8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Скорость спуска эцн в скважину


Смена ЭЦН - Техническая библиотека Neftegaz.RU

Прежде чем приступить к работам по подъему ЭЦН из скважины, необходимо выключить установку и блок рубильник-предохранитель.

Прежде чем приступить к работам по подъему ЭЦН из скважины, необходимо выключить установку и блок рубильник-предохранитель. Затем отсоединяют кабель, питающий двигатель, от станции управления и проверяют сопротивление изоляции. Далее демонтируют устьевую арматуру через сбивной клапан, установленный над насосом, спускают жидкость из колонны НКТ при помощи спецгруза. В результате жидкость из труб перетекает в экс.колонну. Затем в муфту верхней НКТ, подвешенной на планшайбе, ввинчивают подъемный патрубок для захвата элеватором. Разбирают сальник кабельного ввода в планшайбе и извлекают НКТ с кабелем. Скорость подъема ЭЦН не более 0,25 м/сек.
По мере подъема труб кабель освобождают от клямсев, недопуская падения их в скважину и навивают КРБК на барабан кабеленаматывателя.
После подъема ЭЦН снимают защитные кожухи плоского кабеля. Под головкой нижней секции насоса устанавливают хомут, агрегат спускают до посадки хомута на фланец экс. колонны и верхнюю секцию насоса отсоединяют от нижней. После проверки вращения вала верхнюю секцию закрывают защитной крышкой и укладывают на стеллаж.


Необходимые требования по монтажу и спуску ЭЦН:
Ø ЭЦН на устье скважины следует собирать с применением специальных хомутов-элеваторов. Проушины хомутов должны быть снабжены предохранительными шпильками.
Ø Намотка и размотка кабеля с барабана должна быть механизирована. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.
Ø Скорость спуска ЭЦН в скважину не должна превышать 0,25м/с.
Ø При СПО не следует допускать изгибов, перегибов, перекосов и ударов кабеля, а так же его загрязнения.
Ø Остановка барабана должна производиться только отключением электропривода. Запрещается тормозить барабан руками, досками и трубами.
Ø После спуска центробежного электронасоса оставшийся кабель должен подвешиваться на специальном устройстве или укладываться на площадке у станции управления и ограждаться.
Ø Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании установки ЭЦН на устье скважины.

neftegaz.ru

Монтаж УЭЦН

1.    Доставка УЭЦН на скважину производится только на специально оборудованном транспорте, с обязательным закреплением узлов всеми предусмотренными приспособлениями.

2.    Разгрузка/погрузка УЭЦН на скважине осуществляется совместно бригадой ПКРС и монтажником ЦБПО ЭПУ с использованием грузоподъемных устройств спецтехники, доставившей установку. Разгрузка узлов УЭЦН производится на очищенные от нефтепродуктов и песка приемные мостки бригады ПКРС, а барабан с кабелем выгружается непосредственно на автовымотку. При отсутствии подъездов к мосткам или к автовымотке монтаж не производится. При разгрузке необходимо оберегать узлы УЭЦН и кабель от ударов и повреждений. Автовымотка размещается в 15-20 м от устья скважины в зоне видимости бригады. Кабель должен сходить с верхней части барабана. Между устьем скважины и автовымоткой через 2-3 метра должны быть установлены подставки под кабель высотой около 1 метра, препятствующие контакту кабеля с поверхностью земли. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемника на высоте 5-6 м. Оси вращения кабельного ролика и барабана должны быть перпендикулярны линии, условно проложенной от устья скважины к барабану, а центры ролика и барабана должны находиться на этой линии.
3.    Монтажник ЦБПО ЭПУ передает бригаде исправные и проверенные хомуты для монтажа УЭЦН. Бригада ПКРС самостоятельно устанавливает (и снимает) хомуты на головки узлов УЭЦН  а такж поднимает узлы над устьем скважины после готовности монтажника ЦБПО ЭПУ к выполнению операций, разматывает и прокладывает погружной кабель от автовымотки до устья скважины. При этом не допускается попадание песка, грязи на узлы УЭЦН, кабель. Во время спуско-подъемных операций монтажник не имеет права находиться в зоне работы подъемника. По окончании монтажа бригада ПКРС возвращает монтажнику чистые и исправные хомуты.
4.    Монтаж УЭЦН производится в соответствии с технологическими инструкциями на производство работ, согласованными с АО ЮНГ. В процессе монтажа мастер ПКРС (бурильщик, ст. оператор) : сверяет соответствие привезенной установки заказанной и номеров узлов записаным в паспорте; контролирует опрессовку токоввода двигателя ПЭД (5 кгс/см2*10 минут - падение давления, течь масла и отпотевание не допускаются), установку шлицевых муфт и легкость вращения валов; проверяет сопротивление изоляции установки в сборе (не менее 50 МОм) и наличие маркировки и фазировки на конце кабеля; расписывается в эксплуатационном паспорте УЭЦН, подтверждая что оборудование к спуску принято, после этого заполненный паспорт остается в бригаде до окончания спуска. Резьба и состояние используемого при монтаже крепежа УЭЦН должны быть проверены на базе ЭПУ, рекомендуется использовать крепеж не более 3 раз.
5.    Ответственность за качество монтажа возлагается на монтажника и начальника цеха проката ЦБПО ЭПУ, ответственность за безопасное производство работ на скважине несет мастер бригады ПКРС. В случае нарушения монтажником технологии монтажа, мастер бригады ПКРС имеет право приостановить производство работ с отметкой об этом в паспорте УЭЦН и немедленным извещением диспетчерской службы ЦБПО ЭПУ. Окончательное решение о необходимости замены оборудования в этом случае принимает руководство ЦБПО ЭПУ.


Спуск УЭЦН в скважину, герметизация, пробный запуск


1.    Спуск установки производится со скоростью не выше 0,25 м/сек (~35 сек на 1 НКТ), а при прохождении УЭЦН через отмеченые в плане работ участки кривизны с темпом набора более 30' на 10 метров, скорость не должна быть выше 0,1 м/сек (1 НКТ примерно за 1,5 минуты). В процессе спуска необходимо периодически проверять центровку подъемника относительно устья, запрещается спуск УЭЦН с неотцентрованного подъемника.
2.    Проворачивание УЭЦН и колонны подвески при спуске в скважину недопустимо, для этого крюко-блок подъемника должен быть застопорен от вращения.
3.    При спуске недопустимы рывки кабеля или его натяжка, кабель от вымотки до устья должен быть постоянно провисшим под собственной тяжестью, но при этом не допускается волочение кабеля по земле.
4.    На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель необходимо крепить стальными поясами (клямцами) не допуская при этом слабины и провисов кабеля внутри скважины. Клямцы затягивать до момента начальной деформации брони. Пряжку клямцы располагать в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямцы плотно прижать к пряжке. Для крепления кабеля УЭЦН REDA использовать только клямцы фирмы REDA.
5.    Обратный клапан устанавливается над 3 трубой НКТ либо выше, согласно расчета. Обратный клапан предназначен для предотвращения лавинообразного стока жидкости из НКТ через насос, вызывающего турбинное вращение ротора, и облегченного запуска установки, поэтому его конструкция допускает незначительный пропуск жидкости (примерно 15 капель в минуту). Следовательно нельзя расчитывать на качественную опрессовку лифта с данным клапаном. Сбивной клапан установить на следующей трубе, сам сбивной ввертыш должен быть изготовлен из латуни или чугуна и загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым кольцом. Обеспечением бригад ПКРС качественными сбивными клапанами НГДУ занимается самостоятельно.
6.    Через каждые 300 м спуска, бригада выполняющая его  должна проверять сопротивление изоляции УЭЦН мегаомметром (V 1000 вольт) с записью в паспорте. При снижении изоляции ниже 1 Мом необходимо прекратить спуск, тщательно насухо протереть концы кабеля и если изоляция не восстановилась вызвать представителя ЦБПО ЭПУ, который принимает окончательное решение о возможности дальнейшего спуска или необходимости подъема установки.
7.    После окончания спуска бригада замеряет сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 1 Мом) до и после герметизации сальникового ввода, свободный конец брони кабеля закрепляет под гайкой устьевой арматуры и затягивает, прокладывает кабель от устья до СУ или клеммной коробки, заполняет эксплуатационный паспорт с указанием количества спущенных НКТ и глубины подвески (по мере труб), вызывает представителя ЦБПО ЭПУ и цеха добычи нефти для пробного запуска.
8.    В процессе пробного запуска производится опрессовка лифта работающим насосом ЭЦН до давления примерно 60 атм, проверка герметичности устьевой арматуры и работоспособности обратного клапана затрубья и сбор жидкости глушения (при необходимости её повторного использования).
9.    При отсутствии замечаний заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН передается бригадой ПКРС цеху добычи нефти. Паспорт остается в ЦДНГ до следующего ремонта скважины и выдачи бригаде ПКРС плана работ с целью подъема этой установки.
10.    Ответственность за качество спуска УЭЦН в скважину возлагается на мастера бригады ПКРС и персонально на членов бригады производивших спуск.

oilloot.ru

Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами.

Ремонт штанговых насосных скважин заключается в подъеме и спуске насосных штанг или НКТ; ликвидация обрыва и отвинчивание штанг; проверке

Ремонт штанговых насосных скважин заключается в подъеме и спуске насосных штанг или НКТ; ликвидация обрыва и отвинчивание штанг; проверке и замене клапанов, посадочного конуса; смене насосов; расхаживании заклинившегося плунжера в цилиндре насоса.


Проверка и смена трубного насоса. После разборки и демонтажа станка-качалки и устьевого оборудования из скважины извлекают насосные штанги с плунжером и укладывают рядами на стеллаж. Затем вместе с цилиндром насоса и защитным приспособлением, присоединенным к его приему, извлекают насосные трубы.
После окончания подъема насоса определяют глубину уровня и забоя в скважине. Если фильтр открыт, то приступают к спуску нового насоса. Если после проверки насоса на поверхности устанавливают, что цилиндр и плунжер сильно сработаны, то их заменяют. Если же они еще пригодны для дальнейшей эксплуатации, то их промывают керосином и вновь спускают в скважину.
Вначале спускают защитное приспособление (газовый, песочный или газопесочный якорь, сепаратор, фильтр, защитную сетку), затем спускают на трубах насос на заранее намеченную глубину. После этого сажают трубы планшайбу, спускают плунжер на насосных штангах и, не допуская их на 5 - 6 метров до цилиндра насоса, заливают водой, спущенные в скважину насосные трубы. Заполнив насосные трубы водой до устья, определяют нижнее положение плунжера при максимальном наклоне головки балансира станка- качалки.


После сборки устьевого оборудования скважины и станка качалки, присоединение сальникового штока к головке балансира при помощи канатной подвески скважину запускают в работу. Так как насосные трубы до ее пуска были заполнены водой, то при первых же качаниях балансира начинается подача жидкости насосом.
Замена клапанов. Для замены клапанов штанги вместе с плунжером насоса поднимают из скважины. После смены отработанных клапанов плунжер спускают в трубы на насосных штангах. Установив плунжер в цилиндр и отсоединив приемный клапан от нижнего его конца, штанги обмывают водой. Затем спущенные в скважину трубы заполняют водой, устанавливают устьевое оборудование, монтируют станок-качалку, сальниковый шток присоединяют к канатной подвеске и пускают станок-качалку в работу.
Перед разборкой устьевой арматуры ремонтируемой скважины следует убедиться, что давление в скважине снижено до атмосферного, затем снять шпильки, соединяющие ФА с трубной головкой, кроме двух шпилек, расположенных диаметрально противоположно. После этого снять оставшиеся шпильки, поддерживая ФА в вертикальном положении, поднять ее и установить в угол рабочей площадки, прикрепив к ноге вышки или мачты.


Запрещается:
Ø Производства ремонта скважины при переливе жидкости из нее;
Ø Изменять положение балансира путем проворачивания клиноременной передачи вручную;
Ø Расхаживать заклиненный плунжер глубинного насоса;
Ø Применять клиновую подвеску при свинчивании и развинчивании штанг механическими ключами.
Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками
При эксплуатации скважин ШНУ могут происходить следующие осложнения:
Ø Износ штанг и истирание НКТ
Ø Поступление из пласта в скважину вместе с нефтью пластовой воды
Ø Поступление из пласта в скважину газа и песка
Ø Отложение парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг.


Для предупреждения обрыва штанг и истирания труб применяют закаленные поверхности муфты с овальными кромками и обработанные токами высокой частоты. Для борьбы с коррозией применяют ингибиторы коррозии, которые периодически в нужной дозе подаются в затрубное пространство скважины. Борьбу с отложениями парафина проводят механическим путем с помощью торцевых укороченных пластинчатых скребков, закрепленных к штангам. Эти скребки автоматически поворачиваются на определенный угол при каждом ходе колонны штанг вниз. Для борьбы с отложениями парафина так же проводят периодические термические обработки скважин без их остановки закачкой в затрубное пространство горячей нефти, которая проходя через клапаны и НКТ, расплавляет отложения парафина и вносит их на поверхность. Так же применяют остеклованные или покрытые специальным лаком НКТ, на которых парафин не оседает.


Большие осложнения обусловлены попаданием свободного газа в цилиндры штанговых насосов. Борьбу с этими осложнениями проводят следующими методами:
Ø Используют насосы с уменьшенным вредным пространством
Ø Увеличивают длину хода плунжера
Ø Увеличивают глубину погружения насоса под уровень жидкости в скважине
Ø Откачивают газ из затрубного пространства


Песок, поступающий из пласта может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. Так же, попадая в насос, песок преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре. Основные мероприятия по борьбе с песком на приеме насоса:
Ø Установка на приеме насоса песочного якоря
Ø Регулирование отбора жидкости из скважины;
Ø Применение трубчатых штанг.


Подготовка к спуску и спуск ЭЦН
Подготовка скважины к спуску в них погружного агрегата заключается в проверке состояния экс.колонны шаблоном, диаметр которого должен быть на 4 мм. Больше максимального наружного диаметра ЭЦН и длиной не менее 9 м. Перед спуском ЭЦН устанавливают мостки для укладки на них деталей погружной установки, монтируют подвесной ролик ко второму поясу мышки. Подвесной ролик служит для направления кабеля, сбегаемого с верхней части барабана к устью скважины. Кабеленаматыватель устанавливают в 15 - 17 м. от устья скважины.


Спуск погружного центробежного электронасоса выполняют в следующем порядке:
Ø На устье скважины двигатель соединяют с гидрозащитой и насосом.
Ø Надевают монтажный хомут на компенсатор, поднимают его с мостков и спускают в скважину до посадки на фланец экс.колонны.
Ø Опускают транспортировочную крышку компенсатора, надевают хомут на двигатель, приподнимают его над устьем скважины и снимают нижнюю транспортировочную крышку.
Ø Соединяют двигатели с компенсатором, вывинчивают пробку и открывают перепускной клапан, отвинтив его на 3 - 4 оборота.
Ø Вновь завинчивают пробку и снимают хомут с компенсатора, спускают двигатель в скважину до установки хомута на фланец экс.колонны.
Ø Снимают крышку кабельного ввода двигателя, промывают контакты и замеряют сопротивление изоляции двигателя и кабеля. Оно должно быть не менее 10 кОм.


Далее с двигателя снимают верхнюю транспортировочную книжку, проверяют вращение вала шлицевым ключом, надевают хомут на протектор и поднимают над устьем скважины. Затем снимают верхнюю крышку протектора и проверяют вращение его вала, проверяют посадку шлицевой муфты на валы двигателя и протектора и соединяют двигатель с протектором.


ЭЦН приподнимают над устьем, вывинчивают пробку с компенсатором, открывают его перепускной клапан и вновь ввинчивают пробку. Затем кратковременно включают двигатели для определения правильности направления вращения вала (против часовой стрелки при наблюдении за валом сверху). После этого погружной агрегат соединяют с первой НКТ, под которой монтируют спускной клапан. Скорость спуска ЭЦН не должна превышать 0,25 м/сек.

neftegaz.ru

ИПБОТ 229-2008 Инструкция по промышленной безопасности и охране труда при спуско-подъемных операциях (СПО) во время ремонта и освоения скважин

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ"

ООО "СПКТБ НЕФТЕГАЗМАШ"

ИНСТРУКЦИЯ
по промышленной безопасности и охране труда при спуско-подъемных операциях (СПО) во время ремонта и освоения скважин
ИПБОТ 229-2008

СОГЛАСОВАНО

Профсоюз работников нефтяной, газовой отраслей промышленности и строительства Российской Федерации

Председатель профсоюза Л.А.Миронов

Постановление N 14-01/75 от 5 августа 2008 г.

УТВЕРЖДАЮ

Директор ООО "СПКТБ Нефтегазмаш" М.П.Семашко

Зам. директора ООО "СПКТБ Нефтегазмаш" - ГКП Кривцов B.C.

1 Общие требования безопасности

1.1 К работам по спуско-подъемным операциям допускаются работники вахты ПРС и КРС после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к указанным работам.

1.2 Выполнение спуско-подъемных операций при ПРС и КРС производится на основании наряда-допуска с технологическим регламентом.

1.3 Руководит работой по спуско-подъемным операциям инженер по сложным работам и мастер ПРС и КРС.

1.4 Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в трубном и затрубном пространствах должно быть снижено до атмосферного. Скважину, оборудованную забойным клапаном-отсекателем, в которой не предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, стравить давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех часов.

Разборка устьевой арматуры производится после визуально установленного прекращения выделения газа из скважины и проверки постоянства уровня жидкости в ней.

Манифольдная линия должна быть разобрана и установлена заглушка на линейную задвижку.

1.5 При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб или штанг устье скважин должно быть надежно закрыто. На устье скважины должно устанавливаться противовыбросовое устройство.

1.6 Перед началом ремонтных работ в глубинно-насосных скважинах головка балансира станка-качалки должна быть откинута назад и отведена в сторону. Привод станка должен быть обесточен.

1.7 Независимо от глубины скважины производить спуско-подъемные операции, ремонтные работы, связанные с расхаживанием и натяжением труб, без индикатора веса запрещается.

1.8 При перерывах в работе оставлять нагруженный талевый блок на весу запрещается.

1.9 Все агрегаты специального назначения, используемые во взрывопожароопасных зонах, должны применяться во взрывозащищенном исполнении, оснащаться аварийной световой и звуковой сигнализацией и системой освещения.

1.10 Освещенность рабочего места и территории ремонтируемой скважины должна соответствовать требованиям санитарных норм и правил, указанным в приложении N 6 (книга 1).

1.11 Спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м, а также при неполном составе вахты запрещаются. Если паспортом агрегата предусмотрена меньшая скорость ветра, то следует руководствоваться паспортной величиной.

При подъеме труб должен быть обеспечен непрерывный долив скважины и визуальный контроль за доливом. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0,2 м подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья. Скорость подъема и спуска НКТ с закрытым проходным сечением и скважинного оборудования (ЭЦН, пакер, шаблон и др.) не должна превышать 0,25 м/с.

При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины незагерметизированным.

1.12 Запрещается:

1.12.1 производство спуско-подъемных операций при отсутствии связи с базой цеха и при неполном составе вахты ПРС и КРС;

1.12.2 без исправного индикатора веса проводить спуско-подъемные операции, а также вести ремонтные работы, связанные с нагрузкой на мачту (вышку), независимо от глубины скважины.

1.13 Перед ремонтом скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом, необходимо обесточить кабель.

Намотка и размотка кабеля на барабан, установленный в одной вертикальной плоскости с кабельным роликом и устьем скважины, должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.

1.14 Барабан с кабелем погружного электронасоса должен находиться в зоне видимости с рабочей площадки. Запрещается нахождение людей между устьем скважины и барабаном при спуске (подъеме) насоса.

2 Требования безопасности перед началом работы

2.1 Перед началом работы необходимо:

2.1.1 привести в порядок спецодежду. Рукава и полы спецодежды следует застегнуть на все пуговицы, волосы убрать под головной убор. Одежду необходимо заправить так, чтобы не было свисающих концов или развевающихся частей. Обувь должна быть закрытой и на низком каблуке, запрещается засучивать рукава спецодежды и подворачивать голенища сапог;

2.1.2 произвести обход обслуживаемого оборудования по определенному маршруту, проверить визуально состояние (целостность) агрегатов, механизмов и инструментов, наличие реагентов, приборов КИП и А;

2.1.3 получить необходимые сведения от сдающего смену о состоянии оборудования, неисправностях, требующих немедленного устранения, и распоряжениях на предстоящую смену;

2.1.4 ознакомиться со всеми записями в журналах: оперативном, дефектов, учета работ по нарядам и распоряжениям, распоряжениями, вышедшими за время, прошедшее с предыдущего дежурства.

2.2 После окончания обхода сообщить руководителю работ о готовности смены к приемке.

2.3 Запрещается:

  • опробовать оборудование до приема смены;
  • уходить со смены без оформления приема и сдачи смены.

2.4 Перед началом ремонта скважина должна быть заглушена в порядке, установленном в технологическом регламенте.

2.5 Перед началом спуско-подъемных операций мастер бригады КРС, ПРС в его отсутствие бурильщик КРС, должны осмотреть механизмы и инструмент, рабочее место вахты, талевую систему (состояние каната, крепление неподвижного "мертвого" конца каната, состояние фундамента и крепление оттяжек к "мертвякам", работоспособность противозатаскивателя) и сделать соответствующую запись в "журнале проверки инструмента и оборудования".

2.6 Механизмы для свинчивания и развинчивания труб на устье скважины должны устанавливаться при помощи талевой системы и монтажной подвески и иметь регулируемую страховку ключа.

2.7 При спуске и подъеме НКТ бурильщик КРС осуществляет управление пневмоспайдером, а помощник бурильщика КРС осуществляет управление гидроключом для свинчивания и развинчивания НКТ.

3 Требования безопасности во время работы

3.1 Во время подъема и спуска труб должны соблюдаться следующие правила:

  • рабочие, работающие у устья скважины, должны отойти в сторону и наблюдать за подъемом и спуском;
  • подходить к устью следует только после окончания подъема и спуска;
  • элеватор должны переносить двое рабочих;
  • нельзя класть трубу концом на ротор или на колонный фланец;
  • для подтаскивания трубы к устью необходимо предварительно скатить ее со стеллажей на мостки в направляющий желоб;
  • посадку труб на элеватор, клиновую подвеску, спайдер необходимо производить плавно;
  • при спуске различных компоновок проходящие муфтовые соединения труб через клиновую подвеску, спуск необходимо производить с наименьшей скоростью во избежание зацепления муфтой за "сухари" клиновой подвески.

3.1.1 На скважинах, выделяющих газ, во избежание взрыва и пожара при спуске насосно-компрессорных труб необходимо применять направляющую воронку из материала, не дающего искр при ударе.

3.1.2 При подъеме труб с жидкостью необходимо пользоваться приспособлением против разлива жидкости (противосифонной юбкой) и отвода ее в сторону.

3.1.3 При спуске и подъеме НКТ пол рабочей площадки и мостки необходимо систематически очищать от грязи, снега, парафина, нефти.

3.1.4 При спуско-подъемных операциях для размещения ручного инструмента в определенном порядке, удобного и облегченного пользования им необходимо применять инструментальный столик, а для укладки очередной трубы на мостки - "козелок-подставку".

3.1.5 Запрещается подавать НКТ к скважине непосредственно руками, для этого необходимо пользоваться вилкой для подачи труб и отводными крючками.

3.1.6 При спуске резьбовые соединения НКТ должны смазываться специальной консистентной смазкой.

3.1.7 Выброс на мостки и подъем с них штанг разрешается производить только по одной штанге.

3.1.8 При отвинчивании полированного штока и соединения его со штангами устьевой сальник должен прикрепляться к штанговому элеватору.

3.1.9 В случае заклинивания плунжера глубинного насоса насосные штанги следует отвинчивать только безопасным круговым ключом.

3.1.10 При развинчивании и свинчивании трубы и штанг подъемный крюк должен иметь возможность свободного вращения, иметь амортизатор и исправную пружинную защелку, предотвращающую выпадение штропов.

3.1.11 При подъеме труб, штанг с мостков и при подаче их на мостки, элеватор должен быть повернут замком вверх. Штыри, вставленные в проушины элеватора, должны быть привязаны к штропам.

3.1.12 При выбросе трубы из скважины на мостки свободный конец ее должен быть установлен на беговой желоб.

3.1.13 При использовании механизма для свинчивания труб и штанг устьевой фланец скважины должен быть расположен на высоте 0,4-0,5 метра от пола рабочей площадки.

3.1.14 Штанговый и стопорный ключи автомата для свинчивания и развинчивания штанг должны устанавливаться после полной остановки механизма на штанги и сниматься с них.

3.1.15 При переоснастке талевой системы освобождаемые струны каната должны быть отведены в сторону и закреплены с соблюдением радиуса изгиба, равного не менее девяти диаметрам.

3.1.16 Ходовой конец талевого каната должен быть надежно прикреплен к барабану лебедки подъемника, и при талевом блоке, уложенном на пол рабочей площадки, на барабане лебедки должно быть не менее 3 витков каната.

3.1.17 При работе с направляющим желобом, который предназначен для облегчения выброса труб на приемные мостки и состоит из спаренных труб НКТ длиной 9,5 м и опорных подставок, производить операции необходимо в следующей последовательности:

  • установить две опорные подставки в начале и в конце приемного моста, зафиксировать их на подставках из бруса (размер подставки 700700) скобами или гвоздями;
  • установить на подставки направляющий желоб, оборудованный ограничителями против скольжения его по подставкам;
  • убедившись в том, что створка элеватора направлена в сторону направляющего желоба (приемного мостка), установить конец опускаемой трубы на желоб и направить трубу по нему;
  • при спуске трубы по желобу бурильщику необходимо следить за сигналами помощников бурильщиков, при соскакивании трубы с желоба необходимо спуск трубы немедленно прекратить и принять необходимые меры безопасности;
  • снятие элеватора с трубы производить после полной остановки талевого блока и разгрузки трубы на направляющий желоб;
  • после снятия элеватора с трубы необходимо с помощью крючка откатить трубу на стеллаж приемного мостка.

3.2 Во время спуско-подъемных операций при установке погружных электронасосов.

3.2.1 Рабочее место на устье скважины очищается от различных деталей, материалов, вышка и мачта тщательно центрируются.

3.2.2 Кабельный ролик подвешивается при помощи цепи на кронштейне, прикрепленном к ноге мачты хомутом (7-8 метров от устья скважины). Ролик должен свободно вращаться в обе стороны и иметь приспособление, предупреждающее соскальзывание кабеля из ролика. При подвеске кабельного ролика рабочий обязан надевать предохранительный пояс. Кабельный ролик дополнительно страхуется от падения при срыве цепи страховым канатом диаметром не менее 12 мм.

3.2.3 Установку барабана с кабелем ЭЦН необходимо проводить только автопогрузчиком (AT) или автокраном. Барабан должен свободно поворачиваться и устойчиво располагаться на стойках кабеленаматывателя. Тормозить барабан с кабелем руками или досками запрещается, остановка должна производиться только отключением электроприбора.

3.2.4 Автонаматыватель устанавливается таким образом, чтобы барабан с кабелем находился в поле зрения бригады, работающей на устье скважины. Барабан, кабельный ролик и устье скважины должны находиться в одной вертикальной плоскости. В ночное время барабан должен быть освещен.

3.2.5 Намотка, размотка и укладка кабеля правильными рядами должна быть механизирована.

3.2.6 При спуске и подъеме погружного, центробежного или винтового электронасоса на устьевом фланце скважины следует устанавливать приспособление, предохраняющее кабель от повреждения при работе с гидроключом.

3.2.7 На скважине, оборудованной мачтой, к ноге прикрепляется металлический крючок для отвода и удержания кабеля при навинчивании и развинчивании НКТ.

3.2.8 При навинчивании и развинчивании НКТ (особенно в начале спуска труб или в конце подъема, когда малый вес), необходимо следить за тем, чтобы НКТ не проворачивалась, так как это ведет к закручиванию кабеля вокруг труб и увеличению их диаметра, следовательно, возрастает опасность механических повреждений кабеля и аварий при спуско-подъемных работах.

3.2.9 Кабель должен крепиться к колонне подъемных труб (НКТ) поясами крепления, устанавливаемыми над и под муфтой каждой трубы.

3.2.10 Скорость спуска погружного ЭЦН в скважину не должна превышать 0,25 м/сек, в интервалах набора кривизны колонны более 10° на 100 м скорость не более 0,1 м/сек.

3.2.11 При спуске и подъеме установки ЭЦН с кабелем во избежание загрязнения кабеля он должен быть уложен на стойках.

3.2.12 Сборка и разборка ЭЦН должна производиться с помощью специальных исправных хомутов (доставляемых бригадой электромонтеров специализированной организации), соответствующих диаметру монтируемой установки.

3.2.13 При установке хомута на двигатель и протектор необходимо соблюдать следующие условия: на двигатель хомут устанавливается только в специальную для него выточку, а у протектора и нижней секции насоса - в упор под верхнюю головку.

3.2.14 Для предупреждения выскакивания стропов из проушин хомутов следует обязательно ставить шпильки.

3.2.15 Бригады КРС должны иметь приспособления для рубки КРБК в аварийных ситуациях при внезапных нефтегазопроявлениях.

3.2.16 При подъеме инструмента из скважины (НКТ или ЭЦН), необходимо производить долив промывочной жидкости с удельным весом согласно плана работ, поддерживая ее уровень у устья скважины.

3.2.17 До начала ремонта на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование и при перерывах в работе устье скважины должно быть загерметизировано.

4 Требования безопасности в аварийных ситуациях

4.1 В случае зацепления муфтой трубы за "сухари" клиновой подвески необходимо компоновку возвратить в исходное положение, остановить СПО, устранить несоответствие, продолжить спуск на более низкой скорости.

4.2 В случае возникновения пожара при спуске НКТ необходимо рукояткой аварийной остановки выключить подъемный агрегат и погасить пламя первичными средствами пожаротушения. Вызвать пожарных.

4.3 При проведении НКТ и закручивании кабеля вокруг труб и увеличении их диаметра, что повлечет к повреждению кабеля и аварии при СПО, поэтому необходимо остановить работу, устранить проворачивание НКТ или заменить НКТ.

4.4 В случае возникновения пожара необходимо:

  • прекратить все технологические операции;
  • сообщить о пожаре;
  • отключить электроэнергию;
  • принять меры к удалению людей из опасной зоны;
  • умело и быстро выполнить обязанности, изложенные в плане ликвидации аварий;
  • изолировать очаг пожара от окружающего воздуха;
  • горящие объемы заполнить негорючими газами или паром;
  • принять меры по искусственному снижению температуры горящего вещества.

В большинстве случаев горение ликвидируется одновременным применением нескольких методов.

4.5 При несчастном случае необходимо немедленно освободить пострадавшего от воздействия травмирующего фактора, оказать ему первую доврачебную помощь и сообщить непосредственному руководителю о несчастном случае.

При необходимости вызвать скорую помощь или отправить пострадавшего в учреждение здравоохранения.

По возможности сохранить обстановку на месте несчастного случая до начала расследования, за исключением случаев, когда необходимо вести работы по ликвидации аварии и сохранению жизни и здоровья людей.

5 Требования безопасности по окончании работы

5.1 После окончания спуско-подъемных операций необходимо загерметизировать устье скважины.

5.2 Навести порядок на рабочем месте: собрать, почистить и уложить инструмент и приспособления.

5.3 Снять защитные средства, спецодежду и спецобувь, привести их в порядок и уложить в места хранения (бригадную сушилку).

5.4 Вымыть руки и лицо теплой водой с мылом или принять душ. Для трудноудаляемых загрязнений применять специальные очищающие средства.

5.5 После работы с моющими растворами сначала вымыть руки под струей теплой воды до устранения "скользкости". Смазать руки питающим и регенерирующим кожу кремом.

     
     Литература

ПБ 08-624-03 "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности"

Регламент Общества N 15-И-01 от 01.01.2004 г.

library.fsetan.ru

Спуск уэцн в скважину, герметизация, пробный запуск

Глубиной спуска УЭЦН, указанной в паспорте формуляре, является зона приема насоса.

Мастер ТКРС несет ответственность за правильность подбора НКТ для спуска УЭЦН на заданную глубину. При несоответствии длины кабеля заявленному в паспорте-формуляре - меньше заявленного(+ 10-15 метров до ШВП)-монтаж не производится. Остаток кабеля большей длины возвращается в «ЭПУ-СЕРВИС» по акту возврата.

  • Спуск установки производится со скоростью не выше 0.25 м/сек, а при прохождении УЭЦН через отмеченные в плане работ участки кривизны с темпом набора более 1,5° на 10 метров, скорость спуска не должна превышать 0.1 м/сек. В процессе спуска необходимо периодически проверять центровку подъемника относительно устья, запрещается спуск УЭЦН с не отцентрированным подъемником.

  • Проворачивание УЭЦН и колонны подвески при спуске в скважину недопустимо, для этого крюкоблок подъемника должен быть застопорен от вращения.

  • Кабельный ролик должен быть подвешен на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске. Размотка кабеля с барабана должна быть механизирована. Барабан и кабельный ролик по отношению к устью скважины должны быть установлены в одной вертикальной плоскости.

  • Кабель при спуске не должен касаться элементов конструкции мачты подъемного агрегата. При спуске недопустимы рывки кабеля или его натяжка, перекруты, кабель от автовымотки до устья должен быть постоянно провисшим под собственной тяжестью, но при этом не допускается волочение кабеля по земле.

Запрещается тянуть кабель за муфту удлинителя.

  • При свинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

  • На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель необходимо крепить стальными поясами (клямсами) не допуская при этом «слабины» и провисов кабеля внутри скважины. Клямсы затягивать до момента начальной деформации брони. Пряжку клямсы располагать в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямсы плотно прижать к пряжке.

Таблица 3

ПОЯСА ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ КАБЕЛЯ

Тип УЭЦН или размер НКТ

Шифр пояса

Длина пояса, мм

НКТ 60мм

ЭН 21/1

300

НКТ 73мм

ЭН 21/2

350

УЭЦН-5

ЭН 21/IV

460

УЭЦН-5А

ЭН 21/I

510

  • Обратный клапан в сборе со шламоуловителем устанавливается над УЭЦН через 2 НКТ (см. рисунок). Обратный клапан предназначен для предотвращения лавинообразного стока жидкости из НКТ через насос, вызывающего турбинное вращение ротора. Сбивной клапан установить на третьей НКТ (2.5“), выше установки, сам сбивной ввертыш должен быть изготовлен из бронзы или стали и загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым (свинцовым) кольцом.

  • Через каждые 200 м спуска, бригада, выполняющая его, должна проверять сопротивление изоляции УЭЦН мегомметром (V не менее 1000 вольт) с записью в паспорте. При снижении изоляции ниже 1 МОм необходимо прекратить спуск, тщательно насухо протереть концы кабеля и если изоляция не восстановилась вызвать представителя «ЭПУ-Сервис», который принимает окончательное решение о возможности дальнейшего спуска или необходимости подъема установки.

  • После окончания спуска бригада замеряет сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 5 МОм) до и после герметизации сальникового ввода. Свободный конец брони кабеля закрепляет под гайкой устьевой арматуры на нижнем фланце и затягивает, прокладывает кабель от устья до станции управления или клеммной коробки. Заполняет эксплуатационный паспорт с указанием количества спущенных НКТ, глубины подвески (по мере труб) и длины кабеля (расположенного вдоль насоса и подвески), вызывает представителя «ЭПУ-Сервис» и цеха добычи нефти для пробного запуска.

  • В процессе пробного запуска производится:

  • опрессовка лифта работающим насосом ЭЦН до давления равным 40 кг/см2;

  • проверка герметичности устьевой арматуры и работоспособности обратного клапана затрубья;

  • сбор жидкости глушения (при необходимости ее повторного использования).

При отсутствии замечаний заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН передается бригадой ТКРС цеху добычи нефти. Паспорт остается в ЦДНГ до следующего ремонта скважины и выдачи бригаде ТКРС плана работ с целью подъема этой установки.

Ответственность за качество спуска УЭЦН в скважину возлагается на мастера бригады ТКРС и персонально на членов бригады производивших спуск.

studfile.net

3.2 Преимущества и недостатки уэцн по сравнению с шсну

На сегодняшний день основной фонд добывающих скважин механизирован и состоит практически из двух видов насосных установок: ШСНУ и УЭЦН.

Установка глубинного штангового насоса состоит из плунжерного насоса, насосных труб, штанг и станка-качалки с электродвигателем, редуктором, устройством преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное движение балансира.

Глубинный штанговый насос располагают в скважине на определенной глубине ниже уровня жидкости. Привод насоса устанавливают на поверхности у устья скважины. Движение плунжера осуществляется посредством штанг, свинченных между собою и пропущенным внутри колонны НКТ.

При работе электродвигателя его вращательное движение передается при помощи кривошипа и шатуна балансиру станка-качалки, который совершает возвратно-поступательное движение. Число качаний колеблется от 5 до 15 в минуту. Подача насоса зависит от длины хода, диаметра и числа двойных ходов плунжера.

Это простое в конструктивном исполнении устройство стало самым распространенным способом механической добычи нефти.

Однако, несмотря на относительную простоту конструкции и широкое применение в нефтедобывающей промышленности, установки глубинных штанговых насосов имеют много недостатков. Основным их недостатком является наличие механической связи между станком-качалкой и насосом в виде длинной колонны штанг, которая, не обладая достаточной прочностью и ограничивая передаваемую насосу мощность, снижает надежность и межремонтный срок работы установки и скважины. Под действием знакопеременных нагрузок, возрастающих с увеличением глубины подвески насоса и отбора жидкости, часто происходит аварии в результате обрыва и отвинчивания (отворота) штанг.

Другие недостатки данного способа эксплуатации:

  • ограниченная производительность;

  • большая металлоемкость, громоздкость;

  • наличие вращающихся и движущихся частей на поверхности;

  • неполная герметизация устья скважины.

Значительно усложняются условия механизированной добычи нефти в связи с ростом обводненности пластов и форсированными отборами жидкости.

Из приведенных выше описаний следует, что скважины, оборудованные УЭЦН, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубинонасосными установками.

Во-первых, погружной электродвигатель, расположенный в скважине, передает насосу более высокую мощность, и как следствие, установки электроцентробежных насосов более производительны и могут осуществлять подъем жидкости с больших глубин, чем установки штангового скважинного насоса.

Во-вторых, на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громоздкие металлоемкие станки-качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки. Применение такого оборудования позволяет вводить скважины в эксплуатацию в любой период года без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтаж тяжелого оборудования. Наземное оборудование, ввиду его малых габаритов, небольшого веса и наличия защитных кожухов, в зависимости от климатических условий может быть установлено непосредственно на открытом воздухе, либо в небольшой не отапливаемой будке.

В-третьих, при эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов устье легко поддается герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа.

В-четвертых, простота монтажа установки. Спуск насоса в скважину отличается от обычного спуска насосно-компрессорных труб лишь наличием кабеля и необходимостью его крепления к трубам, сборка же самого электронасоса на устье скважины проста и занимает по нормам времени не более 2 – 3 ч.

Характерной особенностью установок электроцентробежных насосов является простота обслуживания, экономичность и относительно большой межремонтный период их работы, возможность автоматизации процесса управления электронасосом.

Но установки электроцентробежных насосов обладают и серьезными недостатками:

  • существенное снижение эффективности их работы при откачке высоковязких жидкостей и водонефтяных эмульсий, а также при повышенном содержании в продукции скважины свободного газа;

  • размещение погружного электродвигателя в скважине предъявляет высокие требования к надежности гидрозащиты;

  • наличие длинного кабеля, помещенного в агрессивную среду, предъявляет высокие требования к его изоляции;

  • ограничение области применения УЭЦН температурой откачиваемой продукции;

  • сложность погружного оборудования, и как следствие высокая стоимость приобретения и ремонта;

  • высокие требования по подбору типоразмера и выводу на режим установки.

studfile.net


Смотрите также