Gornik eksploatacji otworowej_811[01].Z4.02

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

SPIS TREŚCI

1. Wprowadzenie

2. Wymagania wstępne

3. Cele kształcenia

4. Materiał nauczania

4.1. Charakterystyka kopalni wydobywającej ropę naftową przez

pompowanie

4.1.1. Materiał nauczania

4.1.2. Pytania sprawdzające

4.1.3. Ćwiczenia

4.1.4. Sprawdzian postępów

4.2. Uzbrojenie odwiertów i urządzenia napowierzchniowe do pompowania

ropy naftowej oraz ich obsługa

4.2.1. Materiał nauczania

4.2.2. Pytania sprawdzające

4.2.3. Ćwiczenia

4.2.4. Sprawdzian postępów

4.3. Rodzaje, budowa oraz charakterystyka pracy pomp wgłębnych

4.3.1. Materiał nauczania

4.3.2. Pytania sprawdzające

4.3.3. Ćwiczenia

4.3.4. Sprawdzian postępów

4.4. Zapuszczanie i wyciąganie zestawów pompowych

4.4.1. Materiał nauczania

4.4.2. Pytania sprawdzające

4.4.3. Ćwiczenia

4.4.4. Sprawdzian postępów

4.5. Przepisy techniczne i instrukcje obowiązujące przy wydobyciu ropy

naftowej metodą pompowania

4.5.1. Materiał nauczania

4.5.2. Pytania sprawdzające

4.5.3. Ćwiczenia

4.5.4. Sprawdzian postępów

5. Sprawdzian osiągnięć

6. Literatura

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

1. WPROWADZENIE

Poradnik ten pomoże Ci w przyswajaniu wiedzy i kształtowaniu umiejętności z zakresu

obsługiwania odwiertów pompowanych ropy naftowej, ujętych w modułowym programie
nauczania dla zawodu górnika eksploatacji otworowej.

Do nauki otrzymujesz Poradnik, który zawiera:

–

wymagania wstępne – wykaz umiejętności, jakie powinieneś posiadać przed
przystąpieniem do nauki w tej jednostce modułowej,

–

cele kształcenia – wykaz umiejętności jakie ukształtujesz podczas pracy z tym
poradnikiem,

–

materiał nauczania – czyli zestaw wiadomości, które powinieneś posiadać, aby
samodzielnie wykonać ćwiczenia,

–

pytania sprawdzające – zestawy pytań, które pomogą Ci sprawdzić, czy opanowałeś
podane treści i możesz już rozpocząć realizację ćwiczeń,

–

ćwiczenia – mają one na celu ukształtowanie Twoich umiejętności praktycznych,

–

sprawdzian postępów – zestaw pytań, na podstawie których sam możesz sprawdzić, czy
potrafisz samodzielnie poradzić sobie z zadaniami, które wykonywałeś wcześniej,

–

sprawdzian osiągnięć – zawiera zestaw zadań testowych (test wielokrotnego wyboru),

–

literaturę – wykaz pozycji, z jakich możesz korzystać podczas nauki.
W materiale nauczania zostały przedstawione zagadnienia dotyczące zastosowania

pompowania jako metody zwiększenia wydobycia ropy naftowej, oraz zwiększenia stopnia
sczerpania złoża.

Przy wykonywaniu ćwiczeń powinieneś korzystać z instrukcji stanowiskowych,

wskazówek i poleceń nauczyciela, zwracając szczególną uwagę na przestrzeganie warunków
bezpieczeństwa i przepisów przeciwpożarowych.

Po wykonaniu ćwiczeń sprawdź poziom swoich postępów rozwiązując test „Sprawdzian

postępów”  zamieszczony  po  ćwiczeniach,  zaznaczając  w  odpowiednim  miejscu,  jako
właściwą  Twoim  zdaniem,  odpowiedź  TAK  albo  NIE.  Odpowiedzi  TAK  wskazują  Twoje
mocne  strony,  natomiast  odpowiedzi  NIE  wskazują  na  luki  w  Twojej  wiedzy  i  nie  w  pełni
opanowane umiejętności, które musisz nadrobić.

Po zrealizowaniu programu jednostki modułowej nauczyciel sprawdzi poziom Twoich

umiejętności i wiadomości. Otrzymasz do samodzielnego rozwiązania test pisemny.
Nauczyciel oceni sprawdzian i na podstawie określonych kryteriów podejmie decyzję o tym,
czy zaliczyłeś program jednostki modułowej.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

2. WYMAGANIA WSTĘPNE

Przystępując do realizacji programu jednostki modułowej powinieneś umieć:

–

zdefiniować i omówić własności złożowe skał zbiornikowych ropy naftowej takie jak:
porowatość, szczelinowatość, przepuszczalność, wytrzymałość skał,

–

wymienić rodzaje skał zbiornikowych,

–

zdefiniować i omówić ciśnienia występujące w złożu i w odwiercie eksploatacyjnym
takie jak: ciśnienie złożowe, ciśnienie denne statyczne, ciśnienie denne dynamiczne,
ciśnienie głowicowe,

–

wyznaczać ciśnienia występujące w złożu i odwiercie eksploatacyjnym,

–

określić czynniki wpływające negatywnie na wielkość dopływu ropy naftowej do
odwiertu eksploatacyjnego,

–

scharakteryzować konstrukcje odwiertów eksploatacyjnych,

–

scharakteryzować konstrukcje strefy przyodwiertowej,

–

omówić sposoby eksploatacji ropy naftowej,

–

wymienić elementy uzbrojenia napowierzchniowego odwiertu eksploatującego ropę
naftową w zależności od sposobu jej eksploatacji,

–

wymienić elementy uzbrojenia wgłębnego odwiertu eksploatującego ropę naftową
w zależności od sposobu jej eksploatacji,

–

obliczyć objętości przestrzeni występujących w odwiercie eksploatacyjnym,

–

przestrzegać zasad bezpieczeństwa i higieny pracy, ochrony przeciwpożarowej i ochrony
środowiska na kopalniach ropy naftowej,

–

korzystać ze źródeł informacji dostępnych w różnej postaci,

–

stosować jednostki układu SI,

–

przeliczać jednostki,

–

współpracować w grupie,

–

korzystać z komputera.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4. MATERIAŁ NAUCZANIA

4.1. Charakterystyka kopalni wydobywającej ropę naftową przez

pompowanie

4.1.1. Materiał nauczania

Eksploatacja złóż ropy naftowej i gazu ziemnego odbywa się otworami wiertniczymi

i metodą górniczą.
Wydobywanie ropy i gazu odbywa się kilkoma metodami:
a) eksploatacji samoczynnej – gdy ciśnienie złożowe jest dostatecznie wysokie;
b) eksploatacji z zastosowaniem sprężonego gazu – z wykorzystaniem wyższych ciśnień

gazu złóż gazowych lub sprężonego gazu technologicznego;

c) pompowania;
d) inne – jak łyżkowanie i tłokowanie (metody te nie są obecnie stosowane, ponieważ są

nieracjonalne i ekonomicznie nieuzasadnione).

Ropa, gaz i woda znajdują się w złożu pod pewnym ciśnieniem, tzw. ciśnieniem złożowym,
które odzwierciedla energię nagromadzoną w złożu.

Prawie wszystkie złoża ropne zawierają mniejsze lub większe ilości gazu, który

w odpowiednich  warunkach,  temperatury  i  ciśnienia  w  złożu  może  znajdować  się  w  stanie
rozpuszczonym  w  ropie.  Jeśli  proporcjonalnie  zawartość  gazu  w  złożu  jest  duża  to  nadmiar
gazu  nie  rozpuszczony  w  ropie  tworzy  tzw.  czapę  gazową  albo  też  jest  zawarty  w  ropie
w postaci baniek gazowych.

Znaczenie gazu rozpuszczonego w ropie jest bardzo duże, gdyż zmienia on fizycznie

własności ropy korzystne dla jej przepływu  i dla ogólnego wydobycia.
Z  chwilą  nawiercenia  złoża  powstaje  różnica  ciśnień  pomiędzy  złożem  a  odwiertem
i następuje  przypływ  ropy  do  odwiertu  i wypełnia  go  do momentu  zrównoważenia ciśnienia
złożowego  z  hydrostatycznym.  Przepływający  również  z  ropą  zmieszany  gaz  wydziela  się
z niej i rozprężając się zmniejsza jej gęstość. Proces ten określamy eksploatacją ropy naftowej
i gazu ziemnego.
Ciśnienie hydrostatyczne ropy wyraża się wzorem:

P= g ∙ρ∙h [N/m

]

gdzie:
g – wartość przyśpieszenia ziemskiego = 9,81

≈ 10 [m/s

ρ – gęstość cieczy [kg/m

h – głębokość [m].

Prowadząc samoczynną eksploatację należy szczególną uwagę zwracać na wykładnik

gazowy. Wykładnik gazowy jest wskaźnikiem sprawności danej metody eksploatacji oraz
racjonalnego zarządzania energią złożową.
Przez wykładnik gazowy rozumie się stosunek objętości gazu do jednostki objętości ropy
wydobytej wraz z gazem (w przeliczeniu na ciężar ropy) i wyraża się wzorem:

],[m

/kg]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

gdzie:
Vg – objętość gazu [m

Qr – objętość ropy [m

], lub w przeliczeniu na ciężar ropy [kg].

Wykładnik gazowy (WG) wyraża się w m³ gazu przypadającego na 1 tonę ropy, np. gdy

wydobycie ropy wynosi 10 ton na dobę przy wydobyciu 2000 m³ gazu na dobę, wówczas
wykładnik gazowy tego odwiertu wynosi 2000:10 = 200 m³/t.

Prawidłowy i najbardziej racjonalny WG określa się dla poszczególnych odwiertów

w drodze  przeprowadzonych  prób  złożowych.  Próby  wykonuje  się  na  różnych  zwężkach
ograniczających, otrzymując porównawcze wyniki ciśnienia (P), wydajności ropy (Qr) i gazu
(Vg),  na  danej  zwężce  o  średnicy  (D).  Duży  wpływ  na  wartość  wykładnika  gazowego
i racjonalne  gospodarowanie  energią  rozpuszczonego  gazu  w  ropie  ma  wybrana  metoda
eksploatacji.

Rys. 1. Wykres przedstawiający dobór optymalnego wydobycia ropy przez próbne pompowanie: V – wydobycie

gazu, Q – wydobycie ropy, WG – wykładnik gazowy, Qopt – wydobycie ropy optymalne, Qmax –
wydobycie ropy maksymalne, Gmin – wykładnik gazowy najniższy, Hopt – głębokość optymalna
zwierciadła płynu w odwiercie [7, s. 326]

Teoretycznie najmniej korzystną pod względem czysto energetycznym jest eksploatacja

odwiertów metodą samoczynną. Wykładnik gazowy przy tej metodzie będzie zawsze
najwyższy. Należy stale kontrolować WG i korygować wydobycie ropy i gazu tak, aby był
możliwie najniższy. Najkorzystniejszą metodą z punktu widzenia WG jest pompowanie ropy
z odwiertów.

Poniższy rysunek 2 przedstawia przykładowy schemat instalacji do eksploatacji ropy

naftowej i gazu ziemnego za pomocą pompowania.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 2. Przykładowy schemat instalacji do eksploatacji ropy naftowej

i gazu za pomocą pompowania. [opracowanie własne]

Do wydobywania ropy naftowej przez pompowanie przystępuje się także w przypadku

spadku  ciśnienia  złożowego  i  zaniku  samoczynnej  eksploatacji.  Przy  niewysokim  stopniu
sczerpania  złoża,  który  nie  przekracza  15%  należy  bezwzględnie  rozważyć  możliwość
przezbrojenia  odwiertów  i  zabudowy  urządzeń  do  pompowania.  Współczynnik  sczerpania
można  znacznie  poprawić  stosując  metodę  pompowania.  Według  różnych  źródeł  wskaźnik
sczerpania podaje  się  od  15%  do  65%. Należy dążyć  do  uzyskania  jak  najwyższego  stopnia
sczerpania  złoża,  jednak  praktyka  potwierdza,  że  najbardziej  optymalnym  wskaźnikiem
wydaje się być 40%.

Technika poszukiwania, otwiera różne nowe możliwości. Jedną z nich jest wiercenie

otworów  kierunkowych  i  horyzontalnych,  kolejną  jest  wiercenie  otworów  multilateralnych
tzn.  z  jednego  otworu  pionowego  wierci  się  kilka  otworów  poziomych  (szczególnie  istotne
przy wierceniach na morzu). Za postępem prac poszukiwawczych muszą iść także możliwości
uzbrojenia  otworów  wiertniczych  w  odpowiednie  urządzenia  eksploatacyjne,  w  tym  także
pompy. Pompy do pompowania odwiertów w fazie obniżonych ciśnień złożowych wymagają
odpowiednich  parametrów  pracy  oraz  ich  obsługi.  Najczęściej  stosowanymi  pompami
w takich  przypadkach  są  pompy  elektryczne.  Pompy  te  pozwalają  pompować  z  dużą
wydajnością  nawet  500  do  2000  m³  na  dobę.  Zastosowanie  pompowania  należy  już
przewidzieć na etapie projektowania uzbrojenia otworu wiertniczego, szczególnie średnic rur
wydobywczych,  sposób  połączenia  oraz  wyposażenia  w  specjalne  łączniki  (służące  do
późniejszego  zapięcia  pomp).  Projektując otwór wiertniczy  należy  założyć,  że  w  przyszłości
może być on pompowany więc jego konstrukcja musi to umożliwiać.

Pompowanie odwiertów ma wiele wad, ale jest jedyną obecnie metodą eksploatacji

pozwalającą wydobywać ropę naftową ze złóż, o różnym stopniu nasycenia gazem, ropą oraz
wodą. Metoda ta pozwala także na eksploatację złóż ropy z dużą zawartością wody. Woda po
wydobyciu w procesie technologicznym jest oddzielana, a następnie zatłaczana ponownie do
złoża poniżej konturu ropa – woda przez wyznaczony do tego celu odwiert.

Pompowanie odwiertów nie jest jedynie końcowym etapem eksploatacji ropy naftowej na

złożach. W przypadku gdy złoże charakteryzuje się znaczną porowatością i niewielką
przepuszczalnością, konieczność odciążenia ciśnienia złożowego (depresji) jest niezbędne aby

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

umożliwić  przypływ  ropy  do  odwiertu.  Szczególnie  charakterystyczne  to  jest  przy  złożach
gdzie  kolektorem  roponośnym  są  piaskowce.  Inne  zjawisko  obserwuje  się  w  przypadku
eksploatacji odwiertów na złożach węglanowych wykształconych w formie wapieni rafowych
kredy, czy dolomitów. Charakteryzują się one dużą szczelinowatością  i tym samym dobrymi
przepuszczalnościami,  natomiast  słabą  porowatością.  Złoża  te  charakteryzują  się  również
wysokimi  pierwotnymi  ciśnieniami  złożowymi  oraz  jego  szybkim  spadkiem.  Zachodzi
konieczność  prowadzenia  pompowania  ze  znaczną  wydajnością.  W  takich  przypadkach
należy rozważyć możliwość pompowania pompami elektrycznymi.

4.1.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1.  Jak można podzielić metody wydobycia ropy naftowej ze złoża?
2.  Co to jest ciśnienie hydrostatyczne w odwiercie?
3.  Co to jest ciśnienie złożowe?
4.  Czy gaz występuje w złożu ropy tylko jako frakcja w ropie rozpuszczona?
5.  Co to jest wykładnik gazowy?
6.  Czy pompowanie odwiertów oszczędza energię złożową?
7.  Jakie  urządzenia  napowierzchnowe  wchodzą  w  skład  instalacji  do  eksploatacji  złoża

przez pompowanie?

8. Na czym polega pompowanie ropy naftowej z odwiertów wydobywczych?
9. Jak można podzielić metody pompowania?

4.1.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Naszkicuj złoże ropy naftowej z odwiertem wydobywczym. Zaznacz poziom ropy

w odwiercie i głębokość zapuszczenia pompy.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przypomnieć w jakich przypadkach stosowane jest wydobycie ropy przez pompowanie,
2) naszkicować złoże ropy, zaznaczając poziom ropy i wód złożowych w warstwach

złożowych,

3)  naszkicować odwiert wydobywczy i poziom ropy w odwiercie,
4)  zaznaczyć głębokość zapuszczenia pompy i uzasadnić wybór,
5)  zapisać wnioski w zeszycie.

Wyposażenie stanowiska pracy:

–

papier, długopis,

–

Poradnik dla ucznia.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Ćwiczenie 2

Oblicz wykładnik gazowy i ciśnienie hydrostatyczne słupa ropy na głębokości 1000 m

mając dane:
–

wydobycie ropy 15000 kg/na 24 h,

–

wydobycie gazu 3000 m

/ na 24 h,

–

poziom ropy w odwiercie na głębokości 200 m,

–

gęstość ropy 0,82 g/cm

(przy obliczeniach pominąć gęstość gazu).

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1)  przeczytać uważnie treść ćwiczenia,
2)  zapisać wzór na obliczenie wykładnika gazowego i ciśnienia hydrostatycznego,
3)  sprawdzić czy posiadasz wszystkie dane,
4)  sprawdzić jednostki otrzymanych danych,
5)  przeliczyć otrzymane dane dostosowując je do wzoru,
6)  podstawić dane do wzoru i dokonać obliczeń,
7)  sprawdzić jednostki w jakich wyraża się wykładnik gazowy i ciśnienie hydrostatyczne.

Wyposażenie stanowiska pracy:

–

papier, długopis,

–

kalkulator,

–

Poradnik dla ucznia.

4.1.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) obliczyć wykładnik gazowy?



2) scharakteryzować metodę pompowania odwiertu?



3) opisać schemat przykładowej instalacji do eksploatacji ropy naftowej

metodą pompowania?



4) obliczyć ciśnienie hydrostatyczne ropy w odwiercie?



5) obliczyć ciśnienie hydrostatyczne ropy w odwiercie, gdy słup ropy

jest mniejszy niż głębokość zalegania złoża?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.2. Uzbrojenie odwiertów i urządzenia napowierzchniowe do

pompowania ropy naftowej oraz ich obsługa

4.2.1. Materiał nauczania

W skład zestawu pompowego (który współpracuje w procesie pompowania

z urządzeniami napowierzchniowymi) oprócz pomp wgłębnych wchodzą rury pompowe,
żerdzie pompowe oraz głowice pompowe.

Rury pompowe
Rury pompowe zwane są również rurami wydobywczymi. Służą do zawieszenia pompy

w odwiercie i do odprowadzenia wydobywanego płynu na powierzchnię.
Najczęściej stosowanymi rurami wydobywczymi do pompowania są rury o średnicy 2

", 3

Poniższa tabela prezentuje wymiary i dane wytrzymałościowe rur wydobywczych TDS.

Tabela 1. Charakterystyka rur wydobywczych TDS [7, s. 298]

Rozmiar nominalny [cal]

Średnica zewnętrzna rury [mm]

60,30

73,0

88,9

Jednostkowa masa rury [kg/m]

6,85

9,53

13,7

Grubość ścianki rury [mm]

4,83

5,51

6,45

Średnica wewnętrzna rury [mm]

50,7

62,0

76,0

Średnica zewnętrzna szablonu [mm]

48,29

59,61

72,82

Średnica zewnętrzna złączki [mm]

73,0

88,9

108,0

Pojemność rury [l/m]

2,02

3,02

4,54

Wyporność rury [l/m]

0,86

1,21

1,74

Odmiana wytrzymałościowa
(gatunek stali)

J – 55

L - 80
N - 80

J - 55

L – 80
N - 80

J - 55

L - 80
N - 80

MPa

55,8

81,2

53,0

76,9

51,0

2,6

Wytrzymałość na

ciśnienie zgniatające

569

828

540

784

520

740

319

464

443

645

634

922

Wytrzymałość rury na
rozciąganie w caliźnie

32,5

47,3

45,2

65,8

64,6

94,0

MPa

53,1

77,2

50,1

72,9

48,2

70,1

Wytrzymałość rury na

ciśnienie wewnętrzne

541

787

511

743

491

715

319

464

443

645

634

922

Wytrzymałość

połączenia

gwintowego na

rozciąganie

32,5

47,3

45,2

65,8

64,6

94,0

1200

1350

1700

1850

2600 3200

Min.

ft-

890

1000

1250

1360

1920 2360

1450

1650

2100

2300

3200 4000

Momenty dokręcania

połączeń gwintowych

Max.

ft-

1070

1220

1550

1700

2360 2950

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Okres eksploatacji (zużycia) rur wydobywczych zależy od różnych czynników:

–

korozji siarkowodorowej (występujący H

S w ropie),

–

korozji na skutek występującej solanki w ropie,

–

wycierania ściany wewnętrznej rur przez żerdzie pompowe przy braku pionu odwiertu,

–

zmęczenia materiału, zmienne obciążenia powodowane pracą pompy przenoszone są
szczególnie na połączenia mufowe.

Żerdzie pompowe
Przeniesienie ruchu od urządzenia pompowego napowierzchniowego na tłok pompy

wgłębnej następuje za pomocą żerdzi pompowych. Żerdzie pompowe są wykonane ze stali
węglowej lub stopowej.

Sposób połączenia żerdzi pompowych
Żerdzie pompowe łączy się za pomocą połączeń gwintowych z gwintem trapezowym, które
wykonuje się w celu przeciwdziałania zacierania się tychże połączeń. Ułatwia to także częste
ich skręcanie i rozkręcanie.
Żerdzie zakończone są dwustronnie tzw. czopami, a łączone są przy pomocy muf, lub
połączenia mufa – czop bezpośrednio wykonanego na żerdzi pompowej (rys. 3).

Rys. 3. Połączenie żerdzi pompowych

[3, s. 105]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Do wykonywania czynności przy zapuszczaniu i wyciąganiu żerdzi pompowych wraz

z pompą należy używać odpowiednich specjalistycznych narzędzi, czyli kluczy do skręcania
i rozkręcania żerdzi pompowych. Zalecane jest skręcanie przy kontrolowanym momencie
skręcania np. przy użyciu klucza dynamometrycznego.

Połączenia gwintowe żerdzi pompowych powinny być starannie oczyszczone

i smarowane  odpowiednim  smarem,  a  po  wyciągnięciu  z  odwiertu  i  ułożeniu  na  rampie,
gwinty powinny być zabezpieczone ochraniaczami.
Żerdzie  pompowe  pracują  w  trudnych  warunkach,  często  w  atmosferze  siarkowodorowej,
więc należy obchodzić się z nimi starannie, przez co wydłuża się ich żywotność i unika awarii
w otworze.
Żerdzie pompowe wykonuje się w następujących wymiarach: średnica – 16, 18, 22, 26 mm,
długość – od 10 do 12  mb. Żerdzie pompowe ze  względu  na różne głębokości  na  jakich  ma
być  zapięta  pompa  wgłębna,  poza  standardowymi  długościami,  produkowane  są  także
w różnych  długościach  np.  1  m,  2  m,  3  m,  4  m.  W  celu  skompletowania  zestawu  należy
dobrać  odpowiednią  ilość  żerdzi  pompowych  w  długościach  standardowych  i  uzupełnić
krótszymi odcinkami.
Poniższa tabela 2 przedstawia zestawienia żerdzi pompowych w zależności od średnicy tłoka
pompy  oraz  proporcjonalnego  doboru  ilości  poszczególnych  średnic  żerdzi  pompowych  do
długości zestawu pompowego.

Tabela. 2. Długości zalecane dla poszczególnych stopni żerdzi pompowych [7, s. 305]

Średnica tłoka pompy, mm

Średnice żerdzi

długości żerdzi w procentach długości całkowitego zestawu

22,18,16

20
25
55

22
26
52

25
30
45

27
33
40

30
40
30

35 45

40
50
10

_
_
_

26,22,18

_
_
_

20
20
60

22
23
55

23
25
52

25
30
45

30 30

30
35
35

35
40
25

40 50

26,22

_
_

22
78

23
77

25
75

30
70

30 70

33
67

35
65

50 50

22,18

25
75

30
70

35
65

40 60

40
60

45
55

70 30

18,16

30
70

35
65

40
60

45
55

50 50

55
45

65
35

_
_

W celu zmniejszenia ryzyka urwania żerdzi pompowych należy przestrzegać

podstawowych  zasad  doboru  liczby  skoków  zestawu  pompowego  na  minutę  do  długości
skoku żerdzi dławikowej w zależności od długości zestawu pompowego.
Na  rysunku  4  przedstawiono  maksymalne  parametry  pracy  zestawu  pompowego,  które
w rzeczywistości  nie  powinny  być  osiągane.  Praca  zestawu  powinna  być  ustawiana  w  ten
sposób aby nie osiągać dopuszczalnej granicy. Na przykład dla długości skoku 140 cm liczba
skoków powinna wynosić nie więcej niż 26 na minutę ( np. 22 skoki).

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 6. Obciążenia , skoki tłoka i wydłużenie żerdzi 22 mm pompy 3” zapuszczonej do głębokości 1500 i 750

metrów:

1 – skok żerdzi dławikowej, 2 – obciążenie żerdzi dławikowej przy 1500 m głębokości,

3 – obciążenie żerdzi dławikowej przy 750 m. głębokości, 4 – skok tłoka przy 1500 m. głębokości,
5 – skok tłoka przy 750 m. głębokości, 6 – wydłużenie przy 1500 m. głębokości, 7 – wydłużenie przy
750 m. głębokości [7, s. 298]

Przedstawione uwarunkowania i zależności różnych wartości pracy zestawu pompowego

zwracają uwagę na ważność tego zagadnienia przy doborze zestawu pompowego do
głębokości zapuszczenia pompy uwarunkowanej parametrami wydajności oraz jakości
pompowanego płynu.

Głowice pompowe

Rury pompowe łączą się z głowicą, która składa się z dwóch części, a mianowicie dolna

część głowicy połączona jest z więźbą rurową, górna natomiast umożliwia połączenie
z rurami pompowymi (wydobywczymi) umożliwiając

jednocześnie odprowadzenie

pompowanego medium ropno-gazowego. W górnej części głowicy pompowej umieszczony
jest dławik, przez który przechodzi żerdź dławikowa lub inaczej zwaną laską pompową.
Laska pompowa łączy żerdzie pompowe z wahaczem kiwona lub żurawia pompowego.

Boczne odprowadzenie w głowicy służy do połączenia z rurociągiem łączącym odwiert

z instalacją technologiczną kopalni ropy naftowej i gazu ziemnego, gdzie następuje
oddzielenie od ropy gazu i wody. Na poniższych rysunkach 7, 8, 9 przedstawione są
przykładowe typy głowic pompowych.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

indywidualnymi żurawiami pompowymi. Sposób ten jest, w porównaniu z pompowaniem
grupowym odwiertów, dogodniejszy, ale znacznie droższy i powinien być stosowany jedynie
przy pompowaniu odwiertów o znacznym wydobyciu ropy naftowej.

Napęd pomp wgłębnych dzielimy na:

A.  Grupowy.
B.  Indywidualny.

A.  Napęd grupowy należy podzielić wg następujących zależności:

1.  Typu urządzeń przyodwiertowych (kiwony),
2.  Sposobu połączenia kiwonu z transmisją pompową,
3.  Sposobu napędu kieratu pompowego.

Napęd  grupowy  umożliwia  kolejne  uruchamianie  jednym  wspólnym  silnikiem  dużej  liczby
pomp,  przy  pomocy  transmisji  pompowych,  które  przenoszą  napęd  z  kieratu  za
pośrednictwem lin i kół filialnym na kiwony pompowe przy odwiertach.

1.  Urządzenia przyodwiertowe (kiwony) umożliwiają przenoszenie ruchu wahadłowego
z poziomego na pionowy, który służy do napędu zestawu pompowego
Ruch  wahadłowy  uzyskuje  się  przy  pomocy  dźwigni  kątowej  połączonej  z  jednej  strony
z laską pompową, a z drugiej transmisją napędu pompowego.
Sposób połączenia jest różny pod względem konstrukcji, tak do sposobu mocowania wahadła
jak i przeniesienia ruchu posuwisto-zwrotnego na pompę wgłębną. Przykładowe rozwiązanie
pokazują rysunki nr 10, 11, 12, 13.

Rys. 10. Kiwon pompowy drewiany Rys. 11. Kiwon pompowy stalowy [3, s. 107]

stosowany dawniej [3, s. 107]

Rys. 12. Kiwon pompowy typu Rys. 13. Kiwon pompowy [3, s. 108]

FMSM [3, s. 108]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

2.  Transmisja  pompowa  służy  do  przeniesienia  ruchu  z  kieratu  na  kiwony  pompowe.
Stosowanie  transmisji  i  kół  transmisyjnych  pośrednich  umożliwia  także  rozprowadzenia
napędu  z  jednego  kieratu  na  większą  ilość  kiwonów.  Sposób  przenoszenia  napędu  przy
pomocy  transmisji  pompowej  polega  w  głównej  mierze  na  rozprowadzeniu  w  płaszczyźnie
poziomej  ruchu  posuwisto-zwrotnego  na  dość  duże  odległości  np.  2000  mb  w  różnych
kierunkach.  Transmisje  pompowe  wykonuje  się  z  lin  stalowych,  kół  filialnych  i  innych
urządzeń pozwalających zmienić kąt przenoszenia napędu.

Koło transmisyjne (rys.14) jest tak skonstruowane, że umożliwia zapięcie przy pomocy

specjalnych  zaczepów  liny  stalowej  transmisji  pompowej.  Rozmieszczenie  zaczepów  na
obwodzie  koła  (5)  umożliwia  regulację  długości  skoku  pompy  przez  określony  zakres  ruchu
kiwona  pompowego.  Mocując  zaczep  liny  transmisyjnej  kiwona  bliżej  zaczepu  liny
transmisyjnej  napędzającej  koło  (4)  zwiększamy  zakres  ruchu  kiwona  a  tym  samym  skok
pompy wgłębnej.

Rys. 14. Koło transmisyjne: 1 podstawa betonowa, 2 – wał pionowy, 3 – koło transmisyjne, 4 – zaczep do

mocowania lin transmisyjnych od kieratu lub innego koła transmisyjnego, 5 – zaczep do liny
transmisyjnej napędzającej kiwon [opracowanie własne]

Koła kieratowe połączone są z kołami pośrednimi (filialnymi) przy pomocy lin, które

zależnie od odległości między kołami i ukształtowania terenu umieszczone są na podporach
(rys. 15, 16, 17)

o różnym rozwiązaniu technicznym ze szczególnym uwzględnieniem sił

tarcia oraz bezpieczeństwa dla ludzi i zwierząt, gdy transmisje pompowe przebiegają często
wzdłuż duktów leśnych i ciągów komunikacyjnych.

Rys. 15. Podpora pomysłu J.Kułaka [3, s. 111] Rys. 16. Podpora transmisji pompowej [3, s. 111]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 17. Podwieszenie lin transmisyjnych:

1 – podwieszenie, 2 – transmisja, 3 – wahacz pionowy [7, s. 316]

3.  Kieraty  pompowe  są  to  urządzenia  służące  do  napędu  transmisji  systemu  pompowego.
Stanowią  pierwsze  ogniwo  tego  systemu  i  ruch  przez  nie  wytworzony  a  następnie
przeniesiony  przez  system  transmisyjny  (koła  filialne,  liny  transmisyjne)  napędza  kiwony
pompowe.  Kierat  pompowy  przedstawiony  na  rysunku  nr  18  jest  zespołem  urządzeń
składających się z:

−

silnika elektrycznego,

−

zespołu napędowego, który za pośrednictwem przekładni zębatej uruchamia wał, na

którego końcach zaklinowane są dwie korby ustawione względem siebie o 180°. Za
pomocą pociągaczy (b) korby są połączone z kołem poziomym (c), zaklinowanym na kole
pionowym. Koła zostają wprowadzone w ruch wahający o niewielkim wychyleniu.

Rys. 18. Kierat pompowy z przeniesieniem zębatym [3, s. 109]

Jeżeli przyłączymy do obwodu tego koła (c) przewód transmisji, którego drugi koniec

jest połączony z kiwonem odwiertu to kiwon  będzie wykonywał ruch wahadłowy. Jeżeli po
drugiej  stronie  obwodu  koła  kieratowego  przyłączymy  inny  przewód  transmisji  z  kiwonem
drugiego  odwiertu,  to  uzyskamy  na  nim  ruch  pompy  przesunięty  o  pół  okresu,  tzn.  gdy
w pierwszym odwiercie tłok się wznosi, w drugim opada i na odwrót.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Koła kieratowe są tak skonstruowane, że z każdej strony można równocześnie włączyć kilka
odwiertów np. od 3 do 5, a więc równocześnie możemy pompować 6÷10 odwiertów przy
pomocy tego samego kieratu (silnika).

Inny typ kieratu pompowego to kierat mimośrodowy (rys. 19.). Jego konstrukcja polega

na tym, że na wale pionowym zaklinowany jest mimośród o dużym ramieniu, na którym
umieszczony jest pierścień z otworami na obwodzie. Do otworów tych zaczepia się przewód
transmisyjny i przenosi się ruch do poszczególnych pomp lub filialnych kół pośrednich.

Rys. 19. Kierat pompowy mimośrodowy: 1 – pierścień, 2 – mimośród, 3 – wał pionowy, 4 – koło zębate, 5 – wał

poziomy, 6 – koło zębate stożkowe, 7 – koło pasowe [3, s. 110]

Na  wale  poziomym  znajduje  się  koło  pasowe  napędowe  oraz  stożkowe  koło  zębate.  Za
pomocą dużego koła zębatego przenosi  się ruch obrotowy  na wał zmniejszając odpowiednio
liczbę obrotów. Na wale pionowym zaklinowany jest mimośród z pierścieniem, który posiada
specjalnie przygotowane otwory do połączenia z  transmisją pompową.
Kieraty  o  ruchu  wahającym,  jakim  jest  kierat  mimośrodowy  jest  urządzeniem
przystosowanym do bardziej elastycznej pracy niż kierat z przeniesieniem zębatym. Zyskując
bardziej  elastyczną  pracę  przedłuża  się  żywotność  zestawów  pompowych  i  zmniejsza  ilość
awarii.

Rys. 20. Schemat transmisji pompowej [opracowanie własne]

Kierat

Koło
transmisyjne

Odwiert

Kiwon

Linia transmisyjna na
podporach

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 21. Indywidualny żuraw pompowy:
1 – silnik, 2 – przekładnia, 3 – przeciwwaga,
4

–

pociągacz, 5 – belka poprzeczna, 6 – liny,

7 – jarzmo, 8 – żerdź dławikowa, 9 – głowica
balansu [7, s. 310]

Rys.  22.  Elastyczne  złącze  żerdzi  dławikowej
z głowica balansu a) lina pojedyńcza, b) zacisk
i lina podwójna.
1  –  liny,  2  –  zakleszczenie  lin,  3  –  jarzmo,
4 – końcówka żerdzi dławikowej, 5 – nakrętka,
6 – zakucie [7, s. 308]

B. Napęd indywidualny

Indywidualny napęd pomp wgłębnych polega na przeniesieniu ruchu obrotowego silnika

na ruch posuwisto – zwrotny zestawu pompowego w odwiercie. Konstrukcja indywidualnych
żurawi pompowych (IŻP) jest różna i zależna od technicznych możliwości, takich jak:

–

wyważenia zestawu pompowego (mocowania przeciwwag),

–

sposobu zapięcia laski pompowej,

–

napędu żurawia pompowego (silnik elektryczny, gazowy, napęd hydrauliczny).

Przedstawione  możliwości  ułatwiają  dobór  żurawia  pompowego,  zależnie  od  głębokości
odwiertu, wydajności oraz sposobu uzbrojenia odwiertu.
Inną charakterystykę posiadają pompy elektryczne z silnikiem wgłębnym.

Żurawie indywidualne mogą być wykonane w dwóch odmianach:
a)  silnik napędowy i  przenoszenie napędu  kiwonu zamontowane jest  na wspólnej ramie,
b)  silnik  ustawiony  jest  oddzielnie,  a  przeniesienie  ruchu  na  kiwon  odbywa  się  za

pośrednictwem przekładni zębatej lub pasów klinowych.

Do napędu przeważnie używa się silników elektrycznych, innym napędem stosowanym przy
indywidualnym żurawiu pompowym są silniki gazowe.

Indywidualny żuraw pompowy składa się z silnika, przekładni zębatej, wahacza

i pociągaczy. Dla pionowego prowadzenia żerdzi dławikowej (laski) na jednym końcu
wahacza znajduje się tzw. koński łeb oraz uchwyt do mocowania przewodu pompowego. Po
przeciwnej stronie znajdują się przeciwwagi montowane w różny sposób z płyt stalowych lub
betonowych. W innych typach żurawi pompowych przeciwwagi umieszcza się na korbach.
Na rysunku nr 21 i 23 przedstawiony jest żuraw indywidualny (IŻP-9-2000) wraz z zestawem
pompowym.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Instrukcja obsługi indywidualnego żurawia pompowego typu IŻP – 9 – 2000

1. Charakterystyka techniczna

Indywidualny żuraw pompowy IŻP – 9 – 2000 przeznaczony jest do napędzania pomp
wgłębnych, przy eksploatacji złóż ropy naftowej.
Dane techniczne:

−

Max obciążenie –

90 kN (9T).

−

Max głębokość pompowania - 2000 m.

−

Nastawny promień korby –

500, 1650, 2000 mm.

−

Obroty korby –

6, 8, 10 min

-1

−

Moc silnika (nominalna) –

22 kW.

Silnik należy dobierać indywidualnie do warunków pracy żurawia, uwzględniając głębokość
pompowania, średnicę pompy, gęstość ropy naftowej, rodzaj i średnicę żerdzi pompowych.

Tabela. 3. Wydajność pompy [2, s 4]

Wydajność przy obrotach korby dla nastawionego

promienia korby 500 mm

[m3/dobę]

Średnica tłoka w

=10

7,5

10,0

13,5

9,4

12,5

15,6

16,4

22,0

31,0

Wydajność przy obrotach korby dla nastawionego

promienia korby 650 mm

[m3/dobę]

Średnica tłoka w

=10

9,7

12,9

18,3

12,2

16,2

20,0

21,0

28,0

35,0

Wydajność przy obrotach korby dla nastawionego

promienia korby 800 mm

[m3/dobę]

Średnica tłoka w

=10

12,0

16,0

20,2

15,0

20,0

25,0

26,0

34,8

43,5

Przekładnia zębata typu WT 1000.81.IX.2S2W.

−

Liczba wałów głównych – 2.

−

Przełożenie całkowite –

1 : 81.

−

Średnica koła pasów klinowych – 560 mm.

−

Średnica koła pasów klinowych na wale silnika:

dla n

= 6 d = 200 mm,

dla n

= 8 d = 250 mm,

dla n

= 6 d = 315 mm,

−

Liczba rowków – 4.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

−

Typ pasków klinowych – HC 4000 ( przed zakupem nowych pasków sprawdzić zgodność

typu i oznaczenie).

−

Masa całego żurawia 7894 kg.

Rys. 24. Wyważanie (przeciwwagi) ciężarowe po obu stronach korby z urządzeniem do przesuwania:

1 – przeciwwaga, 2 – korba, 3 – listwa regulacyjna, 4 – główny otwór do montażowy na wale
głównym, 5 – otwory do regulacji laski pompowej [7, s. 310]

2. Przygotowanie do uruchomienia

Przed uruchomieniem żurawia należy:
1. Sprawdzić wszystkie połączenia śrubowe żurawia pod względem:

−

kompletności,

−

właściwego naciągu śrub,

−

kompletności zawleczek i podkładek.

2. Sprawdzić czy połączenia czopowe podciągaczy nie wykazują luzu i odkształceń

plastycznych.

3.  Sprawdzić stan zamocowania przeciwwag (pewność zamocowania).
4.  Sprawdzić stan naprężenia pasków klinowych.
5.  Sprawdzić stan laski i głowicy pompowej.
6.  Sprawdzić i ewentualnie uzupełnić smar w łożyskach żurawia.
7.  Sprawdzić i ewentualnie uzupełnić poziom oleju w skrzyni przekładniowej.
8.  Sprawdzić wzrokowo stan połączeń elektrycznych.
9.  Sprawdzić  kompletność,  stan  techniczny  oraz  pewność  zamontowania  osłon

zabezpieczających – części ruchome i wirujące.

10. Sprawdzić wzrokowo stan techniczny fundamentu, pewność zamontowania żurawia do

fundamentu.

11. Sprawdzić wzrokowo stan techniczny hamulca żurawia (stopień zużycia okładzin

ciernych).

12. Jeśli strefa przyodwiertowa jest ogrodzona sprawdzić kompletność ogrodzenia oraz

stopień zabezpieczenia obiektu przed wejściem osób niepowołanych.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Uruchomienie żurawia

Po wykonaniu czynności z punktu 2:

1. Odpuścić ciśnienie z rurek syfonowych.
2. Wyregulować dławik na lasce pompowej powodujący przystosowanie urządzenia do

pompowania.

3. Sprawdzić czy na rurociągu między odwiertem, a ośrodkiem produkcyjnym otwarte są

wszystkie zawory umożliwiające przepływy płynu złożowego.

4. Sprawdzić czy instalacja technologiczna ośrodka produkcyjnego gotowa jest na przyjęcie

płynu złożowego.

5. Zwolnić hamulec żurawia.
6. Włączyć silnik elektryczny żurawia.

3. Prowadzenie normalnego ruchu żurawia pompowego

Parametry procesu.
Głównymi parametrami procesu pracy odwiertów pompowanych są:
a)  ciśnienie na rurkach wydobywczych,
b)  temperatura  laski  pompowej  –  dopuszczalna  temperatura  poniżej  60°C,  możliwy  dotyk

ręką.

c) ilości wydobycia ropy i gazu – nie wolno przekraczać określonych na dany rok

dozwolonych poborów.

Kontrola procesu
W trakcie pracy żurawia należy kontrolować prawidłowość pracy żurawia i jego podzespołów
ze zwróceniem szczególnej uwagi na:
a) szczelność połączeń głowicy, orurowania strefy przyodwiertowej oraz szczelność

rurociągu łączącego odwiert z ośrodkiem produkcyjnym,

b) stan połączeń ruchomych żurawia (temperatura łożysk, luzy na połączeniach

czopowych),

c) pewność przymocowania żurawia do fundamentu i wzajemne położenie osi

pompowanego otworu z osią chomąta żurawia,

d)  stan i kompletność osłon części wirujących i barierek ochronnych,
e)  stan połączeń śrubowych,
f)  stopień  wyważenia  układu  korbowego.  Przeciwwagi  powinny  być  tak  ustawione  aby

pobór prądu przez silnik była jak najmniejszy,

g) stan przekładni pasowej (zużycie pasków, naciąg pasków). Pęknięcia wgłębne lub

powierzchniowe o długości powyżej 2 mm kwalifikują pasek do wymiany. W celu
sprawdzenia naciągu pasków klinowych należy wywrzeć nacisk ok. 10–12 kg w punkcie
środkowym pomiędzy kołami pasowymi. Prawidłowo naciągnięty pasek powinien się
ugiąć o 10–20 mm,

h) stan liny chomąta. Sprawdzić zużycie z powodu przetarć i pęknięć drutów liny. Zerwanie

więcej niż 5 % liczby drutów w linie na długości równej sześciokrotnej średnicy liny lub
zerwanie trzech drutów w tym samym miejscu należy uznać za zużycie dyskwalifikujące
linę chomąta. Przewężenie względne średnicy liny mierzone uniwersalnymi przyrządami
w dowolnym punkcie jej odległości większe niż 10 % średnicy nominalnej lub znaczne
odkształcenie liny również linę do wycofania z eksploatacji. Sprawdzić stan zakucia
i zalania końców liny stopem,

i) Stan techniczny skrzyni korbowej:

−

cichobieżność pracy,

−

temperaturę skrzyni i obudowy łożysk skrzyni,

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

−

poziom oleju w skrzyni,

−

szczelność skrzyni,

−

czystość odpowietrznika.

j) stan instalacji elektrycznej oraz silnika. Nagrzanie silnika uważa się za normalne, jeżeli

przy dotknięciu obudowy nie parzy ona dłoni,

k) sprawdzić skuteczność działania hamulca taśmowego. Sprawdzić zużycie wieńca

hamulca,  które  nie  może  być  większe  aniżeli  10  mm  licząc  od  powierzchni  roboczej
w głąb  materiału.  Maksymalnie  zmniejszenie  średnicy  nie  może  przekraczać  20  mm.
Sprawdzić czy taśmy dolegają równomiernie do wieńców hamulcowych oraz czy istnieje
możliwość  przeprowadzenia  regulacji  dolegania  przy  pomocy  śrub  dociągających
zamontowanych  na  ich  obwodzie.  Dopuszczalne  zużycie  wykładziny  ciernej  nie  może
przekraczać 50 % grubości nowych okładzin.

Czynności kontrolne należy wykonywać nie rzadziej niż raz na zmianę.
W  celu  kontroli  parametrów  procesu,  obsługa  powinna  sprawdzać  ciśnienie  głowicowe
poprzez  odczyt  ciśnień  na  manometrach  wskaźnikowych  zamontowanych  na  głowicy
(ciśnienie w  rurkach  wydobywczych  i  przestrzeni  międzyrurowej) sprawdzając  jednocześnie
szczelność połączeń i armatury. Odczyty należy wykonywać raz na zmianę.

4.  Wyłączenie żurawia pompowego
W  celu  wyłączenia  żurawia  pompowego  należy  wyłączyć  silnik  elektryczny  i  zamknąć
zasuwy na głowicy pompowej.
W  przypadku  awarii  uniemożliwiającej  podejście  do  wyłącznika  silnika,  żuraw  pompowy
należy wyłączyć poprzez odcięcie zasilania elektrycznego strefy przyodwiertowej.

5.  Konserwacja
Okresowe kontrole żurawia wykonywać zgodnie z wymogami instrukcji:
„Wytyczne

przeprowadzenia

okresowych

kontroli

urządzeń

wiertniczych,

przeciwerupcyjnego  zabezpieczenia  wylotu  otworu,  urządzeń  do  prób  złożowych,
rekonstrukcji  i  obróbki  odwiertów  oraz  urządzeń  do  eksploatacji  węglowodorów”,
NT/TW/26/96/0171 z dnia 14 lutego 1996 r.

W  celu  zachowania  pełnej  sprawności technicznej urządzeń  zabudowanych  na  terenie strefy
przyodwiertowej należy wykonywać następujące czynności obsługowo-konserwacyjne:

−

na bieżąco sprawdzać naciąg pasków klinowych żurawi pompowych,

−

okresowo sprawdzać i ewentualnie uzupełnić olej w skrzyni przekładniowej,

−

okresowo kontrolować stan uszczelnień skrzyni przekładniowej w razie potrzeby
(wycieki oleju) należy wymienić zużyte uszczelnienia,

−

raz na trzy miesiące sprawdzić naciąg wszystkich połączeń śrubowych,

−

raz na miesiąc nasmarować smarem stałym sworznie łączące belkę pociągacza z korbami,

−

raz na rok przeprowadzić konserwację antykorozyjną żurawia poprzez malowanie.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Smarowanie łożysk przeprowadzić wg poniższej tabeli:

Tabela 4. Czasokresy smarowania łożysk [2, s. 8]

Czasookresy smarowania

Miejsce

smarowania

Rodzaj smaru

Uzupe

łnienie

Wymiana

Łożysko wahacza

ŁT2 do łożysk

Raz na 6 m-cy

Raz na 12 m-cy

Belka poci

ągaczy

ŁT2 do łożysk

Raz na 6 m-cy

Raz na 12 m-cy

Poci

ągacz

ŁT2 do łożysk

Raz na 6 m-cy

Raz na 12 m-cy

Konserwację  silnika  elektrycznego  przeprowadzić  zgodnie  z  instrukcją  obsługi  silników
elektrycznych,  natomiast  konserwację  skrzyni  przekładniowej  przeprowadzić  zgodnie
z fabryczną instrukcją.

6.  Zasady  zachowania  bezpieczeństwa  i  higieny  pracy  oraz  bezpieczeństwa

pożarowego
a)

Smarowanie podzespołów żurawia pompowego można przeprowadzać tylko po
wyłączeniu go z ruchu.

b) Napęd pasów klinowych, silnik oraz hamulec muszą być bezwzględnie

zabezpieczone osłonami.

Żuraw musi być zabezpieczony barierką uniemożliwiającą dojście do układu
korbowego niepowołanym osobom.

d) Przed uruchomieniem żurawia należy sprawdzić czy instalacja elektryczna

i podłączenie silnika do sieci elektrycznej są wykonane zgodnie z obowiązującymi
przepisami.

Każdy pracownik wykonujący prace powinien być wyposażony w ubranie robocze,
hełm ochronny oraz okulary ochronne.

Instalacja i narzędzia oraz urządzenia ochronne powinny być utrzymywane w stanie
sprawności technicznej czystości zapewniającej użytkowanie ich bez szkody dla
bezpieczeństwa i zdrowia obsługi.

g) Urządzenia, których uszkodzenie stwierdzono w czasie pracy, powinno być

niezwłocznie zatrzymane. Wznowienie pracy bez usunięcia uszkodzenia jest
niedopuszczalne.

h) Przy

wykonywaniu

prac

konserwacyjno-remontowych

przenośny

sprzęt

oświetleniowy oraz narzędzia z napędem elektrycznym muszą spełniać wymagania
dotyczące ochrony przeciwporażeniowej.

Wszystkie sytuacje awaryjne muszą być natychmiast zgłaszane osobie dozoru lub
kierownikowi kopalni.

7. Zasady postępowania w nagłych awariach stwarzających zagrożenie dla życia

i zdrowia pracowników

Pracę żurawia pompowego należy niezwłocznie wstrzymać w przypadku gdy:

–

nastąpiło rozszczelnienie głowicy lub ropociągu,

–

stwierdzono pożar lub zagrożenie pożarowe, którego nie można usunąć w czasie ruchu
żurawia pompowego,

–

stwierdzono inne zagrożenie dla życia lub zdrowia pracowników, środowiska lub
bezpieczeństwa publicznego.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

W takim przypadku należy niezwłocznie:

−

wyłączyć żuraw pompowy w trybie awaryjnym,

−

ostrzec pracowników znajdujących się w pobliżu miejsca zagrożenia,

−

opuścić miejsce zagrożenia,

−

powiadomić osobę kierownictwa lub dozoru o zaistniałym zagrożeniu.

8. Zagrożenie dla środowiska
Przy eksploatacji strefy przyodwiertowej odwiertów pompowanych mogą powstać
następujące zagrożenia dla środowiska:

−

wyciek oleju ze skrzyni przekładniowej żurawia pompowego,

−

rozlaniu oleju podczas jego wymiany w przekładni żurawia pompowego,

−

rozszczelnienie ropociągu – wyciek ropy naftowej do gruntu.

W przypadku małego wycieku nie stwarzającego zagrożenia dla zdrowia i życia obsługi oraz
prawidłowego przebiegu procesu należy:

−

zlikwidować źródło wycieku (uszczelnić instalację),

−

w przypadku rozlania cieczy – rozlaną ciecz przysypać sorbentem, zebrać do zamkniętego

pojemnika. Powstałą plamę usunąć za pomocą odpowiednich środków będących na
wyposażeniu kopalni.

W  przypadku  stwierdzenia  poważniejszej  awarii  (brak  możliwości  natychmiastowego
usunięcia  nieszczelności  -  np.  pęknięcie ropociągu)  należy  niezwłocznie  wyłączyć  instalację
w trybie awaryjnym oraz przystąpić do neutralizacji zagrożenia.
W  celu  wyeliminowania  ryzyka  przypadkowego rozlania  oleju  należy  zachować  szczególną
uwagę w czasie jego wymiany lub uzupełniania.

Pompy wgłębne żerdziowe z napędem hydraulicznym górnym (bez wahacza)
Przy pompowaniu odwiertów pompami wgłębnymi, zasadniczym warunkiem

prawidłowej  pracy  zestawu  pompowego  jest  unikanie  synchronizacji  drgań  własnych
i wymuszonych  przewodu  pompowego,  w  przeciwnym  bowiem  przypadku  nastąpi
przekroczenie wytrzymałości materiału oraz zerwanie żerdzi.
Aby  tym  zjawiskom  przeciwdziałać  należy  odpowiednio  dobierać  liczbę  skoków,  długość
skoków  laski  pompowej  do  długości  zestawu  pompowego  oraz  określonej  wydajności
w jednostce czasu.
Stosując  różnego  rodzaju  obliczenia  możemy  stwierdzić,  że  najbardziej  korzystnymi
parametrami  dla  zestawu  pompowego  w  czasie  jego  pracy  jest  gdy  liczba  skoków  jest
mniejsza  od  10  a  długość  skoku  jak  największa  np.  od  2  do  9  m.  Ze  znanych  zestawów
pompowych  odpowiadającym  powyższym  wymogom  są  pompy  wgłębne  żerdziowe
z napędem hydraulicznym górnym (bez wahacza).

Rys. 25. Schemat napędu hydraulicznego górnego pompy wgłębnej żerdziowej:

1 – tłok, 2 – cylinder, 3 – dławik, 4 – serwomotor, 5 – pompka, 6 – sprężarka powietrza, 7,8 – grupy zaworów, 9

– zbiornik, 10 – zespół zaworów rozdzielczych, 11 – pompa [7, s. 341]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rozwiązanie takie w znacznym stopniu zmniejsza te trudności i umożliwia stosowanie bardzo
długich  skoków  pompy.  Tuż  ponad  głowicą odwiertu zamontowany  jest  cylinder  o długości
nieco  większej  od  przewidzianego  największego  skoku  żerdzi  dławikowej,  w  którym  to
cylindrze porusza się tłok z trzonem wystającym poniżej dławika, gdy tłok jest w najwyższym
położeniu.  Sprężarka  powietrzna  tłoczy  stale  powietrze  do  zbiornika  cieczy  roboczej,
w którym  automatycznie  utrzymywane  jest  stałe  ciśnienie w  wysokości 25  atmosfer.  Zespół
zaworów

rozdzielczych

cieczy

roboczej,

sterowany

serwomotorem,

doprowadza

i odprowadza  ciecz  do  cylindra  przez  jeden  z  dwóch  grup zaworów  na  pożądaną wysokość.
Pompa wtłacza olej (ciecz robocza) odpływający  z cylindra z powrotem do zbiornika jak też
pompka wtłacza do tegoż zbiornika olej odpływający z serwomotoru.
Agregaty  tego  rodzaju  budowane  są  dla  ciężaru  na  żerdzi  dławikowej  od  5  do  20  t,  przy
liczbie cykli pompowych od 3 do 7 na minutę i dla długości skoku żerdzi dławikowej od 1,8
do 9 m.

Rys. 26. Wykres porównawczy dynamografu pompy wgłębnej [7, s. 341]

Rysunek  nr  26  przedstawia  dwa  wykresy  pracy  pompy  wgłębnej:  wykres  1  przedstawia
poprawną  pracę  pompy  napędzaną  wahaczem,  wykres  2  zaś  poprawną  pracę  pompy  bez
wahacza,  tj.  z  napędem  hydraulicznym.  Porównując  wykresy  możemy  zauważyć,  że  czas
pracy pompy z napędem hydraulicznym jest dłuższy, a zatem znacznie korzystniejszy.

Układ hydrauliczny zamontowany w pozycji pionowej przenosi ruch  na tłok pompy poprzez
zestaw  żerdzi  pompowych.  Poniżej  przedstawiono  zdjęcia  hydraulicznego  żurawia
pompowego pracującego na odwiercie Mozów-1.

Rys. 27 a. Hydrauliczny żuraw pompowy. Rys. 27 b. Hydrauliczny żuraw pompowy.
Odwiert Mozów -1 [ źródło własne] Odwiert Mozów -1 [źródło własne]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 27c. Hydrauliczny żuraw pompowy. Odwiert Mozów -1 [źródło własne]

4.2.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1.  W jaki sposób działa napęd grupowy do pompowania odwiertów?
2.  Jak pracuje indywidualny napęd do pompowania odwiertu?
3.  Z jakich elementów składa się transmisja pompowa?
4.  Co to jest kierat pompowy?
5.  Z jakich urządzeń składa się indywidualny żuraw pompowy?
6.  Na czym polega wyważanie zestawu pompowego?
7.  Jakie parametry decydują o doborze żurawia pompowego?
8.  Jakie urządzenia wchodzą w skład zestawu pompowego w odwiercie?
9.  Do czego służą żerdzie pompowe?
10.  Do czego służy głowica pompowa?
11.  Jakie znasz podstawowe wymiary rur pompowych?
12.  Jakie znasz wymiary żerdzi pompowych?
13.  W jaki sposób łączymy żerdzie pompowe?
14.  Jakie czynności należy wykonać przed uruchomieniem IŻP?
15.  Jakie  czynności  wykonujemy  podczas  uruchamiania  indywidualnego  żurawia

pompowego?

16. W jaki sposób kontrolujemy proces pompowania pompując odwiert IŻP?
17. Jakie

czynności

wykonujemy

podczas

zatrzymania

indywidualnego

żurawia

pompowego?

18. Czy znasz zasady zachowania BHP i ppoż związane z obsługa IŻP?
19. Czy znasz zasady postępowania w przypadkach awaryjnych?

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.2.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Narysuj schemat urządzeń napowierzchniowych, do eksploatacji ropy naftowej metodą

pompowania. Urządzenia obsługują 6 odwiertów, o następujących danych.
Głębokości odwiertów wynoszą:

−

odwierty 1, 2, 3, 4 – 800 m,

−

odwierty 5, 6 – 1000 m.

Odległości pomiędzy odwiertami:

−

odwierty 1, 2, 3, 4 znajdują się w jednej grupie tworzącej kwadrat o boku 200 m,

−

odwierty 5, 6 znajdują się w drugiej grupie, są oddalone od siebie o 300 m i znajdują się
w odległości 500 m od pozostałych odwiertów.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przeczytać odpowiedni fragment w Poradniku dla ucznia dotyczący napędów do

pompowania odwiertów,

2) przeanalizować treść ćwiczenia,
3) ustalić, który rodzaj napędu powinien być zastosowany w tym przypadku (będzie

najkorzystniejszy),

4) narysować odpowiedni układ odwiertów zgodnie z wytycznymi,
5) nanieść na narysowany schemat odwiertów odpowiednie urządzenia napowierzchniowe

i nazwać je,

6) zaprezentować wyniki swojej pracy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

–

papier,

–

przybory do rysowania.

Ćwiczenie 2

Opisz, w odpowiedniej kolejności wszystkie czynności, które powinny być wykonywane

w trakcie uruchomienia, pracy i wyłączenia indywidualnego żurawia pompowego.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1)  opisać czynności, które należy wykonać przed uruchomieniem IŻP,
2)  opisać jakie czynności wykonuje się w trakcie włączania IŻP,
3)  opisać  czynności  (także  kontrolne),  które  należy  wykonać  w  trakcie  normalnej  pracy

indywidualnego żurawia pompowego,

4) opisać jakie czynności wykonuje się w trakcie wyłączenia żurawia,
5) sprawdzić w Poradniku dla ucznia czy zostały wymienione wszystkie konieczne

czynności w poszczególnych etapach pracy IŻP,

6) przedstawić wykonane zadanie.

Wyposażenie stanowiska pracy:

–

papier, długopis,

–

Poradnik dla ucznia.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Ćwiczenie 4

Oblicz ciężar słupa ropy w odwiercie pompowanym oraz całkowite obciążenie na zaczep

pompy wyrażone w kilogramach, mając dane:

−

głębokość zapięcia pompy 1000 metrów od wierzchu,

−

gęstość ropy 0,8 g/cm

−

rury wydobywcze 2

−

średnica żerdzi pompowych 18 mm,

−

gęstość stali 7,8 g/cm

Przy obliczeniach należy pominąć ciężar pompowy.

Tabela do ćwiczenia 4

Rozmiar nominalny [cal]

Średnica zewnętrzna rury [mm]

60,30

73,0

88,9

Jednostkowa masa rury [kg/m]

6,85

9,53

13,7

Grubość ścianki rury [mm]

4,83

5,51

6,45

Średnica wewnętrzna rury [mm]

50,7

62,0

76,0

Średnica zewnętrzna szablonu [mm]

48,29

59,61

72,82

Średnica zewnętrzna złączki [mm]

73,0

88,9

108,0

Pojemność rury [l/m]

2,02

3,02

4,54

Wyporność rury [l/m]

0,86

1,21

1,74

Odmiana wytrzymałościowa
(gatunek stali)

J - 55

L - 80
N - 80

J – 55

L – 80
N - 80

J - 55

L - 80
N - 80

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) przeczytać uważnie treść ćwiczenia,
2) odczytać z tabeli średnicę wewnętrzną rur wydobywczych 2

3)  sprawdzić poprawność jednostek w otrzymanych danych,
4)  obliczyć pole przekroju rury wydobywczej z żerdzią pompową,
5)  obliczyć objętość słupa ropy korzystając ze wzoru na objętość walca, jako pole podstawy

należy przyjąć pole przekroju rury,

6)  obliczyć ciężar słupa płynu uwzględniając gęstość ropy,
7)  obliczyć ciężar żerdzi pompowych,
8)  dokonać  obliczenia  obciążenia  na  zaczep  pompy  sumując  ciężar  żerdzi  pompowych

i ciężar słupa ropy,

9) sprawdzić poprawność obliczeń.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

tabela,

−

papier, długopis,

−

kalkulator.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.2.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) uzasadnić stosowanie napędu grupowego do pompowania odwiertów?



2) wymienić urządzenia przyodwiertowe do pompowania grupowego?



3) opisać pracę napędu grupowego do pompowania ropy z odwiertów?



4) wymienić elementy, które wchodzą w skład transmisji pompowej

z napędem grupowym?



5) opisać postępowanie w przypadku awarii indywidualnego żurawia

pompowego?



6) opisać kierat pompowy oraz zasady jego działania?



7) wymienić elementy składowe indywidualnego żurawia pompowego?



8) wymienić elementy zestawu pompowego?



9) opisać czynności związane z konserwacją IŻP?



10) określić warunki, od których zależy okres eksploatacji żerdzi i rur

pompowych?



11) opisać sposoby uszczelnienia zestawu pompowego, oraz sposób

regulacji szczelności zestawu?



12) wymienić rodzaje kieratów pompowych?



13) określić, jakie występują zagrożenia dla środowiska naturalnego przy

eksploatacji ropy z odwiertów pompowanych?



14) uzasadnić zastosowanie indywidualnego żurawia pompowego?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.3. Rodzaje, budowa oraz charakterystyka pracy pomp wgłębnych

4.3.1. Materiał nauczania

Najbardziej rozpowszechnioną metodą wydobycia ropy naftowej, poza eksploatacją

samoczynną, jest pompowanie. Jest to najbardziej racjonalna metoda wydobycia ropy. Pompy
używane do wydobycia ropy są pompami wgłębnymi.

Stosuje się dwa rodzaje pomp wgłębnych- pompy tłokowe i pompy wirowe.

Pompy  wirowe  składają  się  z  pompy  odśrodkowej  wielostopniowej  napędzanej  silnikiem
elektrycznym. Pompę wraz z silnikiem wprowadza się do odwiertu na rurach wydobywczych.
Silnik elektryczny jest wykonany w obudowie gazoszczelnej i przeciwwybuchowej [EX].
Izolowany kabel elektryczny  jest okryty giętkim  płaszczem  metalowym  i  mocowany wzdłuż
rur wydobywczych. Pompy wirowe (z silnikiem elektrycznym) mają wiele zalet:
–

umożliwiają pompowanie dużych ilości płynów,

–

zużywają małe ilości energii,

–

nadają się do eksploatacji odwiertów kierunkowych oraz poziomych.

Pompy tego typu są bardzo sprawne i praktycznie nie wymagają obsługi.

Wadą pomp wirowych jest trudność z doprowadzeniem energii elektrycznej, zużywanie

się elementów wirujących w przypadku złóż piaskowcowych. Niepraktyczne i niestosowane
są przy małych wydajnościach odwiertów.

Rys. 28. Pompa wgłębna elektryczna „Reda”: 1 – tablica rozdzielcza, 2 – bęben kablowy, 3 – krążek prowadzący,

4 – rury wydobywcze, 5 – kabel elektryczny, 6 – pompa odśrodkowa, 7 – sito, 8 – prożektor, 9 – silnik
elektryczny [7, s. 335]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Pompy wgłębne tłokowe dzielą się na wiele typów i rodzajów. Podział ten jest

uwarunkowany sposobem zapuszczania pompy do odwiertu, sposobem uszczelniania tłoka
w cylindrze oraz sposobem działania.

Podział wgłębnych pomp tłokowych jest następujący:

1. Pompy wgłębne rurowe:

a) z tłokiem stalowym,
b) z uszczelnieniem elastycznym.

2. Pompy wgłębne wpuszczane, normalne:

a)  z tłokiem stalowym,
b)  z uszczelnieniem elastycznym,
c)  z uszczelnieniem płynowym.

3. Pompy wgłębne wpuszczane, odwrócone:

a) z tłokiem stalowym,
b) z uszczelnieniem elastycznym.

4. Pompy wgłębne specjalne.

Rys. 29. Schemat przedstawiający klasyfikację pomp wgłębnych żerdziowych (tłokowych) [7, s. 302]

Rysunek nr 29 przestawia schematyczna budowę pomp:
I- pompa z zapuszczanym zaworem ssącym niezależnie i uszczelnieniem miękkim

manszetowy,

II- pompa z zapuszczanym zaworem ssącym niezależnie i z uszczelnieniem przez

doszlifowanie tłoka stalowego,

III-  pompa wpuszczana z uszczelnieniem płynowym zapuszczana wraz z zaworem ssącym,
IV-  pompa wpuszczana, zapuszczana wraz z zaworem ssącym,
V-  pompa odwrócona gdzie tłok jest nieruchomy o przesuwa się cylinder.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

W polskim przemyśle naftowym stosuje się przeważnie pompy tłokowe. Są to pompy

ssąco-tłoczące, składające się z cylindra, tłoka lub rury z zaworem tłoczącym i z zaworu
ssącego (zawór stopowy). Ze względu na pracę rur w otworze wiertniczym, nadany jej został
odpowiedni kształt o odpowiedniej średnicy i długości.

Początkowo do pompowania odwiertów ropnych stosowano pompy z cylindrem

żeliwnym.  Miały  one  u  dołu  mufę  łączącą  z  sitem  a  u  góry  mufę  do  połączenia  z  rurami
pompowymi. W dolnej części cylindra umieszczony był zawór stopowy (ssący), uszczelniony
skórzanymi  manszetami.  W  górnej  części tego zaworu  umieszczono tzw.  kapliczkę w której
znajdował  się  zawór  kulowy.W  cylindrze  poruszał się tłok  uszczelniony  również  za  pomocą
skórzanych manszetów usztywnionych metalowymi pierścieniami. U góry tłoka umieszczono
zawór tłoczący w podobnym wykonaniu jak zawór ssący.

Na tłoki z uszczelnieniem manszetowym niszcząco działają zanieczyszczenia

mechaniczne np. piasek, dlatego też zostały wyparte przez tłoki stalowe.
Pompy z tłokiem stalowym muszą być starannie wykonane, ponieważ szczelność tłoka
i cylindra polega na precyzyjnym doszlifowaniu ich powierzchni. Tego typu pompy pracują
zdecydowanie dłuższy czas i są bardziej odporne na zatarcia a tym samym mniej awaryjnych
wymian lub napraw.

Rys. 30. Pompa z tłokiem uszczelnionym za pomocą manszetów skórzanych: 1– mufa, 2 – tłok, 3 – pierścień stalowy,

4 – manszet, 5 – cylinder pompy, 6 – kapliczka, 7 – zawór stopowy, 8- mufa [3, s. 97]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Osobny rodzaj stanowią pompy z uszczelnieniem płynowym, w którym uszczelnienie

pomiędzy tulejami tłoka a tuleją cylindra stanowi cieniutka warstwa ropy o grubości 0,25
mm, znajdująca się pomiędzy tulejami, które przemieszczają się teleskopowo względem
siebie (rysunek nr 31).

Początkowo bardzo szerokie zastosowanie w kopalnictwie naftowym znalazły

produkowane w kraju pompy rurowe typu R-2 (rysunek nr 32) oraz pompa PWR-1, PWR-2.
Pompa R2 jest pompą trzy zaworową z tłokiem zaopatrzonym w tuleje krótkie wykonane ze
stali stopowej. Tulejki te po nałożeniu na rurę tłokową i zaciśnięciu na nagwintowany stożek
zostają oszlifowane i dopasowane do cylindra. Znajdujący się u dołu zawór ssący
uszczelniony jest w gnieździe za pomocą pierścieni skórzanych.

Zawór ssący wyciąga się następująco: obracając opuszczony tłok zazębia się tulejkę

ochraniającą nagwintowany stożek, który znajduje się pod dolnym zaworem tłoczącym, przez
co tulejka obracając się na gwincie podchodzi do góry odsłania nagwintowany stożek, który
można następnie przykręcić do nagwintowanej stożkowej mufy zaworu stopowego.

Skok tłoka w tej pompie wynosi 600 mm, średnica tłoka 42 mm, długość tłoka 1200 mm,

długość cylindra 1800 mm, max. średnica zewnętrzna pompy 72 mm, a jej całkowita długość
2270 mm, ciężar pompy 40 kg.

Rys. 31. Pompa z uszczelnieniem Rys. 32. Pompa rurowa typu R 2

płynowym. [3, s. 99] z niezależnymi zaworami. [3, s. 100]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Pompy do pompowania odwiertów głębokich
Zasada działania pomp dla odwiertów głębokich jest taka sama jak pomp opisanych

powyżej.  Występują  tu  jednak  inne  zjawiska  z  powodu  znacznego  ciężaru  słupa  cieczy
spoczywającego  na  tłoku  i  żerdziach.  Pompy  te  muszą  charakteryzować  się  wyższą
szczelnością,  muszą  być  dokładnie  doszlifowane  i  dłuższe  [3000  mm].  Ponieważ  tłok  jest
dłuższy,  więc  i  cylinder  musi  być  odpowiednio  przedłużony.  Cylindry  te  są  specjalnej
konstrukcji,  składają  się  bowiem  z  dowolnej  liczby  tulejek  o  określonej  stałej  długości,
o starannie  obrobionej  wewnętrznej  średnicy.  Właściwy  cylinder  powstaje  w  ten  sposób,  że
potrzebną  liczbę  tulejek  nasuwa  się  na  trzon  i  wsuwa  do  rury  ochronnej  czyli  pochwy.
Pochwa  zaopatrzona  jest  na  obu  końcach  w  wzmocnione  mufy,  które opierają  się  o  brzeżne
tulejki,  tak  aby  zwarły  się  z  sobą  i  utworzyły  jednolitą  wewnętrzną  powierzchnię.  Po
skręceniu muf usuwa się trzon i zastępuje tłokiem. Zawór stopowy jest tak skonstruowany, że
może  być  wyciągnięty  na  powierzchnię  razem  z  tłokiem.  Tłok  jest  zewnętrznie  dokładnie
oszlifowany.  Na  górnym  końcu  tłoka  przykręcona  jest  kapliczka  z  zaworem  kulkowym,  na
dolnym zaś końcu dolna nakrętka tłoka. Kapliczka ma u góry czop dla połączenia z żerdziami
pompowymi.

Innym rodzajem są tzw. pompy wpuszczane, mające tą właściwość, że całą pompę czyli

tłok,  cylinder  i  zawór  ssący,  można  zapuścić  i  wyciągnąć  na  żerdziach  bez  potrzeby
wyciągania rur pompowych.
Wadą  tych  pomp  jest  mniejszy  przekrój  tłoka,  a  więc  mniejsza  wydajność  dla  danych
wymiarów  rur  pompowych.  Pompy  wpuszczane  mają  różne  konstrukcje  i  sposoby
mocowania (kotwiczenia) w rurach pompowych. Starsze typy pomp  wpuszczanych  łączy  się
przy  pomocy  zaczepów  sprężynowych,  które  zapuszcza  się  na  specjalnie  przygotowanym
łączniku  rur  pompowych,  szczególną  uwagę  należy  zwracać  na  dopasowanie  długości
zestawu  żerdzi  pompowych  gdyż  niedokładny  pomiar  długości  zestawu  może  powodować
wypinanie się pompy z zaczepu lub jej rozszczelnianie. Obecnie rozpowszechnione są pompy
wpuszczane, zapinane na pakerze w rurach pompowych.

Zasady działania pompy tłokowej
Działanie pompy wgłębnej tłokowej jest następujące:

Przy  ruchu  tłoka  w  górę  zawór  ssący  (stopowy)  otwiera  się  wskutek  obniżania  ciśnienia
wewnątrz cylindra pod tłokiem i ropa znajdująca się w odwiercie napływa do cylindra. W tym
czasie górny zawór tłoczący jest zamknięty. Po osiągnięciu górnego martwego położenia tłok
rozpoczyna  ruch  w  dół.  Zawór  ssący,  stopowy  zamyka  się  wówczas,  a  otwiera  się  zawór
tłoczący w tłoku i ropa przepływa z cylindra poprzez wydrążony tłok do przestrzeni rurowej
nad  nim.  W  ten  sposób  przy  ruchu  tłoka  w  górę  następuje  zasysanie  ropy  do  cylindra
pompowego,  a  przy  ruchu  tłoka  w  dół  następuje  wytłaczanie  ropy  z  cylindra  do  rur
pompowych powyżej pompy.

Rozruch pompowania odwiertu ropno-gazowego
Po zapuszczeniu pompy do odwiertu na określoną głębokość, nad tłokiem nie ma płynu

w  rurach  pompowych  lub  jest  bardzo  nisko  w  odwiercie,  ponieważ  słup  ropy  jest
odgazowany.  Każdy  skok  tłoka  dostarcza  do  rur  pompowych  pewną  ilość  płynu
odpowiadającą  wewnętrznej  średnicy  cylindra  i  skokowi  tłoka  oraz  proporcjonalną  do
sprawności pompy.

Dzieje się to tak długo, dopóki rury pompowe nie wypełnią się ropą, aż do wierzchu.

Jednocześnie  nacisk  na  zawór  tłoczący  i  poprzez  płyn  pod  tłokiem  na  złoże  z  każdym
skokiem pompy  maleje ponieważ  następuje zgazowanie ropy  i tym samym odciążenie złoża
słupem  hydrostatycznym  cieczy  znajdującym  się  w  rurach  pompowych.  Jeśli  zgazowanie
ropy  jest  wysokie  i  powstają  tzw.  poduszki  gazowe  należy  sprawdzić  czy  głębokość

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

zapuszczenia pompy jest prawidłowa, czy nie jest zawieszona zbyt wysoko. Następnie należy
sprawdzić czy ilość skoków i długość skoku pompy jest prawidłowo dobrana do wydajności
odwiertu. W przypadkach występowania zgazowanej ropy w zestawach pompowych montuje
się degazator, którego zadaniem jest odgazowanie pompowanego słupa ropy i odprowadzenie
gazu do przestrzeni rurowej.

Rys. 33. Schemat działania pompy wgłębnej rurowej: a) kierunek ruchu w dół, cykl wytłaczania cieczy do rur

wydobywczych, b) kierunek ruchu w górę, cykl zassania cieczy do wnętrza pompy [opracowanie własne]

Rozruch pompowania odwiertu ropno-gazowego
Po zapuszczeniu pompy do odwiertu na określoną głębokość, nad tłokiem nie ma płynu

Dzieje się to tak długo, dopóki rury pompowe nie wypełnią się ropą, aż do wierzchu.

Jednocześnie  nacisk  na  zawór  tłoczący  i  poprzez  płyn  pod  tłokiem  na  złoża  z  każdym
skokiem  pompy  maleje  ponieważ  następuje zgazowanie  ropy  i  tym  samym odciążenie złoża
słupem  hydrostatycznym  cieczy  znajdującym  się  w  rurach  pompowych.  Jeśli  zagazowanie
ropy  jest  wysokie  i  powstają  tzw.  poduszki  gazowe  należy  sprawdzić  czy  głębokość
zapuszczenia pompy jest prawidłowa, czy nie jest zawieszona zbyt wysoko. Następnie należy
sprawdzić czy ilość skoków i długość skoku pompy jest prawidłowo dobrana do wydajności
odwiertu.  W  przypadkach  występowania  zagazowanej  ropy  w  zestawach  pompowych
montuje  się  degazator,  którego  zadaniem  jest  odgazowanie  pompowanego  słupa  ropy
i odprowadzenie gazu do przestrzeni rurowej.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Wydajność pomp wgłębnych
Teoretyczną wydajność pompy obliczamy według wzoru :

Q= F· s· n·

ρ· 24· 60 [kg/dobę]

gdzie:
F – powierzchnia przekroju tłoka [m²],
s – skok żerdzi dławikowej (laski pompowej ) [m],
n – liczba skoków na minutę [1min],
ρ - gęstość cieczy [kg/m

Tak określona wydajność jest pojęciem umownym, gdyż zamiast rzeczywistego skoku tłoka,
podany wzór zawiera skok żerdzi dławikowej .Wydajność rzeczywistą oblicza się ze wzoru:

= F· s

· n·

ρ ·24· 60· α

gdzie:
s

- skok tłoka [m],

α – bezwymiarowy współczynnik wydajności zwany często sprawnością wolumetryczną
pompy lub krótko – sprawnością pompy.

Sprawność pompy jest także wielkością zależną od kilku czynników i przedstawiającą

stosunek wydobywanej ropy (cieczy) do objętości teoretycznej obliczoną z iloczynu
powierzchni przekroju tłoka i długości skoku żerdzi dławikowej (laski). Współczynnik
wydajności α przyjmuje się w granicach od 0,1 do 1,0. Za poprawny uważa się α od 0,7 do 0,8.

Przy pompowaniu, gdzie napęd przenoszony jest z kieratu pompowego przez system

transmisji do żurawia pompowego, skok laski pompowej powinien wynosić od 0,5 do 3,0 m
a liczba skoków zależnie od urządzenia (kiwonu) powinna wynosi od 5 do 25 skoków na
minutę. Powyższe parametry w przypadku pomp specjalnych i indywidualnych żurawi
pompowych dobierane są indywidualnie.

Technika pompowania i racjonalna eksploatacja odwiertów
Techniczne warunki powinny być dostosowane do właściwości złoża. Należy przy tym

zwrócić  uwagę  czy  każdy  odwiert  był  badany  indywidualnie  i  po określeniu charakterystyki
odwiertu, dobiera się warunki pompowania, którymi są:
a)  zanurzenie pompy,
b)  średnica cylindra pompowego,
c)  skok tłoka pompy,
d)  liczba skoków w jednostce czasu.
Powyższe dane pozwalają na dobór żerdzi pompowych i żurawia pompowego.
W każdym odwiercie wykonuje się następujące pomiary:
a)  pomiar głębokości odwiertu,
b)  krzywizny odwiertu,
c)  pomiar poziomu płynów,
d)  ciśnienia złożonego i głowicowego,
e)  wydajności chwilowej,
f)  produkcji dobowej.
Pobiera się również próbki ropy i wody z spodu odwiertu.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Badania jakości pompowanych płynów.

Jednym  z  ważniejszych  warunków  mających  wpływ  na  reżim  pompowania  odwiertów  jest
jakość pompowanego płynu (ropa, ropa+ woda).
Każdy odwiert  pompowany  ma  określony  harmonogram pobierania  próbek ropy  do  analizy.
Na bieżąco wykonuje się analizy skrócone, gdzie określa się takie parametry jak:

−

ciężar właściwy,

−

zasolenie,

−

zanieczyszczenia stałe,

−

zawartość wody,

−

zawartość siarkowodoru (H

S).

Próbki  do  analizy  pobierane  są  przez  obsługę  danej  jednostki  (kopalni)  i  dostarczane  do
laboratorium lub punktu badań na danej jednostce.
Pobieranie płynu  do  analizy  odbywa  się przez  specjalnie  przygotowane  do  tego celu  króćce
pobiercze w specjalne pojemniki.
Analizy  dostarczają  informacji  o  jakości pompowanego  płynu  i tym  samym  upoważniają  do
podejmowania decyzji o ewentualnej zmianie reżimu pompowania.
Przykładowa analiza płynu złożowego (ropy):

−

gęstość – 0,82 g/cm

−

zasolenie Cl

–

– 30 mg/l,

−

zanieczyszczenia stałe – 0,5%,

−

woda – 0 %,

−

S – 10 mg/l.

Wydobywanie ropy musi być oparte o prawidłowe parametry wydobycia , tj. wydobycie

dobowe  zgodnie  z  ustalonymi  warunkami  dozwolonych  poborów,  określanych  jeden  raz  na
rok w  protokole  „dozwolonych  poborów” zatwierdzonych  przez  Kierownika  Ruchu Zakładu
Górniczego.  Wydobywana  ropa  musi  także  odpowiadać  właściwym  normom  handlowym,
między  innymi  parametrom  jakościowym.  Podwyższona  zawartość  zasolenia  oraz
pojawiająca  się  woda  może  świadczyć  o  zbyt  intensywnym  wydobyciu  ropy.  Wobec
powyższego  zachodzi  konieczność  korekty  warunków  eksploatacji.  Podstawowym
warunkiem  ustalenia  właściwego  sposobu  eksploatacji  jest  znajomość  ciśnienia  złożowego
i prędkości  przepływu  płynu  do  odwiertu.  Na  podstawie  tych  danych  można  ustalić
potencjalną  zdolność  produkcyjną  odwiertu,  określić  głębokość  zanurzenia  (zawieszenia)
pompy, właściwą średnicę pompy, okres pompowania, itd.

Znajomość tych danych w warunkach statycznych oraz dynamicznych określi wstępnie

sposób  i  tempo  pompowania.  Kontrola  i  rejestr  tych  danych  oraz  ciśnienia  dynamicznego
(ruchowego)  określa  dynamikę  złoża.  Kontrolę  taką  przeprowadza  się  poprzez  pomiar
dynamicznego  poziomu  płynu  w  odwiercie  w  określonych  odstępach  czasu.  Poziom  ten
charakteryzuje  przede  wszystkim  praca  pompy.  Praca  pompy  jest  prawidłowa,  a  reżim
pompowania  odwiertu  jest  poprawny,  jeżeli  dynamiczny  poziom  płynu  w  odwiercie  jest
stosunkowo  niski,  a  pompa  na  całej  długości  jest  zanurzona  w  ropie.  Jeżeli  dynamiczny
poziom  płynu  znajduje  się  u  spodniego  zaworu  pompy,  nie  można  już  zwykłym  sposobem
wpłynąć  na  zmianę  reżimu  pracy  pompy.  W  tym  przypadku  mamy  do  czynienia  z  małym
współczynnikiem  wydajności  pompy,  który  można  zmienić  jedynie  przez  zmianę  sposobu
pracy  pompy.  Do  takich  sposobów  należy  zmniejszenie  średnicy  cylindra  pompy,  zmiana
liczby skoków lub długości skoku laski pompowej. W niektórych przypadkach konieczne jest
przejście z pompowania ciągłego na okresowe.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Przy wysokim poziomie dynamicznym należy odróżnić dwa przypadki:
a) współczynnik sprawności jest duży. Przez zmianę parametrów pracy pompy lub wymianę

samej pompy można przyspieszyć wydobywanie płynu oraz obniżyć poziom dynamiczny
płynu w odwiercie,

b) przy wysokim poziomie dynamicznym płynu współczynnik sprawności pompy jest mały.

Wskazuje to na niewłaściwe działanie pompy, wynikające np. z nieszczelności zaworów
lub rur pompowych, z uderzenia tłoka o dolny zawór, z zagazowania pompy, itd.

Do kontroli optymalnych i prawidłowych parametrów pompowania ropy z odwiertu służy

wiele metod. Jedną z nich jest zastosowanie echometru. Metoda ta jest oparta na wzbudzaniu
u  wierzchu  odwiertu  akustycznego  impulsu  i  zarejestrowaniu  jego  odbicia  od  muf  rurek
produkcyjnych  lub  specjalnych  znaków  (reperów)  oraz  od  powierzchni  płynu  w  odwiercie.
Jest  to  metoda  w  dzisiejszym  czasie  powszechnie  stosowana  do  wyznaczania  głębokości
zwierciadła ropy w odwiercie.

W technice pompowania należy uwzględnić następujące warunki:
1.  Prędkość  ruchu  tłoka  powinna  być  we  właściwym  stosunku  do  zanurzenia  pompy  aby

zmniejszyć opory powstające przy przepływie ropy przez zawór stopowy.

2. Odpowiednie zanurzenie pompy ułatwia przezwyciężenie oporów wywołanych

przepływem ropy przez dwa przewężenia przekroju zaworów.

3. Zanurzenie pompy, przyspieszając przepływ ropy do cylindra, usuwa niebezpieczeństwo

zagazowania pompy.

4. Długość skoków tłoka oraz ich liczba w jednostce czasu powinna być ustalona

w zależności od zanurzenia, głębokości odwiertu, przypływu ropy, ciśnienia złożowego.

5. Zrównoważenie obciążenie tłoka, czyli tzw. wyważenie pompy, jest ważnym czynnikiem

dobrego funkcjonowania pompowania – zmniejsza zużycie energii napędowej i zużycie
urządzenia.

Jednym  z  najbardziej  rozpowszechnionych  aparatów  pomiarowych  do  badania  pracy  pomp
wgłębnych  jest  indykator  –  dynamograf  pompowy.  Urządzeniem  tym  mierzymy  naprężenia
powstające  w  oszlifowanej  lasce  żurawia    pompowego  podczas  pracy  zestawu  pompowego.
Naprężenia  są  przenoszone  na  wykres  charakteryzujący  pracę  pompy,  nazywany
dynamogramem pompowym.

Tabela nr 5 prezentuje teoretyczne i rzeczywiste typowe dynamogramy przedstawiające pracę
pomp wgłębnych wraz z ich objaśnieniami.

Tabela 5.

Teoretyczne i rzeczywiste typowe dynamogramy prac pomp wgłębnych z objaśnieniami [3, s. 121]

Rzeczywiste

Teoretyczne

Objaśnienie

1. Nieszczelny zawór tłoczący, zbyt luźne

pasowanie  tłoka.  Strata  płynu  przy  ruchu
do  góry.  Linia  wydłużenia  żerdzi  AB
bardzo pochyła, linia skrócenia żerdzi CD
stroma.

2. Nieszczelny zawór ssący lub gniazda

zaworu, nieszczelne połączenia mufowe
pompy. Linia AB stroma, CD-pochyła.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rzeczywiste

Teoretyczne

Objaśnienie

3. Zagazowanie pompy. W prawym górnym

rogu wykresu język. Linia CD zgięta.

4. Cylinder nie wypełnia się dostatecznie

przy ruchu tłoka w górę . Przypadek 3
wykres podobny.

5. Tłok wychodzi bardzo wysoko z cylindra.

Język prawo –dół.

6. Tłok opuszczony zbyt nisko uderza o

zawór ssący(stopowy) lub zacina się na
dole. Pętla lewo – dół.

7. Tłok zacina się w górze. Język ku górze,

góra –prawo.

8. Tłok przychwycony.

9. Żerdzie zerwane.

4.3.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1.  Jakie rodzaje pomp wgłębnych stosowane są do wydobycia ropy?
2.  Jakie rodzaje uszczelnień tłoka i cylindra są stosowane w pompach tłokowych?
3.  Z jakich podstawowych elementów składa się pompa tłokowa?
4.  Jaką rolę spełnia zawór kulowy ssący (stopowy)?
5.  Jaką rolę spełnia zawór kulowy tłoczący?
6.  W jakich warunkach można zastosować uszczelnienie manszetowe pompy?
7.  Jakie znasz rodzaje cylindrów pompowych ze względu na ich wykonanie?
8.  W jakich warunkach można stosować pompy z doszlifowanym uszczelnieniem?
9.  W której części pompy znajduje się zawór ssący (stopowy)?
10.  W której części pompy znajduje się zawór tłoczący?

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1)  przeanalizować załączony rysunek,
2)  przeczytać odpowiedni fragment Poradnika dla ucznia, dotyczący charakterystyki pomp,
3)  opisać każdy z elementów oznaczonych numerem na rysunku,
4)  omówić zadania każdego z elementów, oraz wyjaśnić typ uszczelnienia,
4)  sprawdzić poprawność wykonania ćwiczenia i zaprezentować wyniki.

Wyposażenie stanowiska pracy:

–

papier, długopis,

–

schemat pompy,

–

Poradnik dla ucznia.

Ćwiczenie 2

Opisz zasadę działania pompy wgłębnej rurowej na przykładzie załączonego schematu.

Rysunek do ćwiczenia 2

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1)  przygotować stanowisko pracy,
2)  na rysunku pompy zaznaczyć podstawowe jej elementy,
3)  ułożyć i zapisać plan pełnego cyklu pracy pompy z rozbiciem na poszczególne fazy,
4)  upewnić  się,  że  w  planie  pracy  pompy  zachowana  jest  odpowiednia  kolejność

następujących po sobie czynności,

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

5) zaznaczyć na rysunku kierunki ruchu tłoka pompy i płynów w poszczególnych fazach

pracy,

6) opisać działanie pompy wgłębnej i zachodzące procesy wykorzystując wcześniej

przygotowany plan i uzupełniony rysunek,

7) przedstawić i omówić z grupą opis pracy pompy.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

rysunek pompy,

−

papier.

Ćwiczenie 3

Oblicz wydajność pompy mając dane:

−

średnica tłoka – 32 mm,

−

skok żerdzi (laski pompowej) – 200 cm,

−

liczba skoków na 1 minutę – 20,

−

gęstość ropy naftowej – 800 kg/m

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1)  przeczytać uważnie treść ćwiczenia,
2)  zapisać wzór na wydajność pompy,
3)  sprawdzić czy posiadasz wszystkie dane,
4)  sprawdzić jednostki danych do zadania z jednostkami ze wzoru,
5)  przeliczyć otrzymane dane dostosowując je do wzoru,
6)  podstawić dane do wzoru i dokonać obliczeń.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

papier,

−

kalkulator,

−

Poradnik dla ucznia.

4.3.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) wymienić rodzaje pomp tłokowych?



2) opisać budowę dowolnej pompy wgłębnej?



3) wskazać różnicę pomiędzy uszczelnieniem manszetowym

a uszczelnieniem płynowym pomp?



4) opisać możliwości zastosowania pompy elektrycznej?



5) wyjaśnić powody, dla których uszczelnienie tłoka pompy

względem cylindra jest tak ważne?



6) opisać warunki stosowania pompy wgłębnej z uszczelnieniem

płynowym?



7) określić, jakie badania ropy wykonuje się w trakcie jej wydobycia

z odwiertu?



8) wyjaśnić, co to jest dozwolony pobór ropy i gazu z odwiertu i na

podstawie czego jest wyznaczany?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.4. Zapuszczanie i wyciąganie zestawów pompowych

4.4.2. Materiał nauczania

Zapuszczanie do odwiertu zestawów pompowych jest przedsięwzięciem związanym

z całkowitą zmianą urządzeń eksploatacyjnych. Urządzenia pracujące przy samoczynnym
wydobyciu ropy ze złoża, muszą być zamienione na urządzenia przeznaczone do wydobycia
mechanicznego. Mamy wówczas do czynienia z procesem przezbrajania odwiertu.

Zapuszczanie zestawu pompowego, odbywa się z urządzenia specjalnie do tego

przeznaczonego  i  wymaga  bardzo  dokładnego  obliczenia  długości  żerdzi  pompowych.
Niestaranny  dobór  żerdzi  w  trakcie  zapuszczania  górnej  partii  zestawu  może  spowodować
sytuację,  że  połączenie  żerdzi  (mufa  ,czop)  znajdzie  się  w  głowicy  pompowej  co  jest
niedopuszczalne.  Gdy  powyższa  sytuacja  ma  miejsce  i  długość  zestawu  jest  źle  dobrana
pozostaje  jedynie  skrócenie  skoku  tłoka  pompy  co  wpływa  niekorzystnie  na  jej  wydajność.
Rozwiązanie  tego  problemu  w  opisany  powyżej  sposób  nie  powinno  mieć  miejsca
w rzeczywistości.  W  związku  z  tym,  że  prace  związane  z  przezbrojeniem  wylotu  odwiertu
z prewentera  na  głowicę  pompową  absorbują  uwagę  na  dopasowaniu  parametrów  zestawu,
należy pamiętać o stanie równowagi płynów w odwiercie i systematycznie dotłaczać płyn.

Rozruch zestawu pompowego, przystąpienie do ponownej eksploatacji. Po

zakończeniu  prac  związanych  z  przezbrajaniem  odwiertu  oraz  demontażu  urządzenia
wiertniczego  przystępuje  się  do  montażu  żurawia  pompowego  sprawdzając  jednocześnie
ustawienie  jego  parametrów  i  w  razie  potrzeby  korygując  je.  Korekta  ustawień  żurawia
wynika z tego, iż jak wspomniano wcześniej podczas naprawy i wymiany elementów zestawu
pompowego  mogły  zmienić  się  jego  wcześniejsze  parametry,  np.  zmian  średnicy  pompy,
długość  skoku  tłoka,  głębokość  zapięcia  pompy,  zmiana  średnicy  żerdzi  pompowych.  Po
doborze  parametrów  pracy  żurawia  pompowego  przystępuje  się  do  próbnego  pompowania.
Szczególna  uwagę  należy  zwrócić  na  czas  pojawienia  się  płynu  na  powierzchni.  Znając
charakterystykę  pracy  zestawu  określamy  wydajność  teoretyczną  i  w  przypadku  kiedy  płyn
nie pojawia się na powierzchni należy podjąć czynności sprawdzające. W przypadku gdy płyn
pojawia się na powierzchni w wyliczonym czasie przystępujemy do standardowej eksploatacji
odwiertu przez pompowanie.

Urządzenia

służące

zapuszczania

zestawów

pompowych

są

identyczne

z urządzeniami do wyciągania zestawów pompowych, oraz rur wydobywczych ( procesy
obróbki odwiertów)

1. Winda wyciągowa

Przy wyciąganiu i zapuszczaniu zestawów pompowych na odwiertach płytkich do 1000

metrów  stosuje  się  różnego  rodzaju  windy  wyciągowe  przewoźne  lub  samojezdne  (rys  34).
Stosowane  windy  wyciągowe  samojezdne  były  wyposażane  w  bębny  linowe  napędzane
z silnika spalinowego ciągnika lub z niezależnie zabudowanego silnika elektrycznego. Napęd
przenoszony  był  przez  przesuwną  przekładnię  zębatą  umożliwiająca  zmianę  obrotów  bębna
linowego  co  miało  istotne  znaczenie  przy  pracach  w  odwiercie.  Przy  odwiertach  na  stałe
zamontowane  były  trójnogi  lub  maszty (rys 35), które umożliwiały  sprawną  pracę zespołów
wykonujących wyciąganie i zapuszczanie zestawów pompowych.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Rys. 34. Wyciąg samojezdny [3, s. 128] Rys. 35. Maszt [3 , s. 129]

Pozostałe  urządzenia,  które  mają  zastosowanie  przy  zapuszczaniu  rur  wydobywczych
i zestawów  pompowych,  są  używane  także  przy  rekonstrukcji  (obróbce)  odwiertów.
Omówiono je w poradniku  jednostki  modułowej  Z4.03 – „Wykonywanie obróbki odwiertów
eksploatacyjnych”.

4.4.2 Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1. W jaki sposób i kto wykonuje wymiany zestawów pompowych?
2. Na podstawie jakiego dokumentu przystępuje się do prac wyciągania i zapuszczania

zestawów pompowych?

3.  W jaki sposób zabezpiecza się odwiert w czasie zapuszczania zestawu pompowego?
4.  Jakie znasz urządzenia do obróbki odwiertów?
5.  Kontrolę jakich elementów należy przeprowadzić po zapuszczeniu zestawu pompowego?

4.4.3 Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Sporządź listę czynności, które należy wykonać w trakcie zapuszczania zestawu

pompowego. Wyjaśnij jakie zdarzenia decydują o kwalifikacji tego zestawu do zapuszczenia
do odwiertu.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) zapoznać się z treścią rozdziału Poradnika dla ucznia, gdzie wyjaśniono w jakich

przypadkach zestaw pompowy kwalifikuje się do zapuszczenia,

2) wypisać czynności, które muszą być wykonywane, aby przygotować odwiert do

zapuszczenia zestawu pompowego,

3) zwrócić szczególną uwagę na czynności, które wykonuje się w celu zabezpieczenia

odwiertu i sprawdzić czy są one zawarte w zapisanych wcześniej punktach,

4) opisać przyczyny, które decydują o zapuszczeniu zestawu pompowego do odwiertu,
5) zaprezentować wykonane ćwiczenie.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

papier,

−

długopis,

−

Poradnik dla ucznia.

4.4.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) opisać czynności, które należy wykonać przed przystąpieniem

do zapuszczania zestawu pompowego?



2) odpowiedzieć dlaczego należy dokonywać regulacji żurawia

pompowego?



3) odpowiedzieć dlaczego dotłacza się płyny do odwiertu w trakcie

zapuszczania zestawów pompowych?



4) scharakteryzować jakie prace wykonuje się w trakcie

zapuszczania zestawów pompowych aby nie dopuścić do
niekontrolowanego wypływu płynu z odwiertu?



5) wymienić przypadki uszkodzenia zestawów pompowych?



6) opisać zagrożenia występujące w czasie zapuszczania pompy?



7) wymienić urządzenia niezbędne na kopalni, by proces

zapuszczania zestawu przebiegał bez zakłóceń?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.5. Przepisy techniczne i instrukcje obowiązujące przy wydobyciu

ropy naftowej metodą pompowania

4.5.1. Materiał nauczania

Podstawowym aktem prawnym, który określa w jakim zakresie przedsiębiorca może

prowadzić działalność górniczą jest ustawa:
Prawo Geologiczne i Górnicze (Dz.U. 27 z 1994r. z późniejszymi zmianami).
Obejmuje wszystkie działy górnictwa w tym:

−

górnictwo podziemne,

−

górnictwo odkrywkowe,

−

wydobywanie kopalin metodą otworową,

−

eksploatacja kopalin na akwenach morskich,

−

składowanie odpadów w górotworze.

Do każdej ustawy wydawane są akty prawne wykonawcze zwane rozporządzeniami.
Rozporządzenia określają zasady prowadzenia określonej działalności górniczej w tym
przypadku wydobywanie kopaliny metodą otworową.

Rozporządzenia wydają m.in. ministrowie w zależności od właściwości prawnych,

którym dany zakres podlega.

Do podstawowych aktów prawnych wydanych w formie rozporządzenia zaliczamy:

1. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28.06.2002 r. w sprawie bezpieczeństwa

i higieny

pracy,

prowadzenia

ruchu

oraz

specjalistycznego

zabezpieczenia

przeciwpożarowego w zakładach górniczych wydobywających kopaliny otworami
wiertniczymi ( Dz. U. nr 109 z 2002 r.).

2. Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji w sprawie zagrożeń

naturalnych w Zakładach Górniczych z dnia 14.06.2003 r.

3. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 11.06.2002 r. w sprawie kwalifikacji

wymaganych od osób kierownictwa i dozoru ruchu zakładów górniczych, mierniczego
górniczego i geologa górniczego oraz wykazu stanowisk w ruchu zakładu górniczego,
które wymagają szczególnych kwalifikacji.

4. Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 14.06.2002 r.

w sprawie planów ruchu zakładu górniczego (Dz. U. nr 94 z 2003 r. z późniejszymi
zmianami ).

Ruch zakładu górniczego odbywa się zgodnie z zasadami techniki górniczej

i zatwierdzonym  Planem  Ruchu  Zakładu  Górniczego,  który  określa  szczegółowo
przedsięwzięcia niezbędne w celu zapewnienia:
a)  bezpieczeństwa powszechnego,
b)  bezpieczeństwa pożarowego,
c)  bezpieczeństwa i higieny pracy pracowników i zakładu górniczego,
d)  prawidłowej i racjonalnej gospodarki złożem,
e)  ochrony środowiska wraz z obiektami budowlanymi,
f)  zapobiegania szkodom i ich naprawianie.

Plany ruchu opracowuje się w dwóch częściach: części podstawowej i części

szczegółowej.

Część podstawowa obejmuje swoim opracowaniem podstawowe dane o przedsiębiorcy,

jego organizacji oraz działalności jaką zamierza prowadzić w ramach posiadanej koncesji na

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

eksploatację  danej  kopaliny.  Ogólne  dane  o  budowie  geologicznej  złoża,  określa  również
jakie  zagrożenia  naturalne  mogą  występować  przy  prowadzeniu  działalności  górniczej.
Przedstawia  też  jakie  oddziaływanie  będzie  powodować  ta  działalność  górnicza  na
środowisko.  Dane  zawarte  w  części  podstawowej  nie  podlegają  częstej  korekcie
i przedstawione są w formie rozdziałów.

Część szczegółowa przedstawia działalność, jaką zamierza prowadzić przedsiębiorca

w celu wydobywania kopaliny metodą otworową, jaką jest eksploatacja ropy naftowej i gazu
ziemnego. Wyrażona jest w formie 25 punktów.

Część szczegółowa zawiera dane w zakresie:

1. Nazwa, adres i dane teleadresowe oraz inne środki łączności zakładu górniczego, obiektu

terenowego, jednostki terenowej, jak również nazwy najbliższych stacji kolejowych.

2. Rodzaj oraz podstawowe własności fizykochemiczne wydobywanej kopaliny głównej

i towarzyszącej.

3. Podstawowe dane geologiczne i hydrogeologiczne złoża.
4. Opis obszaru i terenu górniczego. Charakterystyka obiektów budowlanych zakładu

górniczego.

5. Projektowane roboty w zakresie budowy nowych, przebudowy rozbudowy, remontu,

montażu i rozbiórki obiektów budowlanych zakładu górniczego.

6. Zasilanie zakładu górniczego, obiektu terenowego, jednostki terenowe w energie

elektryczna, parę wodna, wódę, sprężone powietrze i inne nośniki energii związane
z ruchem zakładu górniczego, z podaniem podstawowych parametrów technicznych.

7. Zakres projektowanych wierceń, pogłębień i rekonstrukcji odwiertów, względnie ich

likwidacji.

8. Sposoby i harmonogram likwidacji odwiertów, ich oznakowanie oraz zabezpieczanie

odwiertów wyłączonych z eksploatacji na okres dłuższego przestoju.

9. Sposób odprowadzania wód złożowych i związane z tym instalacje techniczne.
10. Opis stref pożarowych i stref zagrożenia wybuchem oraz miejsc i pomieszczeń

zagrożonych powstaniem atmosfery niezdatnej do oddychania.

11. Opis schematu technologicznego eksploatacji, w tym podstawowe parametry techniczne

wydobywania kopaliny. Opis systemu kontrolno pomiarowego procesu technologicznego
oraz zakres, rodzaj i częstotliwość pomiarów parametrów złożowych i eksploatacyjnych.
Przygotowanie kopaliny do transportu. Charakterystyka urządzeń (instalacji) do
przygotowania kopaliny do transportu.

12. Opis sposobu zabezpieczenia wyrobiska w razie ujawnienia przedmiotu charakterze

zabytku.

13. Zamierzenia w zakresie rekultywacji terenów po działalności górniczej.
14. Przedsięwzięcia dla zapewnienia ochrony środowiska, ze szczególnym uwzględnieniem

zadań w zakresie z eksploatacji na okres dłuższego przestoju.

14 A. Szkolenie załogi.

Punkty: 15 ÷ 23 nie dotyczą zakładu górniczego wydobywającego kopaliny
ciekłe lub gazowe otworami wiertniczymi.
24. .Zaliczenie odwiertu do odpowiedniej kategorii zagrożenia siarkowodorowego.
25. Zasady prowadzenia próbnej lub stałej eksploatacji, warunki wydobycia kopaliny

z poszczególnych odwiertów i horyzontów produktywnych. Przewidywane zabiegi
specjalne w odwiertach i wtórne metody eksploatacji złoża.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

Innymi dokumentami warunkującymi działalność górniczą są zarządzenia. Zarządzenia

mogą być wydawane przez Prezesa WUG lub Dyrektorów Urzędów Górniczych w zależności
od właściwości terytorialnej.
Zarządzenia  mogą  byś  wydaje  również  przez  prezesów  lub  dyrektorów  spółek  prowadzącą
działalność górniczą.
Przykładem  takiego  zarządzenia  jest  –  Zarządzenie  nr  7  z  dnia  24  marca  2003  r.  Dyrektora
Oddziału  Górnictwo  Naftowe  PGNiG  SA  w  Warszawie  w  sprawie:  zasad  kwalifikacji
i ustalenia  stref  zagrożenia  wybuchem  miejsc  i  pomieszczeń  w  zakładach  górnictwa
naftowego.

Powyższe ustalenia przenoszone są na wszystkie obiekty tam gdzie zagrożenie

wybuchem może zaistnieć, są wyznaczone graficznie na planach sytuacyjnych obiektów oraz
wyznaczone w terenie zgodnie ze strefą zagrożenia i oznaczone Strefa 0, Strefa 1, Strefa 2.

Strefa zagrożenia wybuchem jest to przestrzeń w której występuje mieszanina

wybuchowa lub w której przewiduje się jej występowanie, co powoduje konieczność
zastosowania urządzeń (w szczególności elektrycznych) w obudowie przeciwwybuchowej.

Obszar zagrożenia określamy jako trójwymiarową przestrzeń , w której możliwym jest

występowanie  mieszaniny  wybuchowej  i  przez  to  wymagane  będą  specjalne  środki
ostrożności  przy  projektowaniu,  budowie  i  użytkowaniu  maszyn,  urządzeń  i  instalacji
znajdujących  się  w  obrębie  tego  obszaru.  Obszar  ten  wymaga  również  odpowiednich
instrukcji wykonywania prac i zachowania się obsługi w ich przestrzeni.
Strefy zagrożenia wybuchem dzielimy na:

I.  Strefa 0
1.  Przestrzeń w ogrodzeniu lub okrąg o promieniu 5 m wokół głowicy odwiertu eksploatacyjnego.
2.  Przestrzeń o kształcie kuli o średnicy 1  m wokół wylotu rury odwiertowej (niezakończonej

zaworkiem odcinającym) odprowadzającej gaz z przestrzeni międzyrurowej rur
okładzinowych odwiertów eksploatacyjnych z ekshalacją.

II. Strefa 1
1. Przestrzeń nad powierzchnią cieczy palnych (płynów złożowych) wewnątrz zbiorników

otwartych.

2. Przestrzeń w kształcie walca o promieniu 2,5 m sięgająca od wylotu nalewaka do

poziomu terenu służącego do przelewania ropy, gazoliny stabilizowanej otwartym
strumieniem (występująca tylko podczas napełniania).

3. Przestrzeń w kształcie kuli o promieniu 1 m wokół wylotu zaworów oddechowych

zamontowanych na zbiornikach cieczy palnych.

III. Strefa 2
1. Dla odwiertu gazowego lub ropno-gazowego:

−

Przestrzeń wewnątrz bodni (kopanki) przyodwiertowej od jej dna lustra płynu do

poziomu terenu.

−

Przestrzeń rozciągająca się wokół głowicy odwiertu na szerokość bodni i 1 m w górę.

2. Dla odwiertu gazowego i ropno-gazowego bez bodni(kopanki) – przestrzeń rozciągająca

się na odległość 1 m wokół głowicy do poziomu gruntu.

3. W przypadku otworów pompowanych pompami żerdziowymi, dławik pompy może być

źródłem wypływu , ze strefą 2 w kształcie kuli o promieniu 1 m (rys. 36, 37, 38).

4. Przestrzeń nad zbiornikiem otwartym płynów złożowych ograniczoną linią umowną

biegnącą 3 m wokół obrysu zbiornika.

5. Przestrzeń wewnątrz obudowy czół zbiorników gazolinowych, wraz z pasem szerokości

3 m wokół obrysu zewnętrznego ścian obudowy.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

6. Przestrzeń ograniczoną linią umowną biegnącą w odległości 2 m wokół obrysu

zewnętrznego zamkniętych napowierzchniowych zbiorników magazynowych ropy
naftowej, gazoliny, gazu płynnego, metanolu, paliwa, wody złożowej.

7. Przestrzeń wewnątrz kanałów i zagłębień położonych poniżej terenu zlokalizowanych

wewnątrz obwałowań magazynów ropy.

8. Dla urządzeń w zabudowie kontenerowej, mogących być źródłem emisji:

– Wnętrze kontenera i przestrzeń w promieniu 1 m na zewnątrz od drzwi, otwieranych
okien i otworów wentylacyjnych.

9. Pomieszczenie wewnątrz tłoczni ropy naftowej, gazu ziemnego, gazoliny, metanolu,

pomieszczenie wewnątrz pomiarowni gazu, gazoliniarni, odsiarczarni z granicą strefy
biegnącej po obrysie budynku.

10. Przestrzeń wewnątrz ogrodzenia lub linii umownej biegnącej w odległości 2 m od

urządzeń  technologicznych  służących  do  eksploatacji  ropy  naftowej,  gazu  ziemnego,
podziemnych  magazynów  gazu  (np.węzłów  redukcyjno-pomiarowych,  oddzielaczy,
instalacji  nadawczych  i  odbiorczych  tłoków  czyszczących,  instalacji  odsiarczania,
odrtęciania,  odgazolinowania,  instalacji  propanu-butanu,  instalacji  stabilizacji  ropy
naftowej  i  kondensatu  węglowodorowego,  instalacji  regeneracji  aminy,  filtrów  gazu,
filtrów ropy i osuszania gazu z wyłączeniem części regeneracyjno-tłoczącej glikolu itp.).

11. Separatory ściekowe i osadnik substancji węglowodorowych:

– Wnętrze separatorów i osadników wraz ze strefą w promieniu 1 m wokół obrysu
zbiornika lub w przypadku zbiornika wyposażonego w zawór oddechowy króćca
(zaworu) oddechowego.

12. Przestrzeń ograniczona linią umowną biegnącą w odległości 3 m od stanowiska

o połączeniu rozłącznym służącym do rozładunku i napełniania cystern ropą naftową,
gazoliną, wodą złożową, metanolem, gazem płynnym (tylko w czasie pracy).

13. Przestrzeń w kształcie kuli o średnicy 1 m wokół króćca spustowego z zaworów

bezpieczeństwa, umieszczonych

na urządzeniach technologicznych, przestrzeń

w odległości 1 m wokół obrysu bezpiecznika płynowego.

Wokół ww. upustów i bezpiecznika płynowego może powstać chwilowa strefa zagrożenia
wybuchowego w kształcie kuli o promieniu 5 m – strefa powstaje w przypadku otwarcia
zaworu lub bezpiecznika.

Rys. 36. Otwór pompowany pompami wgłębnymi z dławikiem (bez bodni lub osadnika) [9, s. 20]

GŁOWICA

STREFA 2

OGRODZENIE

[ r ]

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

STREFA 2

Rys. 37. Otwór eksploatacyjny z bodnią lub osadnikiem leżącym poniżej terenu (widok z góry) [9, s. 20]

Rys. 38. Otwór eksploatacyjny z bodnią lub osadnikiem leżącym poniżej terenu (przekrój pionowy)

[opracowanie własne]

Przepisy techniczne określają podstawowe zasady, jakim podlega wydobywanie

ropy pompami wgłębnymi.

1. Postanowienia wstępne

1.1. Teren wokół odwiertu powinien być wyrównany, ogrodzony i utrzymany

w należytym porządku i czystości.

1.2. Wejście na teren kopalni odwiertu powinno być zaopatrzone w tablice

ostrzegawcze z zakazem wstępu obcym, zakazem używania otwartego ognia oraz
zakazie palenia tytoniu.

1.3. Każdy odwiert powinien być oznaczony nazwą i adresem przedsiębiorcy wraz

z telefonami alarmowymi.

1.4. Teren wokół odwiertu pompowego powinien być w porze nocnej oświetlony.
1.5. Wszystkie urządzenia znajdujące się przy odwiercie pompowym powinny być

szczelnie połączone i wyposażone w urządzenia kontrolno – pomiarowe jak
manometry i termometry.

GŁOWICA

OGRODZENIE

STREFA 1

[

] OD KRAWĘDZI BODNI

ORAZ [h= r] m W GÓRĘ

[ r ]

STREFA 2

STREFA 1

STREFA 2

[ r ]

[

] OD KRAWĘDZI BODNI

GŁOWICA

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

2. Wyposażenie wgłębne odwiertów

2.1. Dobór rodzaju pompy wgłębnej, głębokości zapuszczania cylindra pompowego

lub zaczepu pompy wpuszczanej oraz parametry ciśnienia głowicowego należy
utrzymywać zgodnie z ustalonymi warunkami wydobycia (protokół dozwolonych
poborów zatwierdzony przez Kierownika Ruchu Zakładu Górniczego (KRZG)).

2.2. Zabrania się pompowania odwiertu przy zapuszczonej pompie poniżej stropu

złoża.

2.3. Zabrania się bez zgody Okręgowego Urzędu Górniczego prowadzenia

pompowania odwiertu, przy obniżonym ciśnieniu na głowicy poniżej ciśnienia
atmosferycznego (ssanie).

2.4. Pompy wgłębne powinny być tak mocowane aby wykluczyć ich niekontrolowane

przemieszczanie na spód odwiertu.

2.5. Pompy wgłębne powinny być wyposażone w zależności od potrzeb w filtr piasku

lub odgazowywacz.

2.6. Gdy odwiert produkuje wraz z ropą wodę, sito pompowe powinno umożliwić stałe

zaczerpywanie wody ze spodu odwiertu przy stałym słupie ropy powyżej stropu
roponośnego.

2.7. Mufy rur pompowych powinny być wykonane w sposób uniemożliwiający

podstawianie na złączach rur okładzinowych.

2.8. Żerdzie pompowe powinny być dostosowane tak wymiarami, jak wytrzymałością

materiału do głębokości odwiertu, wymiarami pompy oraz rodzajem
pompowanego płynu.

2.9. Przed zapuszczeniem żerdzi pompowych do odwiertu należy bardzo starannie

dobierać zestaw żerdzi oraz dokładnie sprawdzać połączenia mufa – czop
szczególnie przy zmianie średnicy żerdzi pompowych.

3. Uzbrojenie napowierzchniowe odwiertów

3.1 Głowice pompowe zabezpieczające wylot odwiertu powinny zapewniać

szczelność oraz być odpowiednio dobrane do max ciśnienia na głowicy odwiertu
w czasie pompowania jak w warunkach statycznych.

3.2 Każda głowica pompowa powinna posiadać atest dopuszczający do pracy

w określonych warunkach ciśnienia, temperatury oraz powinna być odporna na
H

S (siarkowodór), jeżeli na danym złożu występuje.

3.3 Głowice odwiertu powinny umożliwić pomiar ciśnienia oraz wykonanie pomiaru

poziomu płynu poza rurkami wydobywczymi (pomiar echometrem).

4. Napędy grupowe (kieraty i transmisje)

4.1. Odwierty płytkie zgrupowane na niewielkiej przestrzeni i eksploatujące niewielkie

ilości ropy powinny pompować grupowo za pomocą kieratów pompowych.

4.2. Fundamenty pod silniki, koła poziome i inne powinny być wykonane

z odpowiednich materiałów zapewniające bezpieczeństwo pracy urządzeń.

4.3. Wszystkie ruchome części silników, przystawek ( przekładni) oraz kół poziomych

(kieratowych) powinna być zabezpieczona poręczami.

4.4. Przejścia dla obsługi nie mogą być węższe niż 1,0 m.
4.5. W razie konieczności przechodzenia obsługi przez cięgła transmisji pompowej

wykonać bezpieczne pomosty.

4.6. W przypadku przechodzenia cięgieł przez uczęszczane drogi należy je prowadzić

poniżej poziomu drogi. Przy przechodzeniu cięgłami górą muszą się one
znajdować na wysokości co najmniej 2,5 m od poziomu ścieżki, przy

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

przekroczeniu zaś dróg przejazdowych, na wysokości co najmniej 4,5 m od
poziomu drogi.

4.7. Cięgła do kół poziomych i kiwonów pompowych należy wykonać z prętów lub lin

stalowych.

4.8. Cięgła napędzające koło poziome (filialne) powinny być prowadzone możliwie po

liniach prostych i bez załamań. Powinny być podparte w sposób gwarantujący jak
najmniejsze opory tarcia i ograniczać zużycie cięgieł.

4.9. Kieraty jak również koła filialne, jak i dojścia do nich powinny być w porze

nocnej oświetlone umożliwiając bezpieczny dostęp i obsługę urządzeń.

4.10. Przy napędzie kieratu silnikiem elektrycznym urządzenie powinno być

zaopatrzone w wyłącznik automatyczny (awaryjny) umieszczony w widocznym
przejściu.

4.11. W każdym budynku (pomieszczeniu) kieratu pompowego powinien znajdować się

na widocznym miejscu aktualny harmonogram pompowania odwiertów, raport
pompowania, oraz książka raportowa.

4.12. Raport kieratowy powinien zawierać dane dotyczące codziennej produkcji ropy,

wody i gazu z każdego odwiertu, ponadto powinien także przedstawiać uwagi
o pracy pomp wgłębnych urządzeń napowierzchniowych oraz przekładni i silnika.

4.13. Na

wyposażeniu

każdego

kieratu

powinien

znajdować

się

sprzęt

przeciwpożarowy.

4.14. Włączenie i wyłączenie cięgieł do pompowania poszczególnych odwiertów

powinno się odbywać za pomocą urządzeń zapewniających bezpieczeństwo pracy.
Zabrania się uruchamiania cięgieł za pomocą nie atestowanych zaczepów i haków.

4.15. Długość cięgieł napędzających pompy wgłębne powinny być tak uregulowane by

wyeliminować w czasie pompowania udary tłoka o kapliczkę cylindra oraz złącza
laski pompowej o głowice pompowe.

4.16. Kiwony powinny być wyważone statycznie, dobrze ułożyskowane, wykonane

z odpowiednich materiałów pod względem wytrzymałościowym i prawidłowo
skonstruowanych. Konstrukcja kiwonu powinna zapewnić pionowe prowadzenie
laski pompowej oraz umożliwiać kontrolę pracy pompy za pomocą dynamometru.

4.17. Pompowanie ropy z odwiertów powinno odbywać się na podstawie ustalonego

harmonogramu pompowania , następnie powinno być przekazane do wiadomości
obsługi kopalni.

4.18. W przypadku zaistnienia awarii lub groźby jej zaistnienia obsługa zobowiązana

jest do natychmiastowego zgłoszenia o tym osobie dozoru ruchu kopalni.

Instrukcja dla obsługujących kieraty i urządzenia pompowe

1. Natychmiast po przystąpieniu do pracy należy zbadać całe urządzenie ze szczególnym

uwzględnieniem stanu transmisji, a znalezione usterki należy usunąć. Jeżeli obsługujący
nie może sam usunąć poprawki, należy o tym zawiadomić kierownika lub jego zastępcę.

2. Do obowiązku operatora należy przy rozpoczęciu pracy zbadać stan oleju w łożyskach

i posmarowanie ruchomych części urządzenia, transmisji i kiwonów oraz kół zwrotnych
zgodnie z przepisami norm zużycia i stanów smarów.

3. Pompowanie musi się odbywać według wywieszonego na widocznym miejscu

harmonogramu czasu pompowania poszczególnych odwiertów. Należy zwracać przy tym
uwagę na całkowite pompowanie odwiertu, zaś spostrzeżenia o nieprawidłowym
przebiegu produkcji mają być natychmiast zgłaszane kierownictwu.

4. Obowiązkiem operatora wydobycia jest zbadanie czy odwiert po uruchomieniu podaje

płyn natychmiast, względnie po jakimś czasie. Ewentualne usterki należy zgłaszać do
kierownictwa kopalni.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

5. W porze zimowej należy przed połączeniem odwiertu z kieratem zbadać, czy transmisja

nie jest przymarznięta. Operator po zapięciu odwiertu ma na nim pozostać tak długo, aż
wyjdzie płyn złożowy, celem przekonania się, że odlewa nie jest zamarznięta.

6. Każdy odwiert należy zaopatrzyć w przyrząd do bezpiecznego włączenia i wyłączenia

transmisji.

7. Przy napędzie kieratu silnikiem elektrycznym, operator w razie przerwy w dostawie

energii elektrycznej ma obowiązek natychmiast odłączyć silnik z sieci.

8. W wypadku nadmiernego wydłużenia się transmisji, co może spowodować uderzenie

tłoka o stopowy zawór pompy, należy skrócić ją odpowiednim łącznikiem.

9. W pomieszczeniu kieratu należy utrzymywać wzorowy porządek, a magazynowanie

wszelkich narzędzi, smarów i materiałów łatwopalnych jest niedozwolone.

10. Do zadań operatora wydobycia należy zwracanie uwagi na przeciwciśnienie lub depresję

w głowicach odwiertów. Wszelkie jego zmiany nie dające się usunąć po odpowiedniej
regulacji lub odmrażaniu muszą być natychmiast zgłaszane kierownictwu.

11. Do rozmrażania niedrożnych odlew, zaworów, głowic itp. należy posługiwać się tylko

gorącą wodą. Dbać o prawidłowe zabezpieczenie głowicy pakunkiem pompowym.

12. Bardzo ważną sprawą jest równomierne obciążenie kieratu, a tym samym silnika

elektrycznego napędzającego kierat. Jeżeli występują indywidualne urządzenia pompowe
operator wydobycia winien utrzymywać należyty stan oleju w skrzyniach redukcyjnych.

13. Dla pomp wyporowych obsługiwanych przez operatorów wydobycia ropy obowiązuje

ciśnienie ruchowe, jak też ilość cykli według ustalonego harmonogramu.

4.5.2. Pytania sprawdzające

Odpowiadając na pytania sprawdzisz, czy jesteś przygotowany do wykonania ćwiczeń.

1. Jakie przepisy określają warunki, które należy zagwarantować, by mógł być prowadzony

proces wydobycia ropy naftowej przez pompowanie?

2.  Jakie zabezpieczenia powinien mieć odwiert pompowany?
3.  Jak powinien być oznakowany teren wokół otworu pompowanego?
4.  Jakie wymogi musi spełniać wyposażenie wgłębne odwiertów?
5.  Jakie  warunki  bezpieczeństwa  należy  zachować  przy  obsłudze  kieratów  i  transmisji

pompowych?

6. Jak powinny być zabezpieczone urządzenia elektryczne służące do napędu kieratów

pompowych?

7. Jaki podstawowy akt prawny określa działalność górniczą?
8. Jaki dokument należy sporządzić, by przystąpić do wyciągania uszkodzonego przewodu

pompowego?

9.  Co to jest strefa zagrożenia wybuchem?
10.  Co to jest obszar zagrożenia wybuchem?
11.  Z którą ze stref zagrożenia mamy do czynienia w procesie pompowania?

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

4.5.3. Ćwiczenia

Ćwiczenie 1

Narysuj i oznacz strefy zagrożenia wybuchem w obrębie odwiertu pompowanego

z bodnią zagłębioną. Odległość między głowicą pompową, a krawędzią bodni wynosi 1,5 m.

Sposób wykonania ćwiczenia

Aby wykonać ćwiczenie, powinieneś:

1) zapoznać się z treścią Poradnika, gdzie przedstawiono sposób wyznaczania stref

zagrożenia przy odwiercie pompowanym,

2)  narysować odwiert pompowany z bodnią w rzucie poziomym i przekroju,
3)  nanieść na rysunki odpowiednie kształty stref zagrożenia wybuchem,
4)  opisać nazwy występujących stref i oznaczyć ich podstawowe długości,
5)  zaprezentować wykonane zadanie.

Wyposażenie stanowiska pracy:

−

kartka, ołówek,

−

cyrkiel, linijka,

−

Poradnik dla ucznia.

4.5.4. Sprawdzian postępów

Czy potrafisz:

Tak

Nie

1) określić, jaki akt prawny reguluje przepisy dotyczące wydobycia ropy

metoda otworową?



2) wymienić podstawowe rozporządzenia określające szczegółowe

zasady prowadzenia działalności wydobywczej metodą otworową?



3) wymienić informacje jakie zawiera plan ruchu zakładu górniczego?



4) wymienić rodzaj dokumentów wymaganych przed rozpoczęciem

wydobywania ropy metodą pompowania ?



5) podać treść części szczegółowej planu ruchu?



6) wymienić strefy zagrożenia wybuchem?



7) opisać wszystkie strefy zagrożenia wybuchem?



8) określić która strefa dotyczy odwiertu eksploatowanego przez

pompowanie i jak kształtuje się przestrzennie?



„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

5. SPRAWDZIAN OSIĄGNIĘĆ

INSTRUKCJA DLA UCZNIA

1.  Przeczytaj uważnie instrukcję.
2.  Podpisz imieniem i nazwiskiem kartę odpowiedzi.
3.  Zapoznaj się z zestawem zadań testowych.
4.  Test  zawiera  20  zadań.  Do  każdego  zadania  dołączone  są  4  możliwości  odpowiedzi.

Tylko jedna jest prawidłowa.

5. Udzielaj odpowiedzi na załączonej karcie odpowiedzi, stawiając w odpowiedniej rubryce

znak X. W przypadku pomyłki należy błędną odpowiedź zaznaczyć kółkiem, a następnie
ponownie zakreślić odpowiedź prawidłową.

6. Zadania wymagają stosunkowo prostych obliczeń, które powinieneś wykonać przed

wskazaniem poprawnego wyniku.

7. Pracuj samodzielnie, bo tylko wtedy będziesz miał satysfakcję z wykonanego zadania.
8. Jeśli udzielenie odpowiedzi będzie Ci sprawiało trudność, wtedy odłóż jego rozwiązanie

na później i wróć do niego, gdy zostanie Ci wolny czas.

9. Na rozwiązanie testu masz 60 minut.

Powodzenia!

ZESTAW ZADAŃ TESTOWYCH

1. Eksploatację metodą pompowania stosujemy gdy

a)  ciśnienie złożowe jest wyższe od ciśnienia hydrostatycznego ropy w odwiercie.
b)  ciśnienie złożowe jest równe zero.
c)  ciśnienie złożowe jest niższe od ciśnienia hydrostatycznego ropy w odwiercie .
d)  odwiert wypełniony jest gazem.

2. Wykładnik gazowy jest to

a)  ciśnienie hydrostatyczne.
b)  stosunek objętości gazu do objętości ropy(w przeliczeniu na ciężar ropy).
c)  stosunek objętości ropy (w przeliczeniu na ciężar ) do objętości gazu.
d)  wydobycie ropy w jednostce czasu.

3. Dla Vg= 1500 m

/dobę i Qr =15 t/dobę wykładnik gazowy

wynosi

a) 10 m

/t.

b) 100 m

c) 150 m

/t.

d) 15 m

/t.

4. Kiwon pompowy to

a) urządzenie przenoszące ruch posuwisto zwrotny z kieratu na ruch pionowy przewodu

pompowego.

b)  urządzenie do wyciągania pompy wgłębnej.
c)  urządzenie do napędu transmisji pompowej.
d)  urządzenie do przepompowywania ropy na powierzchni.

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

5. Żerdzie pompowe służą do

a)  przenoszenia ruchu z urządzenia napowierzchniowego na pompę wgłębną.
b)  mocowania rur pompowych.
c)  przenoszenia ruchu z kieratu na kiwon.
d)  odprowadzenia ropy z pompy wgłębnej na powierzchnię.

6. Do urządzeń napowierzchniowych nie zalicza się

a)  koło filialne.
b)  podpora transmisyjna.
c)  głowica pompowa.
d)  żerdzie pompowe.

7. Strefa zagrożenia wybuchem to

a)  ogrodzony teren wokół odwiertu.
b)  przestrzeń wokół urządzeń elektrycznych.
c)  przestrzeń w której występuje mieszanina wybuchowa.
d)  przestrzeń w której występuje mieszanina wybuchowa lub w której przewiduje się jej

występowanie.

8. Częstym powodem uszkodzenia i konieczności wymiany zestawu pompowego jest

a)  wysoki poziom ropy w odwiercie.
b)  nagromadzenie się osadów parafinowo-solnych.
c)  wysoki wykładnik gazowy.
d)  rozszczelnienie głowicy pompowej.

9. Najczęściej stosowaną pompą wgłębną jest

a)  pompa odwrócona.
b)  pompa z uszczelnieniem płynowym.
c)  pompa z uszczelnieniem manszetowym.
d)  pompa typu PWR-1.

10. Podstawowe elementy pompy wgłębnej to

a)  tłok, cylinder, zawór stopowy, zawór zwrotny.
b)  tłok, cylinder, wtryskiwacz, zawór stopowy.
c)  tłok, cylinder, zawór stopowy, zawór tłoczący.
d)  tłok, kapelusz, kapliczka, zawór stopowy.

11. Podczas pracy pompy wgłębnej przy ruchu tłoka w górę

a)  zawór stopowy (ssący) i zawór tłoczący są zamknięte.
b)  zawór stopowy (ssący) jest zamknięty a zawór tłoczący jest otwarty.
c)  zawór stopowy (ssący) jest otwarty a zawór tłoczący  jest zamknięty.
d)  zawór stopowy (ssący) i zawór tłoczący są otwarte.

12. Poniższy wykres z dynamografu przedstawia sytuacje w odwiercie, gdy

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

KARTA ODPOWIEDZI

Imię i nazwisko ............................................................................................................................

Obsługiwanie odwiertów pompowanych ropy naftowej

Zakreśl poprawną odpowiedź

Nr.

zadania

Odpowiedź

Punkty

Razem:

„Projekt współfinansowany ze środków Europejskiego Funduszu Społecznego”

6. LITERATURA

1. Instrukcja dla obsługujących kieraty i urządzenia pompowe. SZGNiG Sanok 1990
2. Instrukcja obsługi indywidualnego żurawia pompowego typu IŻP – 9 – 2000. ZZGNiG

Zielona Góra 1998

3. Onyszkiewicz Z.: Kopalnictwo naftowe część II Eksploatacja Złóż. Państwowe

Wydawnictwa Szkolnictwa Zawodowego. Warszawa 1958

4. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28.06.2002 r. w sprawie bezpieczeństwa

higieny

pracy,

prowadzenia

ruchu

oraz

specjalistycznego

zabezpieczenia

przeciwpożarowego w zakładach górniczych wydobywających kopaliny otworami
wiertniczymi (Dz. U. nr 109, poz. 840 z 2002 r.)

5. Rozporządzenie Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji z dnia 14.06.2002 r.

w sprawie planów ruchu zakładu górniczego (Dz. U. nr 94, poz. 961 z 2003 r.
z późniejszymi zmianami)

6. Ustawa z dnia 04.02 12994 r. Prawo Geologiczne i Górnicze (t.j. Dz U. z 2005. nr 228,

poz. 1947 z późniejszymi zmianami)

7. Wilk Z.: Eksploatacja złóż płynnych surowców mineralnych. Wydawnictwo „Śląsk”,

Katowice 1969

8. www.niuw.glinik.pl
9. Zarządzenie nr 7 z dnia 24 marca 2003 r. Dyrektora Oddziału Górnictwo Naftowe

PGNiG SA w Warszawie w sprawie: zasad kwalifikacji i ustalenia stref zagrożenia
wybuchem miejsc i pomieszczeń w zakładach górnictwa naftowego