Схема расстановки оборудования при подземном ремонте скважин

СХЕМА УСТАНОВКИ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН.

Все подземные и капитальные ремонты скважин, а также операции по обработке призабойных зон сопровождаются спуском в скважину и подъемом из нее труб, штанг, различных инструментов. Поэтому над устьем скважины на время проведения ремонтных работ должны быть установлены подъемное сооружение (вышки или мачты) соответствующей высоты и подъемный механизм (механизированные лебедки, смонтированные на тракторах или автомобилях). На нефтяных и газовых промыслах широко распространены подъемные агрегаты для подземного ремонта скважин, в которых вышка и лебедка размещены на одной транспортной базе – тракторе или автомобиле.

Схема оснащения вышки или мачты для проведения спускоподъемных операций с трубами, штангами и различными инструментами приведена на рис. 14. Аналогично оснащаются и передвижные агрегаты, имеющие собственную мачту или вышку.

Вышка оснащается обычным полиспастом или талевой системой с крюком, на котором при помощи специальных приспособлений подвешивается поднимаемый груз (трубы, штанги). Неподвижные ролики полиспаста, собранные в один узел, называемый кронблоком, устанавливаются на верхней площадке вышки. Обычно все ролики кронблока свободно насажены на один вал, укрепленный на массивной раме. В кронблоке может быть от трех до пяти роликов в зависимости от требуемой грузоподъемности талевой системы.

Подвижные ролики талевой системы также собраны в один узел, называемый талевым блоком. Здесь также все ролики свободно насажены на одном валу.

Талевый блок висит на стальном канате, который поочередно пропускается через ролики кронблока и талевого блока и обратно в том же порядке. Неподвижный конец каната закреплен у основания вышки, а подвижный конец прикреплен к барабану лебедки.

Во избежание опрокидывания вышки при подъеме или спуске колоны труб подвижный конец каната перед закреплением его у барабана лебедки в большинстве случаев пропускается через оттяжной ролик, укрепленный у основания вышки, как это показано на рис.14. Таким образом, талевый блок, крюк и подвешенные на нем трубы висят на нескольких канатах (струнах). Число струн составляет от 2 до 8; в соответствии с этим нагрузка на рабочий конец каната и на лебедку в 2—8 раз меньше веса груза на крюке.

При вращении барабана лебедки канат навивается на барабан и происходит подъем труб. Спуск производится под действием веса труб.

При работе с легкими инструментами (желонки при чистке пробок, укороченные колонны насосных штанг и т. п.) канат от барабана лебедки перекидывают через один ролик на кронблоке непосредственно к подвешиваемому инструменту или крюку. В этом случае система работает без применения талей. При работах, связанных с вращением колонны труб (например, при разбуривании цемента), над устьем скважины, как и при бурении, устанавливают ротор.

Эксплуатационные вышки обычно изготовляют из отработанных бурильных и насоснокомпрессорных труб высотой 24 и 28м, грузоподъемностью 50 и 75 т. Нижнее основание имеет размеры 8х8 м, верхняя площадка — 2х2 м.

Мачты имеют высоту15 и 22 м с соответствующей грузоподъемностью 15 и 25 т. Мачта устанавливается над устьем скважины с небольшим углом наклона и укрепляется оттяжками.

С целью более рационального использования подъемных сооружений и механизмов применяют передвижные мачты, а также подъемники, несущие собственную мачту.

Рис. 24 Схема установки для подземного ремонта скважин:

1 – тракторный подъёмник; 2 – стальной канат; 3 – оттяжной ролик; 4 – НКТ; 5 – элеватор; 6– штропы; 7 – крюк; 8 – талевый блок; 9 – вышка; 10 – кронблок; 11 – мостики; 12 – упор для трактора.

Передвижные мачты устанавливают на тележках и транспортируют от скважины к скважине трактором. Они изготовляются из обсадных труб двуногими, телескопическими.

В подъемниках, несущих собственную мачту, транспортной базой служат трактора и автомобили. Такие подъемники имеют грузоподъемность от 16 до 80 т.

Необходимым оборудованием для всех видов подземного ремонта скважин является грузоподъем­ное сооружение — вышка, которая устанавливается на площад­ке над устьем скважины. Вышки могут устанавливаться стацио­нарно или входят в комплект агрегата подземного ремонта скважин и монтируются над устьем скважины только при ее ремонте.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Источник

ОБЩАЯ СХЕМА ПРОВЕДЕНИЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИНЫ

Все работы по подземному текущему и капитальному ремонту сопровождаются спуском в скважину и подъемом из нее труб,штанг и различных инструментов. Поэтому над устьем скважины должно быть установлено подъемное сооружение.

Такими сооружениями являются вышки или мачты. Кроме этого, у скважины необходимо иметь подъемный механизм. В качестве та­кого механизма применяются тракторные или автомобильные подъ­емники, которые представляют собой механизированные лебедки, смонтированные на тракторе или автомобиле.

Схема оснащения вышки или мачты для подъема и спуска труб, штанг и различных инструментов при-подземном ремонте скважины представлена на рис. 167.

Вышка оснащается обычным полиспастом или талевой системой с крюком, на котором при помощи специальных приспособлений подвешивается поднимаемый груз (трубы, штанги). Неподвижные ролики полистаста, собранные в один узел, называемый крон-блоком, устанавливаются на верхней площадке вышки. Обычно все ролики кронблока свободно насажены на один вал, укрепленный на массивной раме. В кронблоке может быть от трех до пяти роликов в зависимости от требуемой грузоподъемности талевой системы.

Подвижные ролики талевой системы также собраны в один узел, называемый талевым блоком. Здесь также все ролики сво­бодно насажены на одном валу.

Талевый блок висит на стальном канате, который поочередно пропускается через ролик кронблока, ролик талевого блока и обратно в том же порядке. Неподвижный конец каната заякорен у основания вышки, а подвижный конец прикреплен к барабану лебедки.

Во избежание опрокидывания вышки при подъеме или спуске колонны труб подвижный конец каната перед закреплением его у барабана лебедки в большинстве случаев пропускается через оттяж­ной ролик, укрепленный у основания вышки, как это показано на рис. 167.

Таким образом, талевый блок, крюк и подвешенные на нем трубы висят на нескольких канатах, или, как иначе говорят, на струнах. Число струн обычно равняется от 2 до 10; в соответствии с этим 338

нагрузка на рабочий конец каната и на лебедку в 2—10 раз меньше силы тяжести груза, висящего на крюке.

При вращении барабана лебедки канат наматывается на барабан и происходит подъем труб. Спуск производится под действием силы тяжести труб.

Трубы и штанги при подъеме из скважины обычно укладывают на мостки и стеллажи, сооружаемые наклонно у вышки или мачты.

Рис. 167. Схема оборудования вышки для подземного ремонта

1 — тракторный подъемник; 2 —>• стальной канат; з — оттяжной ролик;

4 — труба; 5 — элеватор; б — штропы; 7 — крюк; В — талевый блок; 9 —

вышка; 10 — кронблок; 11 — мостки; 12 — упор для трактора.

В ряде районов (Баку, Грозный) спуско-подъемные операции с трубами и штангами иногда проводят по технологии, предусматри­вающей размещение труб в вертикальном положении внутри фонаря вышки и подвеску штанг в специальной люстре. Эта технология, известная под шифром МСПД (механизация спуско-подъемных работ при добыче нефти), предусматривает совмещение свинчивания и раз­винчивания труб и штанг с подъемом или спуском талевого блока с порожним элеватором. В результате достигается высокая произво­дительность труда при сокращении сроков подземного ремонта.

При спуске или подъеме желонки при очистке скважины от пробки, поршня при поршневании, насосных штанг, спускаемых на небольшую глубину, и т. п. канат от барабана лебедки пропускают через оттяжной ролик и перекидывают через один верхний ролик на кронблоке. Часто в этом случае оттяжной ролик не применяют вообще.

1 кгс/см 2 «=. 10 8 Па, 1 см 3 = Ю’ 6 м 3 , 1 см 2 = 10″ 4 м 2 , из (25) полу­чим следующее соотношение:

где () — объемный расход газа при среднем давлении р по длине образца.

При малых длинах испытуемых образцов среднее давление по длине образца может быть принято

где р 1 и р г — соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него. Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит изотермически, и используя закон Бойля— Мариотта, получим

(23)

где (?0 — расход газа при атмосферном давлении ро. Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде:

(24)

В Международной системе единиц величины, входящие в формулы проницаемости (20) и (24), имеют размерности: [Ь] = м; [Р] = м 2 ; [ 3 /с; [р] = Па; [ц] = Па-с. При Ь = 1 м, Р = 1 м 2 , 3 /с, р = 1 Па и ц, = 1 Па-с получим значение коэффициента проницаемости 1с = 1 м 2 . Действи­тельно, подставив единицы измерения соответствующих величин в формулу (20), найдем

Таким образом, в системе СИ за единицу проницаемости в 1 м 2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м 2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па, расход жидкости вязкостью 1 Па-с составляет 1 м 3 /с.

Физический смысл размерности и (площадь) заключается в том, что проницаемость как бы характеризует величину сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Единица проницаемости 1 м 2 велика и неудобна для практиче­ских расчетов. Поэтому в промысловом деле для оценки проницае­мости обычно пользуются практической единицей — дарси (д), которая в 10 12 раз меньше, чем проницаемость в 1 м 2 (1 д — про­ницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см а и длиной 1 см при перепаде давления 1 кгс/см 2 расход жидкости вязкостью 1 спз составляет 1 см 3 /с). Величина, равная 0,001 д, называется миллидарси. Учитывая, что

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов может изме­няться в очень широких пределах даже по одному и тому же пласту. Приток нефти и газа в пластах наблюдается даже при незначительной проницаемости пород (в пределах 10—20 мд и ниже) при наличии высоких перепадов давлений.

Большая часть нефтеносных и газоносных пластов имеет прони­цаемость от 100 до 2000 мд. Глинистые породы имеют проницаемость в тысячные и десятитысячные доли миллидарси, поэтому они прак­тически непроницаемы.

Характерной особенностью продуктивных пород нефтяных и газовых месторождений является то, что проницаемость их по го­ризонтали (параллельно напластованию) больше проницаемости этих же пород в направлении, перпендикулярном напластованию. Это объясняется большей уплотненностью пород перпендикулярно напластованию.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или нефте-, водогазовые смеси. В зависимости от того, что движется в пористой среде и каков ха­рактер движения, проницаемость одной и той же среды может быть различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесо-держащих пород введены понятия абсолютной, фазовой (эффектив­ной) и относительной проницаемости.

Абсолютной проницаемостью называется про­ницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости). Абсолютной проницае­мостью принято считать проницаемость пород, определенную по газу (азоту).

Фазовой (эффективной) проницаемостью называется проницаемость породы для данных газа или жидкости при содержании в породе многофазных систем. Фазовая проницае­мость зависит от физических свойств породы и степени насыщен­ности ее жидкостью или газом.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной ее проницаемости.

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений чаще всего в породе присутствуют и движутся две и три фазы одновре­менно. В этих условиях проницаемость породы для одной какой-либо фазы всегда меньше ее абсолютной проницаемости.

Исследования показывают, что эффективная и относительные проницаемости для различных фаз находятся в тесной зависимости от нефте-, газо- и водонасыщенности норового пространства породы и физико-химических свойств жидкостей.

При промывке песчаных пробок и обработках призабойных зон, связанных с закачкой в скважину жидкостей, у скважины кроме подъемника устанавливают также насосные агрегаты.

При работах, связанных с вращением колонны труб (например, при разбуривании цемента), над устьем скважины, как и при буре­нии, устанавливают ротор.

Источник

Технические условия на ведение монтажных работ и условия безопасности при текущем, капитальном ремонте и освоении скважин после бурения (стр. 4 )

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6

Приложение 3. Типовая схема расстановки оборудования при трс (расположение осей агрегата и
приёмных мостков 180°)

Рис. 2 Типовая схема расстановки оборудования при ТРС (расположение осей агрегата и приёмных мостков – 180°)

Приложение 3.1. Типовая схема расстановки оборудования при ТРС
(расположение осей агрегата и приёмных мостков – 90°)

Рис. 3 Типовая схема расстановки оборудования при ТРС (расположение осей агрегата и приёмных мостков – 90°)

Приложение 4. типовая схема расстановки оборудования при КРС (расположение осей агрегата и
приёмных мостков – 180°)

Рис. 4 Типовая схема расстановки оборудования при КРС (расположение осей агрегата и приёмных мостков – 180°)

Приложение 4.1. Типовая схема расстановки оборудования при КРС
(расположение осей агрегата и приёмных мостков – 90°)

одиночном расположении скважины

Бытовые и служебные вагоны-дома Рис. 5 Типовая схема расстановки оборудования при КРС (расположение осей агрегата и приёмных мостков – 90°) Приложение 5. Охранные зоны линий электропередач Таблица 4 Охранные зоны линий электропередач Напряжение в линиях электропередач, кВ Охранная зона линий электропередач, м ПУСКОВОЙ ПАСПОРТ от « ___ » ____________ 20___ г. Мы, нижеподписавшиеся, проверили готовность скважины № ________ куста № ______ ____________________месторождения к капитальному, текущему ремонту, освоению скважины после бурения (нужное подчеркнуть). 1. Состояние подъездных путей ___________________________________________________ 2. Наличие согласно перечню, и исправность противопожарных средств ________________ 3. Состояние соседних скважин (наличие глубинных отсекателей, экранирующих устройств, пропусков нефти и газа и т. п.) ________________________________________ 4. Наличие и исправность противовыбросового оборудования, определенного планом 5. Наличие запаса жидкости для долива скважины, средства подачи ее в скважину (плотность, объем) ____________________________________________________________ 6. Глушение скважины произведено в соответствии с планом работ _________________________________________________ 7. Наличие и состояние искрогасителей ДВС _______________________________________ 8. Состояние освещенности рабочей зоны __________________________________________ 9. Техническое состояние подъемного агрегата ______________________________________ 10. Испытание противозатаскивателя проведено (дата)_______________________________ талевый блок остановился за ______________ метров до подкронблочной рамы. 11. Грязевый шланг опрессован (дата)________________ на давление __________ кгс/см2 12. Акт на испытание якорей от (дата)_________________________________ прилагается. 13. Паспорта на элеваторы № ___________________________________________ штропа № ______________________ индикатор веса № ___________ прилагаются. 14. Состояние рабочей площадки и саней мостков ___________________________________ 15. Состояние гидравлического ключа _____________________________________________ 16. Состояние подвесного ролика для кабеля УЭЦН__________________________________ 17. Состояние спайдера и трубного захвата _________________________________________ 18. Состояние блока долива ______________________________________________________ 19. Состояние инструментальной будки и автонаматывателя. _________________________ 20. Наличие и состояние подъёмного патрубка _____________________________________ 21. Состояние жилых вагончиков _________________________________________________ 22. Соответствие схеме расстановка оборудования __________________________________ 23. Состояние и укладка кабельных линий _________________________________________ 24. Комплектность вахты, наличие и состояние СИЗ _________________________________ 25. Наличие и оформление документации __________________________________________ К пусковому паспорту прилагаются документы, указанные в Приложении №16 «Положение о порядке работы пусковых комиссий при ТКРС и ОС», п.5.22. Заключение комиссии ______________________________________________________________________________ Должность, организация, Ф. И.О. Подпись Приложение 6. ФОРМА ПУСКОВОГО ПАСПОРТА Приложение 7. СХЕМА УСТАНОВКИ ЯКОРЕЙ ОТТЯЖЕК ПОДЪЁМНОГО АГРЕГАТА Вариант 1 Вариант 2 Ø 89 Ø 73 Ø 73 ——- — ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ — ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○○○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ ○ Рис. 6 Схема установки якорей оттяжек подъёмного агрегата Приложение 8. СХЕМА ИСПЫТАНИЯ ЯКОРЕЙ 1 45○ ///////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////////// 2 2. Якорь 3. Индикатор веса 4. Роликовая подставка 5. Гидравлический (электронный) трансформатор веса (динамометр) Рис. 7 Схема испытания якорей Приложение 9. форма акта на испытание якорей на испытание якорей от «___» ___________ 20___ г. Мастер цеха КРС (ПРС, освоения скважин) ______________________________________ Машинист подъемного агрегата ___________________________________________ Бурильщик (оператор) _________________________________________________________ Составили настоящий акт в том, что временные якоря в количестве ______________ штук типа _____________________ длиной ______________ мм, диаметром ___________ мм, установленные для монтажа подъемного агрегата ___________________________________ на скважине № _____ куста № _____ _____________________месторождения, испытаны. Испытание проводилось _______________________ № ______________________ Якоря выдержали нагрузку _______________ тонн и признаны годными к эксплуатации. Должность, организация, Ф. И.О. Подпись Приложение 10. НОРМЫ электрического освещения рабочих мест при текущем, капитальном ремонте и освоении скважин электрического освещения рабочих мест при текущем, капитальном ремонте и освоении скважин Источник Оцените статью Вам также может понравиться Субару форестер ремонт радиаторов Subaru Forester путешественник › Logbook › Ремонт радиатора. Текущий ремонт электрооборудования здания Организация работ по ремонту электрооборудования в Технология ремонта блока цилиндров сваркой Технология и методы сварки блока цилиндров из чугуна Триммер катушка зажигания ремонт Катушка зажигания триммера – неисправности и ремонт Участок ремонта запорной арматуры Особенности ремонта запорной арматуры Запорная арматура Форсунки ремонт новорязанское шоссе Промывка форсунки на Новорязанском шоссе Лучшая промывка Чем моют ламинат после ремонта Как правильно производится уборка ламината в домашних условиях? Что такое содержание текущего ремонта жилого фонда Какие работы входят в содержание и текущий ремонт многоквартирного дома? Правообладателям Политика конфиденциальности