Конструкции технического обслуживания и ремонта спецтехники


Сдавался/использовался	2006г.
Примечание	от редактора: рассмотрено техническое оборудование нефтяной и газовой промышленности
	Загрузить архив:
	Файл: ref-23526.zip (499kb [zip], Скачиваний: 309) скачать

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОЦЕССАХ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О СКВАЖИНАХ

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений производится подъем продукции пласта (нефть, газ, пластовая вода и их смеси) с глубины залегания на поверхность. Основной объект любою месюрождения - скважина. Скважина образуется в результате разбуривания земной поверхности при помощи буровой техники и оборудования.

Скважина - это вертикальная (горизонтальная) или наклонно направленная горная выработка, соединяющая поверхность земли с продуктивным пластом

Скважина образуетканал для подъема продукции из пласта на поверхность.

Начало скважины на поверхности называется устьем, боковая поверхность - стволом, дно скважины - забоем. Расстояние от устья по оси ствола до забоя называется длиной скважины, а расстояние от устья до забоя по проекции оси скважины на вертикаль - глубиной скважины.

Для укрепления стенок скважины от разрушения, обвалов в нее опускают металлические трубы, получившие название обсадные. Конструкция скважины, законченной бурением, показана на рис.1. Скважина представляет собой цилиндрический ступенчатый канал, сужающийся книзу. По глубине скважина распределяется на участки, имеющие специальные названия: направление 1, кондуктор 2, промежуточная колонна 3, эксплуатационная колонна 4.

Направление- начальный участок скважины глубиной 4-8 метров. Эгот участок обсаживается трубой максимального диаметра. Пространство между стенками породы и трубой заполняют бутовыми камнями и заливают цементным раствором. Этот участок обеспечивает устойчивость самою верхнего участка скважины, лежащего в зоне легкоразмываемых пород.

Кондуктор- участок, пробуриваемый за направлением диаметром до 900 мм, глубиной от 50 до 400 метров. Этот участок закрепляют обсадной трубой. Пространство между стенкой скважины и наружной поверхностью обсадной трубы заливают цементным раствором под давлением для разобщения слабых (пористых) пластов со скважиной.

Промежуточная колонна - участок 3 (рис.1) разбуриваемый за кондуктором диаметром меньшим, чем диаметр обсадной колонны кондуктора и закрепляемый обсадными трубами с последующей цементацией затрубного пространства под давлением. В скважине в зависимости от ее глубины, вида горной породы и других факторовможет быть различное число промежуточных колонн.

Рис.1. Конструкция скважин

1-направление. 2-кондуктор, 3-промежуточная, 4- эксплуатационная колонна. 5-цементный раствор, 6-стенка скважины.

Тогда эти колонны обсадных труб соответственно называют первой. Промежуточной колонной, второй промежуточной колонной и т.д.

Зазор между сненкой скважины и наружной поверхностью каждой промежуточной обсадной колонны заполняют цементным раствором не на полную высоту колонны. Число промежуточных колонн может доходить до трех и даже четырех.

Эксплуатационная колонна - участок 4 рис 1, (нижний) участок скважины, обсаженный трубами меньшею диаметра, чем последняя промежуточная колонна. Пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины 6 заполняют цементным раствором 5 на определенную высоту с помощью специальной техники.

В зависимости от наличия и количества промежуточных колонн, скважины бывают одноколонной рис. 1.а, двух колонно и рис. 1.6, трехколонной рис.1.в. конструкции. При одноколонной конструкции в скважину опускают только э к с п л у а т а ц и о н н у ю колонну, а промежуточные колонны отсутствуют.

При наличии промежуточной и и эксплуатационной колонн скважина имеет двухколонную конструкцию, при наличии двух промежуточных и одной эксплуатационной -трехколонную конструкцию.

Для того, чтобы нефть из пласта поступала внутрь скважины она подвергается перфорации, т.е созданию радиальных отверстий в цилиндрической поверхности обсадных труб и цементом камне в зоне расположения продуктивного пласта. Через полученные в процессе перфорации радиальные отверстия продукция поступает из пласта внутрь скважины и по ней может подниматься на поверхность (рис. 2).

Рис.2. Схема забоя скважины после перфорации

1 - колонна обсадных груб, 2 -цементное кольцо.3 -про-дкгивный пласт, 4-перфорация (отверстия). 5 - цементный стакан

Классификация скважин

В зависимости от назначения скважины подразделяются на эксплуатационные и поисково-разведочные.

Поисково-разведочные скважины бывают следующих категорий: опорные, параметрические. поисковые, разведочные. Группа эксплуатационных скважин включает скважины двух категорий: добывающие и нагнетательные.

Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания водыили газа с поверхности в продуктивные пласты.

Добывающие скважины предназначены для извлечения нефти или газа из продуктивных пластов.

Классификация добывающих скважин представлена на рис 3.

Рис.3. Классификация добывающих скважин

Наибольшее распространение среди глубинно-насосных скважин получили скважины УШСН. Их количество составляет около 70% всех глубинно-насосных скважин в нашей стране.

ПОДЪЕМНЫЕ УСТАНОВКИ МАЛОЙ ГРУЗОПОДЪЕМНОСТИ

Парк их представлен в основном агрегатами УРГ-32, А2-32, А4-32, УПТ-32 и т.д . Первая монтируется на базе автомобиля КРАЗ-260Г а вторая на базе автомобиля Урал 4320.

Конструкция установки обеспечивает самостоятельный переезд с базы на скважину и от скважины к скважине по дорогам, предусмотренным техническими условиями на шасси автомобиля.

Подъем вышки в рабочее положение производится двумя гидравлическими домкратами. Выдвижение верхней секции вышки осуществляется канатом, с помощью специальной лебедки с гидроприводом.

Привод гидроцилиндров подъема вышки, гидродомкратов опер, механизма выдвижения вышки, гидроключа идет от коробки передач привода лебедки через две коробки отбора мощности с насосами НШ-50Л подающими масло в общий коллектор

Для привода основных оперативных элементов управления: тормоза лебедки, сцепления двигателя, останова двигателя; включения фрикционной муфты барабана лебедки, коробок отбора мощности гидронасосов применяют пневматическую систему. Ее привод осуществляется от компрессора автомобиля через его воздушные баллоны.

Управление спуско-подъемными операциями электропневматическое и ручное механическое и идет из кабины оператора.

У установки УРГ-32 управление электрогидравлическое, что обеспечивает большую плавность, а следовательно, и безопасность.

Особенности установки подъемной УПР-32Т заключается в следующем:

В системе электрооборудования автомобиля предусмотрены места (выводы) для подключения, расположенных в технологической кабине, на пульте управления дублирующих контрольно-измерительных приборов, и места для подключения к базовым источникам электроэнергии исполнительных элементов технологического оборудования, в т. ч систем автоматики, блокировок, освещения. Суммарная мощность электроэнергии потребляемой исполнительными элементами, при работе в ночное время и работающем двигателе составляет не более. 250-300 Вт.

Установка УПТ-32 смонтирована на базе трактора Т-170М01, что повышает проходимость установки в сложных дорожных условиях Западно-Сибирского комплекса. Привод механизмов установки осуществляется от дизеля трактора Д-170.

Агрегат для ремонта и бурения скважин АР 32/40М отличается наличием односекционной вышки с открытой передней гранью. Это сокращает время на установку вышки в рабочее положение, и после окончания работ - в транспортное.

1.2 ПОДЪЕМНЫЕ УСТАНОВКИ СРЕДНЕЙ ГРУЗОПОДЪЕМНОСТИ

Установки средней грузоподъемности (40-80кН) представлены агрегатами АПРС - 40, УПТ1-50Б, УПА -60 и А-60/80.

Агрегаты АПРС-40 и АПРС-40К являются самоходными нефтепромысловыми машинами смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости Урал 4320-1912-30 или КРАЗ-260 (АПРС-40 -на базе КАМАЗ-43118)

Состоят из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой. Гидросистема и пневмосистема агрегата АПРС-40 обеспечивают работу с гидроключем "ойл-кантри". Агрегат имеет необходимую устойчивость без крепления вышки к внешним якорям.

Агрегат АПРС-40 выполнен во взрывобезопасном исполнении в соответствии с требованиями стандартов безопасности труда, а также РД 08-200-98 "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности". Имеет трансформатор для подключения агрегата от 220В. Агрегат оснащен дополнительной лебедкой для подъема ключа, боковыми опорными домкратами, уровнемером, пневмосистема оснащена осушителем воздуха.

Установка УПТ1-50Б - самоходная, смонтирована на болотоходном гусеничном тракторе Т-170МБ01, обладает повышенной проходимостью и устойчивостью. Привод исполнительных узлов и механизмов - от двигателя трактора, лебедки и ротора - через трансмиссию; подъем вышки, привод гидрораскрепителя и механизма для свинчивания и развинчивания труб -гидравлический; включение фрикционных муфт - пневматическое.

Управление всеми механизмами установки расположено в кабине трактора. Подъемом вышки управляют с земли.

Конструкция установки отличается следующими особенностями: наличием управляемого с земли механизма фиксации вышки в транспортном положении, наличием площадки для обслуживания неподвижного конца талевого каната, улучшенной видимостью устья скважины из кабины машиниста, повышенной надежностью конической передачи привода лебедки, установкой компрессора под капотом двигателя трактора. Установка может быть поставлена с гусеницами нормальной ширины (500 мм) и увеличенной (920 мм).

Конструктивные особенности агрегата А-60/80 это наличие одно или двухбарабанной лебедки с дисковыми пневматическими муфтами, позволяющими оперативно переключаться с одного диапазона на другой и не требующей дополнительного компрессора. Буровой барабан с канавками Лебуса, обеспечивает равномерное наматывание каната; выдвижение верхней секции гидроприводной лебедкой, которая используется для выполнения вспомогательных работ; гидродомкраты (аутригеры) двухстороннего действия.

Фонтанная скважина

Фонтанной скважиной называется добывающая скважина, в которой подъем нефти от забоя до устья осуществляется за счет естественной энергии продуктивного пласта. Эксплуатация такой скважины является наиболее экономически выгодной за счет простоты конструкции и отсутствия дополнительных затрат энергии на подъем нефти.

Фонтанная скважина отличается от скважины, законченной бурением. Для обеспечения подьема нефти в колонну спускают специальную колонну труб, насоно-компрессорных (НКТ). Рис. 4

Колонна НКТ подвешивается на специальном устьевом оборудовании скважины, получившем название фонтанной арматуры. Фонтанная арматура устанавливается на устье скважины. Она служит для подвески колонны НКТ, спущенной в скважину, герметизации устья, направления добытой нефти в наземные трубопроводы и регулирования режима эксплуатации скважины.

Рис. 4 Принципиальная схема конструкции фонтанной скважины.

Колонна НКТ является каналом для подъема нефти от забоя скважин до устья. Длина колонны НКТ достигает 3000 м. Собирается колонна из стандартных НКТ длиной от 5 до 10 м, определенным наружным диаметром 33; 42; 48; 60; 73; 89; 102; 1 14 мм при толщине стенки от 4 до 7 мм. Соединяются трубы между собой при помощи специальных резьбовых муфт. Масса спущенной НКТ достигает десятков тонн. Спуск и подъем колонны НКТ производится специальной техникой - подъемными агрегатами.

Фонтанная арматура представляет собой стальные толстостенные трубные конструкции, тройники, крестовины и запорные устройства, соединяемые между собой посредством фланцевых болтовых соединений. Все узлы и детали арматуры рассчитаны на работы при высоких давлениях в 7; 14; 21; 35; 70 и 105 МПа. Масса фонтанной арматуры достигает сотни килограммов и зависит от наличия примесей в добываемой продукции.

Применяют два вида фонтанной арматуры: крестовая, обычно используется на нефтедобывающих скважинах, в продукции которых нет механических примесей, для продукции скважин с повышенным содержанием механических примесей используются троиниковые схемы фонтанной арматуры, (рис.5)

Монтаж и демонтаж требуют использования грузоподъемной техники.

Рис. 5 Схема фонтанной арматуры тройникового (а) и крестового (б) типа

а- 1-манометр. 2-запорное устройство, 3-фланец под манометр, 4-запорное устройство, 5-тройник. 6-дроссель, 7-переводник трубной головки. 8-отлветный фланец. 9-трубная головка б - обозначения те же, кроме 5-крестовина

Компрессорные установки

В процессе освоения скважины в основном используется компрессорный способ, который заключается в нагнетании сжатого воздуха в межтрубное пространство для вытеснения жидкости через насосно-компрессорные трубы и аэрации столба жидкости с целью уменьшения ее плотности и снижения гидростатического давления на забой. В таких случаях применяют передвижные компрессорные установки поршневого типа с дизельным приводом.

Компрессорные установки делятся по принципу действия компрессора на объемные и лопаточные.

По типу привода компрессора на приводные и прямодействующие (газомоторные).

По давлению всасывания на нормальные, дожимные и вакуумные; по развиваемому давлению на установки низкого давления (0,2-1 Мпа), среднего (1-ЮМпа), высокого (10-100Мпа) и сверхвысокого давления (выше ЮОМпа).

По расположению осей цилиндров - горизонтальное, вертикальное, угловое и оппозитное. Часто применяют компрессоры, которые относятся к типу крейцкопфных машин с оппозитным расположением цилиндров, при котором силы инерции возвратно - поступательно движущихся масс направлены в противоположные стороны, благодаря чему достигается хорошая уравновешенность инерционных сил (например компрессор 2ВМ-4-9/101).

По числу ступеней сжатия воздуха или газа бывают одно-, двух- и многоступенчатые

По количеству рядов, в которых расположены цилиндры компрессоры делятся на одно-, двух и многорядные.

По характеристике сжимаемого газа бывают воздушные и газовые.

В разделе представлены компрессорные станции типа СД и передвижные компрессорные станции типа ПКС.

Всё оборудование станций смонтировано на общей раме и установлено на шасси автомобиля (КрАЗ-65101, Урал-4320- КамАЗ-53228А) или салазках и защищено съёмным капотом. Привод компрессора - дизель. Компрессор и дизель оснащены всеми системами необходимыми для нормальной работы станции

В состав станции входят: четырехступенчатый поршневой компрессор с жидкостным охлаждением, приводной двигатель ЯМЗ-238М2, аналогичный тяговому двигателю автомобиля, холодильники, воздухопровод, система управления и защиты. Все оборудование станции закрыто металлическим кузовом.

Климатическое исполнение - УХЛ1 по ГОСТ 15150-69, но для работы при температуре окружающего воздуха от минус 45 до +4

Скважина, эксплуатируемая установкой штангового скважинного насоса

Установка штангового скважинного насоса (УШСН рис 6) представляет собой скважину, в которую на колонне НКТ 3 спущен глубинный насос объемного действия 2 с возвратно-поступательном движением плунжера. Плунжер насоса со сквозным каналом колонной полых стальных штанг 4, размещенных внутри колонны НКТ, соединен с наземным приводом, установленным на поверхности земли около устья скважины. Наземный привод через колонну штанг, передает возвратно-поступагельное движение плунжеру скважинного насоса, в результате чего насос добываемую нефть по колонне НКТ подает на поверхность.

Рис. 6 Схема штангового скважинной установки

1-фильтр, 2-скважинный насос, 3-насосно-компрессорные трубы, 4-насосные штанги, 5-тройник, 6-устьевой сальник, 7-сальниковый шток, 8-канатная подвеска, 9-головка

Устьевое оборудование такой скважины обеспечивает подвеску в скважине колонны НКТ, направление добытой нефти в наземный трубопровод и герметизацию верхней части колонны штанг, соединенной с наземным приводом. В качестве наземного привода УШСН широкое распространение получил механический привод, - станок—качалка.

Станок-качалка представляет собой кривошипно-коромысловый механизм одностороннего действия, преобразующий вращательное, движение точки подвеса штанг. Конструктивно станок-качалка состоит из рамы с вертикальной стойкой, на которой подвижно установлен балансир (коромысло). К переднему плечу балансира (со стороны устья скважины) на канатной подвеске крепится верхний конец колонны штанг, спущенных в скважину и передающих возвратно-поступательное движение плунжеру скважинного насоса.

Заднее плечо балансира станка-качалки через траверсу соединяется с кривошипами, закрепленными на тихоходном валу редуктора, установленного на раме. Быстроходный вал редуктора через клиноремонтную передачу связан с валом электродвигателя, закрепленного неподвижно на специальной платформе, связанной подвижно с рамой станка-качалки.

На заднем плече балансира или на кривошипах устанавливаются уравновешивающие грузы, предназначенные для выравнивания нагрузки на двигатель в процессе работы и обеспечивающие уменьшение потребного крутящего момента на кривошипе станка-качалки. Уравновешивающие грузы существенно увеличивают массу станка-качалки, вызывают значительные динамические нагрузки в приводе, что приводит к необходимости строительства мощного фундамента под раму станка-качалки.

Для обслуживания и ремонта станков-качалок используется специальная техника, получившая название агрегатов наземного ремонта.

Штанговые скважинные насосы -малогабаритные плунжерные насосы объемного действия, имеющие цилиндрическую наружную поверхность диаметрами от 48,2 до 114 мм, длину цилиндров от 2 до 7 м. Спуск и подъем насосов в скважины осуществляют на колонне НКТ или колонне штанг в зависимости от модели скважинного насоса.

Штанги насосные, полые внутри предназначены для передачи возвратно-поступательного движения от наземного привода к штанговому скважинному насосу, установленному в скважине.

Штанги между собой соединяются на резьбовых муфтах, образуя штанговую колонну. Отдельная штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения длиной от 1 до 8 м, диаметрами 16; 19; 22; 25; 28 мм. Для транспортировки штанг на промысле используются специальные агрегаты перевозки штанг (АПШ) Спуск и подъем штанг в скважину осуществляют подъемники, используемые для работы с НКТ.

СМЕСИТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ

При освоении скважин, их капитальном ремонте проводят такие операции как цементирование нефтяных и газовых скважин, гидроразрыв пласта, ремонтно-изоляционные работы. Эти работы требуют специального оборудования, позволяющего аккумулировать и транспортировать сухие тампонажные материалы к месту проведения работ, готовить растворы заданной консистенции.

Смесительные установки предназначены для приготовления цементных растворов и различных тампонажных смесей, могут быть использованы для приготовления из глинопорошков нормальных и утяжеленных промывочных жидкостей, для транспортировки песка, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок при гидроразрыве нефтяных и газовых пластов и гидропескоструйной перфорации.

Установки на шасси транспортной базы и в основном состоят из следующих основных узлов: бункера; смесительного устройства, приемной воронки; загрузочного шнека; дозирующих винтовых конвейеров; коробки отбора мощности; карданных валов.

У установки смесительной УС 8 по сравнению с установкой увеличен объем осреднительной емкости и бункера с 4 м до 6 м , что позволило увеличить производительность приготовления тампонажного раствора в 2,7 раза (С 10 дм³/с до 27 дм³/с).

Установка УДКПС позволяет готовить жидкие смеси на основе соляной кислоты.

Установки УС6-30 работают совместно с цементировочным агрегатом. От водоподающего блока агрегата подводится вода в необходимом объеме к смешивающему устройству установки. Одновременно обеспечивается регулируемая подача томпанажной смеси. Готовый раствор подается на цементировочный агрегат.

Смешивающее устройство установки УС6-30 гидровакуумного типа и оснащено щелевидными насадками с разными проходными сечениями для подбора необходимой плотности приготавливаемого тампонажного раствора.

Загрузка цемента осуществляется винтовым конвейером и пневматическим способом через загрузочную трубу. Для предупреждения сводообразования томпонажного материала в бункере установлен пневмовибратор. Установка снабжена счетчиком моточасов и устройством контроля скорости вращения шнеков. По заказу потребителей установка может поставляться без загрузочного конвейера.

Скважина, эксплуатируемая установкой погружного электроцентробежного насоса

Это нефтедобывающая скважина (рис.7), в которую на колонне НКТ под уровень нефти спущен погружной насосный агрегат, состоящий из многоступенчатого скважинного насоса и погружного электродвигателя 1, получившего название ЭЦН. Электроэнергия к погружному двигателю ЭЦН подается по бронированному кабелю, спущенному в скважину и закрепленному снаружи колонны НКТ 4. На поверхности земли кабель соединен с автотрансформатором 8 и станцией управления 7. Подъем нефти из скважины осуществляется внутри колонны НКТ в результате работы погружного центробежного насоса, который приводится в действие соединенным с ним погружным электродвигателем. Подвеска колонны НКТ в скважине имеет специальное уплотнение, обеспечивающее герметизацию кабеля в месте его выхода из скважины.

Рис. 7. Установка центробежного электронасоса типа УЭЦ11

1-электродвигатель, 2-насос, 3-кабельная линия, 4-колонна насосно-компрессорных труб, 5-крепежный пояс, 6-оборудование устья скважины, 7-станция управления, 8-трансформатор.

Погружной насосный агрегат ЭЦН представляет собой центробежный и погружной электрический двигатель, объединенные в одной конструкции цилиндрической формы.

Транспортировка ЭЦН в наземных условиях, как правило, осуществляется по частям (насос отделен от электродвигателя) в комплекте с наземным оборудованием, автотрансформатором, станцией управления и кабелем, намотанным на барабане, для чего используются специальные агрегаты погрузки и перевозки типа АТЭ-6. В некоторых районах страны перевозка кабеля осуществляется отдельно на специальном санном или колесном прицепе типа УПК-2000. Спуск и подъем ЭЦН в скважинах осуществляются общепринятыми на промыслах эксплуатационными подъемниками или агрегатами подземного ремонта.

ПРОМЫВОЧНЫЕ НАСОСНЫЕ АГРЕГАТЫ

Промывка призабойной зоны осуществляется с целью удаления песка, вынесенного нефтью из коллектора. Наиболее часто применяют обратный способ промывки скважин, при этом в качестве промывочных используют насосно-компрессорные трубы. Промывочная жидкость нагнетается насосной установкой в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной труб и промывочными трубами, а жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам.

В этом разделе рассмотрены установки, которые предназначены для нагнетания неагрессивных жидкостей.

Установки для промывки скважин обычно состоят из насоса, коробки отбора мощности, коробки передач, цепного редуктора, манифольда, вспомогательного трубопровода, а также систем управления, обогрева и продувки.

Насос - обычно трехплунжерный горизонтальный (НП-100). Насосный установки фирмы Синергия (СИН44.02 и СИН44.03), укомплектованы трехплунжерными насосами высокого давления СИН 32 (установка СИН34) или СИН 44 (установка СИН44). Насосы имеют высокую гидравлическую мощность и небольшой вес. Конструктивные особенности, присущие только плунжерным насосам, позволили значительно увеличить ресурс работы основных узлов насоса, упростить их обслуживание и ремонт, что естественно удешевляет эксплуатацию насосной установки.

Привод насоса - от тягового двигателя через коробку отбора мощности, карданные валы, четырехскоростную коробку передач и цепной редуктор.

Применение цепного редуктора повысило надежность работы насосного блока, а также упростило его ремонт.

Приемная линия манифольда представляет собой рукав с фильтром на конце. На нагнетательной линии манифольда предусмотрены пробковые краны высокогодавления,предохранительныйклапан, разделительс амортизатором и манометр.

Пост управления установкой расположен в обогреваемой и вентилируемой кабине транспортного средства, куда выведены рычаги управления зубчатыми муфтами включения коробки отбора мощности и коробки передач.

Установки СИН44 и СИН44.03 смонтированы на прицепе, имеет асинхронный взрывозащищенный двигатель мощностью 90 кВт и с возможностью регулировки оборотов от частотного преобразователя

Укрытие установок утепленное, и совмещено с инструментальным помещением.

Обогрев и продувка гидравлической части насоса и нагнетательного манифольда - выхлопными газами тягового двигателя автомобиля или трактора (установка УН1Т-100х250).

Скважина, эксплуатируемая установкой погружного гидропоршневого насосного агрегата

Это скважина, в которой внутри колонны насосно-компрессорных труб 7, (рис.8) в нижней ее части, размещен гидропоршневой насосный агрегат 8. Пространство между колонной труб 7 и обсадной колонной герметизируется пакером 10. На поверхности скважины смонтировано устьевое оборудование с четырехходовым краном 6, обеспечивающим подвод рабочей жидкости по колонне труб 7 кгидропоршневому агрегату 6 и подъему добываемой продукции по затрубному пространству между обсадной колонной и колонной труб 7. Устьевое оборудование посредством наземных трубопроводов соединено с наземным оборудованием установки.

Насос высокого давления 1 посредством трубопровода высокого давления соединен с блоком распределительной гребенки 17, в которой осуществляется распределение рабочей жидкости высокого давления между несколькими скважинами с установленными в них гидропоршневыми агрегатами. В качестве рабочей жидкости используется сырая нефть из скважины предварительно очищенная от механических примесей. Принцип действия установки основан на использовании потока рабочей жидкости в качестве носителя энергии к погружному гидропоршневому насосному агрегату, установленному на забое нефтедобывающей скважины.

Трехплунжерный насос высокого давления подает рабочую жидкость на блок распределительной гребенки 17 и далее по наземному трубопроводу до устьевого оборудования скважины с четырехходовым краном 6.

Из устьевого оборудования рабочая жидкость высокого давления по колонне насосно-компрессорных труб 7 подводится к гидропоршневому агрегату 8.

Энергия потока рабочей жидкости высокого давления в гидродвигателе погружного агрегата преобразуется в механическую энергию возвратно-поступательного движения поршня гидродвигателя. Поршень гидродвигателя приводит в движение плунжер насосной части агрегата 8, в результате чего насос погружного агрегата отбирает добываемую нефть из скважины и по затрубному пространству, между обсадной колонной и наружным диаметром насосно-компрессорных труб 7 поднимает на устье скважины.

Добытая продукция (нефть и отработавшая в гидродвигателе агрегата рабочая жидкость) от устья скважины по трубопроводу низкого давления поступает в трехфазный сепаратор 12, где происходит разделение на газ, нефть и пластовую воду. Нефть далее разделяется на два потока, одна ее часть поступает по трубопроводу 5 в систему сбора, а вторая - на циркуляционный насос 4 и на блок циклонной очистки 3, где производится отделение механических примесей до качества "подтоварной нефти". Затем очищенная нефть поступает на прием трехплунжерного насоса 1. В дальнейшем цикл движения рабочей жидкости повторяется и осуществляется непрерывно, обеспечивая тем самым бесперебойно работу погружного гидропоршневого насосного агрегата.

Погружной гидропоршневой насосный агрегат является наиболее сложной конструкцией всей установки, определяющей технические возможности данного способа добычи нефти. Конструктивно погружной агрегат представляет собой плунжерный скважинный насос (аналогичный штанговому насосу) и гидравличнеский скважинный двигатель объемного действия с возвратно-поступательным движением поршня, объединенные в единую сборочную конструкцию скважинного исполнения.

Особенностью данного способа добычи нефти является возможность замены отработавшего в скважине погружного агрегата на новый без подъема колонны труб. Спуск агрегата в скважину осуществляется свободным сбросом его внутрь колонны труб.

Для подъема гидропоршневого агрегата из скважины (рис.9 б) четырехходовой кран на устье скважины переключается так, чтобы рабочая жидкость с поверхности по боковому каналу поступала под нижний торец агрегата, заставляя его подниматься вверх внутри колонны труб в потоке закачиваемой жидкости. При достижении устья скважины агрегат своей верхней головкой захватывается специальным ловильным устройством, размещенном в устьевом оборудовании, и извлекается из скважины.

Такой способ замены агрегата принято называть гидравлическим, что обеспечивает резкое сокращение простоя скважины связанное с заменой агрегата. Подъем агрегата с глубины 2000 метров осуществляется в течение 35-40 минут.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ И СКВАЖИННЫХ РАБОТ

Исследовательские работы на скважине проводятся с целью установления режима эксплуатации скважин, наличия информации о параметрах пласта в призабойной зоне, а также о состоянии скважинного оборудования.

При изучении состояния скважин производятся спуск и подъем различных глубинных приборов, поэтому основным узлом установок является лебедка, смонтированная на самоходном шасси. Привод лебедки осуществляется от двигателя транспортного средства.

Установки классифицируются:

По целевому назначению:

а)установки для проведения исследовательских работ

б)установки для проведения скважинных работ.
По типу транспортной базы:

а) самоходные — на колесной базе и гусеничном ходу

б)прицепные

По типу привода лебедки:

а) однобарабанные б) двухбарабанные По тяговому усилию лебедки:

а)с малым тяговым усилием (4-7 кН)

б)со средним тяговым усилием (8-15 кН)

в)с большим тяговым усилием (более 16 кН).

Установки смонтированы на шасси автомобиля или трактора включают в себя следующие узлы и системы:

- коробку отбора мощности;

- трансмиссию;

-лебедку с мерительным механизмом, укладчиком проволоки, тормозом,
храповым механизмом и механизмом ручного привода барабана лебедки.

- пульт управления.

Исследовательские установки классифицированы в данном разделе на установки с механическим приводом лебедки, они чаще применяются только для выполнения исследовательских работ и установки с гидравлическим приводом лебедки, которые используют чаще для выполнения скважинных работ, но некоторые установки можно использовать и для исследовательских и для скважинных работ.

Газлифтная скважина

Газлифтный способ эксплуатации нефтяных скважин -способ механизированной добычи, при котором жидкость из скважины поднимается на поверхность за счет энергии газа, нагнетаемого под давлением с поверхности. Газлифтный способ добычи нефти позволяет эффективно эксплуатировать наклонно-направленные скважины с высокой температурой, с большим содержанием газа, песка, воды в продукции скважины.

Если в качестве нагнетаемого газа используется воздух, скважина называется эрлифтной, если нефтяной -газлифтнои. В практике нефтедобычи в основном используется газлифтный способ, так как при закачке воздуха в нефтяную скважину ухудшается качество добываемой нефти и усиливаются окислительные процессы со скважинным оборудованием.

В зависимости от конкретных условий эксплуатации скважин используют различные схемы их обустройства, отличающиеся числом рядов спускаемых в скважину труб, и их взаимным расположением, направлением движения рабочего агента и газонефтяной смеси. По числу рядов спускаемых труб схемы обустройства скважин бывают однорядными, двухрядными и полуторорядными. По направлению нагнетания рабочего агента различают кольцевую и центральную системы.

В центральной системе рабочий агент нагнетается по центральной колонне труб, а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому пространству. Основными преимуществами такой системы являются низкие пусковые давления и наиболее рациональное использование поперечных размеров скважин. К недостаткам центральной системы относятся: возможность разрушения эксплутационной обсадной колонны и обрыва внутренних подъемных труб в результате стачивания их муфт при подъеме жидкости, содержащей песок; уменьшение диаметра труб при подъеме нефти, содержащей парафин, соли, за счет их отложения на стенках.

В кольцевой системе рабочий агент нагнетают в пространство между колоннами, а газонефтяная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам. Принципиальные схемы обустройства газлифтных скважин с кольц е в о й системой подачи рабочего агента представлены на рис. 11а,б,в.

В большинстве случаев, учитывая недостатки центральной системы, при эксплуатации газлифтных скважин применяется кольцевая система подачи газа в скважины.

Простейшей схемой обустройства скважины является скважина с одной колонной опущенных в нее труб (рис.11 б), более сложной с двумяколоннами подъемных труб (рис.11а). Ступенчатый вариант двухрядного подъемника на рис. 11 в, получил название полуторорядного подъемника.

В однорядном подъемнике на рис.11 б рабочий агент (газ) нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной скважины и подъемными трубами. Добываемая продукция (газонефтяная смесь) поднимается по колонне подъемных труб.

Вдвухрядном подъемнике на рис. 11 а в скважину спускают две концентрично расположенные колонны труб. Рабочий агент при этом нагнетается в кольцевое пространство между -двумя колоннами труб, а газонефтяная смесь (продукция скважины) поднимается по внутренней колонне подъемных труб. Наружные трубы принято называть нагнетательными, а внутренние - подъемными

В полуторорядном подъемнике на рис. 11.в, рабочий агент подается в кольцевое пространство между колоннами труб, а газонефтяная смесь - по внутренней колонне труб. Отличие от двухрядного подъемника заключается в наличии во внешней колонне труб двух частей - верхней, большего диаметра и нижней, меньшего диаметра. Преимущества такой схемы заключается в облегчении веса внешней колонны труб и улучшении условий выноса песка с забоя скважины.

В промысловой практике широкое распространение получила схема однорядного подъемника с кольцевой системой подачи рабочего агента. На устье скважины монтируется устьевое оборудование (фонтанная арматура) 1, обеспечивающая подвод рабочего агента и отвод газонефтяной смеси в систему наземных трубопроводных коммуникаций. На устьевом оборудовании подвешивается колонна насосно-компрессорных труб 3 со скважинными газлифтными камерами 2, в которых размещаются скважинные газлифтные колонны для улучшения условий пуска газлифтнойскважины.

8. АВТОМОБИЛЬНЫЕ ЦИСТЕРНЫ

Автомобильные цистерны используют на нефтяных и газовых промыслах для транспортировки жидкости к насосным и смесительным установкам при проведении промывочно-продавочных работ, гидравлическом разрыве пласта, гидропескоструйной перфорации, солянокислотных обработках.

Автомобильные цистерны применяют также для транспортировки топлива, смазочных материалов к скважине и заправке техники, эксплуатируемой на нефтепромыслах.

Следовательно все автомобильные цистерны по виду выполняемых работ можно таким образом разделить на две группы.

1. Установки для транспортировки жидкостей на скважину.

2.Установки для транспортировки топлива, масла, и проведения заправочно-смазочных работ.

Автомобильные цистерны по типу базового шасси делятся на:

- автомобили-цистерны;

- полуприцепы-цистерны;

- прицепы-цистерны.

Автоцистерны для транспортировки нефтепродуктов делятся по виду транспортируемого продукта:

для топлив (бензин, дизельное топливо, газотурбинное топливо, керосин, лигроин);

для масел (моторное, трансмиссионное, индустриальное, турбинное, компрессорное, электроизоляционное, приборное); для мазутов и битумов.

Автомобиль-цистерна состоит из шасси автомобиля и специального оборудования, которое включает устройства и системы, обеспечивающие сохранность качества транспортируемых продуктов, сокращение затрат времени и труда на выполнение сливно-наливных операций.

Как правило специальное оборудование автоцистерны включает в себя: цистерну; гидравлическую систему; электрооборудование; механизмы управления насосом и арматурой технологической обвязки гидравлической системы; вспомогательное оборудование (контрольно-измерительные приборы - КИП, рукава, шланги, ящики пеналы); инструменты и принадлежности (ЗИП); противопожарное оборудование.

Цистерну монтируют вместо грузового кузова на раме базового шасси и закрепляют таким образом, чтобы их продольные оси находились в одной вертикальной плоскости. На цистерне установлены специальные площадки и лестницы для доступа к горловине.

АВТОЦИСТЕРНЫ ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВКИ ЖИДКИХ СРЕД К СКВАЖИНАМ

Автоцистерна нефтепромысловая представляет собой комплекс специального оборудования, смонтированного на шасси автомобиля. Специальное оборудование обычно включает в себя:

- цистерну;

- насосный блок с приводом;

- манифольд;

- трансмиссию;

Цистерна комплектуется дыхательным клапаном, указателем уровня жидкости в цистерне, отстойником. Дыхательный клапан служит для выравнивания давления в цистерне с атмосферным как при отборе жидкости из цистерны, так и при заполнении ее жидкостью.

Отстойник предназначен для сбора механических примесей и воды, которые сливают через предусмотренный в нем патрубок.

Для смягчения гидравлического удара при изменении скорости движения автомобильной цистерны и уменьшения нагрузки на днище , цистерна снабжается волнорезами.

Горловина цистерны обеспечивает доступ во внутреннюю полость цистерны для ее осмотра и выполнения ремонтных работ.

Насосный блок предназначен для перекачивания рабочих жидкостей и Представляет собойобычно центробежный или трехплунжерный насос и редуктор.

Манифольд представляет собой систему трубопроводов, рукавов и запорной арматуры, составляющих всасывающую и нагнетательную линии насоса.

В составе манифольда имеется один съемный рукав, который применяется на всасывающей линии.

Трансмиссия обычно состоит из коробки отбора мощности, карданного вала и предназначена для передачи крутящего момента от двигателя автомобиля к насосу через редуктор.

ПОДЪЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Подъемное оборудование выполняет работы при текущем и капитальном ремонте скважин и работы связанные с ликвидацией аварий.

С помощью этого оборудования выполняются следующие операции при проведении работ на скважине: спуск и подъем насосно-компрессорных (НКТ), бурильных и обсадных труб, штанг, инструмента, скважинного оборудования; свинчивание и развинчивание труб и штанг; разбуривание цементных пробок, вторых стволов скважин; промывка песчаных пробок (если подъемные установки снабжаются насосным оборудованием, обычно это делается по желанию заказчика), глушение скважин; проведение л обильных операций и другие работы.

Оборудование предназначено для работы в нормальных и холодных климатических условиях.

По грузоподъемности оборудование делится на установки малой грузоподъемности (до 32 т.), средней грузоподъемности (до 50 т.), большой грузоподъемности (от 80 т. и выше).

Навесное оборудование монтируется на транспортной базе и состоит из следующих основных узлов:

1. Силовой передачи, предназначенной для привода навесного оборудования от двигателя через коробку отбора мощности и раздаточный редуктор.

2. Лебедки, барабан которой наматывает канат при выполнении спускоподъемных операций.

3. Вышки с талевой системой, которая необходима для выполнения спуско-подъемных операций.

4. Гидравлической системы, обеспечивающей привод некоторых механизмов, подъем вышки и установку опорных домкратов.

5. Пневматической системы управления, управляющей муфтамивключения барабана лебедки, сцепления двигателя, а также усиления тормозов.

6. Системы электрооборудования, необходимой для управления механизмами при проведении работ на скважине.

В качестве транспортной базы используются обычно автомобили повышенной проходимости (БАЗ 69507, КрАЗ-257).

Вышка (мачта) телескопическая, состоит из двух частей - внешней, наружной и внутренней, которая в транспортном положении входит в наружную часть, однако у ряда моделей небольшой грузоподъемности вышка неразъемная, односекционная. На вышке монтируется талевая оснастка, 3x4 или 2x3. Лебедка одно или двухбарабанная, с приводом от двигателя автомобиля.

АГРЕГАТЫ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА И ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ

Гидравлический разрыв пласта является одним из методов повышения продуктивности скважины. Сущность гидравлического разрыва пласта заключается в образовании высокопроницаемых трещин большой протяженности под воздействием давления нагнетаемой в скважину плохо фильтрующейся жидкости. Этот процесс состоит из следующих этапов:

а)закачки в пласт жидкости разрыва для образования трещин;

б)нагнетания жидкости-песконосителя;

в)закачки жидкости для продавливания песка в скважину.
Гидроразрывпластапроизводится придавленияхв 1,5-2раза

превышающих гидростатическое давление и составляющих 70-И 00 МПа. Для этого используются насосные агрегаты способные развивать данные давления, а также пескосмесительные агрегаты.

В данном разделе представлены насосные агрегаты типа «СИН» фирмы Синергия. Агрегат снабжен трехплунжерным насосом высокого давления СИНЗ1, который может развивать давление до ЮОМпа.

Установки могут комплектоваться емкостным блоком с теплоизоляцией (СИН42). Блок предназначен для приготовления, хранения и подогрева технологических растворов для гидроразрыва пласта.

В блоке насосном СИН 35.10 привод насосов идет от двух автономных дизельных двигателей (дизель В2-500ТК-С4) через коробки передач и зубчатые муфты.

Коробка передач планетарная, пятиступенчатая, гидромеханическая

Для создания подпора рабочей жидкости на приеме трехплунжерного насоса установлен подпорный центробежный насос.

Установка насосная универсальная УНУ 160x40 применяется для выполнения работ по нагнетанию неагрессивных жидкостей и растворов при цементировании, гидропескоструйной перфорации, промывке песчаных пробок и проведения других промывочно-продавочных работ при освоении и капитальном ремонте газовых и нефтяных скважин как самостоятельно, так и в составе комплекса цементирования скважин КЦС-40. На монтажной раме расположен трехплунжерный насос КТП-727, он имеет автономный силовой агрегат (дизель ЯМ3238м2).

Агрегат насосный АН-700 монтируется на шасси автомобилей КрАЗ-65101-100, Урал-4320-1912-30, КамАЗ-53228. Отличительная особенность агрегата - возможна установка подпорного насоса, что позволяет использовать агрегат в операциях по цементированию скважин.

Установка двухнасосная передвижная УНП2-320x40 может работать как в комплексе КЦС-40, так и самостоятельно. На монтажной раме расположены два плунжерных насоса НТП-727.Каждый из насосов имеет автономный силовой агрегат (дизель ЯМ3236А с коробкой скоростей).

Компрессорные установки делятся по принципу действия компрессора на объемные и лопаточные.

По типу привода компрессора на приводные и прямодействующие (газомоторные).

По числу ступеней сжатия воздуха или газа бывают одно-, двух- и многоступенчатые

По количеству рядов, в которых расположены цилиндры компрессоры делятся на одно-, двух и многорядные.

По характеристике сжимаемого газа бывают воздушные и газовые.

В разделе представлены компрессорные станции типа СД и передвижные компрессорные станции типа ПКС.

ОБОРУДОВАНИЕ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК

Насосные установки используются при строительстве и ремонте нефтяных и газовых скважин.

При строительстве скважин производят крепление (цементирование), испытание на продуктивность и опрессовку.

Крепление осуществляется путем закачки цементного раствора в затрубное пространство обсадной колонны цементировочными насосами. Насосные установки по виду выполняемых работ делятся на:

- промывочные;

- цементировочные;

- агрегаты для гидроразрыва пласта;

- агрегаты для гидропескоструйной перфорации.

В свою очередь по роду перекачиваемой жидкости промывочные можно разделить на агрегаты для нагнетания воды, горячей нефти и агрессивны: жидкостей (соляной и углекислоты).

По давлению нагнетания установки подразделяются на установки:

- низкого давления (16-20Па);

- среднего давления (32-50 Па);

- высокого давления (более 70Па)

Насосные агрегаты состоят из:

- трансмиссии;

- насоса плунжерного или поршневого;

- манифольда, состоящего из приемного и нагнетательного рукава;

- вспомогательного трубопровода;

- контрольно-измерительных приборов.
Цементировочные насосные агрегаты снабжаются дополнительно:

- цементировочным насосом;

- мерным баком;

- шлангами.

Конструкция агрегатов для нагнетания агрессивных жидкостей практически не отличается от конструкции промывочных агрегатов, которые закачивают воду. Внутренние поверхности цистерн, поверхности механизмов и узлов, которые соприкасаются с кислотой обработаны специальным составом - гуммированы.

Агрегаты для гидравлического разрыва пласта отличаются конструкцией насоса, обычно это плунжерные насосы создающие давление 70-100 МПа.

ПРОМЫВОЧНЫЕ НАСОСНЫЕ АГРЕГАТЫ

В этом разделе рассмотрены установки, которые предназначены для нагнетания неагрессивных жидкостей.

Применение цепного редуктора повысило надежность работы насосного блока, а также упростило его ремонт.

Укрытие установок утепленное, и совмещено с инструментальным помещением.

ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЕ УСТАНОВКИ С ГИДРАВЛИЧЕСКИМ ПРИВОДОМ ЛЕБЕДКИ

Гидравлический привод лебедки с дроссельным регулированием обеспечивает возможность плавного регулирования в широком диапазоне скоростей барабана лебедки.

Установки с гидравлическим приводом монтируются на шасси транспортного средства и включают в себя следующие основные узлы:

- привод гидронасоса;

- лебедку с постом контроля и управления и гидрооборудованием;

- масляный бак;

- кузов и др.

Кузов обычно состоит из двух отсеков, разделенных перегородкой, -лебедочного и операторского (с боковой дверью). В лебедочном отсеке расположен основной узел установки - гидроприводная лебедка с трансмиссией, а также оборудованы места для размещения и перевозки инструментов. В боковой стенке кузова оборудованы специальные камеры для устьевого (устьевых шлюзов) и другого оборудования, используемого при проведении скважинных тросовых работ.

В отсеке оператора размещен пост управления, с которого осуществляется управление как лебедкой, так и двигателем транспортной базы. На посту оператора смонтированы приборы для контроля натяжения проволоки, глубины спуска инструментов, давления в гидросистеме и частоты вращения двигателя. В этом же отсеке установлены кресло для оператора, два дополнительных сидения для персонала, верстак для наладки скважинных инструментов, отопитель. Смотровое окно отсека обеспечивает широкий обзор устья скважины с рабочего места оператора.

Гидравлический объемный привод с дроссельным регулированием обеспечивает бесступенчатое регулирование скоростей спуска-подъема, выполнение ударных операций при извлечении и посадке скважинных устройств, непрерывный автоматический контроль натяжения проволоки, гидравлическое торможение барабана лебедки при длительных спусках. Установки обычно комплектуются гидравлическим индикатором натяжения проволоки.

Работоспособность установок обеспечивается в районах с умеренным и холодным климатом при температуре окружающего воздуха от минус 45 до плюс 45°С.

УСТАНОВКИ ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН

В процессе эксплуатации нефтяных скважин происходит выпадение парафина из нефти, в результате чего идет отложение парафина на внутренних стенках насосно-компрессорных труб, устьевом оборудовании, выкидных линиях, снижается проницаемость пород в призабойной зоне, уменьшается пропускная способность пород

Для борьбы с этим явлением используют различные методы, в том числе и термические (депарафинизация) Для обработки скважин горячей нефтью применяют агрегат типа АДПМ

Агрегат смонтирован на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б1А и состоит из следующих узлов и систем: нагревателя змеевикового типа; топливной системы; нагнетательного насоса с компрессором-колпаком; трубопроводов; трансмиссии привода насоса и трансмиссии вспомогательного оборудования; контрольно - измерительных приборов и автоматики.

Агрегат АДПМ-12/150 имеет производительность до 12 м³/час и максимальную температуру нагрева нефти до 150° С.

Для депарафинизации (удаления парафинов) насосно-компрессорных труб, а также для подогрева трубопроводов и другого нефтепромыслового оборудования насыщенным паром высокого давления (режим 1), а также операций по обогреву, мойке и других работ насыщенным паром низкого давления (режим 2) применяются несколько моделей передвижных паровых установок (ППУА) и ППУА-1600/100.

В настоящее время широкое распространение получила более производительная установка ППУА-1600/100.

Оборудование установок смонтировано на монтажной раме, установленной на шасси автомобиля КрАЗ-255Б1А, Краз-260, Краз-250, КАМАЗ-43101.

Установки типа ППУА состоят из следующих узлов и систем: парового котла; цистерны; топливной системы; трансмиссии обвязочных трубопроводов.

Они представляют собой автономную передвижную котельную для выработки пара в полевых условиях. Монтируется на шасси автомобилей КрАЗ, КамАЗ, ТАТРА. Выпускается в двух видах: ППУА 1600/100 - с отбором пара высокого давления; ППУА 1600/100М - с отбором пара как высокого так и низкого давления.

Управление работой установки - дистанционное из кабины водителя, в которой расположены: щит приборов, штурвалы регулирующего парового вентиля и вентиля для регулировки количества топлива, подаваемого в топку парового котла, и управление заслонкой вентилятора.

В состав агрегата депарафинизации универсальный АДУ входят -котел паровой (он же нагреватель нефти), теплоизолированная цистерна для воды, нефтяная,пароваяи топливная обвязки,трансмиссии привода питательного насоса и вспомогательного оборудования, система контроля и автоматики, система обогрева котла и питательного насоса выхлопными газами автомобиля.

АДУ по функциональному назначению заменяет две установки: ППУА-1600/100 и АДПМ-12/150

Передвижная парообразующая установка ППУ 2000/100 по требованию заказчика может быть снабжена теплонагревателем для поддержания температуры воды в рабочем состоянии в нерабочее время. Система регулирования давления в шинах - централизованная с управлением с места водителя, она обеспечивает контроль давления воздуха в шинах, изменение давления воздуха в шинах при преодолении участков местности с низкой несущей способностью, возможность движения при небольших повреждениях шин.

Установка снабжена: двойной защитой всех параметров по безопасности эксплуатации; устройством дополнительной очисткой воды АМБС; запасом топлива на 50 моточасов без дозапровки; контрольным пультом вынесенным в кабину водителя.

Установка ППУА - 1800 отличается от аналогичных установок: мобильностью; прочным утепленным кузовом; повышенной производительностью; достаточным запасом воды и топлива; возможностью получения пара через 5-10 минут; повышенным КПД парового котла; простой и удобной конструкцией в эксплуатации; безопасностью обслуживания. От выпускаемых ранее установка также отличается прочным кузовом, каркас которого выполнен из прямоугольных труб.

Установка ППУА - 1800 монтируется и на шасси автомобиля и на санях.

ЦЕМЕНТИРОВОЧНЫЕ УСТАНОВКИ

Для проведения изоляционных работ, при строительстве и капитальном ремонте скважин применяют стандартное цементировочное оборудование, предназначенное для крупномасштабных цементировочных операций Цементировочные установки состоят из блока для подачи воды в смесительное устройство, насоса высокого давления для закачки жидкости в скважину, мерного бака, манифольда, вспомогательного разборного трубопровода и механизмов управления установкой.

Блок для подачи воды состоит из смонтированных на общей раме центробежного насоса и силового агрегата, выполненного обычно на базе двигателя ГАЗ-52А. Топливо поступает к двигателю из бензинового бака, установленного под настилом установки.

Насос высокого давления - чаще всего поршневой горизонтальный двухцилиндровый двустороннего действия марки НЦ -320, НПЦ-32, ЦНС38. На установках -ООО «Синергия» установлен трехплунжерный насос высокого давления СИН32. Привод насоса от тягового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности и карданный вал, соединяющий выводной вал коробки отбора мощности с концом вала червяка глобоидной пары приводной части насоса. Для обеспечения работы во всем диапазоне давлений и подач насос укомплектован сменными втулками и поршнями трех типоразмеров. Напорная линия насоса высокого давления оборудована предохранительным клапаном. На воздушном компенсаторе установлен манометр с разделителем.

Для соединения напорной линии с устьем скважины предусмотрен разборный вспомогательный трубопровод высокого давления с шарнирными коленами. Напорный коллектор насоса высокого давления содержит линию для проверки работы насоса до начала операции и сброса давления в напорной линии после операции. Предусмотрен сброс жидкости в мерный-, бак.

Приемный трубопровод центробежного насоса также соединен с мерным баком, а напорный трубопровод шлангом соединен со смесительным устройством смесительной установки.

Мерный бак разделен перегородкой на два равных отсека; в каждом отсеке установлены мерные линейки и донные клапаны. Под донными клапанами расположена приемная камера, к которой присоединены приемные трубы обоих насосов.

Приемная линия насоса высокого давления подсоединена к мерному баку; выводы, расположенные по обе стороны установки, позволяют устанавливать цементный бак с любой стороны; переключение производится поворотными заслонками. Раствор из цементного бака отсасывается шлангом, присоединенным к концу приемного трубопровода.

Механизм управления работой насоса высокого давления расположен в кабине автомобиля, а механизм управления работой донных клапанов мерного бака и клапанов наливного трубопровода - непосредственно у мерного бака.

Проведение изоляционной операции - установку цементного "моста", требует использования двух-трех установок различного назначения -насосной, цементосмесительной, а иногда и осреднительной установок, так как без них приготовление цементного раствора в объёмах 1,5-3,0 м представляют особую сложность. При выходе на заданный режим работы цементосмесительной машины УС6-20 в отвал уходит 1,5 м некондиционного раствора. При этом расходуется в пустую до 1 т цемента, и загрязняется прилегающая к скважине территория. Применение установки для изоляционных работ АЦИР позволит снизить стоимость проведения цементировочной операции при капитальном ремонте скважин в 1,5-2 раза, значительно повысить качество цементировочных работ и улучшить экологическую обстановку.

На основе всесторонних лабораторных и эксплуатационных работ и с учетом замечаний и предложений потребителей в станции СКЦЗМ-94.

- Расширенаразновидность контролируемыхжидкостей: буровые и тампонажные растворы на водяной основе и с применением нефтяных добавок, химреагентов, утяжелителей и других электропроводящих жидкостей.

- Повышена точность измерения не менее, чем на 40% благодаря усовершенствованию схем измерения и применению современной элементарной базы электроники.

- Понижено энергопотребление и повышенанадежностьработы и эксплуатационный ресурс станции вследствие разработки и применения полупроводниковых приборов и интегральных микросхем.

Применена транспортная база повышенной проходимости.

- Усовершенствованны датчики первичной информации.

Станция СКЦ ЗМ-94 включает в себя следующие приборы и оборудование, размещенные на шасси двух автомобилей повышенной проходимости (типа Урал 4320):

- Блок манифольда с первичными измерительными преобразователями давления, расхода и плотности, динамиками громкоговорящей связи и соединительной коробки.

Блок лаборатории с вторичной измерительной и регистрирующей аппаратурой (показывающие приборы, регистраторы и пульт управления), блоком питания и связи, комплектом кабелей с катушками и перемоточным механизмом, выносными блоками связи и пультом выносных дублирующих измерительных приборов.

Комплекс КЦС-40 может работать с эжекторным смесителем, емкостью для хранения воды и технологических жидкостей (на рамном основании), которые поставляются по отдельному договору. Выше перечисленный комплект оборудования позволяет выполнять и контролировать процесс цементирования любой скважины, в том числе в районах Крайнего Севера.

Компрессорные установки

Компрессорные установки делятся по принципу действия компрессора на объемные и лопаточные.

По типу привода компрессора на приводные и прямодействующие (газомоторные).

По числу ступеней сжатия воздуха или газа бывают одно-, двух- и многоступенчатые

По количеству рядов, в которых расположены цилиндры компрессоры делятся на одно-, двух и многорядные.

По характеристике сжимаемого газа бывают воздушные и газовые.

В разделе представлены компрессорные станции типа СД и передвижные компрессорные станции типа ПКС.

АВТОЦИСТЕРНЫ ДЛЯ ТРАНСПОРТИРОВКИ ТОПЛИВА, МАСЛА, И ПРОВЕДЕНИЯ ЗАПРАВОЧНО-СМАЗОЧНЫХ РАБОТ.

Автомобиль-цистерна состоит из специального оборудования, смонтированного на шасси автомобиля.

Гидравлическая система цистерны состоит из самовсасывающего насоса, арматуры и трубопроводов. Она обеспечивает выполнение различных сливно-наливных операций. Привод насоса осуществляется двигателем базового шасси через коробку отбора мощности и карданный вал.

Размещение элементов гидравлической системы и электрооборудования на автоцистернах различно и зависит от типа базового шасси, состава и размещения специального оборудования.

Цистерны как правило выполняют сварными, эллиптического сечения из листовой стали толщиной 4...6 мм для днища и 3...5 мм для обечайки. Днище гофрированное с отбортованными краями. В верхней части цистерны приварена горловина, закрытая крышкой. Внутри горловины закреплен кронштейн, являющийся направляющей и упором для поплавка ограничителя наполнения, а также угольник - указатель верхнего максимального уровня продукта в цистерне.

Необходимым условием рациональной эксплуатации автомобильных цистерн является сокращение до минимума потерь нефтепродуктов в процессе их эксплуатации. При этом одним из главных условий сокращения потерь от испарения является герметизация парогазового пространства цистерн, которая обеспечивается дыхательными устройствами.

Дыхательные устройства предназначены для поддержания внутри цистерны избыточного давления или разряжения, которые образуются при наполнении или выдаче из цистерны нефтепродуктов. Величины избыточного давления и разряжения зависят от прочности цистерны и не должны превышать допустимых пределов. При создании современных автомобильных цистерн к дыхательным устройствам предъявляются следующие требования:

-поддержание стабильного избыточного давления (до 0,025 МПа) и
разряжения (0,01 МПа);

соответствие пропускной способности насосным установкам нефтебаз;

-устойчивость к тряске и вибрации при ускорении 100 м/с² и частоте
80 ударов в минуту;

-исключение возможности примерзания подвижных деталей.

Кроме того, часть дыхательных устройств должна быть оборудована фильтрами для очистки воздуха с тонкостью фильтрации 1...3 мкм.

Для подсоединения автомобильных цистерн к резервуарам предусмотрены напорно-всасывающие рукава, которые состоят из секций и в транспортном положении укладываются в пеналы. Пеналы в свою очередь крепятся к цистерне с двух сторон на специальных кронштейнах.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ.

2.1.Техническое обслуживание (ТО) - комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности спецагрегата при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспортировании.

2.2.Техническое обслуживание спецтехники проводят в планово-предупредительном порядке. Данная система ТО предусматривает обязательное выполнение установленного объема работ по обслуживанию через строго определенные сроки работы спецтехники (в моточасах или километрах пробега).

2.3.Техническое обслуживание включает уборочно-моечные, очистные, заправочные, смазочные, крепежные, регулировочные и контрольно-диагностические работы, выполняемые, как правило, без снятия узлов и агрегатов со спецтехники. Если при ТО нельзя убедиться в полной исправности отдельных узлов и агрегатов, то их снимают со спецтехники для контроля на приборах и стендах.

2.4.Техническое обслуживание спецтехники подразделяется на следующие виды:

техническое обслуживание при эксплуатационной обкатки нового или отремонтированного агрегата;

ежедневное (ежесменное) техническое обслуживание (ЕО);

первое техническое обслуживание (ТО-1);

второе техническое обслуживание (ТО-2);

третье техническое обслуживание (ТО-3);

сезонное техническое обслуживание (СО).

2.5.Техническое обслуживание спецтехники при эксплуатационной обкатке проводится в период подготовки к обкатке, в процессе обкатки и по окончании обкатки согласно документации завода-изготовителя.

2.6.ЕО предназначено для подготовки спецтехники к работе и обеспечения ее работоспособности в течение смены.

При ЕО выполняются уборочные, моечные, очистные работы, общий контроль над состоянием спецоборудования и его укомплектованностью, осмотр агрегатов и систем спецоборудования монтажной базы, определяющих безопасность использования и движения спецагрегатов.

ЕО позволяет непрерывно контролировать работу спецтехники, своевременно выявлять и предупреждать неисправности, поддерживать нормальное функционирование агрегатов.

2.7.Периодические ТО (ТО-1, ТО-2, ТО-3) выполняются после определенной наработки агрегатов и оборудования спецтехники. Главная цель их состоит в предупреждении ускоренного износа деталей, узлов, агрегатов и механизмов спецтехники, в проверке и восстановлении регулировок узлов и рабочих органов, обеспечении экономичности и безопасности их работы.

2.8.ТО-1 включает все работы по ЕО и дополнительно крепежно-смазочные, контрольно-диагностические и регулировочные работы, проводимые без снятия агрегатов и их разборки.

2.9.ТО-2, кроме операций ЕО и ТО-1, предусматривает выполнение контрольно-диагностических, регулировочных и смазочных работ в большом объеме с частичной разборкой узлов и агрегатов. Отдельные агрегаты могут сниматься со спецагрегата и проверяться на специализированных стендах и приборах.

2.10.При ТО-3, кроме операций ЕО, ТО-1 и ТО-2, проводится дополнительный объем работ по узлам и системам агрегатов, не вошедший объем в эти виды обслуживания.

2.11.СО проводится два раза в год для подготовки спецтехники к работе в условиях осенне-зимнего и весенне-летнего периодов.

СО совмещается с очередным ТО (ТО-2, ТО-3) и выполняется в объеме, предусмотренном технологией СО.

При СО проводится промывка и проверка гидравлических, пневматических, топливных и масляных систем, замена масел в двигателе и картерах других узлов и агрегатов в соответствии с сезоном, укомплектование средствами обогрева и утепления.

2.12.Виды периодического технического обслуживания и их периодичности по группам спецагрегатов, установленные для спецтехники приведены в таблице 1.

Табл. 1

Группы спецагрегатов	Виды, периодичности обслуживания (км/мч)
ТО-1	ТО-2	ТО-3
1. Подъемные агрегаты	60	240	720-960
2. Насосные агрегаты	50-100	120-500	960
3. Компрессорные агрегаты	150-200	500-600
4. Смесительные агрегаты	50-100	200-500	—
5. Исследовательские агрегаты	1000-3000	3000-12500	—
6. Агрегаты для механизации работ	2500-3000	12000-12500	—
50-60	240-350
7.Автоцистерны	2500-4000	12000-12500	—

2.13.В иды и значения периодичности технического обслуживания для конкретных спецагрегатов приведены в приложении 2.

РЕМОНТ

3.1 .Ремонт, в соответствии с назначением, характером и объемом выполняемых работ, разделяется на текущий и капитальный.

3.2.Текущий ремонт (ТР) предназначен для обеспечения работоспособного состояния спецтехники с восстановлением или заменой отдельных агрегатов, узлов и деталей, достигших предельно-допустимого состояния.

3.7.Капитальный ремонт (КР) спецтехники предназначен для восстановления ее исправности и близкого к полному восстановлению ресурса. Направление спецтехники и ее агрегатов в капитальный ремонт производится при достижении спецтехникой установленной наработки с начала эксплуатации или последнего капитального ремонта.

3.8.Капитальный ремонт спецтехники ее агрегатов и узлов производится на специализированных ремонтных предприятиях, как правило, обезличенным методом, предусматривающий полную разборку объекта ремонта, дефектацию или замену составных частей, сборку, регулировку, испытание.

3.9.Значительную часть ТР выполняют агрегатным методом, т.е. путем замены вышедших из строя составных частей новыми или ранее отремонтированными, если восстановление их работоспособности не обеспечивается путем текущего ремонта.

Составные части, узлы и агрегаты, предназначенные для установки на агрегаты, вместо вышедших из строя деталей, образуют оборотный фонд.

Нормативы количества оборотных агрегатов, узлов и деталей приведены в приложении 8. При том меньшие значения принимаются для спецагрегатов, не проходивших КР и имеющих наработку с начала эксплуатации не более 75% от установленной нормативной наработки.

Перечень операций сопутствующего текущего ремонта по группам агрегатов приведен в приложении 5.

В зависимости от сложности работ текущий ремонт можно выполнять как на пункте ТО, так и в мастерских (при более сложном ремонте) с помощью заранее приготовленных ремонтных комплектов, что снижает простой агрегатов и повышает качество работ.

При текущем ремонте составные части агрегатов, достигшие предельного состояния, заменяют новыми или отремонтированными, в целях обеспечения безотказной работы агрегата до планового ремонта.

Значительную часть текущего ремонта спецтехники выполняют агрегатным методом, т.е. путем замены вышедших из строя составных частей новыми или заранее отремонтированными, если восстановление их работоспособности не обеспечивается текущим ремонтом.

Составные части, узлы и агрегаты предназначенные для замены, образуют оборотный фонд.

Нормативы количества оборотных узлов и агрегатов приведены в приложении 4. Меньшие значения оборотных узлов и агрегатов принимаются для спецагрегатов не бывших в КР и имеющих наработку с начала эксплуатации не более 75% от установленной нормативной наработки. В приложении 6 дан примерный перечень узлов, деталей и приборов навесного оборудования спецагрегатов, рекомендуемых для включения в оборотный фонд промежуточного склада, а также основные эксплуатационные материалы (приложение 7), применяемые при техническом обслуживании и ремонте специальной нефтепромысловой техники.

ДИАГНОСТИКА

4.1.Диагностика-это совокупность мероприятий в системе ТО и ТР для получения информации о состоянии агрегатов с целью определения необходимого объема работ по ТО и ТР, управления своевременностью и качеством ТО и ТР и прогнозирования их ресурса.

4.2.При ТО и ТР спецтехники должны выполняться следующие виды технического диагностирования:

при ежедневном техническом обслуживании Д _Е0;

при первом техническом обслуживании Д то-ь

при втором техническом обслуживании Д то-25

при третьем техническом обслуживании Д _Т0-з;

при сезонном техническом обслуживании Д _Со',

при определении потребности агрегата в текущем ремонте Д _Тр;

при проверке качества ТО и ТР Д _Отк-

4.3.Содержание и последовательность выполнения работ при каждом виде диагностирования и требования к ним должны указываться в технической документации на диагностирование.

4.4.Полный перечень регламентных работ, выполняемых при каждом виде диагностирования отражается в техническом описании и инструкции по эксплуатации спецтехники.

4.5.Техническое диагностирование в зависимости от вида имеет следующее целевое назначение:

Д ео -определение готовности машины к выполнению задания на смену;

Д то-1 ~ определение технического состояния вспомогательных систем двигателя;

Д то-2 - определение технического состояния механизмов, влияющих на безотказность агрегата и экономичность работы двигателя;

Дто-з - определение технического состояния спецагрегата в целом;

Д со - определение готовности агрегата к осенне-зимним и весенне-летним условиям эксплуатации;

Д _ТР - определение места и при необходимости причины и вида дефекта или состояние машины в целом;

Д отк - определение качества проведения работ по ТО и ремонту спецагрегата и его составных частей.

4.6. Организация технического диагностирования спецтехники включает следующие мероприятия:

выбор средств технического диагностирования и способа их использования;

обеспечение технической документацией всего процесса технического диагностирования агрегатов, ведение учетной документации;

подбор персонала службы диагностирования.

4.7.В зависимости от количественного состава парка спецтехники и места обслуживания (в УТТ или на месторождении) средства технического диагностирования следует использовать специализированно (на специально оборудованном участке или в передвижной мастерской) или совмещенно (с оборудованием для технического обслуживания и ремонта участка или передвижной мастерской).

Специализированное использование средств диагностирования рекомендуется в подразделениях с крупным парком спецтехники.

4.8.С учетом номенклатуры эксплуатируемых спецагрегатов на участках или в мастерских, проводящих диагностирование, должны находиться технические описания и инструкции по эксплуатации машин, содержащие полный перечень регламентных работ, выполняемых при каждом виде диагностирования.

4.9.Всем видам диагностирования, кроме Д_Ео, должны предшествовать подготовительные работы технического обслуживания для обеспечения высокого качества и сокращения сроков выполнения диагностирования.

Полное содержание и перечень подготовительных работ в зависимости от вида диагностирования должны быть указаны в технологической документации.

4.10.После подготовительных работ необходимо выполнить полный перечень регламентных работ каждого вида диагностирования, указанных в техническом описании и инструкции по эксплуатации спецагрегата:

при Д ео —проверку общего состояния агрегата в целом;

при Д то-1 -проверку работоспособности вспомогательных систем двигателя;

при Д то-2 -проверку работоспособности основных механизмов двигателя, шасси, и рабочего оборудования;

при Д то-з-проверку работоспособности агрегата в целом;

при Д со -проверку систем регулирования теплообмена и механизмов, обеспечивающих нормальное функционирование агрегата в конкретных климатических условиях;

при Д_ТР -проверку сопряжений, ограничивающих ресурс составных частей и агрегата в целом;

при Дотк -проверку диагностических параметров агрегата, характеризующих качество его сборки и регулирования.

4.11.Диагностирование Д_Е0 проводится с помощью встроенных контрольно-измерительных приборов, а также осмотром, прослушиванием и опробованием в работе проверяемых составных частей. В течении смены следует наблюдать за работой механизмов агрегата, цветом выхлопных газов и другими признаками, характеризующими техническое состояние агрегата.

Остальные виды диагностирования выполняются с помощью встроенных контрольно-измерительных приборов и внешних средств диагностирования, используемых специализированно или совмещенно.

4.12.Диагностирование агрегатов %%% следует проводить в условиях эксплуатации. По полученным результатам устанавливается дальнейшая

возможность эксплуатации агрегата, прогнозируется остаточный ресурс. При невозможности дальнейшей эксплуатации устанавливается вид ремонта. Агрегаты, не нуждающиеся в текущем ремонте, должны направляться в ТО-3 (а при отсутствии его в ТО-2).

4.13.Спецагрегаты с неисправностями, причины и характер которых не могут быть установлены водителем-оператором, подвергаются %%%(ЗД) с целью определения места и при необходимости причины и вида дефекта.

4.14.Диагностические параметры агрегатов, измеряемые при ТО-1, ТО-2 и ТО-3 даны в прил. 10.

4.15.Составные части агрегата не подлежат регулировке, ремонту или замене при очередном техническом воздействии, если значение параметров их технического состояния находится в допускаемых пределах.

4.16.После выполнения диагностирования заполняется диагностическая карта (прил. 11).

По результатам диагностирования принимается решение, определяющее вид, объем и характер последующих технических воздействий для восстановления исправности или работоспособности агрегата.

4.17.Служба диагностирования обеспечивает строгое совмещение работ технического обслуживания и диагностирования всех видов, контроль над полным высококачественным выполнением технических воздействий по результатам диагностирования, оперативность проведения заявочного %%диагностирования %% и устранения неисправностей.

4. Диагностирование проводится мастером-диагностом, который должен знать устройство средств диагностирования, правила их эксплуатации и техники безопасности и умеющий выполнять операции диагностирования в соответствии с технической документацией и оформлять диагностическую карту.

В помощь мастеру-диагносту могут выделяться слесари-ремонтники, а в передвижных мастерских - водители автомобиля, также к выполнению вспомогательных операций диагностирования могут привлекаться водители-операторы обслуживаемых агрегатов.

4.19.Примерный перечень оборудования и приборов специализированного участка диагностирования приведен в прил. 12.

ПЛАНИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА СПЕЦИАЛЬНОЙ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ТЕХНИКИ

5.1.Предприятия, на балансе которых находится спецтехника, должны разрабатывать:

а)годовые планы ТО и ТР спецтехники (прил. 13);

б)месячные планы-графики ТО и ТР спецтехники (прил. 14);

5.2.Годовым планом ТО и ТР определяется число плановых ТО и ремонтов по каждому спецагрегату, находящемуся на балансе соответствующего предприятия.

5.3.Годовой план ТО и ТР спецтехники является основанием для расчета потребности в материальных и трудовых ресурсах при разработке производственных планов.

5.4.Исходными данными для разработки годового плана служат:

а) данные о фактической наработке в км (мч) на начало планируемого года со времени проведения КР и ТО-3 (ТО-2) или с начала эксплуатации;

б)планируемая наработка спецагрегата на год в км (мч) – определяется умножением планируемого числа рабочего времени агрегата в течение года на коэффициент внутрисменного использования;

в)потребность в замене узлов и агрегатов является дополнением к планам-графикампроведения ремонтовитехнических воздействийи представляет собой план материально-технического обеспечения парка машин узлами в период его эксплуатации.

5.5.Техническое обслуживание и ремонт нефтепромысловой техники в УТТ осуществляется следующим образом:

Производственно-технический отдел составляет исходные документы для постановки подвижного состава на ТО и ТР. Техническое обслуживание верхнего оборудования совмещается с обслуживанием автомобиля.

Документы составляемые ПТО:

1 .Месячный план-график, выделенный по колоннам, бригадам.

2.Распоряжение на ТО-1.ТО-2 по колоннам, бригадам.

3.Направление на ТО-1, ТО-2 по каждой машине на каждый день.

Планирование работы бригад значительно затруднено в связи с изменением содержания и трудоемкости работ в результате изменения величины пробега (наработки) с начала эксплуатации, среднесуточной наработки, условий эксплуатации и т. д.

Однако без установления плановых величин невозможно оценивать результаты работы, нельзя повысить трудовую активность производственного персонала и решить стоящие перед производством задачи по снижению затрат и простоев бригад подземного и капитального ремонта скважин.

В связи с этим была определена необходимая документация для планирования работы бригад:

1. Строится график затрат на техническое обслуживание и ремонт в зависимости от наработки (ежемесячно, годовой).

2.Устанавливаются планируемые величины простоев и затрат на техническое обслуживание и ремонт подъемных агрегатов.

3.Составляется месячный план-график технического обслуживания и планово-предупредительного ремонта по каждому из подъемных агрегатов.

4.Выдается распоряжение на техническое обслуживание по каждому агрегату.

Так же была определена документация для выполнения внепланового (заявочного) ремонта, с целью выявления закономерностей и влияния внешних факторов на их техническое состояние:

1 .Журнал регистрации заявок. 2.Наряд-задание на выполнение заявок. 3.Журнал учета простоев и связанных с этим затрат. Затратына бригаду планируютсяпо месяцамгода,а простои подъемных агрегатов -по дням. При определении плановых величин вначале принимают удельные величины на год. Затем на основе имеющихся данных и опыта устанавливают удельные величины по кварталам, месяцам и дням. Далее, зная удельные величины и плановый пробег (наработку) агрегатов на следующий год, определяют все абсолютные величины и фиксируют их.

Таким образом, планирование величин по кварталам, месяцам и дням осуществляется на основании принятой величины на год, т. е. планирование величин по различным периодам года производится из расчета плановых величин на год. На первоначальном этапе фактические простои подъемников в ремонте сравниваются с "Расчетом нормативного времени простоя бригад ПРС, КРС при техническом обслуживании и ремонте работающего в бригаде подъемного агрегата" направленного УТТ СТ и АД для выработки оптимальных норм времени простоя агрегата при том или ином виде отказа применительно к нашим условиям эксплуатации.

5.6.Организация работы бригад согласно план-графика.

Производственно-технический отдел делает анализ накопленной информации и строит график затрат на техническое обслуживание и ремонт в зависимости от наработки с целью определения оптимальной периодичности технических воздействий для наших условий эксплуатации. Далее на основе проведенных исследований планируются величины простоев и затрат. И после этого разрабатывается месячный план-график технического обслуживания и планово-предупредительного ремонта по каждому подъемному агрегату. План-график передается к 1 числу каждого месяца в автоколонну, РММ. Ежедневное распоряжение на ТО передается в отдел эксплуатации, РММ. Ежедневное направление на техническое обслуживание передается в ОЭ, которое фиксируется и передается вместе с путевым листом машинисту за три дня не зависимо от вида технического обслуживания.

Месячный план-график составляется на основании пробега (наработки) и передается к 1 числу каждого месяца в автоколонну, РММ. Ежедневные распоряжения на ТО передаются в ОТК, РММ, ОЭ. Ежедневные направления на ТО передаются в ОТК (на ТО-1 за день до обслуживания, на ТО-2 за два дня до обслуживания).

6.1.Техническое обслуживание и ремонт нефтепромысловой спецтехники выполняются на месте работы машин или в стационарных условиях. Капитальный ремонт машин и отдельных их агрегатов производится на ремонтно-механических заводах (РМЗ) или центральных базах производственного обслуживания (ЦБПО). В цехах ЦБПО и РМЗ ведется также ремонт и изготовление новых запасных частей оборудования.

6.2.Каждая организация, содержащая и эксплуатирующая специальную нефтепромысловую технику, должна располагать ремонтно-эксплуатационной базой, позволяющей выполнять комплекс работ по техническому обслуживанию и ремонту спецтехники в полном соответствии с настоящим Положением а также требованиями, содержащимися в эксплуатационной документации заводов-изготовителей машин.

6.3.Формы организации технического обслуживания и текущего ремонта определяются видом выполняемых работ. При строительстве, эксплуатации и ремонте скважин значительное количество машин работает на больших расстояниях от эксплуатационной базы, в связи с этим можно выделить четыре способа организации ремонта и технического обслуживания спецтехники: на месторождении, в управлении технологического транспорта (УТТ), в ЦБПО и на базе производственного обслуживания (БПО).

6.4.База производственного обслуживания организуется в случае значительной удаленности УТТ от месторождения и представляет собой площадку, оборудованную стоянками, средствами подогрева машин, средствами заправки и смазки машин, навесами и теплыми боксами для производства работ и хранения техники и материалов, передвижными ремонтными мастерскими, вагончиками для временного проживания и бытового обслуживания рабочих и инженерно-технических работников.

6.5.Для выполнения ТО и ремонта БПО комплектуется необходимым оборудованием, а также автомобильным краном грузоподъемностью 5-7 тонн, гидравлическими домкратами грузоподъемностью 5-10 тонн. Для хозяйственных перевозок, доставки узлов и агрегатов в БПО должен быть предусмотрен автомобиль.

6.6.Для технического обслуживания спецтехники, работающих на рассредоточенных удаленных кустах месторождений целесообразно применять передвижные ремонтные мастерские (ПРМ).

6.7.При небольшой удаленности месторождений от ремонтной базы УТТ спецтехнику, требующую технического обслуживания или крупного либо среднего ремонта, следует доставлять в УТТ или ЦБПО.

6.8.В о всех случаях техническую эксплуатацию спецтехники рекомендуется организовывать по следующей схеме:

а) ЕО и плановое ТО-1 выполняется машинистом на месте работы машины, при этом контроль за его выполнением осуществляет механик;

б)плановое ТО-2 подъемных, цементировочных и других агрегатов, в
зависимости от удаленности, выполняется ПРМ или в УТТ;

в) плановое ТО-2 мобильных машин осуществляется в зонетехнического обслуживания УТТ;

г) техническое обслуживание ТО-3иСО выполняетсяв зоне технического обслуживания УТТ на постах, оборудованных необходимыми средствами;

д)заявочный и сопутствующие ТО ремонты спецтехники выполняются в том же порядке и теми же средствами, как указано в пп. а-б. Если при ТО необходимо выполнить значительные объемы ремонтных работ (замена агрегатов, ремонт деталей с использованием механического и кузнечного оборудования), на место выезжает специальная ПРМ;

е)текущий ремонт маломобильной спецтехники выполняется в УТТ (ЦБПО) в зоне ремонта агрегатно-узловым методом.

6.9.При агрегатно-узловом методе вместо сложного ремонта любого вида агрегатов машины производится только замена неисправных узлов и агрегатов новыми или заранее отремонтированными. С этой целью в УТТ (ЦБПО) создается неснижаемый (оборотный) фонд агрегатов, узлов и деталей. Замену узлов и агрегатов производят непосредственно в зоне эксплуатации спецтехники, либо в УТТ (ЦБПО).Неисправные узлы и агрегат направляются на ремонт в мастерские или на ремонтные предприятия.

б.Ю.Порядок проведения технического обслуживания.

На основании месячного графика технического обслуживания контролер ОТК производит осмотр машин, подлежащих техническому воздействию, и выписывает направление на ТО. Направления передаются диспетчеру ОЭ.

6.10.1 .При производстве ТО-1

При получении направления на ТО-1 диспетчер ОЭ производит запись в путевом листе "ТО-1" и выдает водителю направление и путевой лист. После прохождения обслуживания, направление с отметкой ОТК и РММ о выполнении обслуживания сдается водителем диспетчеру ОЭ. При отсутствии отмеченного направления следующий путевой лист не выдается. 6.10.2.При производстве ТО-2 и Р.

При получении направления на ТО-2 диспетчер ОЭ не производит выдачу путевого листа водителю. Водителю выдается направление на обслуживание и направляется в РММ для производства работ. На основании направления на ТО и Р диспетчер РММ выписывает ремонтный лист с указанием перечня необходимых работ. Перечень сопутствующего ремонта определяется службой ОТК и заносится в направление на ТО. После прохождения обслуживания ремонтный лист подписывается контролером ОТК и диспетчером РММ. На основании оформленного ремонтного листа диспетчер ОЭ выдает водителю путевой лист на линию.

6.10.3.При производстве неплановых ремонтов. При возвращении с линии водитель сообщает контролеру ОТК о замеченных неисправностях и после осмотра автомашины контролером

получает от него направление на ремонт в РММ и сообщает о сходе машины с линии в ОЭ и в РММ. Остальные операции, как при производстве ТО-2. Порядок прохождения СО аналогичен прохождению ТО-2. При прохождении ремонта или обслуживания в РММ водитель обязан проходить медицинский контроль с отметкой в ремонтном листе.

6.10.4.Организация работы бригад при выполнении текущего (заявочного) ремонта.

При возникновении отказа машинист подъемника передает по рации заявку на устранение отказа начальнику смены, который принимает решение о направлении резервного подъемника или организует работу бригады по устранению отказа. Заявка фиксируется в журнале регистрации заявок, на основании, которого начальником смены выдается наряд-задание на устранение отказа. После устранения отказа в наряде ставится подпись мастера (бригадира) о запуске подъемника в работу. После возвращения на базу наряд-задание подписывается начальником смены и на основании этого наряда заполняется журнал учета простоев и связанных с этим затрат.

6.11.Своевременное и качественное выполнение технических обслуживании и ремонтов специальной нефтепромысловой техники достигается заблаговременной инженерно-технологической подготовкой производства указанных работ, включающей:

обеспечение эксплуатационной и ремонтной документацией;

оснащение технологических процессов ТО и ремонта специальным оборудованием, оснасткой и инструментом для механизации работ;

организацию материально-технического обеспечения работ необходимыми запасными частями, металлом, комплектующими изделиями и ремонтно-эксплуатационными материалами;

подготовку и повышение квалификации машинистов и рабочих, занятых техническим обслуживанием и ремонтом;

контроль качества выполнения работ по ТО и ремонту применительно к требованиям ремонтно-эксплуатационной документации.

6.12.При проведении технического обслуживания и ремонта специальной нефтепромысловой техники как на местах их использования, так и в мастерских УТТ (ЦБПО), необходимо осуществлять меры по предохранению окружающей среды (земли, воздушного пространства, водного бассейна) от загрязнений. Не допускается слив отработавшего масла, рабочих жидкостей и других нефтепродуктов, а также моющих составов на землю и в водные бассейны; сжигание использованных обтирочных материалов и нефтепродуктов; эксплуатация двигателей, в выхлопных газах которых двуокись углерода содержится выше установленных норм.

Отработавшие нефтепродукты при их замене должны собираться в тару и сдаваться на нефтебазы для их регенерации.

УСТРОЙСТВО УСТАНОВОК С МЕХАНИЧЕСКИМ ПРИВОДОМ ЛЕБЕДКИ

Установки для исследования скважин монтируется в закрытом отапливаемом кузове транспортного средства на колесной или гусеничной базе. Установка состоит из лебедки, механизмов привода лебедки с различными механизмами (см. выше)

Установка ЛС-4 смонтирована на автомобиле-фургоне УАЗ-3909.
Включает в себя лебедку с постом контроля и управления, привод лебедки, а
также механизмы дублирования управления муфтой сцепления и частотой
вращения двигателя автомобиля. В кузове установлены стеллаж для
транспортирования исследовательских приборов и инструментов, отопитель
и ящик для инструмента. В боковой стенке кузова (справа по ходу)
предусмотрен люк для выхода рабочей проволоки. Для предотвращения
трения проволоки о края щели установлено устройство для направления
проволоки. ^

Установка ЛС-6 смонтирована на шасси грузового автомобиля ЗИЛ-131.Устройство такое же как у установки ЛС-4, но имеется также слесарный верстак с тисками и шкаф для рабочей одежды. Рядом с местом оператора к стенке кузова прикреплен столик для ведения записей. В боковой стенке кузова (слева по ходу) предусмотрен люк с направляющим устройством для выхода рабочей проволоки.

Установка ЛСВ-6 монтируется на гусеничном транспорте ГАЗ-7, что значительно увеличивает проходимость установки. Устройство ее аналогично устройству ранее описанных установок. В кузове находятся стеллажи для транспортирования скважинных приборов и устьевого оборудования (устьевых шлюзов), отопитель и инструментальный ящик. В боковой стенке кузова (слева по ходу) предусмотрен люк для выхода рабочей проволоки.

Подъемниккаротажный ПКС5-0 применяют пригеофизических-^ исследованиях. Монтируется на шасси автомобиля КАМАЗ-43114, обеспечивает возможность монтажа в расширенном салоне современных каротажных станций.

Имеется возможность установки системы измерения УКТП на кабелеукладчике. По желанию заказчика устанавливается кондиционер.

Организация работ по ТО и ремонту

6.8.В о всех случаях техническую эксплуатацию спецтехники рекомендуется организовывать по следующей схеме:

б)плановое ТО-2 подъемных, цементировочных и других агрегатов, в зависимости от удаленности, выполняется ПРМ или в УТТ;

в) плановое ТО-2 мобильных машин осуществляется в зоне технического обслуживания УТТ;

д)Если при ТО необходимо выполнить значительные объемы ремонтных работ (замена
агрегатов, ремонт деталей с использованием механического и кузнечного
оборудования), на место выезжает специальная ПРМ;

б.Ю.Порядок проведения технического обслуживания.

6.10.1 .При производстве ТО-1

6.10.4.Организация работы бригад при выполнении текущего (заявочного) ремонта.

обеспечение эксплуатационной и ремонтной документацией;

подготовку и повышение квалификации машинистов и рабочих, занятых техническим обслуживанием и ремонтом;

УЧЕТ И КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА СПЕЦИАЛЬНОЙ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ТЕХНИКИ

7.1.Предприятия, на балансе которых закреплены спецагрегаты, должны вести систематический учет проведенных технических обслуживании, текущих ремонтов и других данных, предусмотренных формулярами агрегатов.

7.2.Журналы учета наработки ведутся механиками эксплуатационных участков по каждому спецагрегату. Наработка определяется по показаниям счетчиков. Данные наработки заносятся в журнал за 3-4 дня до проведения очередного ТО, на день проведения ТО и в конце каждого месяца.

Механики ежемесячно проводят контрольные проверки по наработке и передают их в производственно-технический отдел нефтегазопромыслового подразделения.

Производственно-технический отдел на основании ежемесячных контрольных проверок по наработке корректирует и уточняет время постановки машин на ТО, а также извещает об этом подразделениям, непосредственно эксплуатирующие спецтехнику.

Данные о наработке каждого агрегата за месяц (разность между наработками на конец и начало месяца с начала эксплуатации) из указанного выше журнала должны заноситься в паспорт соответствующего агрегата.

7.3.Учет мероприятий, выполненных по ТО и устранению неисправностей, ведется в специальных журналах (прил. 14 и 15) мастером или механиком обслуживающих и ремонтных участков соответственно.

Заполненные журналы в конце каждого месяца сдаются в производственно-технический отдел и содержащиеся в них записи выполненных работ по отдельным машинам вносятся в формуляр (паспорт) соответствующего агрегата.

7.4.Контроль над соблюдением установленных сроков постановки агрегатов на ТО и их продолжительности осуществляет механик подразделения.

7.5.Приемка агрегатов после проведения ТО и ТР производится водителем-оператором и механиком эксплуатационного участка, за которым он закреплен.

7.6.Учет расхода запчастей и материалов во время ТО и ТР ведется в карточке расхода запасных частей и материалов на техническое обслуживание и ремонт (прил. 18).

7.7.На грузоподъемное оборудование и оборудование, работающее под давлением, составляются графики технического освидетельствования (прил. 17). Графики составляются отдельно на оборудование, подконтрольное органам Госгортехнадзора, и оборудование, не подлежащее контролю.

Графики составляются службой главного механика и утверждаются главным инженером предприятия.

Журнал ведется службой главного механика предприятия.

КОРРЕКТИРОВАНИЕ НОРМАТИВОВ ТЕХНИЧЕСКОГО

ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА СПЕЦИАЛЬНОЙ

НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ТЕХНИКИ

8.1.Нормативы технического обслуживания и ремонта, приведенные в настоящем Положении, рассчитаны на полное или частичное сочетание следующих условий эксплуатации:

Таблица №1

Наименование показателей	Значение показателей
1 .Категория условий эксплуатации	I
2.Масса навесного оборудования	4-6 т
3 .Климатические условия эксплуатации	Умеренные с умеренной агрессивностью среды
4.Наработка с начала эксплуатации	50-70% от наработки до КР
5.Размер УТТ и количество технологически совместимых групп спецтехники	400-500 единиц спецтехники 6-8 технологически совместимых групп
б.Место проведения технического обслуживания и ремонта	В стационарных условиях
7.Глубина скважины	1500 м
8. Диаметр насосно-компрессорных труб	73 мм
9.Время работы на максимальном давлении	25-30% от общей наработки
10.Тип верхнего слоя грунта скважины	1 категории

8.2.При работе подвижного состава в условиях, отличающихся от указанных в п. 8.1, производится корректирование нормативов с учетом конкретных условий эксплуатации.

Таблица №2 Классификация условий эксплуатации
Категория условий эксплуатации	Условия движения
За пределами пригородной зоны	В малых городах	В больших городах
I	ДгРьР₂,Рз	-	-

*Перечень факторов и значений коэффициентов корректирования являются предметом исследования и могут быть дополнены.

II	Д1-Р4 Дг-РьРг^РзЛ^ Д₃-Р_ьР₂,Рз	ДгРьР2;.Рз₅Р4 Д1-Р1
III	ДгР₅ Д₂-Р₅ Дз-Р₄,Р₅ Д4-РьР2>Рз>Р4₅Р5	ДгР₅ Д₂-Р2,Рз_?Р4,Р5 Дз"РьР2,Рз₅Р4,Р5 Д4-Р1 ,Рг₅Рз ?Р4,Р5	ДгРьР2,Рз₅Р4,Р5 Д₂-РьР₂,Рз,Р4 Дз-Р.,Р₂,Рз Д4-Р1
IV	Д5"РьР2,Рз₅Р4,Р5	Д5"РьР2,Рз,Р4₅Р5	Д₂-Р₅ Дз-Р₄,Р₅Д4-Рг?Рз?Р4?Р5 Д₅-Р_ЬР2,Рз,Р4,Р₅
V	ДгРьРгЛ

Дорожные покрытия:

Д! -цементобетон, асфальтобетон, брусчатка, мозаика;

Д₂ -битумоминеральные смеси (щебень или гравий, обработанные битумом);

Дз -щебень (гравий) без обработки, дегтебетон;

Д₄ -булыжник, колотый камень, грунт и малопрочный камень, обработанные вяжущими материалами, зимники;

Д₅ -грунт, укрепленный или улучшенный местными материалами; лежневое и бревенчатое покрытия;

Д₆ -естественные грунтовые дороги; временные внутрикарьерные и отвальные дороги; подъездные пути, не имеющие твердого покрытия.

Тип рельефа местности (определяется высотой над уровнем моря):

Pi —равнинный (до 200 м);

Р₂ -слабохолмистый (свыше 200 до 300 м);

Р₃ -холмистый (свыше 300 до 1000 м);

Р₄ -гористый (свыше 1000 до 2000 м);

Р₅ -горный (свыше 2000 м).

8.2.1.Корректирование производится путем изменения:

количественного значения нормативов технического обслуживания и ремонта;

перечня операций технического обслуживания;

соотношения между объемами работ технического обслуживания и текущего ремонта за счет включения в техническое обслуживание характерных, часто повторяющихся операций текущего ремонта.

Таблица №3

Коэффициент корректирования нормативов в зависимости от условий эксплуатации - Ki

Категория условий эксплуатаци и	Нормативы
Периодично сть техническог о обслуживай ия	Удельная трудоемкое ть текущего ремонта	Пробег до капитальног о ремонта *	^Засход $апасных тетей
I	1.0	1.0	1.0	1.00
II	0.9	1.1	0.9	1.10
III	0.8	1.2	0.8	1.25
IV	0.7	1.4	0.7	1.40
V	0.6	1.5	0.6	1.65

Таблица №4

Коэффициент корректирования нормативов природно-климатических условий

в зависимостиот-К₃-К₃' К₃"

Характеристика района	Нормативы
Период ичность техниче ского обслуж ивания	Удельная тудоем-кость	Пробег до капи-талього ремонта	Расход запасны х частей
Коэффициент К'₃
Умеренный	1,0	1,0	1,0	1,0
Умеренно теплый, умеренно влажный, теплый влажный	1,0	0,9	1Д	0,9
Жаркий сухой, очень жаркий сухой	0,9	1Д	0,9	U

* После определения скорректированной периодичности технического обслуживания проверяется ее кратность между видами обслуживания с последующим округлением до целых сотен километров

При корректировании нормы пробега до капитального ремонта двигателя коэффициент Kiпринимается равным: 0,7-для IIIкатегории условий эксплуатации; 0,6 - для IVкатегории и 0,5 - для Vкатегории.

*** Соответственно коэффициент Kiкорректирования норм расхода запасных частей для двигателя составляет: 1,4 - для IIIкатегории условий эксплуатации; 1,65 - для IVкатегории и 2,0 - для Vкатегории.

Умеренно холодный	0,9	1,1	0,9	1Д
Холодный	0,9	1,2	0,8	1,25

Продолжение табл.3

1	2	3	4	5
Очень холодный	0,8	1,3	0,7	1,4
Коэффициент К"₃
С высокой агрессивностью окружающей среды	0,9	1,1	0,9	1Д

Примечания. 1.Корректирование нормативов производится для серийных моделей автомобилей, в конструкции которых не учтены специфические особенности работы в данных районах.

2.Районирование территории России по природно-климатическим условиям приведено в Положении о ТО и Р подвижного состава автомобильного транспорта.

8.2.2.Корректирование нормативов технического обслуживания и ремонта в зависимости от условий эксплуатации осуществляется в соответствии с их классификацией, которая включает пять категорий условий эксплуатации.

Категория условий эксплуатации характеризуется типом дорожного покрытия (Д), типом рельефа местности (Р), по которой пролегает дорога, и условиями движения.

8.3.Нормативы, регламентирующие техническое обслуживание и ремонт спецтехники, корректируются с помощью коэффициентов, приведенных ниже, в зависимости от:

условий эксплуатации техники -Кь

природно-климатических условий -Кз;

пробега с начала эксплуатации -К₄ и К'₄;

размеров УТТ и количества технологически совместимых групп -К₅;

8.3.1.Исходный коэффициент корректирования, равный 1,0, принимается для эталонных условий, приведенных в Табл.№ 1.

8.3.2.Результирующий коэффициент корректирования нормативов получается перемножением отдельных коэффициентов:

периодичность ТО -К1ХК3;

пробег до капитального ремонта -KixK₂xK₃;

трудоемкость ТО -К₂хК₅;

расход запасных частей -KixK₂xK₃;

8.4.Корректирование периодичности ТО подъемных агрегатов производится по формуле:

где ТОтоэ - оптимальная периодичность ТО-2 для условий эксплуатации, маш.-ч;

к₆ - коэффициент, учитывающий глубину спуска насосного оборудования;

к₇ - коэффициент, учитывающий содержание глины и аргиллитов в

составе пород разреза.

Исходя из принятой периодичности ТО-2, равной 240 маш.-ч, были заданы эталонные условия эксплуатации подъемных агрегатов:

работа на скважинах с глубиной спуска насосного оборудования 2300 м.

содержание глины и аргиллитов в составе пород разреза - 50%.

Значения коэффициентов корректирования периодичности технического обслуживания, следующие:

Глубина спуска насосного оборудования, м	к₆
500-100	1Д9
1000-1500	1,13
1500-2000	1,07
2000-2500	1,00
2500-3000	0,95
3000-3500	0,89

Содержание глины и аргиллитов в составе пород разреза, %	к₇
0	1,25
10	1,20
20	1Д5
30	1,10
40	1,05
50	1,00
60	0,95
70	0,90
80	0,85
90	0,80
100	0,75