Производственная практика в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»

Таблица 4

 

Станок-качалка	Число ходов балансира  в мин.	Масса, кг	Редуктор
СКД3-1,5-710	5¸15	3270	Ц2НШ-315
СКД4-2,1-1400	5¸15	6230	Ц2НШ-355
СКД6-2,5-2800	5¸14	7620	Ц2НШ-450
СКД8-3,0-4000	5¸14	11600	НШ-700Б
СКД10-3,5-5600	5¸12	12170	Ц2НШ-560
СКД12-3,0-5600	5¸12	12065	Ц2НШ-560

 

В шифре, например, СКД8-3,0-4000, указано Д - дезаксиальный; 8 - наибольшая допускаемая нагрузка Р_max на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3,0 - наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент М_{кр, max} на ведомом валу редуктора, умноженный на 10^-2 кН*м.

АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛП-114.00.000, разработанный совместно со специалистами  ПО «Сургутнефтегаз».

Моноблочная конструкция небольшой  массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

Техническая характеристика

Нагрузка на шток. кН (тс)                                      60 (6)

Длина хода, м                                                         1,2¸2,5

Число двойных ходов  в минуту                              1¸7

Мощность, кВт                                                         18,5

Масса привода, кг                                                    1800

 

3.3. Обвязка устья (для ЭЦН, ШГН)

Оборудование  устья насосной скважины предназначено  для подвески насосно-компрессорных труб, герметизации устья и направления продукции скважины в выкидную линию.

При оборудовании скважины насосными трубами с гладкими концами трубы подвешивают следующим  образом. В центре планшайбы в  зависимости от диаметра насосных труб просверливают отверстие и нарезают в нем цилиндрическую резьбу, соответствующую резьбе насосных труб. Затем ввинчивают в планшайбу патрубок  длиной около 1 м, на верхнем конце которого нарезана резьба  для ввинчивания в планшайбу и резьба  для ввинчивания в муфту насосно-компрессорных трубы. Нижний конец патрубка ввинчивают в муфту насосной трубы, спущенной в скважину. В муфту ввинчивают тройник  с сальником, через который пропущен сальниковый шток; сальник герметизирует пространство между штоком и корпусом сальника, и жидкость направляется через боковой отвод тройника. В планшайбе просверлены отверстия для отвода газа из затрубного пространства и отверстие для замера уровня в скважине при помощи эхолота. После замера уровня в отверстие ввинчивают пробку, имеющую на верхнем конце шестигранник под гаечный ключ. В отверстие для отвода газа ввинчивают патрубок  с вентилем.

Размеры планшайбы  подбирают по диаметру обсадной колонны  и фланца. При спуске в скважину насосных труб с высаженными концами подвеску труб к планшайбе и  присоединение тройника-  сальника     осуществляют по схеме, показанной на рисунке. Переводной патрубок  и муфта применены для присоединения тройника- сальника, нижний конец которого нарезан для присоединения к муфте труб с гладкими концами.

Установка погружного центробежного электронасоса состоит  из подземного и наземного оборудования. В подземное оборудование входят сборка электроцентробежного агрегата, колонна насосных труб и кабель. Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на насосных трубах. Он состоит из трех основных частей, расположенных на одном вертикальном валу: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя и протектора.

Устье скважины при эксплуатации погружным электроцентробежным  насосом оборудовано по весьма упрощенной схема. Арматура   состоит из тройника и задвижки, установленной на выкидной линии. Оборудование   устья (рис.3.3.) скважины, которое обеспечивает подключение

 

Рис. 3.3.   Оборудование устья скважины УЭЦН.

трубопровода  для отбора газа из межтрубного (кольцевого) пространства; установкой на выкидном трубопроводе манометра, задвижки и  крана для отбора проб жидкости; уплотнением кабеля в проходном отверстии устьевой головки (при газовых проявлениях); замером динамического уровня.

Высокая надежность и долговечность установки погружных  центробежных электронасосов обеспечивают достаточно длительную работу погружных агрегатов в скважине. В некоторых нефтяных районах, где в добываемой жидкости отсутствуют механические примеси, продолжительность бесперебойной работы агрегатов в скважине достигает 1—1,5 лет. Если в жидкости находится песок, их срок службы снижается до 50—70 сут вследствие износа рабочих ступеней насоса.

Во всех случаях  в процессе эксплуатации погружные  электронасосы не требуют постоянного ухода за ними. Устройство станции управления позволяет контролировать его работу на заданном режиме.

 

 

3.4. Организация  контроля за состоянием оборудования, соблюдением правил и норм.

 

При обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН, ШГН возможны опасности для природной среды. При аварийных разливах нефти  она проникает в почву. В лесной местности от нефти сохнут корни деревьев, кустарников и травяного покрова. В результате этого образуется сухость и сухая трава, что ведет к пожароопасной ситуации.

Локальные загрязнения  почвы связаны чаще всего с  разливами нефти и нефтепродуктов и их утечках через неплотности  и негерметичности в промысловом оборудовании.

Загрязнение больших  площадей почвы возможно при аварийном  фонтанировании нефти.

Попадая в почву, нефть опускается вертикально вниз и распространяется вширь. Скорость продвижения нефти зависит от ее свойств, грунта и соотношения нефти, воздуха и воды в многофазной движущейся среде. Движение нефти прекращается при достижении 10-12 % насыщения почвы нефтью, либо при достижении нефти уровня грунтовых вод. Далее нефть перемещается в направлении уклона поверхности грунтовых вод. Наличие нефти в почве и на поверхности вод вызывает опасные экологические последствия.

В результате загрязнения  происходит разрушение структуры почвы, изменение ее физико-химических свойств. Следственно, снижается водопроницаемость, увеличивается соотношение между углеродом и азотом (за счет углерода нефти), что приводит к ухудшению азотного режима почв. Начинается кислородное голодание почв, что нарушает корневое питание растений.

Таким образом, в результате проведенного анализа можно сделать  вывод, что основной причиной загрязнения природной среды является разлив нефти и нефтепродуктов на почву и поверхность вод.

 

3.5.Основные  мероприятия по охране природной  среды.

 

Учитывая ранее рассмотренные  опасности для окружающей среды  предусматривается ряд мероприятий, направленных на защиту природной среды от загрязнений нефтью и нефтепродуктами.

На территории нефтепромыслов регулярно проверять состояние  обваловок вокруг кустов.

Не допускать разливов нефти из мерников и тралов сборных  установок.

Не допускать разливов нефти. Применяемых реагентов вокруг скважин и загрязнения приустьевой зоны.

Регулярно проводить  проверку технического состояния всего  фонда скважин.

Добиться полной герметизации систем сбора, сепарации нефти.

Установить регулярный контроль за герметичностью резьбовых  и фланцевых соединений.

При применении химреагентов строго соблюдать технологию проведения работ.

Таким образом, намеченные мероприятия будут способствовать безопасному, с точки зрения охраны окружающей среды. Отбору нефти из нефтедобывающих скважин. Предложенные мероприятия разработаны на основе СН-245-76.

 

3.6. Охрана недр при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН.

 

На основании закона 1985г. по охране недр и окружающей среды и в  соответствии с правилами разработки нефтяных и газовых месторождений нами проведен анализ и предложены мероприятия по обеспечению охраны недр.

Основными опасностями, с точки  зрения охраны недр, при  эксплуатации скважин, оборудованных  ЭЦН, является нарушение герметичности колонн, которое может привести к образованию межпластовых перетоков, открытому фонтанированию и другим последствиям. Основными причинами негерметичности являются: коррозия, неплотные резьбовые соединения, некачественный цементаж колонны труб, температурные напряжения, наклонно-направленный профиль скважин.

Одна из эффективных  мер защиты эксплуатационных колонн - пакерование межколонного пространства и заполнение его буферной жидкостью  с добавками ингибиторов коррозии. Среди прочих мер можно выделить исключение контакта закачиваемых вод с внутренней поверхностью обсадных колонн и использование для этой цели НКТ.

Следующей мерой можно  назвать герметизацию резьбовых  соединений НКТ смазкой УС-1.

Установлено, что основная причина потери герметичности обсадных колонн - электрическая коррозия наружной поверхности труб. Для предотвращения  коррозийного разрушения в настоящее время применяется цементирование колонны до устья, а также применение катодной защиты.

Таким образом, в результате анализа и применения данных конкретных мер, направленных на охрану недр, можно обеспечить надежную работу скважин, оборудованных ЭЦН.

 

 

 

4. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин

4.1.Общие понятия о ремонте скважин

Все работы по вводу скважин  в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т.п.

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным  или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном  или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Изменение технологического режима работ  скважин вызывает необходимость  изменения длины колонны подъемных  труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидация обрыва штанг, замена скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту (см.приложение 2).

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией, появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта(см.приложение 3).

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные  бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность  фактической эксплуатации скважин  от ремонта до ремонта, т.е. время  между двумя последовательно  проводимыми ремонтами.

Коэффициент эксплуатации скважин - отношение времени фактической  работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94¸0,98, т.е. от 2 до 6% общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

См.приложение 4.

 

4.2. Установки и агрегаты для подземного и капитального ремонта и освоения скважин

 

При подземном ремонте  глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.