ремонта а именно: подъём труб второго ряда; замена части труб; промывка скважины для ликвидации песчаной пробки; изменения погружения подъёмных труб.
Работы по капитальному и текущему подземному ремонтам скважин выполняет цех капитального и подземного ремонта скважин (ЦКПРС).
Цех как правило имеет:
· участок проводящий подземный ремонт скважин;
· участок проводящий капитальный ремонт скважин и их освоение;
· подготовительный участок готовящий скважины к текущему подземному и капитальному ремонтам;
· инструментальную площадку занимающуюся ремонтом и прокатом оборудования инструмента и т.д.
Основной производственной единицей выполняющей работы по подземному ремонту скважин является бригада подземного ремонта скважин.
Бригады работают по непрерывному графику. Подземный ремонт проводят при помощи самоходных агрегатов. В процессе работы у устья скважины находятся операторы подземного ремонта скважин у самоходного агрегата - машинист подъёмника. Всю работу возглавляет начальник участка.
К основным функциям бригад подземного ремонта скважин относятся:
· монтаж и демонтаж оборудования; транспортировка оборудования закреплённого за бригадой; перебазирование подземных агрегатов;
· подготовительно - заключительные работы при подземном ремонте скважин;
· спуск - подъём подземного оборудования;
· проведение профилактики оборудования;
· испытание и внедрение новой техники и передовой технологии в соответствии с планом;
· внедрение передовых приёмов и методов труда;
· принятие мер по повышению эффективности проводимых работ по подземному ремонту скважин;
· обеспечение безопасного ведения работ соблюдение противопожарных правил промсанитарии и гигиены труда;
· вспомогательные работы по оснастке и разоснастке талевой системы; установка и снятие ключей по свинчиванию и развинчиванию труб и штанг;
· участие во внедрении организационно - технических мероприятий планов НОТ;
· участие и выполнение работ по внедрению и испытанию новой техники;
· выполнение всех работ связанных с установкой подъёмных сооружений и подготовкой скважин к ремонту (где отсутствуют бригады по подготовке скважин к ремонту).
Участок капитального ремонта скважин возглавляемый начальником - старшим мастерам по сложным работам состоит из бригад капитального ремонта скважин. Работой каждой бригады руководит мастер. Ремонтные работы осуществляют бурильщик и помощники бурильщика с помощью специальных механизмов. Бригада работает по непрерывному графику в две или три смены.
К основным функциям бригад капитального ремонта скважин относятся:
· монтаж и демонтаж оборудования перебазирование подъёмных агрегатов транспортировка культбудки и другого оборудования закреплённого за бригадой;
· проведение подготовительно - заключительных работ при капитальном ремонте скважин;
· изоляция эксплуатационного горизонта от чуждых подошвенных промежуточных вод;
· возврат скважин на верхние или нижние продуктивные горизонты;
· ликвидация аварий в эксплуатационных скважинах;
· изменение конструкций скважин;
· прочие ремонтно - исправительные работы (исправление искривления или смятия колонны ремонт устья скважины и др.);
· внедрение передовых методов и приёмов труда;
· принытие мер по повышению эффективности проводимых работ по капитальному ремонту скважин;
· вспомогательные работы по оснастке разоснастке талевой системы установке и снятию автоматов по свинчиванию и развинчиванию труб и др.
Подготовленную бригаду возглавляет старший мастер по сложным работам имеющий двух заместителей - мастеров по подготовке скважин к текущему подземному и капитальному ремонтам. Бригада состоит из операторов по подготовке скважин к текущему подземному и капитальному ремонтам вышкомонтажников и подсобных рабочих и работают как правило в две смены.
Бригада инструментальной площадки работает в одну смену. Кроме дежурных рабочих в неё входят слесари по турбобурам слесари - инструментальщики бурильщики капитального ремонта скважин мойщики спецодежды и подсобные рабочие.
Самоходные агрегаты для подземного и капитального ремонтов агрегаты для цементирования скважин и гидроразрыва пластов спецагрегаты и автомашины другого назначения а также обслуживающий их персонал находится в ведении управления технологического транспорта и спец техники.
Все заказы по ремонту оборудования изготовлению запасных частей инструмента и т.п. выполняются централизованно силами прокатно - ремонтного цеха нефтегазопромыслового оборудования.
При ремонте скважин наиболее тяжёлыми и трудоёмкими являются работы связанные со спуско - подъёмными операциями особенно работы по свинчиванию и развинчиванию насосно - компрессорных труб и штанг занимающие до 65% всего времени необходимого на спускоподъёмные операции. Для свинчивания и развинчивания насосно - компрессорных и бурильных труб в бригадах капитального и подземного ремонтов применяют автоматы подземного ремонта АПР - 2 ЭМК слайдеры элеваторы ЭГ ключи КТГ и т.д. Спуск и подъём труб осуществляют при помощи передвижных агрегатов «Бакинец - 3М» А - 40 А - 50 «Азинмаш - 37» «Азинмаш - 43А».
Технический - наряд задание подписывает начальник участка подземного ремонта инженер по нормированию и мастер по подземному ремонту скважин.
Инженерно - технические работники заблаговременно разъясняют рабочим характер и содержание ремонта скважины её геологические особенности и т.д.
К первой категории сложности ремонта относятся скважины глубиной до 1500м а ко второй категории - скважины глубиной выше 1500м.
Мастер бригады текущего ПРС обеспечивает бригаду материалами трубами оборудованием обеспечивает выполнение правил по технике безопасности внедрение новой техники изучение и освоение передовых приёмов и методов труда.
Оператор ПРС старшего разряда руководит работой вахты работает у устья скважины при СПО руководит работой по пропариванию НКТ и штанг от парафина сборкой и монтажом механизмов и приспособлений отвечает за соблюдение правил техники безопасности и охраны труда.
Оператор младшего разряда выполняет работы по СПО труб и штанг все работы по ремонту скважин работает на приёмном мосту по укладке труб и штанг.
Машинист управляет лебёдкой и агрегатом А - 50 следит за его исправностью производит пуск и остановку агрегата техническое обслуживание агрегата следит за оснасткой талевой системы и её работой.
После окончания ремонта составляется гарантийный акт о сдаче скважины из текущего ремонта.
Для выполнения работ по капитальному ремонту скважин бригада капитального ремонта получает наряд в котором указаны данные по скважине категория и тип ремонта дата его начала продолжительность и сдельная расценка. На обратной стороне наряда рассчитывают заработок бригады с разбивкой по сменам и внутри смены для каждого рабочего проводящего капитальный ремонт. Продолжительность капитального ремонта рассчитывают на основании действующих технических норм приведённых в единых нормах времени на капитальный ремонт скважин.
После окончания ремонта специальная комиссия составляет гарантийный акт о сдаче скважины из капитального ремонта в котором указано состояние скважины до и после проведения работ. Установленный специальные технические условия сдачи и приёма скважин после капитального ремонта.
4. Характеристика применяемого оборудования.
Для выполнения подземных ремонтов скважин применяют различные комплексы оборудования и инструментов в сочетании с технологическими установкам. Оборудование это можно поставлять отдельными комплектами или узлами.
К основному оборудованию при помощи которого проводят СПО относят подъемные лебедки и установки монтируемые на самоходных транспортных базах (гусеничные или колесные). Подъемные установки в отличие от лебедок оснащены вышкой с талевой системой и ключами для свинчивания и развинчивания НКТ и насосных штанг. При выполнении капитальных ремонтов подъемные установки комплектуют насосным блоком ротором вертлюгом циркуляционной системой и другим оборудованием.
Наиболее широко применяют тракторный подъемник ЛПТ-8 и установки подъемные типов АзИНмаш-37А УПТ-50 А-50М АПР6080 УПА-60УПА-60А(60м80)УПА-100 и другие.
При работе с подъемниками скважины должны иметь вышку или мачту с кронблоком талевой системой с эксплуатационным крюком и оттяжным роликом.
Агрегат А-50М. Взамен агрегата А-50У выпускают модернизированный агрегат А-50М с повышенными надежностью и грузоподъемностью.
Агрегат A-50M также предназначен для освоения и ремонта нефтяных газовых и нагнетательных скважин с проведением спускоподъемных операций с насоснокомпрессорными и бурильными трубами промывки песчаных пробок глушения скважин циркуляции промывочного раствора при бурении фрезеровании и разбуривании цементных стаканов для проведения ловильных и других работ по ликвидации аварий в скважинах. Все механизмы агрегата кроме промывочного насоса смонтированы на шасси КрАЗ-250 с подогревателем ПЖД-44-П. Промывочный насос 9МГр смонтирован на двухосном прицепе.
В качестве привода навесного оборудования используется ходовой двигатель в агрегате А-50У шасси КрАЗ-257 а в А-50М шасси КрАЗ-250. Мощность от двигателя отбирается через коробку отбора мощности 23 установленную на раздаточной коробке автомобиля. Карданный вал 21 коробки отбора мощности соединен с раздаточным редуктором 20 смонтированным на раме 22.
От раздаточного редуктора мощность отбирается при помощи клиновых ремней на компрессорную установку 4 питающую пневмоуправление 16 сжатым воздухом а также на силовую передачу 29 через карданные валы 27 и 28. Через силовую передачу мощность передается на промывочный насос 26 при помощи карданного вала. Цепной передачей 30 в кожухе 32 осуществляется привод лебедки 6 и через промежуточный вал 33 привод бурового ротора. Переключение коробки отбора мощности на промежуточный вал выполняется рычагами управления зубчатыми муфтами 19.
В рабочем положении мачта 14 одной стороной опирается на лебедку другой через домкрат 18 -- на грунт. Установку мачты из транспортного положения в вертикальное -- рабочее и обратно проводят посредством домкратов 7 цилиндры которых защищены кожухом. Кронблок мачты и талевый блок 10 оснащены талевым канатом 9. На мачте размещены подвеска ключей 11 и подвеска бурового рукава 12 который соединяется с насосом при помощи манифольда 25. При необходимости к талевому блоку можно подвесить вертлюг 13 с квадратной штангой 15. Нагрузка на крюке определяется при помощи индикатора веса 8 устанавливаемого на «мертвом» конце талевого каната. В транспортном положении мачта опирается на переднюю опору 1 размещенную на переднем буфере где также находится балка для крепления силовых оттяжек 24 и на среднюю опору 2 на которой установлена вспомогательная электролебедка 3. Гидросистема 5 обеспечивает питание гидрораскрепителя 31 и гидроротора 17.
В состав установки входит также электрооборудование 34 узел управления и освещения шасси 36 установка запасного колеса и площадки оператора 35.
Рис. 2 Агрегат А-50М. Вид сверху
-передняя опора; 2 -средняя опора; 3 -электролебедка; 4-компрессорная установка; 5-гидросистема; 6-лебедка; 7-домкрат; 8-индикатор веса; 9-талевый канат; 10-талевый блок; 11-подвеска ключей; 12-подвеска бурового рукава; 13-вертлюг; 14-мачта; 15-домкратная штанга; 16-пневмоуправленне; 17-гидроротор; 18-домкрат; 19-зубчатая муфта; 20-редуктор; 21-карданный вал; 22-рама; 23-коробка отбора мощности; 24-силовые оттяжка; 25-маннфольд; 26-промывочный насос; 27 28-карданные валы; 29-силовая передача; 30-цепная передача; 31-гидрораскрепитель; 32-кожух; 33-промежуточный вал; 34-электрооборудование; 35-площадка оператора; 36-узел управления и освещения шасси;
Кинематическая схема агрегата А-50М (рис.3) в отличие от схемы А-50У имеет два масляных насоса 2МН-250100 вместо одного М-20 в агрегате А-50У. Привод навесного оборудования агрегата и насосного блока осуществляется от тягового двигателя автомобиля через коробку скоростей включенную напрямую и раздаточную коробку. Шестерни 16 и 17 раздаточной коробки автомобиля находятся в постоянном зацеплении с шестернями 3 и 2 коробки отбора мощности I свободно сидящими на валу I. При включении зубчатой муфты две скорости передаются валу 1 затем через карданный вал 2 -- первичному валу 3 раздаточного редуктора 14 с коническими шестернями 4 и 13. От вала 3 вращение передается через встроенный редуктор масляным насосам 11 питающим гидроротор 10 привода ротора 9 и гидроцилиндры подъема вышки. Масляные насосы включаются в работу посредством зубчатых муфт.
От шкива сидящего на первичном валу 3 вращение клиновыми ремнями передается компрессору 12. От вторичного вала раздаточного редуктора вращение карданным валом IV сообщается валу V на который посажена звездочка 5 цепной передачи привода лебедки 7. На консоли вала V на подшипниках качения установлен фланец включаемый зубчатой муфтой; к фланцу прикреплен карданный вал VI привода промывочного насоса 6. Включение промывочного насоса выполняется зубчатой муфтой посаженной на тот же консольный конец вала раздаточного редуктора. От вала V вращение цепной передачей передается валу VII силовой передачи который в свою очередь соединен цепными передачами с валом VIII подъемного барабана 5.
Лебедка 7 имеет две шинно-пневматические муфты. Цепные передачи включаются шинно-пневматическими муфтами и передают валу подъемного барабана две скорости (большую и малую). В сочетании с двумя скоростями вала силовой передачи они обеспечивают четыре скорости вращения подъемного барабана жестко сидящего на шпонках барабанного вала. При работе на первой скорости коробки отбора мощности посредством шиннопневматических муфт лебедки можно включить первую или третью скорости подъемного барабана при работе коробки отбора мощности на второй скорости -- вторую или четвертую.
Рис. 3. Кинематическая схема агрегата А-50М.
-коробка отбора мощности; 2 3-шестерни коробки отбора мощности; 4 13-шестерни конические; 5-звездочка цепной передачи; 6-промывочный насос; 7-лебедка; 8-подъемный барабан; 9-ротор; 10-гидроротор; 11-масляный насос; 12-компрессор; 14-раздаточный редуктор; 15-раздаточная коробка; 16 17-шестерни раздаточной коробки; I-ведущий вал; II IV VI-карданные валы; III-первичный вал; V-вал цепной передачи;VII-вал силовой передачи; VIII-вал подъемного барабана;
Техническая характеристика агрегатов А-50У и А-50М.
Включенная передача I II III IV
Скорость намотки-каната мс:
А-50У 1088 19 417 78
А-50М 1146 228 438 864
Скорость подъема талевого блока мс:
А-50У 0181 0317 0695 1215
A-50M 0191 038 073 1444
Частота вращения вала барабана мин-1:
А-50У 398 698 153 268
А-50М 395 78 151 294
Грузоподъемность на крюке т:
Вал силовой передачи с помощью цепных передач включаемых шинно-пневматической и зубчатой муфтами передает две скорости вращения промежуточному валу IX бурового ротора. Ввиду того что раздаточный редуктор агрегата получает от коробки отбора мощности две скорости вращения ротор и промывочный насос также имеют две скорости вращения. Частота вращения вала и мощность гидроротора агрегатов А-50У и А-50М приведены ниже
Включенная передача I II III
Частота вращения вала мин-1
Мощность гидроротора кВт:
Установку вышки в вертикальное и горизонтальное положения проводят при работе коробки передач автомобиля на первой передаче и при одном включенном маслонасосе. Гидросистема заполняется профильтрованным маслом ВМГЗ для работы при температуре окружающей среды от --50 до +65 °С. Пневмосистема агрегата снабжается сжатым воздухом от двухцилиндрового двухступенчатого компрессора М155-2В5
Допускаемая нагрузка кН 500 125
Наибольшее тяговое усилие на набе- 1100 1000
гающем конце каната кН
Диаметр тормозных шкивов мм 2 2
Число тормозных шкивов 2 2
Высота от земли до оси кронблокам 224
Допустимая длина поднимаемой
Расстояние от торца рамы до оси
Оснастка талевой системы 3X4 Диаметр мм:
Давление нагнетания МПа До 10
Тип НБ-125 (9МГр-73)
Наибольшее давление (при подаче
Наибольшая подача (при давлении 6 МПа) лс 995
Монтажная база -- прицеп 71 ОБ или СМ-38326
Масса насоса с прицепом кг 4144
Вал привода бурового ротора
Отбираемая мощность кВт 955 100
Частота вращения мин"1:
Лебедка вспомогательная -- ТВ-224В (ТЛ-9)
Грузоподъемность т -- 25
Скорость подъема мс -- 025
Масса установки без насосного при цепа кг 22 610 24000
Агрегат АзИНмаш-37А (рис. 4) смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-255Б предназначен для текущего ремонта нефтяных газовых и нагнетательных скважин глубиной до 2900 м. Имеет следующие основные узлы: лебедку вышку с талевой системой переднюю и заднюю опоры вышки кабину оператора а также гидравлическую пневматическую и электрическую системы управления агрегатом и другие вспомогательные узлы и механизмы
Рис. 4. Агрегат АзИНмаш-37А.
- талевая система; 2 -- вышка; 3 - силовая передача; 4- передняя опора; 5 - кабина оператора; 6 -- лебедка; 7 - гидроцилиндр подъема вышки; 8 - задняя опора
Лебедка агрегата включает конический редуктор барабанный и приводной вал смонтированный на общей сварной коробчатой станине. Барабан сварной конструкции установлен на подшипниках качения. Муфта включения барабана фрикционная пневматическая с дисковыми вкладышами из ретинакса смонтирована внутри тормозного шкива.
Вышка - сварная решетчатой конструкции телескопическая двухсекционная с открытой передней гранью. В транспортном положении вышка опирается на переднюю и заднюю опоры.
Подъем вышки осуществляется гидравлическими домкратами выдвижение верхней секции - лебедкой с гидроприводом через блочно-канатную систему. Выдвинутая верхняя секция фиксируется на пневматически управляемых упорах. В процессе работы на скважине вышка закрепляется четырьмя оттяжками. Она снабжена также ограничителями подъема верхней секции и подъема крюкоблока. При достижении крюкоблоком критического верхнего положения ограничитель отключает фрикцион лебедки и включает тормоз.
Телескопические опорные винтовые домкраты задней опоры вышки можно фиксировать по высоте в трех различных положениях. Опорные домкраты опускаются под действием своего веса при вытаскивании фиксирующего пальца. В транспортном положении опорные домкраты поднимаются гидравлическими подъемниками установленными внутри ног задней опоры.
Талевая система состоит из одноосного трехроликового кронблока и одноосного двухроликового крюкоблока с трехрогим крюком. Неподвижный конец талевого каната закреплен на боковой стенке станины лебедки.
Гидравлическая система агрегата обеспечивает подъем вышки и опорных домкратов задней опоры привод лебедки выдвижение верхней секции вышки и автомата АПР-ГП для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб.
Пневматическая система агрегата предназначена для усиления тормоза управления муфтами включения барабана гидронасоса дистанционного управления сцеплением двигателя упоров вышки и тормозом при срабатывании противозатаскивателя. Воздух в пневмосистему агрегата подается от компрессора автомобиля через его масловлагоотделитель и три воздушных баллона последовательно соединенных с целью улучшения условий выпадения конденсата.
Электрооборудование в сочетании с пневматической и гидравлической системами предназначено для управления механизмами при установке и снятии агрегата на скважине для проведения спускоподъемных операций и освещения вышки и рабочей площадки устья.
Управление механизмами агрегата при проведении спускоподъемных операций осуществляют из кабины расположенной между лебедкой и ездовой кабиной автомобиля (рис. 4). Управление установкой вышки в рабочее положение выполняют с выносного пульта соединенного с общей электросистемой агрегата кабелем. Это позволяет машинисту располагаться в любом удобном и безопасном для него месте в радиусе до 10 м. Привод навесного оборудования агрегата лебедки 21 осуществляется от тягового двигателя автомобиля через коробку скоростей включенную напрямую и раздаточную коробку. Шестерня 19 раздаточной коробки автомобиля 20 находится в постоянном зацеплении с шестерней 2 коробки отбора мощности 1 свободно сидящей на валу 1. Включением зубчатой муфты вращение передается валу 1 от него через карданный вал II - первичному валу III коробки передач 6 и далее - через шестерни 3 и 17 - промежуточному валу V.
Рис. 5.. Кинематическая схема АзИНмаш-37А
-- коробка отбора мощности; 2 - шестерни коробки отбора мощности; 3 17 - шестерни передачи вращения промежуточному валу; 4 5 7 8 - шестерни вторичного вала; 6 - коробка передач; 9 12 - шестерни конические; 10 11 - шестерни передачи вращения барабанному валу; 13 14 15 16 - шестерни промежуточного вала ; 18 - шестерня паразитная; 19 - шестерня раздаточной коробки; 20 - коробка раздаточная; 21 - лебедка; 22 - лебедка выдвижения верхней секции вышки; 23 - автомат свинчивания и развинчивания НКТ; I - ведущий вал; II VII -- карданный вал; III - первичный вал; IV - вал привода гидронасоса; V - промежуточный вал; VI - вторичный вал; VIII - вал конического редуктора; IX - вал конической передачи; X - приводной вал; XI -- вал барабана
Шестерни 13 14 15 и 16 неподвижно посаженные на промежуточном валу V находятся в постоянном зацеплении соответственно с шестернями 8 7 5 и 4 свободно сидящими на вторичном валу VI причем шестерни 16 и 15 зацепляются через паразитную шестерню 18 а остальные - непосредственно. Включением зубчатых муфт валу VI сообщают три скорости прямого хода и одну скорость обратного хода. От вала VI через карданный вал VII вращение сообщается валу VIII конического редуктора и через пару конических шестерен 9 и 12 - валу IX.
Приводной вал X соединенный зубчатой муфтой с валом IX передает вращение барабанному валу XI через шестерни 10 и II. Вращение барабану свободно сидящему на валу XI сообщается через фрикционную муфту.
Внутри полого промежуточного вала V проходит вал IV привода гидронасоса включаемый осевой фрикционной муфтой.
Гидравлическая система обеспечивает подъем вышки и опорных домкратов задней опоры а также служит приводом лебедки 22 выдвижения верхней секции вышки и автомата АПР-2ГП 23 для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб.
Установку АзИНмаш-37А1 монтируют на автомобиле КрАЗ-260 с относительно повышенной мощностью двигателя. В отличие от АзИНмаш-37А эта установка имеет в тормозной системе ретинаксовые колодки вместо лент с фрикционным материалом «феррадо» а в системе противозатаскивателя талевого блока использован новый винтовой механизм более надежный и удобный в эксплуатации.
Освещение агрегатов рабочей площадки и мостков осуществляется взрывобезопасными светильниками.
Агрегаты комплектуют автоматами АПР-2ВБ или АПР-ГП для работы с насосно-компрессорными трубами АШК-ТМ или КШЭ для работы с насосными штангами.
Агрегаты АзИНмаш-37А и АзИНмаш-37А1 могут иметь устройство для безъякорного крепления вышки.
Это устройство обеспечивает устойчивость агрегата при проведении спускоподъемных операций на полную грузоподъемность без установки и крепления оттяжек вышки к внешним якорям.
Проведение спускоподъемных операций агрегата без крепления оттяжек вышки достигается путем исключения влияния рессор на устойчивость агрегата. Влияние рессор на устойчивость всего агрегата частично исключается при установке двух передних откидных домкратов с помощью которых а также домкратов задней опоры вышки рама автомобиля минуя рессоры опирается на рабочую установочную площадку. Для полного исключения влияния рессор необходимо снизить давление в шинах автомобиля до минимально допустимого значения (005 МПа).
Верхние концы грузовых и установочных оттяжек вышки крепят соответственно к верхней части и верхней части нижней секции вышки а их нижние концы через винтовые стяжки соединяют с передним бампером автомобиля. При этом грузовые оттяжки крепят к внутренним а установочные - к внешним ушкам
Инструменты применяемые при проведении спускоподъемных операций
Элеваторы предназначены для захвата и удержания колонны штанг и труб на весу в процессе спускоподъемных операций. По назначению элеваторы бывают трубные и штанговые.
По типу захвата и удержания трубные элеваторы могут быть: а) с захватом под муфту; б) с захватом под высадку трубы; в) с захватом за тело (элеватор-спайдер).
Элеваторы первого типа наиболее распространены и предназначены для работы с муфтовыми трубами. Элеваторы второго типа необходимы для работы с трубами с высадкой наружу а третьего типа - для работы с безмуфтовыми трубами.
По типу захвата и удержания штанговые элеваторы могут быть с захватом под высадку или квадрат штанги.
Элеваторы первого типа наиболее распространены и предназначены для работы по двухэлеваторной технологии. Элеватор с захватом под квадрат штанги позволяет работать по одноэлеваторной технологии однако при работе с этим элеватором необходимо его соединение с талевым блоком с возможностью его вращения так как при свинчивании-развинчивании элеватор вращается вместе со штангами.
Применение подобных элеваторов наиболее целесообразно при установке развинченных штанг в вертикальном положении так как на мачте они устанавливаются путем подвески за высадку.
По конструкции трубные элеваторы могут быть одно- и двухштропные. Первые получили наибольшее распространение в подземном ремонте скважин.
Элеваторы типа ЭТАД (рис. 6) с захватным автоматическим устройством предназначен для работы с насосно-компрессорными трубами условного диаметра от 48 до 114 мм. Элеватор состоит из корпуса с подпружиненными защелками штропов выдвижного захвата упоров запирающего устройства с рукояткой.
Захваты элеватора сменные и рассчитаны на определенный диаметр НКТ. Это позволяет использовать один корпус элеватора при спускоподъеме труб нескольких размеров. Захват включает в себя шток шарнирно соединенный с двумя челюстями.
Шток снабжен шлицами сопрягающимися с втулкой запирающего устройства. Запирающее устройство служит для фиксации челюстей элеватора в крайних положениях соответствующих открытому или закрытому состоянию.
Рис. 6. Элеватор типа ЭТАД
- предохранитель; 2 - корпус; 3 - упор; 4 - захват; 5 - рукоятка.
На промыслах в подземном ремонте скважин наибольшее распространение получили одноштропные элеваторы с захватом под муфту типа ЭТА (рис. 7) входящие в комплект инструмента для работы с насосно-компрессорными трубами: элеватор типа ЭТА - ручной ключ типа КТГУ - механический ключ типа АПР или КМУ.
Рис. 7 Элеватор типа ЭТА
- серьга; 2 - палец; 3 - шплинты; 4 - корпус; 5 - рукоятка; 6 - направляющая втулка; 7 - штырь; 8 - челюсть; 9 - направляющие; 10 - болт.
Выпускаются элеваторы ЭТА-32 ЭТА-50 и ЭТА-60 грузоподъемностью соответственно 32 50 и 60 т. Они позволяют работать с НКТ диаметром 48 60 73 и 89 мм как с гладкими так и с высадкой. Переход с одного диаметра на другой осуществляется путем смены захватов.
Для проведения спускоподъемных операций с одним элеватором необходимо устройство на устье скважины способное удерживать колонну труб за тело.
При этом торец муфты остается свободным для последующего захвата колонны элеватором. Спайдер может быть выполнен отдельно или входить в состав механического ключа для свинчивания-развинчивания труб.
Спайдер гидравлический СГ-32 предназначен для захвата за тело и удержания на весу колонны труб в процессе спускоподъемных операций при текущем и капитальном ремонтах скважин.
Он представляет собой (рис. 8) разрезной корпус со сменными клиньями под трубы разных размеров. Клиньями управляют посредством гидравлического цилиндра встроенного в корпус спайдера. Наклонные зубья плашек обеспечивают стопорение колонны от проворота в процессе свинчивания - развинчивания труб. На спайдере предусмотрено также вспомогательное ручное управление.
Рис. 8. Спайдер СГ-32
- гидроцилиндр; 2 - рукоятка; 3 -- рычаг; 4 - клиновая подвеска; 5 - створка; 6 - центратор; 7 - корпус
Для свинчивания-развинчивания резьбовых соединений труб и штанг применяются ключи. Ключи могут быть трубными и штанговыми (по назначению) и кроме того ручными и механическими. В свою очередь ручные ключи делятся на шарнирные и цепные. Шарнирные ключи более удобны в работе имеют небольшой вес и меньше повреждают поверхность трубы.
Одним из широко применяемых ключей для работы с трубами является автомат Молчанова (АПР - автомат подземного ремонта) (рис. 9.)
Рис. 9. Автомат АПР-2ВБ
- корпус автомата; 2 - червячное колесо; 3 - клиновая подвеска; 4 - корпус клина; 5 - плашка; 6 - опорный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика; 9 -- электроинерционный привод; 10 -- ось балансира; 11 -- направление клиновой подвески; 12 - центратор; 13 - пьедестал центратора; 14 - фиксатор центратора.
Ключ (автомат) стационарно устанавливается на колонную головку а крутящий момент передается водилом трубе через ручной ключ типа КТГУ.
Техническая характеристика АПР-2ВБМ
Максимальный крутящий момент кНм (кгсм) 45(450)
Потребляемая мощность кВт 30
Частота вращения водила с-1(обмин) 085 (51)
Грузоподъемность спайдера т 80
Количество вариантов набора маховиков 4
Электрический инерционный
взрывобезопасный с питанием от промысловой сети
Двигатель привода Электродвигатель АИМ10084У25
n = 1430 обмин напряжением 380 B
Ключ (автомат) выполнен в виде блоков что облегчает его монтаж-демонтаж а также транспортировку. Основными частями ключа являются блоки вращателя клиновой подвески и центратора а также балансир с грузом привод и блок управления приводом. люч (автомат) выполнен в виде блоков что облегчает его монтаж-демонтаж а также транспортировку. Основными частями ключа являются блоки вращателя клиновой подвески и центратора а также балансир с грузом привод и блок управления приводом.
Блок вращателя представляет собой корпус клинового спайдера с червячным редуктором работающим в масляной ванне и водилом передающим вращающее усилие трубному ключу. На конце червячного вала монтируется полумуфта центробежной муфты с установленными на ней сменными маховиками.
Блок клиновой подвески состоит из направляющей с кольцевым основанием к которому на шарнирах подвешены три клина. Клинья для труб диаметром 48 60 73 мм состоят из корпуса клина и сменных плашек. Клинья для труб диаметром 89 мм монолитные. Клиновые подвески имеют усы-синхронизаторы которые обеспечивают синхронную работу клиньев в момент захвата трубы.
Блок центратора состоит из пьедестала к которому крепится блок вращателя фиксатора и вкладышей центратора. Последние изготовляются с проходными диаметрами для труб диаметром 48 60 73 и 89 мм. Вкладыши центратора удерживаются в пьедестале фиксаторами.
Балансир состоит из рычага и груза при помощи которых осуществляется перемещение клиновой подвески вверх вниз.
Привод ключа включает электродвигатель с полумуфтой центробежной муфты и раздвижные кулачки.
Блок управления состоит из магнитного пускателя кнопочного поста соединенных между собой и с электродвигателем кабелем при помощи штепсельных разъемов.
Вращение от электродвигателя передается на полумуфту которая передает номинальный крутящий момент только при наборе электродвигателем полного числа оборотов.
Ключ подвесной разрезной КПР-12 предназначен для свинчивания и развинчивания бурильных и насосно-компрессорных труб в процессе текущего и капитального ремонтов скважин.
Он состоит (рис. 10) из трубного ключа 2 выполняющего процесс свинчивания и развинчивания труб при расчетном крутящем моменте и гидравлического агрегата обеспечивающего требуемый расход и давление масла в гидросистеме.
Рис. 10. Ключ подвесной разрезной КПР-12
- стопор; 2 - ключ; 3 - створка; 4 -- упор; 5 - ограничитель ключа и стопора; 6 - болт регулировочный; 7 -- рукоятка подъема; 8 -- гидроподъемник; 9 - амортизатор; 10 - серьга; 11 - винт; 12 - подвеска; 13 -- гидрораскрепитель; 14 - ограничитель крутящего момента; 15 - рукоятка переключения скоростей; 16 - гидрорукав
Трубный ключ представляет собой двухскоростной цилиндрический редуктор с разрезной рабочей шестерней в которой устанавливаются сменные захваты. Комплектуется съемным стопорным устройством. Привод от гидромотора.
Гидравлическая насосная станция - электроприводная; соединяется с ключом гидравлическими рукавами высокого давления; устанавливается на расстоянии до 10 м от скважины.
Управление ключа расположено на корпусе ключа. Ключ на стационарной вышке или на вышке передвижного агрегата подвешивают на тросе диаметром не менее 16 мм. Трос крепят при помощи трех зажимов. Во избежание перегибов троса и выхода его из строя применяют проушины соответствующих размеров. Высота подвески ключа на кронштейне должна составлять не менее 5 м с тем чтобы угол поворота кронштейна обеспечивал подвод и отвод ключа к устью скважины и обратно. Гидроподъемник 8 регулирует высоту подвески ключа в зависимости от расположения муфты трубы.
Диаметр троса удерживающего ключ от реактивного момента при его работе должен быть также не менее 16 мм.
Захваты под трубы сменные заменяют их при выключенном гидравлическом агрегате.
Гидроподъемник 8 устанавливают на ключ до его подвешивания. Ключ подвешивают в следующей последовательности: амортизатор 9 гидроподъемник 8 подвеска 12 ключ 2 стопор 1.
Горизонтальное положение ключа достигается регулировкой болтами 6 и винтом 11 подвески 12. Удерживающие тросы должны находиться в горизонтальном положении и жестко быть закреплены.
Колонна труб монтируется на спайдере или элеваторе. Ограничитель ключа устанавливается в положение «развинчивание». Ключ надвигается на колонну труб закрывая створку. Раскрепление трубы выполняется на низшей передаче после чего на высшей передаче производится отвинчивание трубы. В случае отсутствия спайдера или малого веса колонны труб следует обязательно применять стопор. После окончания отвинчивания трубы производится реверсирование ключа до совмещения прорезей шестерни и корпуса. При этом захваты освобождают трубу открывают створку снимают ключ с трубы и отводят его в сторону.
Свинчивание производится аналогично. При этом ограничитель ключа устанавливается в положение «свинчивание» а ограничитель крутящего момента на насосной станции - в положение соответствующее спускаемым в скважину трубам.
Штропы эксплуатационные (рис. 11) используются для подвешивания элеваторов к крюкам талевых систем.
По конструкции штроп - замкнутая стальная петля овальной формы вытянутая по одной оси. Грузоподъемность комплектной пары штропов от 10 до 80 т.
Рис. 11. Штроп эксплуатационный:
- штроп; 2 - ручка; L - длина; B -ширина; d -- диаметр поперечного сечения.
5. Анализ эффективности технологических показателей после подземного ремонта.
6. Мероприятия по повышению оптимизации работы скважин
7. Расчет допустимого и предельного давлений на приеме насоса.
8. Расчет количества ингибиторов и подбор оборудования для его закачки
Охрана недр и окружающей среды
2. Охрана окружающей среды
Организационно-экономическая часть
1. Организационные мероприятия по реализации и производству рекомендаций
2. Расчет экономической эффективности предлагаемых мероприятий
Список используемой литературы
Лист 1 Чертеж УЭЦН применяемого на скважинах Тянского месторождения
Лист 2 Чертеж дозатора
Лист 3 Схема размещения оборудования при подземном ремонте
Лист 4 Таблица технико-экономических показателей

SODERZhANIE.docx

1 Общие сведения о месторождении
2 Стратиграфия и тектоника
3 Коллекторские свойства продуктивных пластов
4 Характеристика пластовых флюидов
5 Состояние разработки месторождения
6 Конструкция скважины
ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Состояние техники и технологии добычи нефти на Тянском месторождении
2. Факторы приводящие к осложнениям при работе скважин оборудованных УЭЦН
3. Мероприятия по повышению оптимизации работы скважины
4. Виды работ по подземному ремонту скважин и технология их проведения
5. Характеристика применяемого оборудования.
6 Расчет подбор наземного и подземного оборудования УЭЦН
ОХРАНА ТРУДА ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
2 Техника безопасности и противопожарные мероприятия
ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
2 Охрана окружающей среды
ОРГАНИЗАЦИОННО - ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Организационные мероприятия на реализацию и
производство рекомендаций
2 Расчет экономической эффективности предлагаемых мероприятий
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ А Спецификация на чертеж гидрозащиты открытого типа
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Спецификация на схему размещения оборудования при подземном ремонте
ПРИЛОЖЕНИЕ В Чертеж гидрозащиты открытого типа
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Схема размещения оборудования при подземном ремонте
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Таблица технико-экономических показателей

Таблица технико-экономических показателей Тянского месторождения ВКР.21.02.01.ЭС2-12.000.000.ПЗ.cdw

ВКР.21.02.01.ЭС2-12.000.000.ПЗ
технико-экономических
Тянского месторождения
Установление режима работы
скважины оборудованной УЭЦН
после текущего подземного ремонта
на Тянском месторождении

Рец-тит-зад.doc

Установление режима работы скважины оборудованной уэцн после текущего
подземного ремонта на тянском месторождении
Выпускная квалификационная работа
Пояснительная записка
Студент В.А. Сергеев
Руководитель ВКР Г.Д. Прокопова
Консультант по экономической части Н.Н. Ефимова
Ст. консультант Г.Д. Прокопова
Норм. контроль С.И. Журавлева
на выпускную квалификационную работу студента
Государственного автономного образовательного учреждения среднего
профессионального образования
÷ : Сергеев Владислав Александрович
: 21.02.01 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
выпускной квалификационной работы:
«Установление режима работы скважины оборудованной УЭЦН после текущего
подземного ремонта на Тянском месторождении»
Выпускная квалификационная работа выполнена студентом
заданием на государственную итоговую аттестацию и состоит из теоретической
Соответствие заданию ПЦК нефтяных дисциплин
Качество оформления (записки графики)
Актуальность разрабатываемой работы
Характеристика геологической части
Технико-технологический уровень ВКР
Технико-экономическая эффективность
Соответствие проекта требованиям предъявленным к ВКР
÷ выпускной квалификационной работы
Государственного автономного образовательного
учреждения среднего профессионального образования
подземного ремонта на Тянском месторождении».
Выпускная квалификационная работа выполнена в соответствии с заданием
Характеристика выпускной квалификационной работы выпускника:
Работа выполнена в соответствии с заданием и установленным план-
графиком. Подготовка студента соответствует требованиям ФГОС СПО по
направлению разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.
Студентом изучены теоретические и практические материалы по
Произведены технико-экономические расчеты принятого технического
решения. Это свидетельствует об умении автора принимать аналитические и
практические решения пользоваться производственными материалами и научно-
технической литературой.
В полном объеме отражены вопросы охраны труда окружающей среды и
Работа выполнена студентом самостоятельно с поставленной задачей
В целом выпускная квалификационная работа выполнена на
С отзывом ознакомлен В.А Сергеев
выпускной квалификационной работы студента
выпускной квалификационной работы (ВКР) ÷ ГАОУ СПО
Ишимбайский НК ВКР.
Тема ВКР: «Установление режима работы скважины оборудованной УЭЦН после
текущего подземного ремонта на Тянском месторождении»
Студент (ка): Сергеев Владислав Александрович
Недостатки выявленные при нормоконтроле
№ пп Перечень недостатков Присутствует: +
Работа представлена не в оригинале а в виде
Набор текста не соответствует ГОСТ ЕСКД
Наименование темы работы не соответствует
Отсутствуют обязательные структурные части
(содержание введение заключение список
используемой литературы)
Разделы набраны в подбор а не начинаются с новой
Заголовки разделов и подразделов набраны неверно.
Расстояние между заголовком и текстом не
Страницы пронумерованы неверно
Таблицы формулы рисунки в тексте оформлены
Работа не сброшюрована
Не соответствие графической части:
а) ГОСТ 2.301 Форматы
б) ГОСТ 2.302 Масштабы
в) ГОСТ 2.305 Изображения – виды разрезы
г) ГОСТ 2.307 Нанесение размеров и предельных
д) ГОСТ 2.308 Указания на чертежах формы и
расположения поверхностей
е) ГОСТ 2.309 Нанесение на чертежах обозначений
шероховатости поверхностей
ж) ГОСТ 2.311 Изображение резьбы
з) ГОСТ 2.312 Условные изображения и обозначения
швов сварных соединений
и) ГОСТ 2.314 Указания на чертежах о маркировании
и клеймении изделий
к) ГОСТ 2.401 Правила выполнения чертежей пружин
л) ГОСТ 2.403 ГОСТ 2.405 ГОСТ 2.406 Правила
выполнения рабочих чертежей цилиндрических и
конических зубчатых колес
м) ГОСТ 2.409 Правила выполнения чертежей
зубчатых (шлицевых) соединений
н) ГОСТ 2.721 Обозначения условные графические в
схемах. Обозначения общего применения
о) ГОСТ 2.104 Основные надписи
Выпускная квалификационная работа допускается к защите Нормоконтролер
С результатами нормоконтроля ознакомлен:
Дата выдачи задания « . » 2016 г. УТВЕРЖДАЮ:
Дата окончания ВКР « . » ..2016 г. Зам. директор по учебной
на выпускную квалификационную работу
Студент: Сергеев Владислав Александрович
Отделение заочное группа ЭС2-12
Специальность: 21.02.01 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
Тема: «Установление режима работы скважины оборудованной УЭЦН после
текущего подземного ремонта на Тянском месторождении».
Содержание выпускной квалификационной работы
1. Общие сведения о месторождении
2. Стратиграфия и тектоника
3 Характеристика нефтегазоносных пластов
4. Характеристика пластовых флюидов
5. Состояние разработки месторождения
6. Конструкция скважин
ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Состояние техники и технологии добычи нефти на Тянском
2. Факторы приводящие к осложнениям при работе скважин
3. Мероприятия по повышению оптимизации работы скважины
4. Виды работ по подземному ремонту скважин и технология их
5. Характеристика применяемого оборудования.
6 Расчет подбор наземного и подземного оборудования УЭЦН
ОХРАНА ТРУДА ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
2 Техника безопасности и противопожарные мероприятия
ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
2 Охрана окружающей среды
ОРГАНИЗАЦИОННО - ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Организационные мероприятия на реализацию и
производство рекомендаций
2 Расчет экономической эффективности предлагаемых мероприятий
ВЫВОДЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЯ
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЕ А Спецификация на чертеж гидрозащиты открытого типа
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Спецификация на схему размещения оборудования при
ПРИЛОЖЕНИЕ В Чертеж гидрозащиты открытого типа
ПРИЛОЖЕНИЕ Г Схема размещения оборудования при подземном ремонте
ПРИЛОЖЕНИЕ Д Таблица технико-экономических показателей
Председатель ПЦК нефтяных дисциплин .. И.С. Елисеева
Руководитель ВКР .. Г.Д. Прокопова
Старший консультант Г.Д. Прокопова
Консультант по организационно-экономической части Н.Н. Ефимова
Студент .. .В.А. Сергеев

Spetsifikatsia.spw

ВКР.21.02.01.ЭС2-12.000.000.СП
ВКР 21.02.01.ЭС2-12 000.000 СБ
КП 21.02.01. ЭС2-12 000.001
КП 21.02.01. ЭС2-12 000.002
КП 21.02.01. ЭС2-12 000.003
КП 21.02.01. ЭС2-12 000.004
КП 21.02.01. ЭС2-12 000.005
КП 21.02.01. ЭС2-12 000.006
КП 21.02.01. ЭС2-12 000.007
КП 21.02.01. ЭС2-12 000.008
КП 21.02.01. ЭС2-12 000.009
КП 21.02.01. ЭС2-12 000.010
КП 21.02.01. ЭС2-12 000.011

Сергеев.doc

Установление режима работы скважины оборудованной УЭЦН после текущего
подземного ремонта на Тянском месторождении
1. Общие сведения о месторождении
3 Характеристика нефтегазоносных пластов
4. Характеристика пластовых флюидов
Свойства пластовой воды
5. Состояние разработки месторождения
6. Конструкция скважин
Технико-технологическая часть
1. Состояние техники и технологии добычи нефти на Южно-Ягунском
2. Факторы приводящие к осложнениям при работе скважин оборудованных
3. Виды работ по подземному ремонту скважин и технология их проведения
4. Характеристика применяемого оборудования.
5. Анализ эффективности технологических показателей после подземного
6. Мероприятия по повышению оптимизации работы скважин
7. Расчет допустимого и предельного давлений на приеме насоса.
8. Расчет количества ингибиторов и подбор оборудования для его закачки
Охрана труда техники безопасности и противопожарные мероприятия
2. Техника безопасности и противопожарные мероприятия
Охрана недр и окружающей среды
2. Охрана окружающей среды
Организационно-экономическая часть
1. Организационные мероприятия по реализации и производству рекомендаций
2. Расчет экономической эффективности предлагаемых мероприятий
Список используемой литературы
Лист 1 Чертеж УЭЦН применяемого на скважинах Тянского месторождения
Лист 2 Чертеж дозатора
Лист 3 Схема размещения оборудования при подземном ремонте
Лист 4 Таблица технико-экономических показателей

Дипломный проект.docx

Современные условия деятельности нефтегазодобывающей отрасли характеризуются тенденцией уменьшения объемов добычи нефти из длительно эксплуатируемых месторождений увеличением доли находящихся в разработке сложно-построенных нефтяных залежей количества мало и среднедебитных скважин. Эксплуатация скважин в таких условиях сопровождается многочисленными осложнениями.
Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений характеризуется высокой обводненностью продукции содержанием в ее составе значительных количеств механических примесей образованием в стволе различных органических и неорганических отложений интенсификацией процессов коррозии оборудования и т.д. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений когда форсированные режимы работы скважин являются одним из решающих факторов увеличения объемов добычи нефти применение высокопроизводительных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) особенно оправдано однако при этом эксплуатация этих установок происходит с большим количеством осложнений.
Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много - начиная от конструкции скважины до процессов проходящих в пласте и стволе скважины. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальными разработки по улучшению технологических показателей работы насоса и всей установки в целом.
Все факторы влияющие на работу УЭЦН можно разделить на группы. Первую составляют геологические факторы - наличие в продукции свободного газа сложный состав продукции образование отложений солей и парафина наличие мехпримесей и др. Во вторую группу вошли факторы обусловленные особенностями конструкции скважины и УЭЦН. К ним относятся: диаметр эксплуатационной колонны количество и геометрия участков набора кривизны ствола большие глубины спуска насосов качество исполнения узлов и деталей УЭЦН и др. Третью группу факторов составляют параметры характеризующие условия реализации применяемой системы разработки месторождений и технологий проведения на скважинах ремонтных работ. Неблагоприятное взаимодействие в призабойной зоне пласта (ПЗП) применяемых жидкостей глушения скважин (ЖГС) пластовых флюидов и горной породы а также нарушения технологий проведения операций по обработкам ПЗП приводит к проникновению в пласт больших объемов фильтратов агрессивных технологических жидкостей и ухудшению гидродинамических условий фильтрации жидкостей.
При эксплуатации скважин с УЭЦН действие всех перечисленных факторов происходит одновременно. Результатом этого является преждевременный выход из строя какого-либо элемента конструкции установки и ухудшение показателей «наработка на отказ» межремонтный период работы (МРП). Эффективность применения УЭЦН на скважине Тянского месторождения рассмотрена в данной дипломной работе.
1 0бщие сведения о районе месторождения
Тянское нефтяное месторождение было открыто в 1985 году и расположено в основном в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области и лишь северная часть Западно-Перевальной структуры находится в пределах Ямало-Ненецкого автономного округа. Ближайшими населенными пунктами являются поселок Ниж-несортымский (45км) город Лянтор (120 км) город Сургут (220 км). Месторождение находится в зоне деятельности производственного объединения «Сургутнефтегаз».
В физико-географическом отношении район Тянского месторождения расположен в зоне средней тайги Аганской провинции лесной равнинной зональной области Западной Сибири. В геоморфологическом отношении территория представляет собой водно-ледниковую холмисто-грядовую равнину в той или иной степени переработанную процессами денудации
Южная часть месторождения (Турынская и Мурьяунская структуры) характеризуются большим количеством озер и сильной заболоченностью. Среди озер наиболее крупными являются Энтль-Кулынглор и Напкаплор. Отметки рельефа составляют 91-108 м.
Средняя часть территории месторождения (Лукъявинская площадь) представляет собой равнину с серией подпойменных террас рек Тромъеган Сыктъявин Пихтинка относительно приподнятую по отношению к южной части месторождения. Отметки высот достигают 111-124 м. Количество озер резко сокращается наиболее крупным является озеро Кутлопъявинлор.
Северный участок месторождения (Юкъяунская и Западно-Перевальная площади) является полого-увалистой равниной с общим уклоном на юг. Озера практически отсутствуют гидрографическая сеть представлена реками Юхкутъягун и Ай-Тромъеган.
Климат района резко континентальный. Зима продолжительная и снежная часты метели и снегопады толщина снежного покрова достигает 15-16 м. Лето короткое сравнительно теплое и дождливое. Среднегодовые температуры в районе месторождения составляют -4°С.
Основным источником воды является река Тромъеган. Подземные воды четвертичных и палеогеновых отложений залегает на глубине 1- 40 м мощность водоносного горизонта от нескольких метров до 100 м.
Районный центр город Сургут является крупным речным портом в Среднем Приобье связан железной дорогой с городами Тюмень Нижневартовск Тобольск Уренгой и многими другим. Город связан авиалиниями со многими крупными населенными пунктами.
2 Стратиграфия и тектоника
Геологический разрез сложен мощной толщей осадочных тер-ригенных пород юрского мелового палеогенового и четвертичного возраста.
Юрская система. В составе юрских отложений выделены осадки всех трех отделов. Континентальные осадки нижнего среднего и нижней части верхнего отделов объединяются в тюменскую свиту а прибрежноморские и более глубоководные морские отложения верхней части верхнего отдела - в васюганскую георгиевскую и баженовскую свиты.
Тюменская свита охарактеризована чередованием песчаников алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. К песчаникам этой свиты приурочен нефтенасыщенный пласт 2ЮС1. Вскрытая мощность свиты от 52 до 131 м.
Васюганская свита имеет двухслойное строение. Разрез нижней части глинистый и сложен темно-серыми аргиллитами тогда как разрез верхней части представлен алевролитами и песчаниками. В песчаниках преобладает кварц. Толщина свиты от 53 до 75 м.
Георгиевская свита представлена очень маломощной пачкой пород от 1 до 6 м. Она сложена слабо битуминозными аргиллитами темно-серыми почти до черных с прослойками и линзами алевролита и песчаника с многочисленными включениями пирита и сидерита.
Баженовская свита выражена битуминозными аргиллитами с прослоями и линзами алевролитов и характеризуется повсеместным распространением выдержанностью по площади и по разрезу и поэтому является надежным региональным репером при расчленении и сопоставлении разрезов скважин.
Меловая система представлена осадками нижнего и верхнего отделов. В составе нижнего отдела выделяются отложения мегион-ской вартовской алымской свит а также нижней части по курской свиты.
Палеоген. В его составе выделены галицкая люлинворская тавдинская алтымская новомихайловская и туртасская свиты.
3 Коллекторские свойства продуктивных пластов
Геологический разрез Тянского месторождения изученный по результатам разведочного бурения и сейсмическим исследованиям сложен мощной толщей (более 3000 м) осадочных терригенных пород подстилаемых эффузивами триасового возраста.
Нефтегазоносность разреза Тянского месторождения определена 620 продуктивных пластах и делится по площадям: Мурьяун-ской Турынской Лукъявинской Юкъяунской и Западно-Перевальной. Балансовые и извлекаемые запасы нефти были утверждены по 8 пластам: АС04 АС4 АС7 АС9 АС10 АС110 АС210 и БС1.
В целом по Тянскому месторождению запасы нефти по категориям С1 и С2 составляют: балансовые - 578650 и 219725 тыс.т. соответственно извлекаемые – 217214 и 34482 тыс.т.
Наиболее тщательно рассмотрены пласты АС4 АС7 АС9 АС10 и БС1. Пласты в основном сложены из песчано-алевролитовых пород с прослоями непроницаемых разностей.
По коллекторским свойствам продуктивные пласты Тянского месторождения отличаются не сильно.
Таблица 1.1 - Геолого-физические характеристики основных продуктивных пластов
Средняя глубина залегания
Средняя нефтенасыщеная толщина м
Коэффициент песчанистости д.ед.
Коэффициент расчлененности д.ед.
Пластовая температура 0С
Пластовое давление МПа
4 Характеристики пластовых флюидов
Физико-химические свойства нефтей Лукъявинской площадиТянского месторождения представлены в таблице.
Таблица 1.2 - Физико-химические свойства нефтей.
Плотность нефти в пластовых условиях кгм3
Плотность нефти в поверхностных условиях кгм3
Вязкость нефти в пластовых условиях мПа*с
При температуре 200С
При температуре 500С
Давление насыщения нефти газом МПа
Температура застывания 0С
Молярная масса кгмоль
Температура насыщения нефти парафином 0С
Массовое содержание %
Нефти пластов АС9 и АС10 Лукъявинской площади сернистые парафинистые моловязкие. Нефть пласта АС9 малосмолистая лёгкая; пласта АС10 - смолистая средней плотности.
Газосодержание (по данным однократного разгазирования) меняется в диапазоне от 30 до 50 м3m достигая максимальных значений (до 95 м3т на Мурьяунской площади) на локальных купольных участках при относительно низкой плотности дегазирован-ной нефти.
В таблице представлены данные по компонентному составу пластовой и разгазированной нефти и нефтяного газа пласта АС9 Тянского месторождения.
Таблица 1.3 - Компонентный состав нефтяного газа и нефти Лукъявинской площади Тянского месторождения Пласт АС9 (молярное содержание %).
При однократном разгазировании в ст.у.
При дифференциальном разгазировании при рабочих условиях
Плотность нефти кгм3
Нефти продуктивных пластов в целом по месторождению близки между собой молярная доля метана составляет 249-253% суммарное количество углеводородов состава С2Н6-С2н12 - 72-88 %. Для всех нефтей характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами. Количество углеводородов CH4-C5Н12 pac-творённых в разгазированных нефтях составляет 68-99 %.
Нефтяной газ стандартной сепарации пласта АС9 Лукьябин-ской площади нежирный молярная доля метана в нём 75-88 %. Количество тяжёлых углеводородов С6Н14 + высшие- 119-292 %.
Химический состав и свойства пластовых вод изучены на образцах устьевых проб из 9 скважин вскрывших пласты АС9 и АС10. Как следует из результатов исследований пластовые воды относятся к смешанному типу (хлоридно-кальциевые + гидрокарбонат-но-натриевые).
По содержанию полезных компонентов пластовые воды не пред-ставляют промышленного интереса в качестве источника минерального сырья. Общая минерализация пластовых вод по результатам анализов колеблется в диапазоне 11-15 гл. Данные по составу вод представлены в таблице.
Таблица 1.4 - Химический состав пластовых вод Лукъявинской площади Тянского месторождения.
Среднее значение пласта АС9 гэквм3
Среднее значение пласта АС10 гэквм3
В условиях пласта воды насыщены газом метанового и азотно-метанового типа. Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достогает 26-27 м3м3. По мере удаления от ВНК количество растворенного газа резко снижается и на периферии не превышает 03-05 м3м3. Содержание тяжелых углеводородов в составе водорастворенных газов не превышает 2-3 % однако в близи контуров нефтяных залежей оно может достигать 5-7 %.
Концентрация неуглеводородных компонентов (углекислый газ азот) не превышает в сумме 3-6 % лишь на локальных участках достигая 10-18 % (по азоту). Сероводоров в составе газов по району в целом не однаружен.
В зависимости от температуры вязкость воды по пластам колеблется от 03953 до 04660 мПа*с. Плотность воды в условиях пласта зависящая от температуры давления и минерализации имеет наименьшее значение для пласта AС4 - 9883 кгм3.
Некоторые свойства пластовых вод Тянского месторождения приведены в таблице.
Таблица 1.5 - Свойства пластовых вод Тянского месторождения.
Объемный коэффициент д.ед.
Плотность воды в пл.условиях кгм3
Плотность воды в поверх.условиях кгм3
5 Состояние разработки месторождения
Тянское нефтяное месторождение открыто в 1985 году. Согласно технологической схеме предполагалось ввести в эксплуатацию в 1992 году. Фактически месторождение введено в разработку в 1994 году причём активное разбуривание начато с 1995 года. В связи с этим 1995 год считается первым «проектным» годом разработки.
В 1992 году СибНИИНП была составлена «Технологическая схема разработки Тянского месторождения» согласно которой месторождение разрабатывается до настоящего времени и был утверждён вариант разработки со следующими положениями:
выделение шести эксплуатационных объектов АС4 АС7 АС9 АС10 АС101+2 БС1;
применение по основным объектам АС9 АСЮ АС101+2 блоковых трёхрядных систем с расстоянием между скважинами 500 метров плотностью 214 гаскв. с последующим переходом на поздней стадии на более интенсивные системы воздействия (площадные и т.п.);
механизированный способ эксплуатации скважин;
для системы ППД использовать воды сеноманского комплекса с последующим переходом на подтоварную и пресную воды;
широкое применение гидродинамических методов разработки (нестационарное заводнение форсированный отбор жидкости).
Месторождение находится на первой стадии разработки. В соответствии с технологической схемой разработка месторождения начата с южных площадей - Турынской и Мурьяунской. В разработку вовлечены пласты АС9 и АС10.
При разбуривании Турынской площади пласты АС9 и АСЮ были объединены в один объект разработки что не было предусмотрено технологической схемой. Закачка воды ведётся в пласты раздельно. Объединение произведено с целью подключения в разработку малопродуктивных участков пласта АС9.
Некоторые показатели утверждённые к реализации «Технологической схемой
разработки Тянского нефтяного месторождения» представлены в таблице.
Таблица 1.6 - Проектные показатели разработки Тянского месторождения.
Годовая добыча нефти тыс.т.
Годовая добыча жидкости
Годовая закачка воды тыс.т.
По состоянию на 01.01.2003г. разбурена незначительная часть месторождения. Из запроектированных для разработки месторождения 3666 скважин пробурено 891 из них-
0 (707%) - добывающих;
1 (226 %) — нагнетательных;
(13 %) — контрольных;
(42 %) - водозаборных;
(12 %) - ликвидированных сразу после бурения.
Определены максимальные уровни добычи по месторождению для данной системы разработки- нефти 8380 тыс.т (2008 год); жидкости 25422 тыс.т (2013 год); закачки 31141 тыс. (2012 год).
6. Конструкция скважины.
Скважиной называют горную выработку круглого сечения сооружаемую без доступа в нее людей у которой длина во много раз больше диаметра. Верхняя часть скважины называется устьем дно - задаем боковая поверхность – стенкой а пространство ограниченное стенкой - стволом скважины.
Элементы конструкции скважины приведены на рисунке. Начальный участок 1 скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых пород (4..S м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра а пространство между стенкой и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором. Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 которую называют кондуктором II.
Затрудное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые мягкие и трещиноватые породы осложняющие процесс бурения.
После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III называемую промежуточной. Если продуктивный пласт залегает очень глубоко то количество промежуточных колонн может быть больше одной.
Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонной и стенкой скважины заполняют цементным раствором. Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны находящейся в продуктивном пласте простреливают (перфорируют) ряд отверстий в стенке обсадных труб и цементной оболочке.
Скважина № 1019 глубина 2300.
Конструкция скважины.
- обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 – пласт;
- перфорация в обсадной трубе и цементном камне.
I – направление; II – кондуктор; III - промежуточная колонна;
IV - эксплуатационная колонна.
ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Состояние техники и технологии добычи нефти на Тянском месторождении
Можно отметить что на Тянском месторождении накоплен большой опыт эксплуатации скважин с применением УЭЦН. Ведутся исследования по улучшению работы скважин при различных осложнениях с использованием промыслового материала. Ряд решений приведённых выше можно использовать применительно к геолого-физическим условиям Тянского месторождения. В целом эксплуатация скважин с применением УЭЦН является одним из эффективных способов.
В таблице 2.1 представлены некоторые технологические показатели скважин Тянского месторождения оборудованных УЭЦН.
Таблица 2.1 Технологические показатели фонда скважин с УЭЦН
Объект разработки месторождения
Средний дебит скважины м3сут
Средняя обводнённость %
Средняя глубина спуска насоса
Максимальная глубина спуска
Средний динамический
Продолжение таблицы 2.1
Максимальный динамический
Среднее забойное давление
Из таблицы видно что скважины пласта АС10 эксплуатируются с большим дебитом и обводнённостью чем скважины пласта АС9. Средняя глубина спуска насосов в целом по месторождению почти одинакова во всех скважинах причём она значительно меньше максимальной глубины спуска. Пласт АС10 эксплуатируется при большем забойном давлении. Скважины пласта АС9 работают с более низким динамическим уровнем.
Средний межремонтный период скважин с УЭЦН в 2008 году на месторождении достиг 788 суток. Высокое значение показателя в первую очередь связывается с уровнем организации работ по ремонту и обслуживанию насосного оборудования и скважин. Определенное завышение показателя обуславливается некорректностью методики счета показателя когда учитываются незаконченные циклы отработки вводимых в эксплуатацию и останавливаемых на ремонт скважин. Вклад в высокий МРП вносят импортные установки (МРПср-1440 сут) увеличение произошло за счёт внедрения УЭЦН фирмы ОДИ.
Из анализа фонда оборудованного УЭЦН следует что имеются значительные резервы по глубине и забойному давлению (динамическому уровню) для наращивания отборов по скважинам. Во многих скважинах требуется замена оборудования по двум причинам: значительное превышение номинальной подачи насоса над фактическим дебитом скважины и большая глубина спуска насоса при высоком динамическом уровне.
Основным показателем характеризующим эффективность эксплуатации УЭЦН является наработка на отказ (срок работы УЭЦН от момента запуска до момента остановки по причине выхода из строя). Качество изготовления и проделанного ремонта установки ее технические параметры выбор оптимального режима эксплуатации конструкция скважины физико-химические свойства откачиваемой продукции – вот главные факторы влияющие на наработку УЭЦН. В настоящее время повышение эффективности эксплуатации УЭЦН осуществляют по следующим направлениям: выбор оптимального режима работы системы пласт – насос; учет конструкции ствола скважины; мероприятия по борьбе с мех примесями солеотложениями и коррозией на глубинном скважинном оборудовании; улучшение конструктивных элементов УЭЦН; улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта. Работа системы пласт – насос в несогласованном режиме снижает отборы нефти ухудшает энергетические показатели и эксплутационную надежность установок. Поэтому разработка и внедрение мероприятий направленных на согласованную работу пласт – насос является резервом повышения эффективности м3сут) . Среднее свободное газосодержание на приёме ЭЦН изменяется от 02 до 25 %. Это означает что в большинстве скважин завышены глубины погружения насосов под динамический уровень жидкости. Отмеченное приводит к дополнительным механическим воздействиям на конструкцию УЭЦН при спускоподъёмных операциях интенсивному трению между электрическим кабелем и обсадными трубами. Кроме того требуется применение насосов с более высокими напорными характеристиками. В результате ухудшаются характеристики УЭЦН и снижается его к.п.д. Следовательно количественно увеличиваются различные потери на трение и в скважинах возникают осложнения. Интенсивность возникновения последних возрастает в результате коррозионного и абразивного износа рабочих органов насосов и наличия сложного пространственного профиля ствола скважин .
Улучшение работы скважин оборудованных УЭЦН достигают следующим образом. Для согласования работы нефтяного пласта и подъёмного оборудования а также повышения к.п.д. ЭЦН в скважинах всех объектов разработки намечено проведение специальных исследований по изучению состава и свойств откачиваемой продукции и мероприятия по повышению качества ремонта установок. Особенно важно определить динамику уменьшения коэффициентов продуктивности скважин чтобы правильно выбирать типоразмер насосов и других элементов установки оптимизировать технологические режимы её работы.
Кроме технологических и организационных решений планируется расширить объёмы внедрения новых технических средств: газовых диспергаторов гасителей вибрации механически прочных компенсаторов высокоэффективных и технологически надёжных станций управления и др.
Также существует проблема пескопроявления в основном это происходит из-за большой депрессии на пласт. Проводятся некоторые виды работ по снижению влияния механических примесей на работу насосов. В ограниченных количествах осуществляются очистки забоев скважин после ТРС и КРС что обеспечивает более легкий запуск и ввод скважины на режим проводит
- конструктивное совершенствование погружных электронасосов позволило увеличить наработку на отказ УЭЦН уменьшить число отказов и как следствие уменьшить число текущих ремонтов скважин;
- экономическая эффективность применение УЭЦН коррозионно-стойкого исполнения составила около 70 тыс.рубгод на одну скважину;
- изменение конструкции и применение новых материалов при изготовлении рабочих органов насоса позволяют расширить технические условия эксплуатации установок.
В статье поднимается проблема образования осадков сульфида железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН. При этом авторы утверждают
что фильтры серийно выпускаемых установок имеют существенные недостатки. Так их щелевые металлические элементы не защищают насос от попадания мелких абразивных частиц сульфида железа. Более крупные частицы скапливаясь засоряют отверстия фильтра что снижает производительность насоса и способствует отказу всей системы. Очевидно что наиболее простой способ торможения образования осадков – это периодическая очистка и промывка забоя скважин; ингибирование всей очищенной поверхности специальными жидкостями и ингибиторами коррозии. Однако тщательная периодическая очистка поверхности обсадных труб и удаление из скважины накопившихся осадков сульфида железа – весьма трудоёмкий и не всегда экономически оправданный процесс.
Наиболее эффективный метод связан с ингибированием поверхности металла труб специальной жидкостью заливаемой в затрубное пространство скважины. Эта жидкость обладает повышенной вязкостью способна улавливать в плавучем состоянии повышенное содержание сульфида и карбоната железа. Что касается торможения коррозии в обсадной колонне ниже УЭЦН разрабатывается технология ингибирования и защиты с применением глубинного дозатора с опорой на забой скважины. Одним из основных способов повышения эффективности эксплуатации скважин является увеличение их межремонтного периода (МРП). Для этого устройства и шарнирно-кулачковой муфты свободно «вписываются» в ствол искривлённой скважины что повышает устойчивость их работы;
- оснащение ЭЦН эксплуатирующихся в скважинах с повышенным пескопроявлением песочными якорями в сочетании с противополётным устройством «Гайберсон». При этом наработка на отказ увеличивается в 37 раза;
- перспективным является разработанный и прошедший опытно-промышленные испытания способ защиты от солеотложений и коррозии подземного оборудования заключающийся в подачи в затрубное пространство скважины ингибирующей композиции в виде мелкодисперсной высокоустойчивой пены.
Направлениями повышения эффективности использования скважин с УЭЦН являются: повышение текущего дебита скважин; повышение коэффициента использования фонда скважин; сохранение и восстановление защиту и электродвигатель.
Погружной агрегат УЭЦН спускается в скважину на колонне НКТ которая подвешивается с помощью устьевого оборудования устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны.
Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (хомутами) подается на электродвигатель с ротором которого связан вал центробежного электронасоса.
ЭЦН (рисунок 2.1) откачивает пластовую жидкость из скважины и подает её на поверхность по колонне НКТ. Насосы выполняются одно- двух- трех- и четырехсекционные.
– упаковочная пробка;
– нарезка для захвата ловильным
– верхний переводник (ловильная
– дистанционное кольцо;
– верхний подшипник;
– направляющий аппарат;
– текстолитовая шайба;
– упаковочная крышка;
– ребра для защиты плоского
Рисунок 2.1 – Погружной многоступенчатый центробежный насос в обычном исполнении
Пример условного обозначения двигателя: ПЭДУСК-125-117 где: ПЭДУ
– погружной электродвигатель унифицированный; С – секционный (отсутствие буквы – несекционный); К – коррозионно-стойкий (отсутствие буквы –обычное исполнение); 125 – мощность двигателя кВт; 117 – диаметр корпусамм.
Наружные диаметры корпусов электродвигателей такие же как и насосов;они делятся на три группы – 5 5А и 6.
Для предохранения электродвигателя от попадания в его внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсации изменения объема масла в двигателе при его нагреве и охлаждении а также при утечке масла через неплотности служит гидрозащита. Гидрозащита включает в себя протектор (рисунок 2.2)
– обратный клапан; 2 – вал протектора; 3 – верхний патрубок; 4 – поршень;
– пружина; 6 – отверстие в корпусе; 7 – разделительный ниппель; 8 – кожух;
– отверстие; 10 – перепускной клапан. А – верхняя камера; Б – нижняя камера.
Рисунок 2.2 – Протектор
Принцип защиты протектора состоит в том что он создаёт в полости двигателя заполненной специальным жидким маслом давление которое является избыточным над давлением окружающей среды при любом его значении. Компенсатор имеет эластичную резиновую диафрагму и служит для компенсации изменения объёма масла во внутренней полости электродвигателя от температуры и утечек.
Электронасоса и предохраняющие установку от аварий при нарушении его нормальной работы а также при неисправности кабельной линии. Трансформатор предназначен для подачи необходимого напряжения на обмотки статора погружного электродвигателя с учетом падения напряжения в кабельной линии в зависимости от глубины спуска и мощности электронасоса.
Установки имеют следующие исполнения:
- обычного исполнения;
- коррозионно-стойкое исполнение;
- износостойкое исполнение;
- термостойкое исполнение.
Пример условного обозначения: 2УЭЦНМ (К И Д Т)5-125-1200 где соответственно: 2 – модификация насоса; У – установка; Э – электропривод от погружного двигателя; Ц – центробежный; Н – насос; М – модульный; К И Д Т – соответственно в коррозионностойком износостойком двухопорном и термостойком исполнении отсутствие их означает что установка обычного исполнения; 5 – группа насоса выпускаются установки групп 5 5А 6 для эксплуатации в скважинах с внутренним диаметром соответственно не менее 1217; 130 и 144 мм; 125 – подача м3сут; 1200 – напор м.
На Тянском месторождении используют следующие типоразмеры электропогружных установок: ЭЦН5-30-1000 ЭЦН5-30-1200 ЭЦН-30-1400ЭЦН5-30-1600 1ЭЦНА5-30-1400 ЭЦН-35-1600 ЭЦН5-50-1550 ЭЦН5-60-1300 ЭЦН5-80-1100 ЭЦН5-80-1200 ЭЦНМ5А-125-1200 ЭЦН5-250-1000ЭЦНМ5А-250-1100. Широкое распространение получили импортные установки фирмы ОДИ. В таблице 2.2 представлено распределение насосов по типоразмерам в целом по месторождению.
Таблица 2.2 Распределение насосов по типоразмерам
Производительность насоса м3сут
«АЛНАС». Амортизатор предупреждает передачу вибрации с насоса на колонну НКТ а расчленение модулей ЭЦН предотвращают страховочные муфты. В некоторых скважинах используют спаренные газосепараторы-диспергаторы. А где наблюдается вынос механических примесей и абразивный износ оборудования используют на приёме насоса или на забое скважины различные фильтры.
2. Факторы приводящие к осложнениям при работе скважин оборудованных УЭЦН
Наибольшее количество аварий как и в прошлом году приходится на фланцевые соединения УЭЦН – 54 случая или 643 % от общего количества по узлам УЭЦН. Наибольшее количество расчленений установок как и в предыдущие годы происходит по фланцевому соединению насос-приставка за отчётный период произошло 36 аварий или 667 %.
Количество аварий по корпусу УЭЦН за первое полугодие снизилось с 15 аварий в прошедшем 2000 году или 155 % до 7 аварий или 83 % за первое полугодие 2001 года. Наибольшее количество аварий по корпусам приходится на слом шеек модулей. По данной причине количество аварий увеличилось с 12 аварий или 124 % в 2000 году до 13 аварий или 155 % в отчётном году. По элементам подвески также произошло увеличение количества аварий с 246 % до 354 %. Аварийность по ним распределилась следующим образом (рисунок 14). Наибольшее количество аварий по элементам подвески – 41 произошла по ремонтным НКТ 5 аварий по новым НКТ. Необходимо отметить что учёт наработки НКТ по некоторым НГДУ ведётся недостаточно хорошо имеют место случаи некачественного замера труб не своевременно проводится замена подвесок НКТ импортного производства на скважинах содержащих в своей продукции сероводород марки N-80 на отечественные. Так за первое полугодие произошло 3 аварии по причине коррозии НКТ марки N80 оп НГДУ средняя наработка до полёта по данному виду аварий составила 117 суток.
Аварии по типоразмеру УЭЦН распределились следующим образом (рисунок 2.3).
Рисунок 2.3 – Распределение аварий по типоразмерам УЭЦН
Из рисунка видно что наибольшее количество аварий приходится на УЭЦН-50 и УЭЦН-80. Это происходит потому что большинство скважин оборудованы именно этими установками поэтому следует улучшить контроль за работой этих скважин.
Большое количество отказов ЭЦН произошло из-за снижения подачи. В последние годы по НГДУ существует тенденция роста числа отказов по причине снижения подачи. Из этого следует что на скважинах необходимо грамотно произвести подбор оборудования и установить его технологический режим работы для обеспечения оптимального режима работы системы пласт насос. Разработка и внедрение мероприятий направленных на согласованную работу пласт-насос является резервом повышения эффективности работы насосного фонда скважин и всей системы эксплуатации месторождения в целом.
Одним из основных видов осложнений возникающих при эксплуатации скважин является снижение коэффициента продуктивности ПЗП в результате проникновения ГЖС на водной основе перед ремонтами.
Основными причинами аварий и выхода из строя УЭЦН являются.
Вибрация при работе установок вследствие повышенного износа рабочих органов из-за большого содержания механических примесей.
Недостаточный контроль за работой УЭЦН со стороны НГДУ.
Работа УЭЦН в крайних частях напорно-расходной характеристики.
Использование ПЭД завышенной мощности в связи с чем величина
токовых нагрузок часто близка к току холостого хода что не позволяет провести качественную отстройку защиты СУ.
Использование некачественных элементов подвески и не своевременная замена НКТ.
Нарушение технологии СПО.
Не своевременное принятие мер при изменении режима работы скважины.
Неполадки при работе скважин оборудованных насосами УЭЦН осложнения в добыче нефти в основном связаны с отложениями солей АСПО (асфальто-смоло-парафинистые отложения) выпадением песка и т. д. в результате которых происходит поломка оборудования. Отложение парафина или солей в НКТ происходит при уменьшении устьевого давления с повышением затрубного давления; образование песчаной пробки - при уменьшении давления на устье и затрубного давления при больших перепадах давления.
Содержащиеся в пластовой жидкости смолы асфальтены и парафин откладываются на поверхностях соприкасающихся с ней. К этим поверхностям относятся капилляры пласта и поверхность труб. Наибольшую опасность с точки зрения уменьшения дебита скважины представляют отложения на стенках капилляров пласта что может привести к необратимому снижению дебита скважины. Подобное явление может наблюдаться прежде всего в результате закачки холодной воды в пласт содержащий например парафинистую нефть. Наиболее интенсивно отложение идет в призабойной зоне.
Кроме того отложение парафина на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб приводит к уменьшению их проходного сечения повышению гидродинамического сопротивления и даже к полной закупорке труб. Одним из способов депарафинизации скважин является прогрев и продувка труб паром.
Присутствие в добываемой нефти большого количества механических примесей затрудняет эксплуатацию скважин повышает износ оборудования усложняет обслуживание скважин при этом возрастают эксплуатационные расходы. В этих условиях очень быстро изнашиваются детали верхней пяты вала насоса и участок вала насоса под сальником снижается надежность гидрозащиты погружного двигателя. Примеси содержащиеся в откачиваемой жидкости различны в качественном и количественном составе: это могут быть продукты разрушения пласта или цементного кольца или принесенные с поверхности частицы различного состава.
Однако влияние их на все насосы идентично: они забивают фильтры насосов вначале уменьшая а затем полностью прекращая поступление жидкости в насос или действуют как абразив ускоряя процесс износа элементов насоса или заклинивания их. Отложения сульфидо-песчаного типа являются наиболее опасными для УЭЦН так как по сравнению с отложениями другого типа вызывают интенсивный абразивный износ вращающихся деталей и как следствие преждевременный выход из строя установки а в некоторых случаях - падение установки на забой.
Аварии с УЭЦН не являются неизбежностью и их количество может быть сокращено при условии выполнения определённых мероприятий.
Необходимо повысить качество ремонта и подготовки ЭЦН в ЦБПО ЭПУ и изменить отношение персонала к безусловному соблюдению технологии работ при ремонте и монтаже .
Организовать 100 % дефектацию корпусных и концевых деталей УЭЦН.
Необходимо обеспечить эксплуатацию УЭЦН в пределах допустимых границ зон характеристик. Режим работы УЭЦН должен периодически контролироваться по параметрам дебита скважины развиваемого напора содержания механических примесей в откачиваемой жидкости и величиной токовых нагрузок. Периодичность контроля установлена в технологическом регламенте по эксплуатации УЭЦН. В любом случае необходимо при изменении показателей дебита скважины развиваемого напора на 25-30 % и величины тока по сравнению с первоначальными показателями останавливать УЭЦН для выяснения причин. Если предполагаемой причиной является износ ЭЦН.
Основными причинами осложняющими эксплуатацию и приводящими к отказам скважин оборудованных УЭЦН в условиях Тянского месторождения являются: повышенное содержание механических примесей (212 %) негерметичность лифта (22 %) выход из строя ПЭД и кабеля (16 %) отложения АСП в подъёмных трубах (7 %).
Для повышения эффективности работы УЭЦН на Тянском месторождении используют специальное оборудование: амортизаторы центраторы диспергаторы сепараторы фильтры; и использование ЭЦН специального исполнения. Одним из основных направлений в настоящее время является выбор оптимального режима работы системы пласт-насос.
Из анализа фонда оборудованного УЭЦН следует что имеются значительные резервы по глубине и забойному давлению (динамическому уровню)для наращивания отборов по скважинам. При этом режим работы УЭЦН должен периодически контролироваться по параметрам: дебита скважины развиваемого напора содержания механических примесей в откачиваемой продукции и величиной токовых нагрузок.
Во многих скважинах требуется замена оборудования по двум причинам: значительное превышение номинальной подачи насоса над фактическим дебитом скважины и большая глубина спуска насоса при высоком динамическом уровне. В них следует провести проверку соответствия установленного оборудования УЭЦН с добывными возможностями скважин и оптимальность давления на приёме насоса.Выбор оборудования и оптимального режима работы сводится к определению глубины спуска насоса требуемого напора подборе и корректировке характеристик УЭЦН подборе электродвигателя и кабеля.
Известны следующие методы борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу ЭЦН:
спуск насоса в зону где давление на его приеме обеспечивает оптимальную подачу жидкости и устойчивую работу насоса;
применение сепараторов различных конструкций;
монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств;
принудительный сброс газа в затрубное пространство;
применение комбинированных насосов.
МПа) для достижения упомянутых значений входного газосодержания смеси требуется весьма большое заглубление насоса.100 м3м3 Рнас10 МПа) обычно так и поступают. Если же давление насыщения нефти и газонасыщенность достаточно высокие (Г60 м3м3) и не очень высоких значениях давлениях насыщения (до50Увеличение глубины погружения насоса под динамический уровень жидкости приводит к уменьшению газосодержания смеси у входа в насос за счет возрастания давления. При отсутствии каких-либо ограничений (высокая температура большой темп набора кривизны ствола скважины и др.) за счет увеличения погружения во многих случаях можно сводить входное газосодержания смеси до вполне допустимой для ЭЦН величины - 10-15 %. При сравнительно небольшой газонасыщенности нефти (до
В газосепараторах происходит отделение свободного газа от жидкости перед входом в насос отсепарированный газ направляется в кольцевое (затрубное) пространство скважины. Газосепараторы обеспечивают эффективную работу насоса при откачке газожидкостных смесей при больших входных газосодержаниях достигающих 75% и более. Отрицательной стороной применения газосепаратора является уменьшение использования работы газа в НКТ поскольку основная часть свободного газа отделенная на приеме насоса газосепаратором уходит в затрубное пространство скважины.
Диспергаторы позволяют увеличить допускаемое значение объемного расходного газосодержания на приеме от 010 до 025 за счет образования тонкодисперсной структуры газожидкостной смеси. Конструкции диспергаторов разнообразны и они должны отвечать главному условию-создавать на приеме ЭЦН эффективную турбулизацию потока. Диспергаторы могут устанавливаться как вне так и внутри насоса взамен нескольких первых рабочих ступеней. Диспергаторы эффективны в обводненных скважинах образующих вязкую эмульсию так как способствуют разрушению ее структуры.
В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарируется из жидкости в области приема насоса в затрубное пространство. Накапливаясь в нем газ может оттеснить жидкость до приема насоса и попадая в насос снизить его подачу или вызвать аварийную работу в режиме сухого трения. Кроме того газ создает противодавление на пласт уменьшая приток жидкости. Известны способы сброса газа из затрубного пространства путем применения автоматически работающих обратных клапанов или эжекторов отсасывающих газ принудительно.
Вредное влияние свободного газа на работу насоса уменьшается если на приеме серийного насоса некоторое число ступеней заменит ступенями большей подачи. Обладая большим объемом каналов эти ступени обеспечивают больший объем поступающей в насос ГЖС. При попадании в серийные ступени объем смеси уменьшается за счет сжатия и растворения газа в жидкости чем и достигается оптимальная подача насоса.
Устранение причин отказовнасосов ЭЦНиз-за попадания в его рабочие органы механических примесей возможно при применении разработанного в НГДУ "Туймазанефть" измельчающего устройства которое монтируется в приемной части насоса. Устройство состоит из шнека пружины неподвижного диска кулачка кольца ножей. При вращении вала насоса кулачок упирается в пружину и приводит во вращение кольцо с ножами. Ножи измельчают сравнительно нетвердые включения например кусочки парафина смолистых отложений а также волокнистые образования. Размельчение этих примесей происходит за один оборот вала. Если же в потоке жидкости встречается не поддающееся размельчению твердое тело вращение ножей прекращается из-за упора одного из них в это твердое тело. Вал насоса вместе с кулачком начинает проворачиваться относительно кольца преодолевая усилие пружины. Кулачок и пружина поочередно приводят ножи в возвратно-поступательное движение в радиальном направлении при помощи направляющих пазов. Зубцы ножей при этом работают как пилы. Шнек обеспечивает проталкивание частиц через диск имеющий отверстия диаметром 2 мм.
Основные причины выхода из строя УЭЦН за последние время остаются неизменными так как условия работы УЭЦН тяжелые а иногда - недопустимые. На это влияет высокая обводненность продукции отложение солей коррозионная агрессивность добываемой воды из-за старения месторождений большой вынос механических примесей и песка в результате больших депрессий на пласт.
Рассматривая работу УЭЦН в целом можно сказать что при использовании ингибиторов коррозии и различных методов повышения нефтеотдачи при хорошем обслуживании установки при малых затратах качественном ремонте благоприятных геолого-промысловых условиях а также системе поддержания пластового давления можно добиться повышения производительности скважин.
3 Мероприятия по повышению оптимизации работы скважины
Состояние нефтяной промышленности России подошло к такому периоду когда дальнейшая эксплуатация скважин возможна лишь при модернизации процесса добычи нефти из-за существенного ухудшения эксплуатационных условий. Одним из перспективных методов при этом становится эксплуатация установками погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Большой проблемой при работе в осложненных скважинах является изменение ее технико-экономических показателей. Факторов влияющих на работу УЭЦН очень много: начиная от конструкции скважины до процессов проходящих в самом пласте. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы УЭЦН. В связи с этим становятся актуальным разработки по повышению показателей работы насоса.
Все факторы влияющие на работу УЭЦН можно разделить на группы. Геологические (газ вода отложение солей и парафина наличие мех примесей в добываемой из пласта жидкости) поскольку своим происхождением они обязаны условиям формирования залежи. И факторы обусловленные конструкцией скважины или УЭЦН (диаметр эксплуатационных колонн кривизна скважин большая глубина подвески исполнение узлов и деталей УЭЦН). В зависимости оттого какое воздействие они производят ни технико-экономические параметры эксплуатации скважин каждом группа в свою очередь делится на факторы с положительным и с отрицательным действием.
Прежде чем рассматривать методы по борьбе с осложнениями следует разобраться в сущности процессов приводящих к снижению эффективности работы скважин эксплуатируемых УЭЦН.
Вследствие того что безводный период эксплуатации скважин занимает малую часть общего периода влияние воды на работу УЭЦН начинается практически с начала работы скважины. Появление в нефти пластовой воды приводит к целому ряду осложнений при эксплуатации УЭЦН.
По своему химическому составу нефть склонна к образованию эмульсий так как в ее состав входят активные эмульгаторы-асфальтены и смолы. Процессу образования эмульсий также способствует глина и песок принесенные с поверхности или из пласта. Так как вязкость и устойчивость эмульсии зависит от дисперсности водонефтяных смесей а УЭЦН является одним и лучших диспергаторов то в процессе прохождения жидкости через рабочие колеса образуется эмульсия вязкость которой может повышаться в десятки раз по сравнению с чистой нефтью отметено что максимальные значения вязкости характерны для эмульсий с обводненностью 40-60%. Увеличение вязкости негативно отражается на рабочих характеристиках УЭЦН. При работе насоса в интервале обводненности 40-60% коэффициент относительной подачи насоса в среднем уменьшился примерно в 16 раза а продолжительность безотказной работы насоса сократилась в 15 раза. Кроме этого было установлено что влияние высоковязкой эмульсии на насосы с большей подачей выражено меньше.
Другой формой осложнения является появление высокоминерализованной пластовой воды что приводит к сильной коррозии и активному солеотложению в органах насоса. Это связано с высокой коррозионной активностью пластовой воды. Сочетание воздействия высокоминерализованной воды и электрического тока приводят к возникновению электрохимической коррозии металла. Если этим факторам добавляется низкое забойное давление то происходит активное солеотложение и рабочих органах насоса.
Другим постоянным спутником нефти при ее добыче является газ. При попадании газа в рабочие органы насоса образуются газовые каверны величина которых соизмерима с размерами канала ступени При этом происходит ухудшение энергообмена между рабочим колесом и жидкостью. Кроме этого при конденсации пузырьков газа давление внутри пузырьков остается постоянным и равным давлению насыщения пара давление же жидкости по мере продвижения пузырька. Частицы жидкости окружающие пузырек находятся под действием все возрастающей разности давления жидкости и давления внутри пузырька и движутся к его центру ускоренно. При полной конденсации пузырька происходит столкновение частиц жидкости сопровождающиеся мгновенным местным повышением давления достигающих сотен мегапаскаль. Это приводит к разрушению рабочей поверхности насоса. Все это приводит к ухудшению рабочих характеристик насоса.
Исследовании движения газожидкостных смесей в каналах рабочего колеса УЭЦН. Установлено что при газосодержании Г>006 в насосе происходит резкое ухудшение характеристик.
Экспериментально исследовно влияние структуры газожидкостной смеси на характеристику насоса. Было получено что повышение степени дисперсности газовой фазы увеличивает величину критического газосодержания до Г=025. Это достигается при помощи применения диспергаторов.
Исследованияпо совместной работе ступеней в многоступенчатом погружном насосе. Было установлено что напор развиваемый ступенью растет по мере роста его порядкового номера. Это обусловлено изменением физико-химических свойств газожидкостного потока по мере его продвижения в первую очередь дисперсностью газовой фазы.
В добываемой жидкости находятся различные механические примеси. Это могут быть соли продукты разрушения пласта и механические примеси принесенные с дневной поверхности при ремонтах скважин. Создание на забое скважины перепада давления приводит к частичному разрушению скелета горной породы. Мелкие частицы породы вместе с жидкостью попадают в насос и абразивно изнашивают поверхности рабочих колес.
Для предупреждения осложнений связанных с содержанием механических примесей о продукции скважины необходимо контролировать содержание механических примисей для этого техническими условиями регламентируется предельное содержание механических примесей о добываемой жидкости: 01 -05 1Ул.
К другой группе факторов влияющих на работу УЭЦН относятся осложнения связанные с конструкцией скважины а также с компоновкой насосного агрегита. Рассмотрим некоторые из них.
Выбор оптимального режима работы насоса может предотвратить появление некоторых осложнений. Для этого на стадии подбора УЭЦН необходимо оценить в какой области рабочей характеристики будет работать насос. Делается это пересечением двух линий.
напорная характеристика скважины графически отображает запасы энергии накопленные в самой скважине.
зависимость производительности насоса
от его напора эта линия характеризует сам насос.
Точка пересечения А характеризует совместную работу пласт- скважина-насос.
Для оптимальной работы системы пласт-скважина-насос необходимо еще одно условие - выбор соответствующего режима работы пласта. Если посмотреть на индикаторную линию в координатах Q-Рзаб то можно выделить две зоны. Зона с нормальными условиями работы пласта (зона 1 на рисунке 3) и зона с пониженными забойными давлением Рзаб Рзаб (*он« 2 ия рисунке 3 > ^выбирается из условия '^Г* 075 Рт. Во вторую юиу наше 1Ш попадают при форсировании отборов жидкости ИЗ сквяжимм ffp* этом возникает целый ряд проблем связанный с добычей нефти и j пласта.
Итак оптимальным режимом работы системы пласт-скважина-насос является такой совместный режим при котором работа УЭЦН происходит в рабочей зоне (т.е. с максимальными КПД) а пласт по возможности эксплуатируется в зоне I рис. 3 (при условии р >рат)У Следить за режимом работы системы пласт-скважина-насос необходимо не только на стадии подбора оборудования для эксплуатации скважины но и после проведения различных мероприятий по изменению фильтрационно-емкостных параметров. Все методы воздействия на ПЗП влияют на коэффициент продуктивности пласта. Причем он может как увеличиваться после обработки так и уменьшаться. На рисунке №2 наклон напорной характеристики скважины характеризуется коэффициентом продуктивности т.е. при обработке пласта мы изменяем наклон индикаторной линии в ту или другую сторону. Так как насос в скважине остается прежним (его характеристика нс меняется) то точка А (см. рис. 2) будет перемещаться. В результате может возникнуть такая ситуация что новый режим работы выйдет из рабочей зоны. Для стабильной работы системы пласт-скважина-насос необходимо контролировать существующий режим работы системы..
Проанализируем. как изменяется режим совместной работы пласта и насоса при обработки ПЗП на примере воздействия состава УНИ-4.
Состав УНИ-4 - это обратная микроэмульсия обладающая гидрофобизирующим действием Технология этого метола заключается в том что в ПЗП производят закачку состава УНИ-4 в пропорции 1 м3 состава на 1 м эффективной толщины пласта. Механизм действия состава УТШ-4 основан на изменении природы смачиваемости поверхности каналов фильтрации. Гидрофильные каналы содержащие воду после взаимодействия с составом УНИ-4 становятся частично гидрофобными что приводит к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений и ограничению движения водной фазы. Одновременно происходит вовлечение в работу низкопроницаемых пропластков содержащих нефть.
Работы по внедрению технологии обработки ПЗП с применением состава УНИ-4 были проведены на 54 добывающих скважинах эксплуатируемых при помощи УЭЦН. Практически все скважины характеризовались высокими значениями скиин-фактора что свидетельствует о высокой степени загрязненности пород ПЗП. Анализ эффективности проведенной обработки оценивался по изменению коэффициента продуктивности а также по приросту дебита нефти. Результаты расчетов показали различное изменение коэффициента продуктивности скважин по жидкости в разных пластах (по пластам 1+2А1 А2+3 Б8-проиэошло небольшое уменьшение коэффициента продуктивности а по пластам 1+2Б103А1 -практически не изменился). Но при анализе дебитор скважин прослеживается тенденция
уменьшения дебита скважин по жидкости и увеличение дебитов скважин по нефти. Это свидетельствует о взаимодействии состава УНИ-4 с пластовой системой о ПЗП.
Рассмотрим изменение коффициента относительной подачи насоса (отношение действительной производительности насоса к номинальной) до и поело обработки по и после обработки по всем скважинам Зонас оптимальном режимом работы находится и окрестности точки с координатами (1;1). Из графика видно что многие скважины работают с отличными от 1 коэффициентами относительной подачи насоса.
Кроме того наблюдается тенденция прямо пропорционального изменения коэффициента относительной подачи насоса. У скважин лежащих на прямой режим работы не изменился. Но как видно не все скважины лежат на линии что свидетельствует об изменение режима работы скважины. Причем замечено как увеличение производительности по жидкости так и ее уменьшение. Это можно объяснить изменением коэффициента продуктивности скважины.
Так как при проведении обработки ПЗП производится подъем подземного оборудования а после обработки спуск обратно как правило того же типа размера насоса то можно порекомендовать следующие советы. Перед проведением обработки следует проводить гидродинамические исследования с вычислением коэффициента продуктивности скважины. Это поможет определить технологический эффект от применяемой технологии воздействия на ПЗП. Кроме этого можно определить режим работы системы пласт-скважина-насос (как показано на рис.2). Если перед проведением обработки рабочий режим находится вне рабочей зоны насоса го следует произвести расчеты по выбору новой УЭЦН с учетом возможного изменения коэффициента продуктивности обеспечивающей оптимальный режим работы системы пласт-скважина-насос.
Обобщая все выше сказанное можно сделан следующие выводы:
Анализ условий эксплуатации скважин с ЭЦН на Тянском месторождении позволил определить основные виды и интенсивность проявленииосложнений.Наиболее распространенными являются засорение приема насоса механическими примесями коррозия оборудования и несовершенство конструкции скважины.
Условия работы системы пласт-скважина-насос постоянно изменяются. Причина - изменение фильтрационных параметров пород ПЗП гидродинамических условий вокруг скважины и характеристики ЭЦП. Одним из направлений совершенствования процессов эксплуатации скважин с ЭЦН является проведение специальных видов обработок пород ПЗП с целью улучшения условий фильтрации нефти. Обычно это связано с применением гидрофобизирующих составов (в нашем случае - состава УНИ-4). Результатом проведения обработок 54 скважин составом У МИ-4 с гало уменьшение обводненности продукции улучшение режима работы насоса. Соответственно произошло увеличение показателя “наработка на отказ'*. В тоже время по ряду скважин наблюдался небольшой отрицательный эффект что свидетельствует о необходимости более четкого выбора скважин для проведения обработок.
4 Виды работ по подземному ремонту скважин и технология их проведения
Различают два основных вида подземного ремонта скважин: текущий и капитальный. К капитальному ремонту относятся более сложные работы в скважинах связанные с ликвидацией аварий и подземным оборудованием с изоляцией постоянных вод с возвратом на другой продуктивный горизонт зарезка бурением второго ствола и т.п. К текущему подземному ремонту относятся планово - предупредительный «профилактический» и внеплановый ремонт.
Планово - предупредительным ремонтом скважин называются мероприятия осуществляющие ремонт по заранее составленному графику предусматривающему проверку ремонт частичную или полную замену подземного оборудования а также очистку забоя труб.
Внеплановым ремонтом называют комплекс мероприятий по устранению различных неполадок в работе подземного оборудования происшедших в течение межремонтного периода например таких как ликвидация или отвинчивание насосных шланг смена клапанов глубинного насоса устранения течи труб и т.д.
Под межремонтным периодом работы скважины подразумевается период фактической её эксплуатации между двумя последовательно проводимыми текущими подземными ремонтами.
Межремонтный период работы скважины определяется делением числа скважино - дней отработанных в месяце на число текущих подземных ремонтов за то же время в данной скважине.
Различают плановый и фактический межремонтный период. Плановый межремонтный период каждой скважины проектируется исходя из запланированного числа планово - предупредительных ремонтов с учётом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта. Фактический межремонтный период исчисляется исходя из фактических планово - предупредительных и внеплановых ремонтов данной скважины.
Работники РИТСов цехов по подземному ремонту скважин систематически разрабатывают и осуществляют мероприятия способствующие максимальному удлинению межремонтного периода работы скважины и повышению коэффициента их эксплуатации обеспечению работы на установленном технологическом режиме качественному ремонту скважин и росту добычи нефти при наименьших затратах. При этом основной задачей является непрерывное совершенствование и рационализация подземного ремонта скважин.
Технологический процесс подземного ремонта скважин можно разбить на три последовательных этапа:
· подготовительные работы;
· спуско - подъёмные операции;
· заключительные работы.
Различают следующие работы текущего подземного ремонта нефтяных скважин:
· смена насоса и его деталей;
· ликвидация обрыва или отвинчивание насосных штанг;
· смена насосно - компрессорных труб и штанг (в том числе ликвидация утечек в подъёмных трубах);
· изменение погружения в жидкость колонны подземных труб;
· чистка или промывка скважины для удаления песчаной пробки;
· очистка подземных труб от парафина и других отложений;
· проверка пусковых приспособлений;
· спуск или подъём погружных электронасосов;
· ремонт скважин эксплуатирующих электронасосы;
· спуск или замена пакера и др.
Указанные работы по подземному ремонту скважин осуществляются либо раздельно согласно специальным графикам и техническим наряд - заданиям либо одновременно несколько видов ремонта за один цикл.
Так если на забое обнаружена песчаная пробка то при смене насоса до спуска нового необходимо промыть скважину для удаления пробки. Одновременно возможно изменить глубину погружения насоса проверить и очистить защитные приспособления проверить герметичность труб и т.д. Если при ремонте компрессорной скважины установлено что трубы второго разряда оказались засоленными следует заменить. При наличии на забое песчаной пробки необходимо очистить скважину или промыть её для удаления пробки. В результате может оказаться что уровень жидкости в скважине ниже предполагаемого. Следовательно необходимо изменить глубину погружения колонны подъёмных труб. Таким образом осуществляется несколько видов ремонта а именно: подъём труб второго ряда; замена части труб; промывка скважины для ликвидации песчаной пробки; изменения погружения подъёмных труб.
Работы по капитальному и текущему подземному ремонтам скважин выполняет цех капитального и подземного ремонта скважин (ЦКПРС).
Цех как правило имеет:
· участок проводящий подземный ремонт скважин;
·участок проводящий капитальный ремонт скважин и их освоение;
·подготовительный участок готовящий скважины к текущему подземному и капитальному ремонтам;
·инструментальную площадку занимающуюся ремонтом и прокатом оборудования инструмента и т.д.
Основной производственной единицей выполняющей работы по подземному ремонту скважин является бригада подземного ремонта скважин.
Бригады работают по непрерывному графику. Подземный ремонт проводят при помощи самоходных агрегатов. В процессе работы у устья скважины находятся операторы подземного ремонта скважин у самоходного агрегата - машинист подъёмника. Всю работу возглавляет начальник участка.
К основным функциям бригад подземного ремонта скважин относятся:
· монтаж и демонтаж оборудования; транспортировка оборудования закреплённого за бригадой; перебазирование подземных агрегатов;
·подготовительно - заключительные работы при подземном ремонте скважин;
· спуск - подъём подземного оборудования;
· проведение профилактики оборудования;
· испытание и внедрение новой техники и передовой технологии в соответствии с планом;
· внедрение передовых приёмов и методов труда;
· принятие мер по повышению эффективности проводимых работ по подземному ремонту скважин;
· обеспечение безопасного ведения работ соблюдение противопожарных правил промсанитарии и гигиены труда;
· вспомогательные работы по оснастке и разоснастке талевой системы; установка и снятие ключей по свинчиванию и развинчиванию труб и штанг;
· участие во внедрении организационно - технических мероприятий планов НОТ;
· участие и выполнение работ по внедрению и испытанию новой техники;
· выполнение всех работ связанных с установкой подъёмных сооружений и подготовкой скважин к ремонту (где отсутствуют бригады по подготовке скважин к ремонту).
Участок капитального ремонта скважин возглавляемый начальником - старшим мастерам по сложным работам состоит из бригад капитального ремонта скважин. Работой каждой бригады руководит мастер. Ремонтные работы осуществляют бурильщик и помощники бурильщика с помощью специальных механизмов. Бригада работает по непрерывному графику в две или три смены.
К основным функциям бригад капитального ремонта скважин относятся:
·монтаж и демонтаж оборудования перебазирование подъёмных агрегатов транспортировка культбудки и другого оборудования закреплённого за бригадой;
·проведение подготовительно - заключительных работ при капитальном ремонте скважин;
·изоляция эксплуатационного горизонта от чуждых подошвенных промежуточных вод;
·возврат скважин на верхние или нижние продуктивные горизонты;
·ликвидация аварий в эксплуатационных скважинах;
·изменение конструкций скважин;
·прочие ремонтно - исправительные работы (исправление искривления или смятия колонны ремонт устья скважины и др.);
·внедрение передовых методов и приёмов труда;
·принытие мер по повышению эффективности проводимых работ по капитальному ремонту скважин;
·обеспечение безопасного ведения работ соблюдение противопожарных правил промсанитарии и гигиены труда;
·вспомогательные работы по оснастке разоснастке талевой системы установке и снятию автоматов по свинчиванию и развинчиванию труб и др.
Подготовленную бригаду возглавляет старший мастер по сложным работам имеющий двух заместителей - мастеров по подготовке скважин к текущему подземному и капитальному ремонтам. Бригада состоит из операторов по подготовке скважин к текущему подземному и капитальному ремонтам вышкомонтажников и подсобных рабочих и работают как правило в две смены.
Бригада инструментальной площадки работает в одну смену. Кроме дежурных рабочих в неё входят слесари по турбобурам слесари - инструментальщики бурильщики капитального ремонта скважин мойщики спецодежды и подсобные рабочие.
Самоходные агрегаты для подземного и капитального ремонтов агрегаты для цементирования скважин и гидроразрыва пластов спецагрегаты и автомашины другого назначения а также обслуживающий их персонал находится в ведении управления технологического транспорта и спец техники.
Все заказы по ремонту оборудования изготовлению запасных частей инструмента и т.п. выполняются централизованно силами прокатно - ремонтного цеха нефтегазопромыслового оборудования.
При ремонте скважин наиболее тяжёлыми и трудоёмкими являются работы связанные со спуско - подъёмными операциями особенно работы по свинчиванию и развинчиванию насосно - компрессорных труб и штанг занимающие до 65% всего времени необходимого на спускоподъёмные операции. Для свинчивания и развинчивания насосно - компрессорных и бурильных труб в бригадах капитального и подземного ремонтов применяют автоматы подземного ремонта АПР - 2 ЭМК слайдеры элеваторы ЭГ ключи КТГ и т.д. Спуск и подъём труб осуществляют при помощи передвижных агрегатов «Бакинец - 3М» А - 40 А - 50 «Азинмаш - 37» «Азинмаш - 43А».
Технический - наряд задание подписывает начальник участка подземного ремонта инженер по нормированию и мастер по подземному ремонту скважин.
Инженерно - технические работники заблаговременно разъясняют рабочим характер и содержание ремонта скважины её геологические особенности и т.д.
К первой категории сложности ремонта относятся скважины глубиной до 1500м а ко второй категории - скважины глубиной выше 1500м.
Мастер бригады текущего ПРС обеспечивает бригаду материалами трубами оборудованием обеспечивает выполнение правил по технике безопасности внедрение новой техники изучение и освоение передовых приёмов и методов труда.
Оператор ПРС старшего разряда руководит работой вахты работает у устья скважины при СПО руководит работой по пропариванию НКТ и штанг от парафина сборкой и монтажом механизмов и приспособлений отвечает за соблюдение правил техники безопасности и охраны труда.
Оператор младшего разряда выполняет работы по СПО труб и штанг все работы по ремонту скважин работает на приёмном мосту по укладке труб и штанг.
Машинист управляет лебёдкой и агрегатом А - 50 следит за его исправностью производит пуск и остановку агрегата техническое обслуживание агрегата следит за оснасткой талевой системы и её работой.
После окончания ремонта составляется гарантийный акт о сдаче скважины из текущего ремонта.
Для выполнения работ по капитальному ремонту скважин бригада капитального ремонта получает наряд в котором указаны данные по скважине категория и тип ремонта дата его начала продолжительность и сдельная расценка. На обратной стороне наряда рассчитывают заработок бригады с разбивкой по сменам и внутри смены для каждого рабочего проводящего капитальный ремонт. Продолжительность капитального ремонта рассчитывают на основании действующих технических норм приведённых в единых нормах времени на капитальный ремонт скважин.
После окончания ремонта специальная комиссия составляет гарантийный акт о сдаче скважины из капитального ремонта в котором указано состояние скважины до и после проведения работ. Установленный специальные технические условия сдачи и приёма скважин после капитального ремонта.
5. Характеристика применяемого оборудования.
Для выполнения подземных ремонтов скважин применяют различные комплексы оборудования и инструментов в сочетании с технологическими установкам. Оборудование это можно поставлять отдельными комплектами или узлами.
К основному оборудованию при помощи которого проводят СПО относят подъемные лебедки и установки монтируемые на самоходных транспортных базах (гусеничные или колесные). Подъемные установки в отличие от лебедок оснащены вышкой с талевой системой и ключами для свинчивания и развинчивания НКТ и насосных штанг. При выполнении капитальных ремонтов подъемные установки комплектуют насосным блоком ротором вертлюгом циркуляционной системой и другим оборудованием.
Наиболее широко применяют тракторный подъемник ЛПТ-8 и установки подъемные типов АзИНмаш-37А УПТ-50 А-50М АПР6080 УПА-60УПА-60А(60м80)УПА-100 и другие.
При работе с подъемниками скважины должны иметь вышку или мачту с кронблоком талевой системой с эксплуатационным крюком и оттяжным роликом.
Агрегат А-50М. Взамен агрегата А-50У выпускают модернизированный агрегат А-50М с повышенными надежностью и грузоподъемностью.
Агрегат A-50M также предназначен для освоения и ремонта нефтяных газовых и нагнетательных скважин с проведением спускоподъемных операций с насоснокомпрессорными и бурильными трубами промывки песчаных пробок глушения скважин циркуляции промывочного раствора при бурении фрезеровании и разбуривании цементных стаканов для проведения ловильных и других работ по ликвидации аварий в скважинах. Все механизмы агрегата кроме промывочного насоса смонтированы на шасси КрАЗ-250 с подогревателем ПЖД-44-П. Промывочный насос 9МГр смонтирован на двухосном прицепе.
В качестве привода навесного оборудования используется ходовой двигатель в агрегате А-50У шасси КрАЗ-257 а в А-50М шасси КрАЗ-250. Мощность от двигателя отбирается через коробку отбора мощности 23 установленную на раздаточной коробке автомобиля. Карданный вал 21 коробки отбора мощности соединен с раздаточным редуктором 20 смонтированным на раме 22.
От раздаточного редуктора мощность отбирается при помощи клиновых ремней на компрессорную установку 4 питающую пневмоуправление 16 сжатым воздухом а также на силовую передачу 29 через карданные валы 27 и 28. Через силовую передачу мощность передается на промывочный насос 26 при помощи карданного вала. Цепной передачей 30 в кожухе 32 осуществляется привод лебедки 6 и через промежуточный вал 33 привод бурового ротора. Переключение коробки отбора мощности на промежуточный вал выполняется рычагами управления зубчатыми муфтами 19.
В рабочем положении мачта 14 одной стороной опирается на лебедку другой через домкрат 18 -- на грунт. Установку мачты из транспортного положения в вертикальное -- рабочее и обратно проводят посредством домкратов 7 цилиндры которых защищены кожухом. Кронблок мачты и талевый блок 10 оснащены талевым канатом 9. На мачте размещены подвеска ключей 11 и подвеска бурового рукава 12 который соединяется с насосом при помощи манифольда 25. При необходимости к талевому блоку можно подвесить вертлюг 13 с квадратной штангой 15. Нагрузка на крюке определяется при помощи индикатора веса 8 устанавливаемого на «мертвом» конце талевого каната. В транспортном положении мачта опирается на переднюю опору 1 размещенную на переднем буфере где также находится балка для крепления силовых оттяжек 24 и на среднюю опору 2 на которой установлена вспомогательная электролебедка 3. Гидросистема 5 обеспечивает питание гидрораскрепителя 31 и гидроротора 17.
В состав установки входит также электрооборудование 34 узел управления и освещения шасси 36 установка запасного колеса и площадки оператора 35.
Рис. 2.4 Агрегат А-50М
Рис. 2.5 Агрегат А-50М. Вид сверху
-передняя опора; 2 -средняя опора; 3 -электролебедка; 4-компрессорная установка; 5-гидросистема; 6-лебедка; 7-домкрат; 8-индикатор веса; 9-талевый канат; 10-талевый блок; 11-подвеска ключей; 12-подвеска бурового рукава; 13-вертлюг; 14-мачта; 15-домкратная штанга; 16-пневмоуправленне; 17-гидроротор; 18-домкрат; 19-зубчатая муфта; 20-редуктор; 21-карданный вал; 22-рама; 23-коробка отбора мощности; 24-силовые оттяжка; 25-маннфольд; 26-промывочный насос; 27 28-карданные валы; 29-силовая передача; 30-цепная передача; 31-гидрораскрепитель; 32-кожух; 33-промежуточный вал; 34-электрооборудование; 35-площадка оператора; 36-узел управления и освещения шасси;
Кинематическая схема агрегата А-50М в отличие от схемы А-50У имеет два масляных насоса 2МН-250100 вместо одного М-20 в агрегате А-50У. Привод навесного оборудования агрегата и насосного блока осуществляется от тягового двигателя автомобиля через коробку скоростей включенную напрямую и раздаточную коробку. Шестерни 16 и 17 раздаточной коробки автомобиля находятся в постоянном зацеплении с шестернями 3 и 2 коробки отбора мощности I свободно сидящими на валу I. При включении зубчатой муфты две скорости передаются валу 1 затем через карданный вал 2 -- первичному валу 3 раздаточного редуктора 14 с коническими шестернями 4 и 13. От вала 3 вращение передается через встроенный редуктор масляным насосам 11 питающим гидроротор 10 привода ротора 9 и гидроцилиндры подъема вышки. Масляные насосы включаются в работу посредством зубчатых муфт.
От шкива сидящего на первичном валу 3 вращение клиновыми ремнями передается компрессору 12. От вторичного вала раздаточного редуктора вращение карданным валом IV сообщается валу V на который посажена звездочка 5 цепной передачи привода лебедки 7. На консоли вала V на подшипниках качения установлен фланец включаемый зубчатой муфтой; к фланцу прикреплен карданный вал VI привода промывочного насоса 6. Включение промывочного насоса выполняется зубчатой муфтой посаженной на тот же консольный конец вала раздаточного редуктора. От вала V вращение цепной передачей передается валу VII силовой передачи который в свою очередь соединен цепными передачами с валом VIII подъемного барабана 5.
Лебедка 7 имеет две шинно-пневматические муфты. Цепные передачи включаются шинно-пневматическими муфтами и передают валу подъемного барабана две скорости (большую и малую). В сочетании с двумя скоростями вала силовой передачи они обеспечивают четыре скорости вращения подъемного барабана жестко сидящего на шпонках барабанного вала. При работе на первой скорости коробки отбора мощности посредством шиннопневматических муфт лебедки можно включить первую или третью скорости подъемного барабана при работе коробки отбора мощности на второй скорости -- вторую или четвертую.
-коробка отбора мощности; 2 3-шестерни коробки отбора мощности; 4 13-шестерни конические; 5-звездочка цепной передачи; 6-промывочный насос; 7-лебедка; 8-подъемный барабан; 9-ротор; 10-гидроротор; 11-масляный насос; 12-компрессор; 14-раздаточный редуктор; 15-раздаточная коробка; 16 17-шестерни раздаточной коробки; I-ведущий вал; II IV VI-карданные валы; III-первичный вал; V-вал цепной передачи;VII-вал силовой передачи; VIII-вал подъемного барабана;
Рис. 2.6. Кинематическая схема агрегата А-50М.
Техническая характеристика агрегатов А-50У и А-50М.
Включенная передача I II III IV
Скорость намотки-каната мс:
А-50У 1088 19 417 78
А-50М 1146 228 438 864
Скорость подъема талевого блока мс:
А-50У 0181 0317 0695 1215
A-50M 0191 038 073 1444
Частота вращения вала барабана мин-1:
А-50У 398 698 153 268
А-50М 395 78 151 294
Грузоподъемность на крюке т:
Вал силовой передачи с помощью цепных передач включаемых шинно-пневматической и зубчатой муфтами передает две скорости вращения промежуточному валу IX бурового ротора. Ввиду того что раздаточный редуктор агрегата получает от коробки отбора мощности две скорости вращения ротор и промывочный насос также имеют две скорости вращения. Частота вращения вала и мощность гидроротора агрегатов А-50У и А-50М приведены ниже
Включенная передача I II III
Частота вращения вала мин-1
Мощность гидроротора кВт:
Установку вышки в вертикальное и горизонтальное положения проводят при работе коробки передач автомобиля на первой передаче и при одном включенном маслонасосе. Гидросистема заполняется профильтрованным маслом ВМГЗ для работы при температуре окружающей среды от --50 до +65 °С. Пневмосистема агрегата снабжается сжатым воздухом от двухцилиндрового двухступенчатого компрессора М155-2В5
Допускаемая нагрузка кН 500 125
Наибольшее тяговое усилие на набе- 1100 1000
гающем конце каната кН
Диаметр тормозных шкивов мм 2 2
Число тормозных шкивов 2 2
Высота от земли до оси кронблокам 224
Допустимая длина поднимаемой
Расстояние от торца рамы до оси
Оснастка талевой системы 3X4 Диаметр мм:
Давление нагнетания МПа До 10
Тип НБ-125 (9МГр-73)
Наибольшее давление (при подаче
Наибольшая подача (при давлении 6 МПа) лс 995
Монтажная база -- прицеп 71 ОБ или СМ-38326
Масса насоса с прицепом кг 4144
Вал привода бурового ротора
Отбираемая мощность кВт 955 100
Частота вращения мин"1:
Лебедка вспомогательная -- ТВ-224В (ТЛ-9)
Грузоподъемность т -- 25
Скорость подъема мс -- 025
Масса установки без насосного при цепа кг 22 610 24000
Агрегат АзИНмаш-37А смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-255Б предназначен для текущего ремонта нефтяных газовых и нагнетательных скважин глубиной до 2900 м. Имеет следующие основные узлы: лебедку вышку с талевой системой переднюю и заднюю опоры вышки кабину оператора а также гидравлическую пневматическую и электрическую системы управления агрегатом и другие вспомогательные узлы и механизмы
- талевая система; 2 -- вышка; 3 - силовая передача; 4- передняя опора; 5 - кабина оператора; 6 -- лебедка; 7 - гидроцилиндр подъема вышки; 8 - задняя опора
Рис. 2.7. Агрегат АзИНмаш-37А.
Лебедка агрегата включает конический редуктор барабанный и приводной вал смонтированный на общей сварной коробчатой станине. Барабан сварной конструкции установлен на подшипниках качения. Муфта включения барабана фрикционная пневматическая с дисковыми вкладышами из ретинакса смонтирована внутри тормозного шкива.
Вышка - сварная решетчатой конструкции телескопическая двухсекционная с открытой передней гранью. В транспортном положении вышка опирается на переднюю и заднюю опоры.
Подъем вышки осуществляется гидравлическими домкратами выдвижение верхней секции - лебедкой с гидроприводом через блочно-канатную систему. Выдвинутая верхняя секция фиксируется на пневматически управляемых упорах. В процессе работы на скважине вышка закрепляется четырьмя оттяжками. Она снабжена также ограничителями подъема верхней секции и подъема крюкоблока. При достижении крюкоблоком критического верхнего положения ограничитель отключает фрикцион лебедки и включает тормоз.
Телескопические опорные винтовые домкраты задней опоры вышки можно фиксировать по высоте в трех различных положениях. Опорные домкраты опускаются под действием своего веса при вытаскивании фиксирующего пальца. В транспортном положении опорные домкраты поднимаются гидравлическими подъемниками установленными внутри ног задней опоры.
Талевая система состоит из одноосного трехроликового кронблока и одноосного двухроликового крюкоблока с трехрогим крюком. Неподвижный конец талевого каната закреплен на боковой стенке станины лебедки.
Гидравлическая система агрегата обеспечивает подъем вышки и опорных домкратов задней опоры привод лебедки выдвижение верхней секции вышки и автомата АПР-ГП для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб.
Пневматическая система агрегата предназначена для усиления тормоза управления муфтами включения барабана гидронасоса дистанционного управления сцеплением двигателя упоров вышки и тормозом при срабатывании противозатаскивателя. Воздух в пневмосистему агрегата подается от компрессора автомобиля через его масловлагоотделитель и три воздушных баллона последовательно соединенных с целью улучшения условий выпадения конденсата.
Электрооборудование в сочетании с пневматической и гидравлической системами предназначено для управления механизмами при установке и снятии агрегата на скважине для проведения спускоподъемных операций и освещения вышки и рабочей площадки устья.
Управление механизмами агрегата при проведении спускоподъемных операций осуществляют из кабины расположенной между лебедкой и ездовой кабиной автомобиля. Управление установкой вышки в рабочее положение выполняют с выносного пульта соединенного с общей электросистемой агрегата кабелем. Это позволяет машинисту располагаться в любом удобном и безопасном для него месте в радиусе до 10 м. Привод навесного оборудования агрегата лебедки 21 осуществляется от тягового двигателя автомобиля через коробку скоростей включенную напрямую и раздаточную коробку. Шестерня 19 раздаточной коробки автомобиля 20 находится в постоянном зацеплении с шестерней 2 коробки отбора мощности 1 свободно сидящей на валу 1. Включением зубчатой муфты вращение передается валу 1 от него через карданный вал II - первичному валу III коробки передач 6 и далее - через шестерни 3 и 17 - промежуточному валу V.
-- коробка отбора мощности; 2 - шестерни коробки отбора мощности; 3 17 - шестерни передачи вращения промежуточному валу; 4 5 7 8 - шестерни вторичного вала; 6 - коробка передач; 9 12 - шестерни конические; 10 11 - шестерни передачи вращения барабанному валу; 13 14 15 16 - шестерни промежуточного вала ; 18 - шестерня паразитная; 19 - шестерня раздаточной коробки; 20 - коробка раздаточная; 21 - лебедка; 22 - лебедка выдвижения верхней секции вышки; 23 - автомат свинчивания и развинчивания НКТ; I - ведущий вал; II VII -- карданный вал; III - первичный вал; IV - вал привода гидронасоса; V - промежуточный вал; VI - вторичный вал; VIII - вал конического редуктора; IX - вал конической передачи; X - приводной вал; XI -- вал барабана
Рис. 2.8. Кинематическая схема АзИНмаш-37А
Шестерни 13 14 15 и 16 неподвижно посаженные на промежуточном валу V находятся в постоянном зацеплении соответственно с шестернями 8 7 5 и 4 свободно сидящими на вторичном валу VI причем шестерни 16 и 15 зацепляются через паразитную шестерню 18 а остальные - непосредственно. Включением зубчатых муфт валу VI сообщают три скорости прямого хода и одну скорость обратного хода. От вала VI через карданный вал VII вращение сообщается валу VIII конического редуктора и через пару конических шестерен 9 и 12 - валу IX.
Приводной вал X соединенный зубчатой муфтой с валом IX передает вращение барабанному валу XI через шестерни 10 и II. Вращение барабану свободно сидящему на валу XI сообщается через фрикционную муфту.
Внутри полого промежуточного вала V проходит вал IV привода гидронасоса включаемый осевой фрикционной муфтой.
Гидравлическая система обеспечивает подъем вышки и опорных домкратов задней опоры а также служит приводом лебедки 22 выдвижения верхней секции вышки и автомата АПР-2ГП 23 для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб.
Установку АзИНмаш-37А1 монтируют на автомобиле КрАЗ-260 с относительно повышенной мощностью двигателя. В отличие от АзИНмаш-37А эта установка имеет в тормозной системе ретинаксовые колодки вместо лент с фрикционным материалом «феррадо» а в системе противозатаскивателя талевого блока использован новый винтовой механизм более надежный и удобный в эксплуатации.
Освещение агрегатов рабочей площадки и мостков осуществляется взрывобезопасными светильниками.
Агрегаты комплектуют автоматами АПР-2ВБ или АПР-ГП для работы с насосно-компрессорными трубами АШК-ТМ или КШЭ для работы с насосными штангами.
Агрегаты АзИНмаш-37А и АзИНмаш-37А1 могут иметь устройство для безъякорного крепления вышки.
Это устройство обеспечивает устойчивость агрегата при проведении спускоподъемных операций на полную грузоподъемность без установки и крепления оттяжек вышки к внешним якорям.
Проведение спускоподъемных операций агрегата без крепления оттяжек вышки достигается путем исключения влияния рессор на устойчивость агрегата. Влияние рессор на устойчивость всего агрегата частично исключается при установке двух передних откидных домкратов с помощью которых а также домкратов задней опоры вышки рама автомобиля минуя рессоры опирается на рабочую установочную площадку. Для полного исключения влияния рессор необходимо снизить давление в шинах автомобиля до минимально допустимого значения (005 МПа).
Верхние концы грузовых и установочных оттяжек вышки крепят соответственно к верхней части и верхней части нижней секции вышки а их нижние концы через винтовые стяжки соединяют с передним бампером автомобиля. При этом грузовые оттяжки крепят к внутренним а установочные - к внешним ушкам
Инструменты применяемые при проведении спускоподъемных операций
Элеваторы предназначены для захвата и удержания колонны штанг и труб на весу в процессе спускоподъемных операций. По назначению элеваторы бывают трубные и штанговые.
По типу захвата и удержания трубные элеваторы могут быть: а) с захватом под муфту; б) с захватом под высадку трубы; в) с захватом за тело (элеватор-спайдер).
Элеваторы первого типа наиболее распространены и предназначены для работы с муфтовыми трубами. Элеваторы второго типа необходимы для работы с трубами с высадкой наружу а третьего типа - для работы с безмуфтовыми трубами.
По типу захвата и удержания штанговые элеваторы могут быть с захватом под высадку или квадрат штанги.
Элеваторы первого типа наиболее распространены и предназначены для работы по двухэлеваторной технологии. Элеватор с захватом под квадрат штанги позволяет работать по одноэлеваторной технологии однако при работе с этим элеватором необходимо его соединение с талевым блоком с возможностью его вращения так как при свинчивании-развинчивании элеватор вращается вместе со штангами.
Применение подобных элеваторов наиболее целесообразно при установке развинченных штанг в вертикальном положении так как на мачте они устанавливаются путем подвески за высадку.
По конструкции трубные элеваторы могут быть одно- и двухштропные. Первые получили наибольшее распространение в подземном ремонте скважин.
Элеваторы типа ЭТАД с захватным автоматическим устройством предназначен для работы с насосно-компрессорными трубами условного диаметра от 48 до 114 мм. Элеватор состоит из корпуса с подпружиненными защелками штропов выдвижного захвата упоров запирающего устройства с рукояткой.
Захваты элеватора сменные и рассчитаны на определенный диаметр НКТ. Это позволяет использовать один корпус элеватора при спускоподъеме труб нескольких размеров. Захват включает в себя шток шарнирно соединенный с двумя челюстями.
Шток снабжен шлицами сопрягающимися с втулкой запирающего устройства. Запирающее устройство служит для фиксации челюстей элеватора в крайних положениях соответствующих открытому или закрытому состоянию.
- предохранитель; 2 - корпус; 3 - упор; 4 - захват; 5 - рукоятка.
Рис. 2.9 Элеватор типа ЭТАД
На промыслах в подземном ремонте скважин наибольшее распространение получили одноштропные элеваторы с захватом под муфту типа ЭТА входящие в комплект инструмента для работы с насосно-компрессорными трубами: элеватор типа ЭТА - ручной ключ типа КТГУ - механический ключ типа АПР или КМУ.
- серьга; 2 - палец; 3 - шплинты; 4 - корпус; 5 - рукоятка; 6 - направляющая втулка; 7 - штырь; 8 - челюсть; 9 - направляющие; 10 - болт.
Рис. 2.10 Элеватор типа ЭТА
Выпускаются элеваторы ЭТА-32 ЭТА-50 и ЭТА-60 грузоподъемностью соответственно 32 50 и 60 т. Они позволяют работать с НКТ диаметром 48 60 73 и 89 мм как с гладкими так и с высадкой. Переход с одного диаметра на другой осуществляется путем смены захватов.
Для проведения спускоподъемных операций с одним элеватором необходимо устройство на устье скважины способное удерживать колонну труб за тело.
При этом торец муфты остается свободным для последующего захвата колонны элеватором. Спайдер может быть выполнен отдельно или входить в состав механического ключа для свинчивания-развинчивания труб.
Спайдер гидравлический СГ-32 предназначен для захвата за тело и удержания на весу колонны труб в процессе спускоподъемных операций при текущем и капитальном ремонтах скважин.
Он представляет собой разрезной корпус со сменными клиньями под трубы разных размеров. Клиньями управляют посредством гидравлического цилиндра встроенного в корпус спайдера. Наклонные зубья плашек обеспечивают стопорение колонны от проворота в процессе свинчивания - развинчивания труб. На спайдере предусмотрено также вспомогательное ручное управление.
- гидроцилиндр; 2 - рукоятка; 3 -- рычаг; 4 - клиновая подвеска; 5 - створка; 6 - центратор; 7 - корпус
Рис. 2.11 Спайдер СГ-32
Для свинчивания-развинчивания резьбовых соединений труб и штанг применяются ключи. Ключи могут быть трубными и штанговыми (по назначению) и кроме того ручными и механическими. В свою очередь ручные ключи делятся на шарнирные и цепные. Шарнирные ключи более удобны в работе имеют небольшой вес и меньше повреждают поверхность трубы.
Одним из широко применяемых ключей для работы с трубами является автомат Молчанова (АПР - автомат подземного ремонта).
- корпус автомата; 2 - червячное колесо; 3 - клиновая подвеска; 4 - корпус клина; 5 - плашка; 6 - опорный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика; 9 -- электроинерционный привод; 10 -- ось балансира; 11 -- направление клиновой подвески; 12 - центратор; 13 - пьедестал центратора; 14 - фиксатор центратора.
Рис. 2.12. Автомат АПР-2ВБ
Ключ (автомат) стационарно устанавливается на колонную головку а крутящий момент передается водилом трубе через ручной ключ типа КТГУ.
Техническая характеристика АПР-2ВБМ
Максимальный крутящий момент кНм (кгсм) 45(450)
Потребляемая мощность кВт 30
Частота вращения водила с-1(обмин) 085 (51)
Грузоподъемность спайдера т 80
Количество вариантов набора маховиков 4
Электрический инерционный
взрывобезопасный с питанием от промысловой сети
Двигатель привода Электродвигатель АИМ10084У25
n = 1430 обмин напряжением 380 B
Ключ (автомат) выполнен в виде блоков что облегчает его монтаж-демонтаж а также транспортировку. Основными частями ключа являются блоки вращателя клиновой подвески и центратора а также балансир с грузом привод и блок управления приводом. люч (автомат) выполнен в виде блоков что облегчает его монтаж-демонтаж а также транспортировку. Основными частями ключа являются блоки вращателя клиновой подвески и центратора а также балансир с грузом привод и блок управления приводом.
Блок вращателя представляет собой корпус клинового спайдера с червячным редуктором работающим в масляной ванне и водилом передающим вращающее усилие трубному ключу. На конце червячного вала монтируется полумуфта центробежной муфты с установленными на ней сменными маховиками.
Блок клиновой подвески состоит из направляющей с кольцевым основанием к которому на шарнирах подвешены три клина. Клинья для труб диаметром 48 60 73 мм состоят из корпуса клина и сменных плашек. Клинья для труб диаметром 89 мм монолитные. Клиновые подвески имеют усы-синхронизаторы которые обеспечивают синхронную работу клиньев в момент захвата трубы.
Блок центратора состоит из пьедестала к которому крепится блок вращателя фиксатора и вкладышей центратора. Последние изготовляются с проходными диаметрами для труб диаметром 48 60 73 и 89 мм. Вкладыши центратора удерживаются в пьедестале фиксаторами.
Балансир состоит из рычага и груза при помощи которых осуществляется перемещение клиновой подвески вверх вниз.
Привод ключа включает электродвигатель с полумуфтой центробежной муфты и раздвижные кулачки.
Блок управления состоит из магнитного пускателя кнопочного поста соединенных между собой и с электродвигателем кабелем при помощи штепсельных разъемов.
Вращение от электродвигателя передается на полумуфту которая передает номинальный крутящий момент только при наборе электродвигателем полного числа оборотов.
Ключ подвесной разрезной КПР-12 предназначен для свинчивания и развинчивания бурильных и насосно-компрессорных труб в процессе текущего и капитального ремонтов скважин.
Он состоит из трубного ключа 2 выполняющего процесс свинчивания и развинчивания труб при расчетном крутящем моменте и гидравлического агрегата обеспечивающего требуемый расход и давление масла в гидросистеме.
- стопор; 2 - ключ; 3 - створка; 4 -- упор; 5 - ограничитель ключа и стопора; 6 - болт регулировочный; 7 -- рукоятка подъема; 8 -- гидроподъемник; 9 - амортизатор; 10 - серьга; 11 - винт; 12 - подвеска; 13 -- гидрораскрепитель; 14 - ограничитель крутящего момента; 15 - рукоятка переключения скоростей; 16 - гидрорукав
Рис. 2.13 Ключ подвесной разрезной КПР-12
Трубный ключ представляет собой двухскоростной цилиндрический редуктор с разрезной рабочей шестерней в которой устанавливаются сменные захваты. Комплектуется съемным стопорным устройством. Привод от гидромотора.
Гидравлическая насосная станция - электроприводная; соединяется с ключом гидравлическими рукавами высокого давления; устанавливается на расстоянии до 10 м от скважины.
Управление ключа расположено на корпусе ключа. Ключ на стационарной вышке или на вышке передвижного агрегата подвешивают на тросе диаметром не менее 16 мм. Трос крепят при помощи трех зажимов. Во избежание перегибов троса и выхода его из строя применяют проушины соответствующих размеров. Высота подвески ключа на кронштейне должна составлять не менее 5 м с тем чтобы угол поворота кронштейна обеспечивал подвод и отвод ключа к устью скважины и обратно. Гидроподъемник 8 регулирует высоту подвески ключа в зависимости от расположения муфты трубы.
Диаметр троса удерживающего ключ от реактивного момента при его работе должен быть также не менее 16 мм.
Захваты под трубы сменные заменяют их при выключенном гидравлическом агрегате.
Гидроподъемник 8 устанавливают на ключ до его подвешивания. Ключ подвешивают в следующей последовательности: амортизатор 9 гидроподъемник 8 подвеска 12 ключ 2 стопор 1.
Горизонтальное положение ключа достигается регулировкой болтами 6 и винтом 11 подвески 12. Удерживающие тросы должны находиться в горизонтальном положении и жестко быть закреплены.
Колонна труб монтируется на спайдере или элеваторе. Ограничитель ключа устанавливается в положение «развинчивание». Ключ надвигается на колонну труб закрывая створку. Раскрепление трубы выполняется на низшей передаче после чего на высшей передаче производится отвинчивание трубы. В случае отсутствия спайдера или малого веса колонны труб следует обязательно применять стопор. После окончания отвинчивания трубы производится реверсирование ключа до совмещения прорезей шестерни и корпуса. При этом захваты освобождают трубу открывают створку снимают ключ с трубы и отводят его в сторону.
Свинчивание производится аналогично. При этом ограничитель ключа устанавливается в положение «свинчивание» а ограничитель крутящего момента на насосной станции - в положение соответствующее спускаемым в скважину трубам.
Штропы эксплуатационные используются для подвешивания элеваторов к крюкам талевых систем.
По конструкции штроп - замкнутая стальная петля овальной формы вытянутая по одной оси. Грузоподъемность комплектной пары штропов от 10 до 80 т.
- штроп; 2 - ручка; L - длина; B -ширина; d -- диаметр поперечного сечения.
Рис. 2.14. Штроп эксплуатационный:
6 Расчет подбор наземного и подземного оборудования УЭЦН
Эксплуатация скважин УЭЦН
Подбор наземного и подземного оборудования УЭЦН для эксплуатации скважины
Глубина скважины Hм -2300
Диаметр скважины Dмм -168
Дебит скважины Qтсут -110
Удельный вес нефти -084
Абсолютное пластовое давление -160
Коэффициент продуктивности тсутат -8
Кинематическая вязкость жидкости сст -25
Расстояние от устья до трапа м -50
Превышение уровня жидкости в трапе над устьем м -1
Избыточное давление в трап кгсм2 -1
Выбор диаметра насосно-компрессорных труб.
Диаметр насосно-компрессорных труб выбираем по графику на рис 4 восстанавливая перпендикуляр из точки соответствующей дебиту 110 мсутки или 1415 м3сутки. Восстановленный перпендикуляр пересекает кривую труб минимального условного диаметра 48 мм который выбираем для данной скважины. Из точки пересечения перпендикуляра с кривой выбираю диаметр труб поворачиваем влево и получаем К.П.Д труб равный 0941 . При отсутствии графика для заданного типа насоса диаметр насосно-компрессорных труб выбираем по графику насоса ближайший большей производительности. Согласно кривым рабочей характеристики производительность этого насоса может быть равной 1415м3сутки; жидкости при напоре 620м и К.П.Д 056
Выбор и расчет погружного центробежного электронасоса.
Для отбора заданного дебита по табл. 25 выбираем насос ЭЦН-5-130-600имеющий 167 ступеней. Согласно кривым рабочей характеристики производительность этого насоса может быть равной 1415 м3сутки; жидкости при напоре 620м и К.П.Д 056
Определяем необходимый напор насоса. Необходимый напор насоса определяем из уравнения условной характеристики скважины.
где - необходимый напор насоса в м; - статический уровень жидкости в м; - депрессия в м; - потери напора на трение и местные сопротивления при движении жидкости в трубах от насоса до трапа в м; - избыточное давление в трапе над устьем в м ст.жидк.
где - глубина скважина в м;- абсолютное пластовое давление в кг ; γ- удельный вес жидкости. Депрессия определяется по формуле:
где - дебит скважины в тсут;- коэффицинт продуктивности скважины в тсутат; ; γ- удельный вес нефти
Напор теряемый на трение и местные сопротивления находят следующим образом:
Здесь 108 - коэффициент учитывающий потери на местные сопротивления от величины линейных потерь напора; λ - коэффициент гидравлического сопротивления; - глубина спуска напора в м; - расстояние от устья скважины до трапа в м; - скорость движения жидкости в мсек;- внутренний диаметр насосно-компрессорных труб в м;
Для определения найдем глубину спуска насоса:
где- глубина погружения насоса под динамический уровень жидкости в скважине зависящая от газового фактора и приближенно равна 10 м
Найдем скорость движения жидкости:
где - дебит скважины в тсут; - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб в м (для 48 - мм труб d=004 м) γ- удельный вес нефти в тм3
Коэффициент гидравлического сопротивления определяется в зависимости от числа .Режим движения жидкости.
Здесь v - кинематическая вязкость жидкости равная 0025 см2сек. Режим движения жидкости турбулентный так Коэффициент гидравлического сопротивления определяем по формуле Блазиуса приняв трубы гидравлически гладкими.
Избыточное давление в трапе выражается через гидростатический напор:
Необходимый напор насоса будет равен:
Определение необходимого числа ступеней. Число ступеней которое надо снять с насоса для получения необходимого напора:
где - необходимый напор в м ;- напор насоса по рабочей характеристике соответствующий дебиту скважины в м ; z- полное число ступеней насоса:
Следовательно насос ЭЦН-5-130-600 должен иметь 167-4=163 ступеней (вместо снятых ступеней внутри корпуса насоса следует установить проставки).
Выбор электродвигателя
Мощность двигателя необходимая для работы насоса
где - дебит скважины в кгсек; - требуемый напор в м; - К.П.Д насоса.
По величине требуемой мощности предварительно выбираем ПЭД-17-119 мощностью 17кВт диаметром 119мм и длиной 4911мм (таб. 26).
Выбор и расчет наземного и подземного оборудования.
Выбор кабеля и уточнение типа электродвигателя. По табл. 27 выбираем трехжильный круглый кабель КРБК 3х25 сечением 25 и диаметром 321 мм до насоса и трехжильный плоский кабель КРБП 3х16 сечением 16 и толщиной 131 мм на длину насоса и протектора.
Потери электроэнергии в кабеле КРБК 3Х25 определяются по формуле:
где I - рабочий ток в статоре в а (по табл. 26 для электродвигателя ПЭД-17-119 I =43 а); R - сопротивление в кабеле в омах; - длина кабеля.
Здесь - удельное сопротивление кабеля при температуре в ом; f - сечение жилы кабеля в (по табл.27). Удельное сопротивление при .
где L -глубина спуска насоса равная 309 м; - расстояние от скважины до станции управления равное 5 м.
Потери электроэнергии:
Требуемая мощность электродвигателя:
Здесь N - мощность двигателя необходимая для работы насоса. Окончательно принимаем электродвигатель типа ПЭД-17-119.
Определение габаритного диаметра агрегата.
Габаритный диаметр агрегата с учетом толщины плоского кабеля.
Габаритный размер агрегата с учетом насосно-компрессорных труб и круглого кабеля.
Здесь =55 мм - диаметр муфты 48 мм насосной трубы;=321 мм - диаметр круглого кабеля КРБК 3х25.
Выбор автотрансформатора
Величина падения напряжения в кабеле
где - активное удельное сопротивление в кабеле в омкм; - индуктивное удельное сопротивление в кабеле в омкм; - коэффициент мощности установки; - коэффициент реактивной мощности; - длина кабеля в км (принимаем =600 м).
Здесь=00189 м - удельное сопротивление кабеля; f=25 - сечение жилы кабеля.
Напряжение во вторичной обмотке автотрансформатора будет равно сумме напряжениям электродвигателя (см. табл. 26) и величине потерь в кабеле .
Выбираем автотрансформатор АТС-3-20 с пределом регулирования напряжения во вторичной обмотке от 410 до 560 в (табл. 29).
ОХРАНА ТРУДА ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
Обеспечение безопасных и здоровых условий труда на производстве возможно только при строгой трудовой и производственной дисциплине всех работающих точном выполнении ими инструкций по безопасности труда. Без этого самая совершенная техника и технология не в состоянии создать безопасную обстановку на производстве и поэтому роль самих непосредственных исполнителей работ (рабочих) весьма велика.
Установки электропогружных насосов
Требования к оборудованию и приспособлениям
В обвязке устья скважины должны быть предусмотрены места для установки манометров с целью контроля давления в трубном и затрубном пространстве скважины. В случае регулирования подачи штуцером или регулирующим вентилем манометры должны устанавливаться до и после него.
Конструкция устьевого оборудования должна обеспечивать возможность сброса давления из затрубного пространства а также закачку жидкости для глушения скважины.
Обвязка устья скважины должна позволять регулирование подачи УЭЦН с помощью устьевой арматуры и соответствовать предусмотренной проектом схеме обвязки.
Колонна подъемных труб должна быть снабжена устройством для обеспечения циркуляции технологической жидкости при глушении скважин - обратным клапаном.
При установке электрооборудования на открытой местности оно должно быть ограждено. Если площадка с оборудованием находится на высоте более 07 м от поверхности земли площадка должна иметь лестницу. Расстояние от пола рабочей площадки до земли должно отвечать требованиям технической документации на монтаж соответствующего оборудования.
Все открытые движущиеся составные части механизмов кабеленаматывателя и кабелеукладчика могущие служить причиной травмирования обслуживающего персонала должны иметь ограждения.
При управлении кабеленаматывателем с устья скважины его реверсивный переключатель должен быть во взрывозащищенном исполнении.
Конструкция пульта управления кабеленаматывателя должна исключать случайное или самопроизвольное его включение.
Корпуса станции управления трансформатора (автотрансформатора) кабеленаматывателя а также броня кабеля (и металлическая подставка для укладки излишек кабеля) должны быть заземлены подсоединением к заземляющему контору.
В качестве заземлителя должен быть использован кондуктор или техническая колонна скважины.
Заземляющий проводник должен быть стальным сечением не менее 48 кв. мм привариваться к кондуктору (технической колонне) не менее чем в двух местах и заглубляться в землю не менее чем на 05 м.
Хомуты - элеваторы должны быть заводского исполнения с маркировкой грузоподъемности и диаметра.
Пульт управления КМУ следует устанавливать и крепить на рабочей площадке в зоне обеспечивающей обзорность свинчивания (развинчивания) НКТ.
Кнопки включения (отключения) электродвигателя КМУ должны быть размещены в корпусе пульта управления таким образом чтобы исключить возможность включения при случайном соприкосновении с ними.
Во избежание ошибочного включения располагать кнопки КМУ и кабеленаматывателя вместе на одном столике (щите) запрещается.
Каждое находящееся в эксплуатации заземляющее устройство должно иметь паспорт содержащий схему заземления его основные технические данные данные о результатах проверки состояния заземляющего устройства о характере произведенных ремонтов и изменениях внесенных в устройство заземления.
Требования к выполнению технологических операций
При монтаже и демонтаже погружного агрегата лебедку подъемника следует включать и выключать только по сигналу оператора подземного ремонта скважин.
Перед соединением кабеля с двигателем необходимо убедиться в том что другой конец кабеля не соединен со станцией управления.
Под кабель идущий от кабеленаматывателя к устью скважины необходимо установить подставки. Кабель не должен соприкасаться с поверхностью земли и не должен задевать элементы спускоподъемного сооружения.
Во время спуско - подъемных операций проводить какие-либо работы на кабеле запрещается.
Остановка барабана должна проводиться только отключением электродвигателя. Запрещается тормозить барабан руками доской или трубой.
Запрещается намотка (размотка) и укладка кабеля на барабан кабеленаматывателя вручную.
При работе с КМУ спуско - подъемные операции при малом весе НКТ в скважине (примерно 200 - 250 м) следует проводить с применением подкладных вилок.
При эксплуатации скважин с затрубным давлением кабель в месте выхода из устьевого оборудования должен быть надежно герметизирован. Для этого необходимо использовать уплотнительные элементы из нефтегазостойких материалов.
Кабель от устья скважины до станции управления должен быть проведен по специальным опорам высотой не менее 05 м от земли и расстоянием между ними не более 3 м. Прокладывать кабель со стороны мостков и в местах предназначенных для установки подъемного агрегата запрещается.
На трассе кабеля должен быть установлен предупреждающий знак "Осторожно! Электрическое напряжение".
Во избежание прохода газа по кабелю в помещение КТППН или станцию управления кабель идущий от скважины должен иметь открытое соединение с кабелем идущим в станцию управления или КТППН. Такое соединение может производиться в специальной соединительной коробке на расстоянии не менее 15 м от станции управления или КТППН на высоте не менее 08 м от поверхности земли. Металлический корпус коробки необходимо заземлить.
Измерение сопротивления изоляции электрооборудования
Измерение сопротивления заземлителей а также удельного сопротивления грунта должно производиться как правило в периоды наименьшей проводимости почвы: летом - при наибольшем просыхании или зимой - при наибольшем промерзании почвы.
Измерения сопротивления изоляции какой-либо части электроустановки могут производиться только тогда когда эта часть отключена со всех сторон.
Перед началом работы с мегомметром необходимо убедиться в отсутствии людей производящих работу на части электроустановки к которой присоединен мегомметр.
Измерение сопротивления изоляции мегомметром на напряжение до 25 кВт должно проводить обученное лицо из числа электротехнического персонала с квалификационной группой по электробезопасности не ниже III.
В процессе измерения сопротивления изоляции кабеля прикасаться к нему и кабеленаматывателю запрещается.
После измерения сопротивления изоляции необходимо снять остаточный заряд с обмотки погружного электродвигателя и жил кабеля на землю.
Измерение мегомметром и снятие остаточного заряда следует проводить в диэлектрических перчатках.
Эксплуатация скважин
К работе со станцией управления допускаются только представители базы (цеха) по прокату и ремонту УЭЦН. После настройки релейной защиты станция управления должна быть закрыта и опломбирована.
Все работы по монтажу проверке регулировке снятию на ремонт и установке измерительных приборов и реле смене предохранителей выявлению и устранению неисправностей в станции управления а также переключению отпаек автотрансформаторов (трансформаторов) должны проводиться только при выключенной установке бригадой электромонтеров не менее двух человек с квалификационной группой по электробезопасности старшего не ниже IV другого - не ниже III.
Все работы с подключенной к сети станцией управления следует проводить в диэлектрических перчатках.
Запуск объемных насосов УЭДН УЭВН "на закрытую задвижку" запрещается. Для проверки наличия подачи по перепаду давления должен быть использован штуцер или регулирующий вентиль.
Перед заменой (установкой) штуцера в рабочем отводе давление должно быть снижено до атмосферного через патрубок с задвижкой (вентилем). При этом насосная установка должна быть отключена либо продукция скважины должна быть направлена через запасной отвод в коллектор емкость или затрубное пространство скважины.
При разгерметизации устьевого сальника его уплотнение должно быть осуществлено только после снижения давления в затрубном пространстве до атмосферного.
Подъем и демонтаж погружного агрегата
Перед подъемом погружного агрегата кабель должен быть отсоединен от станции управления.
Разбирать уплотнение кабеля в устьевой арматуре следует только после снижения давления в затрубном пространстве до атмосферного.
На скважинах из продукции которых возможно выделение сероводорода с концентрацией выше ПДК разборку устьевой арматуры и слив жидкости из НКТ следует проводить после полной замены скважинной жидкости на нефть или воду соответствующей плотности.
Перед отсоединением кабеля от погружного электродвигателя кабель должен быть ослаблен и свободно лежать на подставках.
До начала работ члены вахты должны пройти дополнительный инструктаж. Мастер бригады обязан: ознакомиться с характером работ подобрать соответствующее оборудование и инструмент внести непрерывный контроль за подъемом ЭЦН из скважины.
2 Техника безопасности и противопожарные мероприятия
В НГДУ «Нижнесортымскнефть» проводится следующие мероприятия по пожаро- и взрывобезопасности: разработка и использование системы нормативных материалов (инструкции по пожаро - взрывобезопасности и др.); обучение инструктаж и допуск к работе персонала пожаро - и взрывобезопасных производств; контроль и надзор за соблюдением нормативных документов; предотвращение возникновения пожаров; ограничение распространения пожара; обеспечение условий эвакуации людей и материальных ценностей из области пожара; организация тушения пожаров (составление планов тренировки реализация этих планов). В качестве огнегасящих средств на предприятии используется вода химическая и воздушно-механическая пены песок и другие материалы. Объекты добычи сепарации и транспортирования нефти и газа обеспечиваются углекислотными огнетушителями и набором простейшего противопожарного инвентаря. Для снижения риска возможного возникновения очагов пожара на предприятии разработаны противопожарные мероприятия и осуществляется контроль за их исполнением. Во избежание пожаров и взрывов каждый работник должен соблюдать простые требования производственной санитарии. При проектировании любых объектов технологического процесса выполняется комплекс строительных противопожарных мероприятий направленных на исключение возможности возникновения пожара.
ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Для защиты от действия вредных веществ при их выбросах и сбросах в НГДУ «Нижнесортымскнефть» проводятся следующие инженерно- технические мероприятия: контроль токсических выбросов в атмосфере воздухе рабочих помещений качества воды содержания вредных веществ в почве продуктах питания и т.д. (в нормативных документах установлены ПДУ ПДК ЛПВ и другие показатели; они обязательно контролируются); использование пылеуловителей; очистка промышленных выбросов от парогазообразных загрязнителей; уменьшение токсических выбросов транспортно-энергетических установок; рассеивание токсических выбросов в атмосфере. Во избежание проливов и выбросов при эксплуатации и смене оборудования скважин с УЭЦН применяются следующие инженерно-технические решения: 1) обволование кустов скважин; 2) герметизация устья скважин; 3) использование контрольно-измерительных приборов; 4) применение более технологичного оборудования; 5) автоматизация и диспетчеризация процессов добычи нефти.
2. Охрана окружающей среды
Мероприятия по охране окружающей среды
С целью недопущения замазученности:
До начала всех работ на устье скважины должна быть установлена противовыбросовая задвижка которая до этого проверяется и опрессовывается на давление равное пробному давлению фонтанной арматуры. После установки задвижка и крестовик вновь опрессовываются на давление не превышающее допустимого для данной эксплуатационной колонны. Результаты оформляются актом.
Линии проложенные от ёмкости с жидкостью глушения для долива скважин должны быть герметичными.
Выходящая жидкость из скважины при спуске оборудовании должна отводиться в специальную ёмкость для её сбора по герметичным линиям.
С целью предотвращения коррозионного износа нефтяных коммуникаций совершенствуются существующие и разрабатываются новые методы защиты оборудования:
Новые материалы покрытий менее склонных к накоплению АСПО;
Методики контроля осаждения и удаления отложений на нефтепромысловых трубах и насосных штангах;
Методики и организация сервисной службы по диагностике технического состояния трубопроводов;
Производство на базе местного сырья ингибиторов коррозии бакцирицидов;
Производство новых материалов для повышения качества наружной изоляции и др.
Повысит экологическую безопасность нефтяного оборудования по всей технологической цепочке разработка и внедрение новых технологических решений. К примеру поиск решения нейтрализации газовых выбросов образующихся при добыче природных битумов с применением внутрипластового горения. Разработана технология обеспечивающая очистку газа от сероводорода с получением элементарной серы и дожиганием всех вредных веществ. Внедрение установки позволит снизить выбросы серы на 640 тгод. Решается технология очистки попутного нефтяного газа от сероводорода окислением до элементарной серы на твёрдых катализаторах разрабатывается технология и оборудование для очистки газа из затрубного пространства скважин с утилизацией его в систему нефтесбора. Внедрение оборудования также позволит существенно сократить выбросы углеводородов и сероводорода в атмосферу. Внедрение технологии улавливания паров лёгких нефтепродуктов выделяющихся из резервуаров при наливе в автоцистерны предотвратит выброс более 150 т углеводородов в год.
Пути предотвращения загрязнения почв и грунтов нефтепродуктами и сточной водой.
Первостепенное значение в охране почвенных ресурсов нефтедобывающих районов имеет сокращение удельного расхода земель на строительство нефтепромысловых объектов. Так удельный расход их на обустройство одной скважины уменьшился с 353 га до менее одного гектара в настоящее время.
Наиболее перспективной и экологически безопасной является биологическая рекультивация путём использования и активации жизнедеятельности почвенных микроорганизмов и внесения специальных биопрепаратов содержащих нефтеокисляющие микроорганизмы. Применение его хорошо в комплексе с агрохимическими и агротехническими мероприятиями резко повышает их общую эффективность.
Улучшение охраны и рациональное использование земляных ресурсов нефтедобывающих районов может быть достигнуто на основе внедрения следующих мероприятий:
Сокращение объёмов ежегодно отводимых земель для бурения скважин и нефтепромыслового строительства. Это обеспечивается за счёт увеличения объёмов кустового бурения рационального размещения устьевого оборудования при бурении и ремонте скважин.
Осуществление комплекса экономических и административных мер против загрязнения и порчи земель замазучиванием засолонением и наездами.
Совершенствование методов рекультивации земель и составление технологической документации. Создание специализированного сервисного подразделения и проведение биотехнологической рекультивации земель загрязненных нефтью и нефтепродуктами.
Разработка приёмов рекультивации почв смешанного типа загрязнения.
Совершенствование и удешевление технологий восстановления замазученных и засоленных земель.
ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1 Организационные мероприятия по реализации и производству предлагаемых рекомендаций
На месторождениях России около 95 % фонда скважин эксплуатируется насосным способом. В основном насосный фонд представлен установками центробежных электронасосов (УЭЦН) отечественного и импортного производства. Проблема повышения эффективности эксплуатации УЭЦН затронула многие нефтяные компании из-за преждевременных или повторных ремонтов глубинно-насосного оборудования потери плановой добычи нефти из-за простоя скважины ликвидации осложнений. Эти мероприятия сопровождаются большими материальными затратами повышающими себестоимость добычи нефти. Основным показателем характеризующим эффективность эксплуатации УЭЦН является наработка на отказ (срок работы УЭЦН от момента запуска до момента остановки по причине выхода из строя). Качество изготовления и проделанного ремонта установки ее технические параметры выбор оптимального режима эксплуатации конструкция скважины физико-химические свойства откачиваемой продукции – вот главные факторы влияющие на наработку УЭЦН. В настоящее время повышение эффективности эксплуатации УЭЦН осуществляют по следующим направлениям: выбор оптимального режима работы системы пласт – насос; учет конструкции ствола скважины; мероприятия по борьбе с мехпримесями солеотложениями и коррозией на глубинном скважинном оборудовании; улучшение конструктивных элементов УЭЦН; улучшение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта. Работа системы пласт – насос в несогласованном режиме снижает отборы нефти ухудшает энергетические показатели и эксплутационную надежность установок. Поэтому разработка и внедрение мероприятий направленных на согласованную работу пласт – насос является резервом повышения эффективности. Среднее свободное газосодержание на приёме ЭЦН изменяется от 02 до 25 %. Это означает что в большинстве скважин завышены глубины погружения насосов под динамический уровень жидкости. Отмеченное приводит к дополнительным механическим воздействиям на конструкцию УЭЦН при спускоподъёмных операциях интенсивному трению между электрическим кабелем и обсадными трубами. Кроме того требуется применение насосов с более высокими напорными характеристиками. В результате ухудшаются характеристики УЭЦН и снижается его к.п.д. Следовательно количественно увеличиваются различные потери на трение и в скважинах возникают осложнения. Интенсивность возникновения последних возрастает в результате коррозионного и абразивного износа рабочих органов насосов и наличия сложного пространственного профиля ствола скважин. Улучшение работы скважин оборудованных УЭЦН достигают следующим образом. Для согласования работы нефтяного пласта и подъёмного оборудования а также повышения к.п.д. ЭЦН в скважинах всех объектов разработки намечено проведение специальных исследований по изучению состава и свойств откачиваемой продукции и мероприятия по повышению качества ремонта установок. Особенно важно определить динамику уменьшения коэффициентов продуктивности скважин чтобы правильно выбирать типоразмер насосов и других элементов установки оптимизировать технологические режимы её работы. Кроме технологических и организационных решений планируется расширить объёмы внедрения новых технических средств: газовых диспергаторов гасителей вибрации механически прочных компенсаторов высокоэффективных и технологически надёжных станций управления и др. . Также существует проблема пескопроявления в основном это происходит из-за большой депрессии на пласт. Проводятся некоторые виды работ по снижению влияния механических примесей на работу насосов. В ограниченных количествах осуществляются очистки забоев скважин после ТРС и КРС что обеспечивает более легкий запуск и ввод скважины на режим проводить - конструктивное совершенствование погружных электронасосов позволило увеличить наработку на отказ УЭЦН уменьшить число отказов и как следствие уменьшить число текущих ремонтов скважин.
Текущий подземный ремонтпроизводят с целью обеспечения наиболее полного использования действующего фонда скважин.
К текущему подземному ремонту относятся планово - предупредительный «профилактический» и внеплановый ремонт.
На анализируемой группе скважин Тянского месторождения провели текущий подземный ремонт который заключается в смене подземного оборудования.
В результате чего увеличилась производительность работы скважин что привело к увеличению добываемой продукции и прибыли предприятия от дополнительно добытой нефти.
2. Расчет экономической эффективности предлагаемых мероприятий
На 5 скважинах ЭЦНМ5-400-950 сменяется на ЭЦНМ5-500-1000 на 3 скважинах ЭЦНМ5А-160-1450 - на ЭЦНМ5А-250-1700.На одной скважине ЭЦНМ6-800-700 - на ЭЦНМ6-1000-900. Кроме того на 5 скважинах ПЭДУС90-117В5 сменяется на ПЭДУС125-117В5 на 3 скважинах ПЭДУС63-117В5 - на ПЭДУС90-117В5 на одной скважине ПЭДУС125-117В5 - на ПЭДУС250-130В5
Таблица 5.1- Исходные данные для расчета
Количество оптимизируемых скважин скв.
Годовая добыча нефти до мероприятия т
Цена 1 тонны нефти руб.т.
Себестоимость добычи нефти руб.т в т. ч
условно-переменные затраты руб.т
Среднесуточный прирост добычи нефти на одной скв.тсут
Темп снижения среднего дебита по нефти %
Стоимость кабеля рубм
Длина НКТ всех скв. до оптимизации м.
Длина НКТ всех скв. после оптимизации м.
Длина кабеля всех скважин до оптимизации м.
Длина кабеля всех скважин после оптимизации м.
Средняя стоимость одного ремонта тыс. руб.
Коэффициент эксплуатации скважин
УЭЦНМ5-400-950 руб: насос ЭЦНМ5-400-950
двигатель ПЭДУС90-117В5
УЭЦНМ5-500-1000 руб: насос ЭЦНМ5-500-1000
двигатель ПЭДУС125-117В5
УЭЦНМ5А-160-14500 руб: насос ЭЦНМ5А-160-1450
двигатель ПЭДУ63-117В5
УЭЦНМ5А-250-1700 руб: насос ЭЦНМ5А-250-1700
УЭЦНМ6-800-700 руб: насос ЭЦНМ6-800-700
УЭЦНМ6-1000-900 руб: насос ЭЦНМ6-1000-900
двигатель ПЭДУС250-130В5
Норма амортизации ЭЦН
Норма амортизации ПЭД
Норма амортизации НКТ
Норма амортизации кабеля
Налог на имущество %
Проектный годовой прирост добычи нефти в результате проведенного мероприятия рассчитывают по следующей формуле
Q = q 304 Кэ Ккр n (5.1)
где q - суточный прирост добычи нефти тсут;
Кэ - коэффициент эксплуатации скважин;
Ккр- коэффициент кратности;
n - количество оптимизируемых скважин скв.
Коэффициент кратности рассчитывают по формуле
где к -темп снижения среднего дебита по нефти %
Стоимостную оценку результатов мероприятия рассчитывают по формуле
где Q - годовой прирост добычи нефти в результате проведенного мероприятия т;
Ц- цена одной тонны нефти рубт.
Изменение капитальных затрат связанных со сменой оборудования скважин рассчитывают по формуле
К= (ЦН2 +ЦПЭД2 +ЦНКТ2 LНКТ2 +ЦК2 LК2) - (ЦН1 +ЦПЭД1 +ЦНКТ1 LНКТ1 +ЦК1 LК1) (5.4)
где ЦН1 ЦН2 - стоимость насосов до и после оптимизации руб;
ЦПЭД1 ЦПЭД2 - стоимость ПЭД до и после оптимизации руб;
ЦНКТ1ЦНКТ2 - цена погонного метра НКТ до и после оптимизации рубм;
LНКТ2 LНКТ1 - длина НКТ до и после оптимизации м;
ЦК1ЦК2 - цена погонного метра кабеля до и после оптимизации рубм;
LК2 LК1 - длина кабеля до и после оптимизации м.
Затраты связанные с дополнительной добычей нефти рассчитывают по формуле
где Q - годовой прирост добычи нефти т;
Зуп - условно-переменные затраты на добычу нефти руб.т.
Затраты на проведение ремонта по смене скважинного оборудования рассчитывают по формуле
Зрем = Срем n (5.6)
где Срем- средняя стоимость ремонта руб;
n-количество оптимизируемых скважин скв.
Затраты на проведение мероприятия рассчитывают по формуле
Змер = К+ Здоп +Зрем (5.7)
где К- изменение капитальных затрат связанные со сменой оборудования руб;
доп-затраты связанные с дополнительной добычей нефти руб;
рем- затраты на проведение ремонта по смене скважинного оборудования руб.
Экономический эффект от мероприятия рассчитывают по следующей формуле
Эмер = Рмер - Змер (5.8)
где Рмер - стоимостная оценка результатов мероприятия руб;
Змер - затраты на проведение мероприятия руб.
Изменение ежегодных амортизационных отчислений рассчитывают по формуле
А=(ЦН2-ЦН1) nН +(ЦПЭД2-ЦПЭД1) nПЭД +(ЦНКТ2-ЦНКТ1) nНКТ +(ЦК2-ЦК1) nК (5.9)
ЦНКТ1ЦНКТ2 - стоимость НКТ до и после оптимизации руб;
ЦК1Цк2 - стоимость кабеля до и после оптимизации руб;
nНnПЭДnНКТ nК - норма амортизации насосов ПЭД НКТ и кабеля.
Добычу нефти после проведения мероприятия рассчитывают по формуле
где Q1 -добыча нефти до проведения мероприятия т.
Себестоимость добычи одной тонны нефти после проведения мероприятия рассчитывают по формуле
где С1 С2 - себестоимость одной тонны нефти до и после проведения мероприятия рубт.;
Q1 Q2 - добыча нефти до и после проведения мероприятия т.;
Змер - затраты на проведение мероприятия руб.;
А -изменение ежегодных амортизационных отчислений руб.
Прирост валовой прибыли предприятия после проведения мероприятия рассчитывают по формуле
где С1 С2 - себестоимость одной тонны нефти до и после проведения мероприятия руб.т;
Q1 Q2- добыча нефти до и после проведения мероприятия т;
Ц - цена реализации одной тонны нефти руб.т.
Налог на имущество рассчитывают по формуле
где К- изменение капитальных затрат связанные со сменой оборудования руб.;
nим - ставка налога на имущество %.
Налог на дополнительную прибыль рассчитывают по формуле
где nпр - ставка налога на прибыль %;
ВП - прирост валовой прибыли от реализации мероприятия руб;
Ним - налог на имущество руб.
Прирост прибыли остающейся в распоряжении предприятия рассчитывают по формуле
П = ВП - Ним - Нпр (5.15)
где ВП - прирост валовой прибыли от реализации мероприятия руб;
Ним- налог на имущество руб;
Нпр- налог на прибыль руб.
Заполним таблицу 5.2
Таблица 5.2 – Стоимостная оценка затрат
Проектный годовой прирост добычи нефти в результате проведенного мероприятия рассчитаем по формулам 5.1 5.2
Q = 53 304 098 11796 9= 1676304 т
Стоимостную оценку результатов мероприятия рассчитаем по формуле 5.3
Рмер = 1676304 12250 = 205347240 руб
Изменение капитальных затрат связанных со сменой оборудования скважин рассчитаем по формуле 5.4
К=(3645400+1771585+23980000+6412000) (3633330+1759300+21364000+5740000) = 3312355 руб
Затраты связанные с дополнительной добычей нефти рассчитаем по формуле 5.5
Здоп = 1676304 3430 = 5749722720 руб
Затраты на проведение ремонта по смене скважинного оборудования рассчитаем по формуле 5.6
Зрем = 1504800 9 = 13543200 руб
Затраты на проведение мероприятия рассчитаем по формуле 5.7
Змер =3312355 + 5749722720 + 13543200 = 7435278220 руб.
Экономический эффект от мероприятия рассчитаем по формуле 5.8
Эмер = 205347240 - 7435278220 = 13099445780 руб.
Изменение ежегодных амортизационных отчислений рассчитаем по формуле 5.9
А=(3645400-3633330)011+ (1771585-1759300) 011+(23980000- 21364000) 005+ (6412000-5740000) 007 = 18051905 руб.
Добычу нефти после проведения мероприятия рассчитаем по формуле 5.10
Q2 = 363780+ 1676304 = 38054304 т
Себестоимость добычи одной тонны нефти после проведения мероприятия рассчитаем по формуле 5.11
Прирост валовой прибыли от проведения мероприятия рассчитаем по формуле 5.12
ВП=(12250-956417)38054304-(12250-9800)363780=13081291312 руб
Налог на имущество рассчитаем по формуле 5.13
Налог на дополнительную прибыль рассчитаем по формуле 5.14
Прирост прибыли остающейся в распоряжении предприятия рассчитаем по формуле 5.15
П = 13081291312 -7287181-2614800826 =10459203305 руб.
Результаты расчета о проведении мероприятия представлены в таблице 5.2.
Таблица 5.2. -Результаты расчета экономической эффективности от изменения технологического режима работы скважин оборудованных УЭЦН
Годовой прирост добычи нефти тыс. т
Капитальные затраты млн. руб.
Затраты на дополнительную добычу нефти млн. руб.
Затраты на проведение ремонта млн. руб.
Затраты на проведение мероприятия млн. руб.
Себестоимость добычи 1 т нефти до мероприятия руб.т
Себестоимость добычи 1 т нефти после мероприятия руб.т
Годовой экономический эффект млн. руб.
Прирост прибыли остающейся в распоряжении предприятия млн. руб.
Вывод: после изменения режима работы 9 скважин оборудованных установками электроцентробежных насосов произойдет снижение себестоимости добычи нефти на 23583 руб.т. Экономический эффект составит 13099 млн. руб. прирост прибыли остающейся в распоряжении предприятия составит 10459 млн. руб.
На основании полученных данных можно сделать вывод о том что проведение замены УЭЦН по добывающему фонду скважин Тянского месторождения считается экономически целесообразным.
Стабилизация и наращивание добычи в современных условиях когда большинство месторождений находятся на поздних стадиях разработки не представляется возможной без применения эффективных мероприятий по увеличению производительности скважин.
Целью данного дипломного проекта было установление режима работы скважины оборудованной УЭЦН после текущего подземного ремонта на Тянском месторождении.
В работе детально освещено состояние кислотных обработок проводимых в НГДУ «Ишимбайнефть». Приведена детальная характеристика видов обработок на разных стадиях разработки месторождения.
Проведен анализ эффективности от проводимых обработок. Описана технология проведения обработок и материалы и реагенты используемые на месторождении.
Выполнены расчет процесса кислотной обработки на Тереклинском месторождении НГДУ «Ишимбайнефть».
Приведены рекомендации по повышению эффективности мероприятий по проведению кислотных бработок.
Результаты экономического расчета подтвердили эффективность применения кислотных обработок.
В дипломном проекте освещены вопросы техники безопасности охраны недр и окружающей среды.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Мищенко И.П. Расчеты в добыче нефти И.П. Мищенко – М. Недра2008. – с. 295.
Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое оборудование. С.Л.Никишенко– Волгоград: Инфолио 2008. – с. 455.
Покрепин Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие для средних специальных учебных заведений. Б. В.Покрепин– Волгоград Издательство «Ин-Фолио» 2008.– с. 192.
Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин: учебное пособие для средних специальных учебных заведений. Б. В.Покрепин- Волгоград Издательство «Ин-Фолио» 2010.– с. 495.
Научно – технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство» 2014. – с. 21
Дополнительные источники:
Грей Ф. Добыча нефти. Ф.Грей. -М.: Олимп-Бизнес 2004.– с. 542.
Каплан Л.С. Технологии и безопасность в нефтедобыче. Л.С.Каплан- Уфа 2004.– с. 475.
Покрепин Б. В. Сбор и подготовка скважинной продукции. Б. В.Покрепин– М. ГУ УМК по горному нефтяному и энергетическому образованию 2000.– с. 180.
«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08624-03. – с. 50.