ВВЕДЕНИЕ

Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных, сопряжено с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин.

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.

При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.

Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). Текущий ремонт скважин подразделяют на: планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.

Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе, как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке

В настоящее время более 90 % всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5 % - с УЭЦН.

При подземном ремонте скважин проводятся следующие операции:

а) транспортные - доставка оборудования на скважину;

б) подготовительные - подготовка к ремонту.

в) спускоподъемные -подъем и спуск нефтяного оборудования;

г) операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;

д) заключительные - демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.

В данной курсовой работе рассматривается операция проведения спускоподъема нефтяного оборудования, а именно технология проведения СПО, оборудование и инструмент, применяемый при СПО, охрана труда и правила пожарной безопасности при СПО, а также меры по охране окружающей среды и недр при спускоподъемных операциях.

СПО занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины (в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, то есть фактически определяют общую продолжительность текущего ремонта). Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (развинчивании) НКТ, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях инструментом для ловильных, очистных и других работ.

Целью курсовой работы является обоснование проведения спускоподъемных операций в нефтяных и газовых скважинах в процессе выполнения в них ремонтных работ, описание технологии проведения данного вида операции, рассмотрение мер по охране труда, техники безопасности и противопожарной безопасности, а также расчет машинного времени при подъеме НКТ и расчет потребной длины талевого каната для проведения СПО.

1 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Расчет машинного времени при подъеме насосно-компрессорных труб

Рассчитать машинное время на подъем насосно-компрессорных труб трактором-подъемником С-80 с лебедкой ЛТ-11 КМ, если длина одной трубы l = 8,5 м; длина бочки барабана lб = 0,695 м; диаметр бочки барабана dб = 0,355 м; диаметр талевого каната δ = 0,026 м; число струн оснастки талевого каната i =10; частота вращения барабана при разных скоростях, об/мин:

п1 =33,5 об/мин; п2 = 53,5 об/мин ; п3 = 107,5 об/мин и n4 = 168,5 об/мин;

1. Определяем длину каната, навиваемого на бочку барабана lk , м, по формуле

lк = (l + 0,5) i , (1)

lк = (8,5 + 0,5)×10 = 90 м.

где 0,5 м - высота подъема трубы над устьем скважины.

2. Определяем число витков талевого каната в одном слое а, витков, по формуле

(2)

Таблица 1

Коэффициент, учитывающий замедление подачи крюка при включении и торможения лебедки

где с = 1 – уменьшение числа витков из-за неплотной намотки каната.

3. Определяем диаметр бочки барабана с учетом навиваемых слоев каната, di , м, по формуле

(3)

где m = 1, 2 и 3.

В этом случае по формуле (3) получим:

при m = 1

d1 = 0,355 + 0,026 + 1,87 • 0,026 • 1 = 0,43 м;

при m = 2

d2 = 0,355 + 0,026 + 1,87 • 0,026 • 2 = 0,478 м;

при m = 3

d3 = 0,355 + 0,026 + 1,87 • 0,026 • 3 = 0,527 м;

4. Определяем длину каната в каждом слое барабана lki , м, по формуле

(4)

в первом слое (m = 1)

lk1 = π•d1 •a = 3,14 • 0,43 • 26 = 35,1 м;

во втором слое (m = 2)

lk2 = π•d2 •a = 3,14 • 0,478 • 26 = 39,0 м;

в третьем слое (m=3)

lk3 = π•d3 •a = 3,14 • 0,527 • 26 = 43 м;

5. Определяем общую длину навитого каната в трех слоях l0 , м, по формуле

l0 = lk1 + lk2 + lk3 (5)

l0 = 35,1+ 39,0+43 = 117,1 м

Эта длина соответствует найденной полной длине каната, навиваемого на бочку барабана (90 м), а поэтому число рабочих слоев каната m = 3.

6. Определяем средний диаметр бочки барабана лебедки, dср , м, по формуле

(6)