header
ecnblog
ecncentr
ecnsite
ecnsite
ecnsite

Меры безопасности при монтаже УЭЦН подготовка скважины

ecnsite

Монтаж УЭЦН меры безопасности

   Все работы, связанные с монтажом и эксплуатацией погружной установки для добычи нефти, необходимо выполнять с соблюдением правил безопасности ведения работ, установленных следующими нормативно-правовыми актами по охране труда:

- Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности ПБ08-624-03;
- Правилами эксплуатации грузоподъемных механизмов ПБ 10-38200;
- Правилами эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденными Минэнерго России;
- Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденными Госэнергонадзором;
- Межотраслевыми правилами по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок, утвержденными Минтруда и Минэнергетики РФ ПОТ РМ-016;
- Инструкциями по охране труда и пожарной безопасности.

   Проверку наземного электрооборудования и другие работы, связанные с возможностью прикосновения к токопроводящим частям, производить только при выключенном оборудовании.
   Наземное электрооборудование должно быть надежно заземлено. Контур заземления выполняйте шинами сечением не менее 50 мм2. Сопротивление контура должно быть не менее 4 Ом. Скважина должна быть присоединена к контуру заземления шинами сечением не менее 100 мм2.
   При всех работах с подключенным к сети электрооборудованием используйте средства индивидуальной защиты (резиновые диэлектрические перчатки, изолирующие подставки, инструмент с изолированными ручками и т.д.).
   При стыковке секций электродвигателя, гидрозащиты, секций насоса между собой в процессе монтажа категорически запрещается производить руками сочленение вала со шлицевой муфтой в пространстве между фланцами.
   При установке хомута-элеватора на секции электродвигателя, секции насоса следите за тем, чтобы кольцевой выступ хомута обязательно входил в проточку на головке и затвор хомута был затянут гайками.
   Не проводите монтажные работы с установкой, если температура воздуха ниже минус 30°С.
   Особое внимание уделяйте соблюдению правил пожарной безопасности. Помните, что масло, которым заправляется двигатель, пожароопасно.
   В процессе монтажа, демонтажа следите за тем, чтобы инструмент и мелкие детали не упали в скважину, это может привести к осложнениям при спуске (подъеме) установки.
   Монтаж электроцентробежных насосов производится с соблюдением чистоты, недопустимо наличие песка, грязи на наружных поверхностях насоса, двигателя, на наружной и внутренней поверхностях труб.
   Подготовка скважины к монтажу УЭЦН электроцентробежной погружной установки, заключается в соблюдении следующих условий:

- минимальный внутренний диаметр скважины для каждого габарита установки согласно технического описания на насосы и двигатели;
- максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки - 250 кгс/см2;
- в зоне работы погружной установки отклонение ствола скважины от вертикали должно быть не более 60°.
- максимальный темп набора кривизны ствола скважины — 2° на 10 метров, а в зоне работы установки - определяется по формуле:

                                                   а10 = 2arcsin [40S /(4S +L2)]            градусов на 10 м

   S — зазормеждувнутреннимдиаметромобсаднойколонныимаксимальнымдиаметральнымгабаритомустановки, м;
   L —
длинаустановкиотнижнеготорцакомпенсаторадоверхнеготорцаловильнойголовкинасоса, м;

- эксплуатационная колонна и забой скважины должны быть промыты от грязи, песка, парафина и посторонних предметов;
- во избежание осложнений при спуске погружной установки в скважину необходимо произвести шаблонирование эксплуатационной колонны для проверки ее внутреннего диаметра (Шаблон диаметром меньшим на 3-4 мм минимального диаметра скважины, приведенного в техническом описании двигателей и насосов, длиной равной длине установки, опустите на глубину, превышающую на 100-150 метров глубину подвески насоса. Свободное прохождение шаблона будет свидетельством того, что внутренний диаметр скважины удовлетворяет условия размещения в ней погружной установки.)
   Подбор погружных установок к скважинам рекомендуется осуществлять по «Универсальной методике подбора установок погружных центробежных электронасосов к нефтяным скважинам».
   Устройство и параметры насосов - номинальная подача, напор, потребляемая мощность, К.П.Д., рекомендуемая рабочая часть характеристики, габаритные размеры, масса — согласно технологических инструкций и паспортных данных.
   Устройство и параметры электродвигателей - номинальная мощность, напряжение, ток, К.П.Д., coscp, скольжение, габаритные размеры, масса, устройство и параметры гидрозащит согласно технологических инструкций и паспортных данных.
   Питание электродвигателей осуществляется от сети переменного тока частотой 50 Гц. Напряжение питания в зависимости от типоразмера погружной установки.
   Устройство, работа и сведения, необходимые для правильной эксплуатации комплектных устройств, трансформаторов, станций управления изложены в эксплуатационной документации, поступающей с этими изделиями потребителю.
   УЭЦН обеспечивает подачу пластовой жидкости из скважины по насосно-компрессорным трубам на поверхность в трубопровод.
   Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Соединяется с электродвигателем при помощи муфты кабельного ввода.
   Кабель крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами, входящими в комплект поставки насоса.
   Наземное электрооборудование — комплектная трансформаторная подстанция или станция управления с трансформатором преобразует напряжение промысловой сети до величины, обеспечивающей оптимальное напряжение на входе в электродвигатель с учетом потерь напряжения в кабеле, обеспечивает управление работой погружной установки и ее защиту при аномальных режимах.

Характеристики пластовой жидкости

   При проведении работ с погружными установками необходимо руководствоваться рекомендованными правилами, техническим описанием насосов, техническим описанием погружных двигателей, описаниями и инструкциями по эксплуатации наземного оборудования. Монтаж УЭЦН на скважине производит обслуживающий персонал, прошедший специальную подготовку по использованию и обслуживанию погружных установок для добычи нефти.
   В связи с постоянным совершенствованием погружных установок, их конструкция может отличаться от приведенных примеров монтажа, однако, это обстоятельство не должно помешать правильному обращению с погружными установками. Необходимым условием надежной работы погружной установки является осторожное и бережное обращение со всеми ее составляющими изделиями, соблюдение чистоты при проведении монтажных работ, обязательное выполнение всех требований, изложенных в данном описании.

Условия подготовки скважины к монтажу УЭЦН

схематичное устройство погружного оборудования
состав узлов погружного оборудования
Общее устройство погружного оборудования УЭЦН
   Погружные центробежные насосы предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин.
  
Пластовая жидкость - смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа - имеет следующие характеристики:
01. Максимальное содержание попутной воды, %
02. Водородный показатель попутной воды, рН
03. Максимальная плотность жидкости, кг/м3
04. Максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к.п.д, мм/с
05. Максимальная массовая концентрация твердых частиц обычного исполнения с рабочими ступенями двухопорной конструкции, г/л
06. Максимальная массовая концентрация твердых частиц коррозионностойкого исполнения, г/л
07. Максимальная массовая концентрация твердых частиц коррозионноизносостойкого исполнения, г/л
08. Микротвердость частиц по Моосу, баллов, не более
09. Максимальное содержание свободного газа на приеме насоса, %
10. Максимальное содержание свободного газа в зоне подвески насоса при использовании газосепаратора, %
11. Максимальная концентрация сероводорода для насосов обычного исполнения, г/л
12. Максимальная концентрация сероводорода для насосов коррозионностойкого (К) и коррозионноизносостойкого (КИ) исполнений, г/л
13. Максимальная температура, °С
99
6,0-8,5
1400

1

0,1
0,5
1,0
5
25
до 55
0,01

1,25
90
Таблица 1. Характеристики пластовой жидкости
   1. Глушение скважины производить необходимым количеством циклов, не допуская глушения на пласт.  Категорически запрещается смешивать между собой растворы глушения, в результате реакции которых образуются нерастворимые соединения. Жидкость глушения на растворном узле должна проверяться на содержание количества взвешенных частиц (КВЧ) с отметкой в журнале.
   2. Скважины, в которые впервые спускают УЭЦН (перевод на механизированную добычу с применением УЭЦН) а также скважины, входящие в программы интенсификации добычи нефти,   должны быть:
   а) тщательно промыты с допуском НКТ до уровня ниже нижних отверстий перфорации на 2 метра (объем промывочной жидкости не менее 2 объемов скважины, темп прокачки не менее 13 л/сек, окончание промывки после прекращения выпадения осадков). Промываются также скважины перед каждым спуском УЭЦН, у которых содержание мехпримесей в жидкости больше допустимой нормы (0,1 г/л).
   б) прошаблонированы до глубины спуска УЭЦН плюс 100 метров. Длина шаблона соответствует длине УЭЦН, но не менее 18 м; шаблон сплошной, жесткой конструкции. Соединение секций шаблона патрубками, жесткими вставками меньшего диаметра и других геометрических размеров недопустимо. Диаметр шаблона выбирается в зависимости от типоразмера установки. Диаметр и длина шаблона, используемого на подготовительных работах, обязательно заносятся в план работ и паспорт - формуляр. Ответственность за качество работ и оформление соответствующих документов возлагается на технолога ПРС, мастера бригады ПРС. В процессе каждой операции по спуску УЭЦН к акту на выполненные работы должна быть приложена мера НКТ.
   3. Эксплуатирующиеся УЭЦН скважины должны иметь зумпф не менее 2 метров, в случае его отсутствия необходима промывка. Шаблонирование колонны производится перед спуском УЭЦН увеличенного габарита и изменения зоны подвески УЭЦН, либо после отказа из-за мехповреждения кабеля при спуске.
   4. Перед первым спуском в скважину УЭЦН, а также по рекомендации технолога НГДУ производится проработка скрепером эксплуатационной колонны до расчетной глубины.

Группа установки
Максимальный диаметр УЭЦН, ммМинимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм
Диаметр шаблона, мм
Насос ЭЦН-5 ПЭД-103-В5

Насос ЭЦН-5 ПЭД-117-ЛВ5

Насос ЭЦН-5А ПЭД-117-ЛВ5
116,4

119,6

126
121,7

123,7

130
117

120

127
Таблица 2. Диаметры шаблонов
Глушение нефтяных скважин
   После отказа УЭЦН замеряется статический уровень и по результатам замера принимается решение о глушении скважины или ремонте без глушения в соответствии с перечнем скважин, согласованным с Госгортехнадзором.
   Глушение нефтяных скважин производится согласно действующих инструкций по глушению скважин, оборудованных УЭЦН и инструкций по глушению скважин при капитальном и текущем ремонте.
   ЦДНГ несет ответственность за достоверность информации о наличии циркуляции и подготовленности скважины к глушению.

   Плотность жидкости глушения рассчитывается по формуле:
формула плотность жидкости глушения скважины
где:
rжг – плотность жидкости глушения, кг/м3
Рпл – пластовое давление, атм
g – ускорение свободного падения, м/с2
Нпер – расстояние от устья до середины интервала перфорации, м

Пример: Рпл – 240; g = 9,8; Нпер = 2100; rжг = 1 283 кг/м3

   Результаты глушения скважины оформляются актом с указанием типа жидкости глушения, ее объема, удельного веса, циклов, давления, который составляется исполнителем работ и подписывается мастером подготовительной бригады. Акт передается в бригаду ПКРС, где и хранится вместе с пусковой документацией на ремонт скважины.
   Данные акта глушения (тип жидкости глушения, плотность, объем) заносятся мастером ПКРС в эксплуатационный паспорт УЭЦН перед монтажом.
   Для постоянного долива необходимо иметь запас раствора глушения в объеме не менее 4 (четырех) м3 с плотностью равной плотность жидкости, используемой при глушении скважины. Долив в скважину производить объемом равным объему извлекаемого оборудования с учетом статического уровня. Линия долива должна быть оборудована фильтром тонкой и грубой очистки.
Определение текущего забоя скважины
   Определение текущего забоя скважины осуществляется в случаях:

- при переводе на эксплуатацию УЭЦН;
- после аварии, "полетов" УЭЦН на забой скважины;
- после эксплуатации скважины более 1 года;
- при засорении УЭЦН и обратного клапана песком, мехпримесями, продуктами коррозии.

   Определить текущий забой скважины можно при помощи канатного инструмента или магнитного локатора муфт. Текущий забой скважины должен быть глубже нижних отверстий перфорации (зумпф) не менее чем на 10 метров. Зумпф может быть менее, но при согласовании с технологической службой ЦДНГ.
   Если в процессе ГТМ (перестрел нижних пластов) предполагается уменьшение зумпфа, то необходимо заглубление забоя путем разбуривания.  Допускается определение забоя в процессе промывки.
Промывка забоя скважины
   По результатам определения текущего забоя скважины принимается решение о необходимости промывки забоя скважины. Промывка забоя скважины осуществляется с помощью НКТ диаметром 2 или 2,5 оснащенным на конце «пером». Обязательным условием промывки является допуск лифта через вертлюг.
   Объем промывочной жидкости должен составлять не менее 1,2 всего объема ствола скважины за вычетом объема спущенных в скважину НКТ, промывка считается оконченной, если содержание мехпримесей в «обратной» жидкости не более 100 мг/л.
   При промывке по «замкнутому циклу», в технологическую линию обязательно монтируется желобная емкость и ступенчатый фильтр (грубой и тонкой очистки).
   Промывка осуществляется в НКТ. Технологическая служба ЦДНГ осуществляет контроль за промывкой. Рабочая скорость промывки – не менее 12,2 л/с (3 скорость при диаметре втулок 120 мм и 4 скорость при диаметре втулок 100 мм для агрегата ЦА-320М)
Шаблонирование эксплуатационной колонны
   Шаблон спускается на 100 м ниже проектной глубины спуска погружной установки УЭЦН. Допускается совмещать спуск шаблона и "ерша" скребка для очистки ствола скважины. Скорость спуска шаблона не должна превышать 0,25 м/c. После окончания ремонта скважины расшифровка ИВЭ-50 (по требованию) предоставляется с планом работ в ЦДНГ, электронная версия  (по требованию) – в департамент добычи.
   Конструкция и размеры шаблона указаны в таблице и на рисунке.

Тип насоса
Максимальный диаметр габаритов погружного агрегатаМинимальный внутренний диаметр обсадной колонны
Размеры элементов шаблона, мм
СерияммммDlL (min-max)hd
Отечественные установки
УЭЦН-5

УЭЦН-5А

УЭЦН-6

УЭЦН-6А
116

124

137

142,5
122

130

144,3

148,3
118

124

139

145
1500

1500

1500

1500
15000-30000

17000-35000

20000-35000

20000-35000
120

120

120

120
89

89

89

89
Импортные установки - Центрилифт
DC (338)

FC, FS, B (400)

GC (513)

KC (562)

HC (675)

IA, IB (875)

JA, JB (1025)
101

123,5

149,8

159

195,3

237,8

276,7
109

130

155

160

201

244

281
96

126

151

157

195

240

280
1500

1500

1500

1500

1500

1500

1500
15000-25000

17000-36000

20000-36000

20000-40000

20000-45000

20000-45000

20000-55000
120

120

120

120

120

120

120
89

89

89

89

89

89

89
Импортные установки - Реда
A, AN (338)

D, DN (400)

G, GN (513)

SN (538)

HN (562)

JN (675)

M (862)
94,2

123,5

149,8

149,8

154,4

193,4

237,8
109

130

155

155

160

201

244
96

126

151

151

157

195

240
1500

1500

1500

1500

1500

1500

1500
15000-35000

17000-63000

20000-65000

20000-40000

20000-40000

20000-45000

20000-45000
120

120

120

120

120

120

120
89

89

89

89

89

89

89
Таблица 3. Размеры элементов шаблонов
шаблон для шаблонирования скважины
Примечание:
   А) при спуске УЭЦН в скважину с большим внутренним диаметром шаблонирование эксплуатационной колонны производится с шаблоном для спускаемого УЭЦН;
   Б) длина шаблона приведена минимальная и максимальная в зависимости от количества секций;
   В) запрещается использование другой конструкции и типоразмера шаблона.

   Если при спуске - подъеме шаблона будут наблюдаться затяжки или не прохождение шаблона, то ствол эксплуатационную колонну необходимо проработать по согласованию с ЦДНГ. Опасные участки отметить в акте на шаблонирование за подписью мастера ПКРС и технолога ЦДНГ.
Схема 1. Конструкция шаблона
ecnbloger1
ecnbloger2
ecnbloger3
барабан с кабелем установка ЭЦН
                             Содержание
01. Подготовка скважины к монтажу УЭЦН
02. Инструмент принадлежности и оборудование для монтажа УЭЦН
03. Условия монтажа УЭЦН хранение танспортирование размещение ПО
04. Монтаж компенсатора МК-51 МК-52 МК-54 гидрозащиты УЭЦН
05. Монтаж односекционного ПЭД и двухсекционного ПЭДС УЭЦН
06. Монтаж протектора МП-51 с ПЭД и МП-52 с ПЭДС
07. Монтаж секций насоса газосепаратора спуск УЭЦН в скважину
08. Монтаж прокачка системы ПЭД - МГ-51 УЭЦН
09. Монтаж прокачка системы ПЭДС - МГ-52 УЭЦН
10. Монтаж прокачка системы ПЭД - МГ-54 УЭЦН
играть браузерные игры
   Внимание! Приведенная выше памятка по подготовке скважины к монтажу УЭЦН составлена в сокращенном описании по техническим руководствам предприятий изготовителей устройств. В связи с постоянным совершенствованием и модернизацией устройств, возможны изменения в требованиях. Памятка по мерам безопасности при монтаже УЭЦН подготовке скважины к монтажу, предназначена для ознакомления подготовленному персоналу ЭПУ, прошедший специальную подготовку по использованию и обслуживанию погружных установок УЭЦН и не может служить практическим руководством для новичков. Автор снимает с себя ответственность за возможные ошибки при составлении и копировании информации. Вы используете данную информацию на свой страх и риск, информация не предназначена для коммерческого использования.
Подготовка скважины к монтажу  >  Инструмент для монтажа  > Условия монтажа УЭЦН  Монтаж компенсатора  >

Монтаж ПЭД  > Монтаж протектора  > Монтаж насоса газосепаратора  >Монтаж МГ51  > Монтаж МГ52  > Монтаж МГ54  >

Монтаж МГ57  > Монтаж ПБ92 2ПБ92М  > Монтаж 2Г67  > Монтаж ГЗН92> Монтаж П92МНВ  > Монтаж П5М5  >

Монтаж кожуха  > Монтаж УЭЦНМТ  > Монтаж ГЗБ92 ГЗН81 ГТМА5ЛД ПА92 ГЗИ92 П92 ГЗНМ69  >Монтаж ГБ52
сайт знакомств фотострана
Добыча нефти УЭЦН OIL-ECN.RU  © 2013-2020 | Монтаж УЭЦН меры безопасности условия подготовки общее устройство погружного оборудования |