Чем должен пользоваться оператор при обслуживании верхней части фонтанной арматуры
Меры безопасности при обслуживании фонтанных скважин
Опасные факторы: избыточное давление, замазученность и загазованность территории, работа на высоте при обслуживании лубрикаторов и штуцерных камер.
Важное условие безопасности- соблюдение технологического режима. Для этого должен быть установлен контроль за всеми проявлениями в скважине и изменениями ее работы. Обязательная проверка манометров.
1.Установленная на скважине фонтанная арматура должна соответствовать максимальному давлению, ожидаемому при эксплуатации скважины. Эксплуатация оборудования при давлениях, превышающих допустимые, запрещается.
2. Для контроля давления должны быть установлены манометры с трехходовыми кранами или устройствами заменяющими их, указывающими Рбуф, Рзатр.
3. Ремонт оборудования фонтанной арматуры, находящегося под давлением запрещается.При необходимости работ по смене штуцера, замене прокладок и др. ремонтов оборудования нужно ремонтируемый участок отключить закрытием запорных устройств от рабочих участков и снизить давление до атмосферного.
4. Фонтанная арматура не зависимо от ожидаемого Рраб монтируется с полным комплектом шпилек.
5. Для обслуживания верхней части фонтанной арматуры сооружается площадка с лестницей и перилами.
6. Все задвижки фонтанной арматуры должны содержаться в исправном состоянии: плотно закрываться, легко открываться, иметь штурвалы и указатели «открыто- закрыто».
7. Фонтанную арматуру и ее обвязку следует отогревать только паром и горячей водой.
3.16.11. При продувке аппаратов, оператор должен задвижку (вентиль) открывать постепенно, после продувки закрывать полностью и плотно, не допуская протравливания, в случае необходимости отогревать горячей водой и подтягивать специальной вилкой, при этом не прикладывать больших усилий, т.к. может привести к поломке.
3.16.12. При возникновении утечки газа (конденсата) в технологических помещениях УКПГ и УКПГК, оператор должен определить степень загазованности газоанализатором, характер и размеры утечки, принять меры к вентиляции помещения и отключению поврежденного участка и стравливанию давления, в соответствии с планом ликвидации возможных аварий, предварительно сообщив мастеру (начальнику участка, начальнику службы).
3.16.13. Ремонтные работы, связанные со снятием, разборкой запорной, регулирующей и предохранительной арматуры должны производиться не менее чем двумя рабочими, при этом должны быть приняты меры к отключению и полному стравливанию давления участка, на котором ведутся работы. Не допускается производить ремонт или замену запорной регулирующей, предохранительной арматуры при наличии утечек через отключающие задвижки. В этом случае должны устанавливаться заглушки, либо дополнительно перекрываться задвижки, расположенные на подводящем трубопроводе к негерметичной арматуре, и давление в этом участке должно сбрасываться до атмосферного.
Запрещается производить указанные работы одному оператору.
3.16.14. В технологических помещениях УКПГ, УКПГК и др. аналогичных, относящихся к категории В-1А, запрещается:
а) прокладывать временные электрические сети, использовать переносные светильники в не взрывозащищенном исполнении, применять не калиброванные предохранители для защиты электросетей;
б) использовать корпуса аппаратов, трубопроводов, металлические конструкции зданий в качестве заземлений электросварочных агрегатов и свариваемых изделий;
в) применять открытый огонь для отыскания утечки газа, отогревания замерзших газопроводов, аппаратов, систем отопления, отогревать допускается паром, горячей водой и воздухом;
г) загромождать проходы и выходы в помещениях, а также доступ к первичным средствам пожаротушения;
д) использовать противопожарный инвентарь не по назначению;
е) хранить смазочный материал, лаки, краски и др. легковоспламеняющиеся вещества;
ж) промывать детали бензином, ацетоном, эфиром и др. ЛВЖ;
з) проводить огневые работы без оформления наряда- допуска.
3.17. Оператор при обслуживании кустов газовых и газоконденсатных скважин обязан:
3.17.1 Следить за состоянием межколонного и затрубного пространства газовых и газоконденсатных скважин, исправностью всех элементов и узлов фонтанной арматуры (ФА), технологической обвязки, контрольно-измерительных приборов, за исправностью и чистотой рабочей площадки, устья скважины и прискважинных сооружений, утечки и пропуски должны немедленно устраняться, в случае невозможности устранить своими силами, сообщить мастеру.
3.17.2 В процессе эксплуатации скважины возможно накопление газа в пространстве между эксплуатационной и технической колоннами или кондуктором, что представляет опасность для нормальной работы скважины и может привести к серьёзным осложнениям (грифоны). При обнаружении газа в межколонном пространстве его необходимо периодически медленно стравливать по специальной выкидной линии.
3.17.3 При обслуживании верхней части фонтанной арматуры (елки) оператор обязан пользоваться стационарной площадкой или переносной лестницей с площадкой.
3.17.4 Запрещается устранять неисправности, утечки в фонтанной арматуре, находящейся под давлением, во избежание разрушения фланцевого, резьбового соединения, что может привести к несчастному случаю.
3.17.5 До пуска газовой скважины следует предварительно проверить исправность оборудования и приборов выкидных линий, в которые будет подаваться газ. При эксплуатации скважины задвижки на струнах, на стволе и на затрубье (первые от крестовины) должны быть полностью открыты. Запрещается манипулирование коренной (центральной) задвижкой без разрешения главного инженера или начальника промысла, за исключением аварийных ситуаций.
Меры безопасности при обслуживании фонтанных скважин
Опасные факторы: избыточное давление, замазученность и загазованность территории, работа на высоте при обслуживании лубрикаторов и штуцерных камер.
Важное условие безопасности- соблюдение технологического режима. Для этого должен быть установлен контроль за всеми проявлениями в скважине и изменениями ее работы. Обязательная проверка манометров.
1. Установленная на скважине фонтанная арматура должна соответствовать
максимальному давлению, ожидаемому при эксплуатации скважины.
Эксплуатация оборудования при давлениях, превышающих допустимые,
Запрещается.
2. Для контроля давления должны быть установлены манометры с трехходовыми кранами или устройствами заменяющими их, указывающими Рбуф, Рзатр.
3. Ремонт оборудования фонтанной арматуры, находящегося под давлением запрещается.При необходимости работ по смене штуцера, замене прокладок и др. ремонтов оборудования нужно ремонтируемый участок отключить закрытием запорных устройств от рабочих участков и снизить давление до атмосферного.
4. Фонтанная арматура не зависимо от ожидаемого Рраб монтируется с полным комплектом шпилек.
5. Для обслуживания верхней части фонтанной арматуры сооружается площадка с лестницей и перилами.
6. Все задвижки фонтанной арматуры должны содержаться в исправном состоянии: плотно закрываться, легко открываться, иметь штурвалы и указатели «открыто- закрыто».
7. Фонтанную арматуру и ее обвязку следует отогревать только паром и горячей водой.
Принцип действия ШГН
Разработано и применяется много типов насосов: ШГН, ЭЦН, ЭВНТ, ГПН, ЭДН, ГИН и т.д.
Отличительная особенность ШГНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. ШГНУ включает оборудование:
— наземное (станок-качалку, редуктор, электродвигатель, блок управления скважиной);
— подземное (НКТ, насосные штанги, штанговый глубинный насос и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.
Штанговый насос состоит из цельного неподвижного цилиндра, подвижного плунжера, всасывающего и нагнетательных клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей.
  | В скважину на колонне подъемных труб спускают плунжерный насос, состоящий из цилиндрического корпуса 1 (цилиндра), внутри |
            | которого имеется пустотелый поршень 2 (плунжер). |
 | При ходе плунжера вверх жидкость из скважины поступает через всасывающий (приемный) клапан в цилиндр насоса, так как под плунжером создается давление намного меньше чем в скважине. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается под действием давления жидкости под плунжером и объем жидкости из цилиндра через полый канал плунжера и открытый нагнетательный клапан, открытие которого происходит от давления жидкости, находящейся под плунжером и полом канале плунжера, поступает в подъемные трубы. В процессе непрерывной работы насоса жидкость заполняет объем подъемных труб, а затем направляется на поверхность. Наиболее широко распространены насосы двух видов: вставные и невставные (трубные) Вставные насосы Вставной насос спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекаются тоже в собранном виде путем подъема штанг. Типы насосов: НВ1- вставной с замком вверху; НВ2- вставной с замком внизу. Вставные насосы целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска. Применение вставных насосов значительно ускоряет ремонт скважины, так как для его смены требуется подъем лишь штанговой колонны. Невставные насосы Цилиндр трубных насосов спускают в скважину на НКТ, а плунжер и клапана на насосных штангах. Поднимают такой насос в два приема: сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем НКТ с цилиндром. Типы насосов: НН – невставной без ловителя; НН1- невставной с захватным штоком; НН2- невставной с ловителем НН2 получил наибольшее распространение вследствие большой надежности и простоты конструкции механизма опорожнения. Пример обозначения насосов: ХХХ Х – ХХ – ХХ – ХХ – Х 1. Тип насоса: НВ1, НВ2, НН, НН1, НН2. 2. Исполнение насоса по конструкции цилиндра и конструктивным особенностям самого насоса 3. Условный диаметр плунжера в миллиметрах. (29,32, 38, 44, 57, 70, 95 и 102) 4. Максимальный ход плунжера в миллиметрах, уменьшенный в 100 раз. 5. Напор в метрах водяного столба, уменьшенный в 100 раз. Элементы штанговых насосов: Цилиндры могут быть цельными и составными. Плунжеры – обычного типа и пескобрей. Клапанные узлы– шариковые клапанные узлы, у которых в качестве запорных элементов применяется пара седло-шарик. Замковые опоры – для закрепления насоса вставного типа в трубах НКТ с герметизацией полости всасывания от полости нагнетания. В зависимости от исполнения цилиндра и плунжера, расположения замковой опоры ШГН подразделяются на 15 основных типов. В нашей стране штанговые насосы выпускаются по двум стандартам: ОСТ 26-16-06-86 (АО «Элкамнефтемаш»,г. Пермь) и стандарт АНИ (АО «Ижнефтемаш», г. Ижевск, производство по лицензии австрийской фирмы «Шелер Блекман»). Насосные штанги,свинченные в штанговую колонну, передают возвратно-поступательное движение от точки подвеса штанг поверхностного привода к плунжеру насоса. Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12, 16, 18, 22, 25 мм, с высаженными концами. На концах штанги имеется участок квадратного сечения для захвата под ключ при свинчивании- развинчивании со специальной метрической резьбой. Штанги соединяются между собой муфтами и имеют стандартную длину –8 м. Для подбора необходимой длины подвески колонны изготавливаются укороченные штанги длиной 1,0; 1,2; 1,5; 2,0 и 3,0 м. Для соединения штанг одинаковых размеров выпускают соединительные муфты, а штанг разных размеров- переводные муфты. Для изготовления насосных штанг используют сталь следующих марок: Ст40, 20Н2М (никель- молибденовая), 15Н3МА, 15Х2НМФ, 30ХМА. Штанги на заводе-изготовителе для упрочнения их свойств подвергают нормализации и обработкой токами высокой частоты. Для уменьшения трения в устьевом сальнике применяют устьевой полированный шток диаметром 22мм, 25мм, 32мм. 21. Дополнительное оборудование ШГНУ Для повышения надежности работы установка ШГН комплектуется необходимым дополнительным оборудованием: — газо–песочный вихревой якорь (ГПВЯ), предназначенный для предотвращения попадания свободного газа и механических примесей в насос. Применяются ГПВЯ в скважинах с большим газовым фактором и выносом механических примесей. Монтируется ГПВЯ ниже приема насоса в скважинах с обводненностью менее 75% (при использовании для защиты от газа); — фильтр-заглушка устанавливается на приеме штангового насоса (вворачивается в корпус всасывающего клапана) и служит для защиты насоса от попадания в него наиболее крупных посторонних предметов в конце плунжера насоса; — центраторы насосных штанг применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин. Монтируются центраторы на штангах в местах, наиболее подверженных истиранию; — скребки- центраторы применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН в наклонно- направленных скважинах. Длина колонны штанг со скребками- центраторами выбираются исходя из глубины отложений парафина в НКТ. 22. Оборудование устья насосных скважин Для подвески насосных труб, вывода продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья, а также для отбора газа из затрубного пространства, на устье скважины устанавливают специальное оборудование. Наиболее распространенным оборудованием устья скважин на промыслах является устьевой сальник. Это оборудование состоит из шайбы, имеющей по центру внутреннюю цилиндрическую резьбу, патрубка, муфты и тройника-сальника. Шайба навинчивается на патрубок, который имеет на концах резьбу под НКТ. На верхний конец патрубка навинчивается муфта, а к нижнему подвешиваются НКТ. В собранном виде шайба, патрубок и муфта носят название планшайбы, которую устанавливают на фланец эксплуатационной колонны (колонную головку). В верхнюю муфту труб ввинчивают тройник для отвода нефти. Выше тройника для его герметизации и пропуска сальникового штока устанавливают сальник, набивку которого уплотняют сверху крышкой. Применяют устьевые сальники с самоустанавливающей головкой с одинарным или двойным уплотнением ( СУСГ1-73-31, СУСГ2-73-31), расчитанные на рабочее давление до 4,0 МПа при подвижном сальниковом штоке. Сальник СУСГ2 с двойным уплотнением состоит из двух основных узлов: самоустанавливающей шаровой головки и уплотнительной набивки. В шаровой головке помещены нижняя и промежуточная (средняя) втулки, нижний манжетодержатель и нижняя сальниковая набивка. Сальниковую набивку подтягивают крышкой, навинченной на корпус. В верхней части крышки предусмотрен резервуар для масла, служащий для смазки трущихся поверхностей сальникового штока и вкладышей. Устьевой сальник с самоустанавливающей головкой с двойным уплотнением позволяет заменять изношенные сальниковые набивки без разрядки скважины. 23. Основные узлы станка- качалки. Маркировка Станки-качалки (СК)- индивидуальный механический привод ШГН. Основными элементами СК являются: рама 13 с подставкой под редуктор и поворотной плитой 12; стойки 3; балансира 2 с головкой и опорой траверсы 15; двух шатунов 4; двух кривошипов 5 с противовесами 14 (при комбинированном или кривошипном уравновешивании); редуктора 6; тормозов 16; клиноременной передачи 7, 8; электродвигателя 9; подвески устьевого штока 1 с канатом; ограждения 11 кривошипно-шатунного механизма. Траверса— прямая, из профильного проката. С ее помощью балансир соединяется с двумя параллельно работающими шатунами. Опора траверсы шарнирно соединяет балансир с траверсой. Средняя часть оси установлена в сферическом роликоподшипнике, корпус которого болтами прикреплен к нижней полке балансира. Шатун— стальная трубная заготовка, на одном конца, на одном конце которой вварена верхняя головка шатуна, а на другом- башмак. Палец верхней головки шатуна шарнирно соединен с траверсой. Палец кривошипа конусной поверхностью вставляется в отверстие кривошипа и затягивается с помощью гаек. Кривошип— ведущее звено преобразующего механизма СК. В нем предусмотрены отверстия для изменения длины хода устьевого штока. На кривошипе установлены противовесы (кривошипные грузы), которые могут перемещаться. Редуктор типа Ц2НШ представляет собой совокупность двух пар цилиндрических шевронных зубчатых передач, выполненных с зацеплением Новикова. Опоры ведущего и промежуточного валов выполнены на роликоподшипниках. На конце ведущего вала насаживаются шкивы тормоза и клиноременной передачи, положение которых после определенного срока эксплуатации необходимо менять для увеличения общего срока службы ведомого колеса редуктора. Для этого на обоих концах ведомого вала имеются по два шпоночных паза. Салазки поворотные под электродвигатель обеспечивают быструю смену и натяжение клиновых ремней, служащих для передачи движения от электродвигателя к редуктору. Выполнены они в виде рамы, которая шарнирно укреплена на заднем конце рамы СК. Рама с салазками поворачивается вращением винта. Привод СК осуществляется от электродвигателя со скоростью вращения вала 750, 1000 и 1500 об/мин. На валу электродвигателя установлена конусная втулка, на которую насажен ведущий шкив клиноременной передачи. Поскольку головка балансира совершает движения по дуге, то для ее сочленения с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска. Она позволяет так же регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра. Подвеска устьевого штока типа ПСШ состоит из верхней и нижней траверс, двух зажимов каната и зажима устьевого штока. Штоки сальниковые устьевые предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской СК. Предусмотрено 13 типоразмеров СК. Каждый их тип характеризуется наибольшей допускаемой нагрузкой на устьевой шток (20…200 кН), длиной хода штока ( 0,3…6м)и крутящим моментом на ведомом валу редуктора (2,5…125 кН). — с кривошипным уравновешиванием – СК4, СК5, СК6, СК8 и т.д.(грузы располагаются на кривошипах). На месторождениях применятся следующие 1. СК8-3-4000 («бакинка») 4000- наибольший крутящий момент на валу, кН *м 2. ПФ8-3,5-4000 («тюменка») 3. UP 9Т-2500-3500 («румынка») 3500- наибольший крутящий момент на валу, кН *м 4. LAFKIN С320-173-120 («американка») 5. LEGRAND C-456-213-120 («Канада») Управление электродвигателем СК обычно проводится упрощенной системой блокировки и защиты. Разработан блок управления БУС- 3М, с помощью которого можно осуществлять управление в ручном, автоматическом, дистанционном и программном режимах работы. Он также проводит самозапуск установки после случайного отключения электроэнергии. Блок управления позволяет отключать установку при обрыве клиновых ремней и полированного штока, при заклинивании плунжера насоса и редуктора, а также при резком изменении нагрузки электродвигателя. Отключение установки регулируется по времени срабатывания аппаратуры и отклонению контролируемых параметров. 24. Теоретическая и фактическая подача штангового насоса. Коэффициент подачи Основная характеристика работы ШГН – подачанасоса. Теоретическую подачу глубинного насоса за один двойной ход плунжера (вверх и вниз) можно определить по формуле: L-длина хода плунжера, м; S— площадь поперечного сечения Qтеор= L*S*nплунжера, м; n-число качаний балансира в минуту. Это минутная подача.Длина хода плунжера равна длине хода полированного штока, и учитывая что в сутках 1440 минут, то суточная теоретическая подача: Qтеор = 1440* L*S*n В действительности фактическая подача насоса всегда меньше теоретической вследствие утечек жидкости в насосе и через НКТ, а так же поступление газа в цилиндр насоса. Подачу насоса можно регулировать, изменяя длину хода устьевого штока или число качаний балансира. Длина хода устьевого штока (амплитуда движения головки балансира) меняется путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). Число качаний (частота движения головки балансира) изменяется сменой ведущего шкива на валу электродвигателя на другой с большим или меньшим диаметром. Техническое обслуживание фонтанной арматуры.
В процессе работы фонтанной арматуры при необходимости замеряют температуру проходящей среды. Температуру замеряют с помощью термометров через термокарман. В фонтанной арматуре чаще всего используют шиберные задвижки и пробковые краны.
Клиновые задвижки применяют только в малодебитных и низконапорных скважинах. В отличие от клиновой задвижки в прямоточной задвижке (рис. 21.3) и в пробковом кране (рис. 21.4) запорный элемент уплотняется смазкой, которая одновременно служит для снижения трения, и поэтому они не требуют больших усилий при управлении ими. В прямоточных задвижках для достижения герметичности категорически запрещается применять рычаг, так как герметичность при плоских плашках от усилия затяжки не зависит, а можно сломать шпиндель. Категорически запрещено эксплуатировать задвижки в полуоткрытом состоянии.
набивать корпус смазкой. Марка смазки указывается в нормативно-технической документации. Заполнение корпуса смазкой не дает возможности оседать различным механическим примесям, а также скапливаться агрессивной жидкости. Герметичность затвора прямоточной задвижки повышается за счет применения уплотнительной смазки, которая автоматически подается к поверхности затвора за счет давления среды в корпусе задвижки. Раз в два-три месяца необходимо смазывать подшипники шпинделя. Марка смазки указывается в нормативно-технической документации. В фонтанной арматуре с крановыми запорными устройствами после установки на скважине необходимо провести дополнительную набивку уплотнительной смазкой всех кранов и проверить краны на плавность работы затвора. Смазка набивается масленкой, которая ввинчивается в резьбовое отверстие шпинделя вместо вывинченного нажимного болта. Кран в момент набивки смазки должен быть или полностью открыт, или полностью закрыт. Допускается проводить поднабивку смазки при помощи нажимного болта. Однако это менее удобно и требует больших затрат времени. После заполнения крана смазкой нажимной болт необходимо поставить в исходное положение. Рекомендуется завернуть его на половину длины, чтобы в процессе эксплуатации продавливать смазку на уплотнительные поверхности вращением нажимного болта на 5-6 оборотов. Регулярная подача смазки на уплотнительные поверхности крана обеспечит постоянную герметичность затвора. Если давление среды в скважине близко к рабочему давлению крана (14 МПа), то смазку рекомендуется подавать при помощи нажимного болта после 3-5 перекрытий затвора. Необходимо обязательно проводить поднабивку смазки после депарафинизации скважин паром и после других технологических операций, проводимых при давлениях, близких к рабочему. Для надежной работы затвора необходимо регулярно проверять наличие смазки в системе крана и по мере необходимости, но не реже одного раза в три месяца, проводить поднабивку смазки масленкой. Смазку необходимо подавать в масленку до тех пор, пока подача смазки не станет затруднительной. Если кран разбирался, то при сборке необходимо установить зазор между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки в соответствии с требованиями нормативно-технической документации. Для этой цели уплотнительные поверхности как корпуса, так и пробки должны быть очищены от старой смазки, протерты досуха чистой тряпкой и промыты в керосиновой ванне. Полость над пробкой должна быть заполнена смазкой, а уплотнительная поверхность пробки вновь смазана тонким слоем уплотнительной смазки. Только после этого пробка может быть поставлена на место. По окончании сборки крана регулировочный винт необходимо затянуть до отказа, а потом ослабить на 1/8 оборота. Это обеспечит нормальный эксплуатационный зазор между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки. После установки зазора между корпусом и пробкой кран заполняют смазкой. При заклинивании пробки надо отвинтить регулировочный винт на один-два оборота, а затем добавлять масленкой в кран смазку и завинчивать нажимной болт в шпиндель до тех пор, пока пробка не освободится от заклинивания. После ликвидации заклинивания требуется завинтить регулировочный винт.
Фонтанную арматуру, находившуюся до установки в эксплуатации на другой скважине, необходимо очистить от грязи, промыть и проверить, а если требуется, то провести ремонт с обязательным последующим гидроиспытанием. Ремонт задвижки или пробкового крана включает: разборку и промывку деталей в керосиновой ванне, замер деталей и их отбраковку, ремонт изношенных деталей и изготовление новых, сборку и гидроиспытание. Этот порядок сохраняется при ремонте задвижек всех диаметров и типов. В процессе разборки и сборки применяют разнообразный слесарный инструмент и необходимые приспособления. Технологические операции в процессе ремонта в основном сводятся к ликвидации раковин наплавкой с последующей механической обработкой, к исправлению резьбы, шабровке уплотнительных поверхностей и др.
|
