Главная страница
Навигация по странице:

  • Механические

  • Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН). Основные узлы УЭЦН

    		•

    Экзамен на удостоверение оператора ДНГ. 1. Общие сведения о физикохимических понятиях пластовых флюидов (нефть, газ, вода, конденсат). Классификация нефти по химическому и фракционному составу, содержанию аспв


    Скачать 0.78 Mb.
    Название1. Общие сведения о физикохимических понятиях пластовых флюидов (нефть, газ, вода, конденсат). Классификация нефти по химическому и фракционному составу, содержанию аспв
    АнкорЭкзамен на удостоверение оператора ДНГ
    Дата22.05.2022
    Размер0.78 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаЭкзамен на удостоверение оператора ДНГ.docx
    ТипДокументы
    #542761
    страница4 из 7
    1   2   3   4   5   6   7

    28. Методы увеличения производительности скважин. Виды обработок призабойной зоны пласта.

    Методы повышения производительности скважин при воздействии на призабойную зону пласта разделяются на:

    • Химические (основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, - к повышению производительности скважин) – кислотные обработки

    • Механические (применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости) – ГРП

    • Тепловые (применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон)

    • Физические (предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти)

    29. Классификация промысловых трубопроводов: по виду перекачиваемого продукта, по диаметру, по рабочему давлению.

    Трубопроводы, транспортирующие продукцию скважин на нефтяных месторождениях, подразделяются:

    1) по назначению – на нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, нефтегазоводопроводы и водопроводы (водоводы);

    2) по величине напора – на напорные и безнапорные;

    3) по рабочему давлению – на трубопроводы высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 МПа) дав­ления;

    4) по способу прокладки – на подземные, надземные, наземные и подводные; Выпускаются трубы с условным диаметром :27,33,42,48, 60, 73,89,102,114. (мм)-наружный диаметр. В основном применятся трубы 60, 73,89. С толщиной стенок 3-8 мм.

    30. Автоматизация ДНС, принцип работы.

    ДНС предназначены для осуществления первой ступени сепарции нефти от газа, дальнейшей транспортировки жидкости с помощью центробежных насосов до ЦППН, а газа под давлением сепарации до газоперерабатывающего завода, а также замера жидкости и газа проходящих через нее. ДНС строятся на больших по площади месторождениях, когда давление на устье скважин (пластовой энергии) не достаточнодля транспорт нефти и газа до ЦСП. ДНС состоит из: технологического , щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Принцип работы ДНС Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

    31. Понятие о текущем (подземном) ремонте скважин.

    Технология текущего ремонта скважин-это комплекс работ по проверке частичной или полной замены подземного оборудования, очистки его стенок скважин и забоев от различных отложений (песка, парафина, солей, продуктов коррозии )А также по осуществлению в скважинах геолого-технических и других мероприятий. По восстановлению и повышению их добывных возможностей. Цель текущего ремонта: устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважины и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин различного назначения, полученных после бурения и капитального ремонта. От качества и своевременного проведения текущего ремонта зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме. Межремонтным периодом называется продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме от предыдущего до следующего ремонта. Коэффициент эксплуатации – отношение фактически отработанной скважиной времени к календарному выраженному в месяцах. (примерно 0,95-0,98). К текущему ремонту скважин относятся следующие работы:

    1. Планово-предупредительный ремонт.

    2. Ревизия подземного оборудования.

    3. Ликвидация неисправности подземной части оборудования.

    4. Смена скважинного насоса.

    5. Смена способа эксплуатации.

    6. Очистка от парафина или солей.

    7. Замена труб.

    8. Ремонт, всвязи с исследованием продуктивного горизонта.

    9. Некоторые виды аварийных ремонтов (обрывы штанг, обрывы скребковой проволоки, заклинивание плунжера).

    32. Назначение, устройство, принцип работы ГЗУ типа «Спутник».

    ГЗУ нужны для автоматического измерения дебита скважин, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости, автоматической блокировки скважин или остановки в целом при возникновении аварийной ситуации. Установка состоит из двух закрытых обогреваемых блоков: замерно- переключающего и щитового. На нефтяных месторождениях наиболее распространены юлочные автоматические ГЗУ : «Спутник-А» и «Спутник -Б». Блочные установки «Спутник-А» существуют 3-х модификаций:

    1. Спутник-А-16-14-400

    2. Спутник-А-25-10-1500 3. Спутник-А-40-14-400 (40-рабочее давление на которое рассчитана установка, 14-число подключенных к ней скважин, 400-наибольший дебит измеряемой скважины в м. куб/сутки.) В отличии от Спутника-А, в Спутнике-Б предусмотрены возможность раздельного сбора обводненной и необводненной продукции скважин. Определение содержания воды в ней, измерение количества газа, отсепарированного в измерительном сепараторе, а также дозирование химических реагентов в поток нефти и прием резиновых шаров, запускаемых на скважинах для депарафинизации выкидных линий.

    3. 33) Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности эксплуатационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.

    4. В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:

    5. - Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

    6. - Ремонты в скважинах свыше 1500 метров

    7. Ко 2й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

    8. К действиям по капитальному ремонту скважин относятся такие манипуляции, как восстановление колонны, замена колец или их починка, работы над восстановлением функциональности забоя, исправление последствий крупных аварийных ситуаций (обрушение, засыпание), создание новых ответвлений или параллельно идущих стволов. К ним относят следующие виды действий:

    9. -Изоляция определенных слоев, если того требует функциональность скважины.

    10. -Отключение оборудования и его полное извлечение на поверхность с целью временного или постоянного прекращения эксплуатации месторождения.

    11. -Капитальный ремонт ствола, создание второй колонны или починка труб НКТ на предмет герметичности.

    12. -Воздействия с помощью химии или физических действий на пласты призабойной части.

    13. -Ловильные работы.

    14. -Уничтожение скважины, которое может быть инициировано из-за ее полной потери эффективности, сворачивания производства или иных причин.

    15. 34) Установка ППУА предназначается для депарафинизации скважин, магистральных и промысловых нефтепроводов, а также для отогрева участков наземных коммуникаций, которые были заморожены в условиях умеренного климата. Также она может использоваться в процессе монтажа и демонтажа установок, применяемых при бурении скважин, и для любого другого оборудования, которое нуждается в отогреве. Приблизительную номенклатуру установок ППУА можно посмотреть на сайте gulfstreamplant.ru

    16. Установка ППУА оснащена парогенератором, водяной, топливной и воздушной системой, приводом с трансмиссией, кузовом, электрооборудованием и вспомогательными узлами. Монтаж оборудования установки происходит на раме, которая закреплена на шасси высокой проходимости, и оборудована металлической кабиной, предохраняющей от природных осадков и пыли. Основное оборудование в качестве привода использует двигатель автомобиля, при этом управлять установкой можно из кабины.

    17. Котловидные агрегаты установки способны работать от природного газа и жидкого топлива. Чтобы предупредить образование накипи, вода, которая попадает на нагревающие части, проходит очищение и обессоливание посредством специальных фильтров.

    18. В существующих условиях передвижные генераторы, вырабатывающие пар, применяют достаточно редко. В основном их используют только там, где иные технологии не могут применяться по техническим причинам.



    20. Агрегаты АДПМ предназначаются для проведения депарафинизации скважин посредством закачки в скважину горячей нефти. Монтаж агрегата проводится на автомобильном шасси и оснащен нагревателем нефти, нагнетательным насосом, системами подачи воздуха и тепла, системой автоматического управления и контрольно-измерительными приборами, а также технологическими и вспомогательными трубопроводами.

    21. Основное оборудование, с размещенными на нем основными контрольно-измерительными приборами, с помощью которых можно управлять работой агрегата, в качестве привода также использует двигатель автомобиля.

    22. Принцип работы АДПМ заключается в выкачивании насосом нефти из автоцистерн, и ее прокачки под давлением через систему нагревания и далее в скважину. После попадания в скважину горячая нефть расплавляет парафиновые отложения и переносит их в промысловую систему по сбору продукции.

    23. Особенности и требования при тепловых обработках:

    24. Периодичность проведения тепловых обработок и необходимое количество ППУ / АДП определяет, как правило, старший технолог промысла;

    25. Проводить депарафинизацию скважин возможно как при работающем глубинном насосе, так и при его остановке в связи с затруднением удаления отложений парафина;

    26. Перед закачкой пара в затрубное пространство скважины, следует предварительно прогреть манифольд до температуры 100-150 градусов по Цельсию;

    27. Если во время чистки от парафиновых отложений скважину заклинило, полированный шток следует установить в верхнее положение, при этом головка балансира должна находиться в нижнем положении. После погружения штока, следует попытаться расшатать штанговую колонну.

    28. 35) Устьевая арматура может эксплуатироваться в трех режимах: 1) фонтанный; 2) нагнетательный; 3) откачивание рабочей среды с помощью электропогружных и штанговых насосов.Арматура устьевая нагнетательная АНК(АНКШ), Арматура устьевая насосная (АУШН)
      Техническое обслуживание и ремонт устьевой арматуры должен производить подготовленный персонал, ознакомленный с ее конструкцией.

    29. Для поддержания арматуры в работоспособном состоянии в течение всего срока службы должны выполняться следующие виды технического обслуживания:

    30. - осмотр и обслуживание не реже одного раза в неделю;

    31. - текущий ремонт один раз в квартал и средний – раз в год. Текущие и средние ремонты арматуры производят во время ближайших подземных ремонтов скважины и включают:

    32. - ревизию или замену вышедших из строя деталей перепускного клапана, а также очистку его внутренних каналов;

    33. - ревизию задвижек и добавление в них смазки ЛЗ-162 или Арматол-238 нагнетателем смазки;

    34. - замену при необходимости уплотнительных колец, шпилек и гаек;

    35. - ревизию или замену вышедших из строя деталей СУСГ;

    36. Задвижки арматуры должны открываться и закрываться одним человеком без использования рычагов и других приспособлений с наибольшим усилием при управлении не более 250 Н.

    37. Во избежании эрозионного износа задвижек не допускается их работа с полуоткрытым положением шибера.

    38. Все ремонтные работы, связанные с проверкой герметичности опрессовкой оформляются актом, а с техобслуживанием, ревизией и заменой деталей и узлов, записываются в журнал ремонтных работ.

    39. 36) Дожимные насосные станции (ДНС). применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

    40. Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

    41. Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

    42. буферной емкости;

    43. сбора и откачки утечек нефти;

    44. насосного блока;

    45. свечи аварийного сброса газа.

    46. Схема дожимной насосной станции (ДНС)

    47. Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

    48. приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;

    49. сепарации нефти от газа;

    50. поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.

    51. Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

    52. Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:

    53. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.

    54. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.

    33) Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности эксплуатационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.

    В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:

    - Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

    - Ремонты в скважинах свыше 1500 метров

    Ко 2й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

    К действиям по капитальному ремонту скважин относятся такие манипуляции, как восстановление колонны, замена колец или их починка, работы над восстановлением функциональности забоя, исправление последствий крупных аварийных ситуаций (обрушение, засыпание), создание новых ответвлений или параллельно идущих стволов. К ним относят следующие виды действий:

    -Изоляция определенных слоев, если того требует функциональность скважины.

    -Отключение оборудования и его полное извлечение на поверхность с целью временного или постоянного прекращения эксплуатации месторождения.

    -Капитальный ремонт ствола, создание второй колонны или починка труб НКТ на предмет герметичности.

    -Воздействия с помощью химии или физических действий на пласты призабойной части.

    -Ловильные работы.

    -Уничтожение скважины, которое может быть инициировано из-за ее полной потери эффективности, сворачивания производства или иных причин.

    34) Установка ППУА предназначается для депарафинизации скважин, магистральных и промысловых нефтепроводов, а также для отогрева участков наземных коммуникаций, которые были заморожены в условиях умеренного климата. Также она может использоваться в процессе монтажа и демонтажа установок, применяемых при бурении скважин, и для любого другого оборудования, которое нуждается в отогреве. Приблизительную номенклатуру установок ППУА можно посмотреть на сайте gulfstreamplant.ru

    Установка ППУА оснащена парогенератором, водяной, топливной и воздушной системой, приводом с трансмиссией, кузовом, электрооборудованием и вспомогательными узлами. Монтаж оборудования установки происходит на раме, которая закреплена на шасси высокой проходимости, и оборудована металлической кабиной, предохраняющей от природных осадков и пыли. Основное оборудование в качестве привода использует двигатель автомобиля, при этом управлять установкой можно из кабины.

    Котловидные агрегаты установки способны работать от природного газа и жидкого топлива. Чтобы предупредить образование накипи, вода, которая попадает на нагревающие части, проходит очищение и обессоливание посредством специальных фильтров.

    В существующих условиях передвижные генераторы, вырабатывающие пар, применяют достаточно редко. В основном их используют только там, где иные технологии не могут применяться по техническим причинам.

    Агрегаты АДПМ предназначаются для проведения депарафинизации скважин посредством закачки в скважину горячей нефти. Монтаж агрегата проводится на автомобильном шасси и оснащен нагревателем нефти, нагнетательным насосом, системами подачи воздуха и тепла, системой автоматического управления и контрольно-измерительными приборами, а также технологическими и вспомогательными трубопроводами.

    Основное оборудование, с размещенными на нем основными контрольно-измерительными приборами, с помощью которых можно управлять работой агрегата, в качестве привода также использует двигатель автомобиля.

    Принцип работы АДПМ заключается в выкачивании насосом нефти из автоцистерн, и ее прокачки под давлением через систему нагревания и далее в скважину. После попадания в скважину горячая нефть расплавляет парафиновые отложения и переносит их в промысловую систему по сбору продукции.

    Особенности и требования при тепловых обработках:

    Периодичность проведения тепловых обработок и необходимое количество ППУ / АДП определяет, как правило, старший технолог промысла;

    Проводить депарафинизацию скважин возможно как при работающем глубинном насосе, так и при его остановке в связи с затруднением удаления отложений парафина;

    Перед закачкой пара в затрубное пространство скважины, следует предварительно прогреть манифольд до температуры 100-150 градусов по Цельсию;

    Если во время чистки от парафиновых отложений скважину заклинило, полированный шток следует установить в верхнее положение, при этом головка балансира должна находиться в нижнем положении. После погружения штока, следует попытаться расшатать штанговую колонну.

    35) Устьевая арматура может эксплуатироваться в трех режимах: 1) фонтанный; 2) нагнетательный; 3) откачивание рабочей среды с помощью электропогружных и штанговых насосов.Арматура устьевая нагнетательная АНК(АНКШ), Арматура устьевая насосная (АУШН)

    Техническое обслуживание и ремонт устьевой арматуры должен производить подготовленный персонал, ознакомленный с ее конструкцией.

    Для поддержания арматуры в работоспособном состоянии в течение всего срока службы должны выполняться следующие виды технического обслуживания:

    - осмотр и обслуживание не реже одного раза в неделю;

    - текущий ремонт один раз в квартал и средний – раз в год. Текущие и средние ремонты арматуры производят во время ближайших подземных ремонтов скважины и включают:

    - ревизию или замену вышедших из строя деталей перепускного клапана, а также очистку его внутренних каналов;

    - ревизию задвижек и добавление в них смазки ЛЗ-162 или Арматол-238 нагнетателем смазки;

    - замену при необходимости уплотнительных колец, шпилек и гаек;

    - ревизию или замену вышедших из строя деталей СУСГ;

    Задвижки арматуры должны открываться и закрываться одним человеком без использования рычагов и других приспособлений с наибольшим усилием при управлении не более 250 Н.

    Во избежании эрозионного износа задвижек не допускается их работа с полуоткрытым положением шибера.

    Все ремонтные работы, связанные с проверкой герметичности опрессовкой оформляются актом, а с техобслуживанием, ревизией и заменой деталей и узлов, записываются в журнал ремонтных работ.

    36) Дожимные насосные станции (ДНС). применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

    Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

    Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

    буферной емкости;

    сбора и откачки утечек нефти;

    насосного блока;

    свечи аварийного сброса газа.

    Схема дожимной насосной станции (ДНС)

    Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

    приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;

    сепарации нефти от газа;

    поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.

    Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

    Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:

    Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.

    Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.

    Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.

    Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

    Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.

    33) Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности эксплуатационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.

    В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:

    - Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

    - Ремонты в скважинах свыше 1500 метров

    Ко 2й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

    К действиям по капитальному ремонту скважин относятся такие манипуляции, как восстановление колонны, замена колец или их починка, работы над восстановлением функциональности забоя, исправление последствий крупных аварийных ситуаций (обрушение, засыпание), создание новых ответвлений или параллельно идущих стволов. К ним относят следующие виды действий:

    -Изоляция определенных слоев, если того требует функциональность скважины.

    -Отключение оборудования и его полное извлечение на поверхность с целью временного или постоянного прекращения эксплуатации месторождения.

    -Капитальный ремонт ствола, создание второй колонны или починка труб НКТ на предмет герметичности.

    -Воздействия с помощью химии или физических действий на пласты призабойной части.

    -Ловильные работы.

    -Уничтожение скважины, которое может быть инициировано из-за ее полной потери эффективности, сворачивания производства или иных причин.

    34) Установка ППУА предназначается для депарафинизации скважин, магистральных и промысловых нефтепроводов, а также для отогрева участков наземных коммуникаций, которые были заморожены в условиях умеренного климата. Также она может использоваться в процессе монтажа и демонтажа установок, применяемых при бурении скважин, и для любого другого оборудования, которое нуждается в отогреве. Приблизительную номенклатуру установок ППУА можно посмотреть на сайте gulfstreamplant.ru

    Установка ППУА оснащена парогенератором, водяной, топливной и воздушной системой, приводом с трансмиссией, кузовом, электрооборудованием и вспомогательными узлами. Монтаж оборудования установки происходит на раме, которая закреплена на шасси высокой проходимости, и оборудована металлической кабиной, предохраняющей от природных осадков и пыли. Основное оборудование в качестве привода использует двигатель автомобиля, при этом управлять установкой можно из кабины.

    Котловидные агрегаты установки способны работать от природного газа и жидкого топлива. Чтобы предупредить образование накипи, вода, которая попадает на нагревающие части, проходит очищение и обессоливание посредством специальных фильтров.

    В существующих условиях передвижные генераторы, вырабатывающие пар, применяют достаточно редко. В основном их используют только там, где иные технологии не могут применяться по техническим причинам.

    Агрегаты АДПМ предназначаются для проведения депарафинизации скважин посредством закачки в скважину горячей нефти. Монтаж агрегата проводится на автомобильном шасси и оснащен нагревателем нефти, нагнетательным насосом, системами подачи воздуха и тепла, системой автоматического управления и контрольно-измерительными приборами, а также технологическими и вспомогательными трубопроводами.

    Основное оборудование, с размещенными на нем основными контрольно-измерительными приборами, с помощью которых можно управлять работой агрегата, в качестве привода также использует двигатель автомобиля.

    Принцип работы АДПМ заключается в выкачивании насосом нефти из автоцистерн, и ее прокачки под давлением через систему нагревания и далее в скважину. После попадания в скважину горячая нефть расплавляет парафиновые отложения и переносит их в промысловую систему по сбору продукции.

    Особенности и требования при тепловых обработках:

    Периодичность проведения тепловых обработок и необходимое количество ППУ / АДП определяет, как правило, старший технолог промысла;

    Проводить депарафинизацию скважин возможно как при работающем глубинном насосе, так и при его остановке в связи с затруднением удаления отложений парафина;

    Перед закачкой пара в затрубное пространство скважины, следует предварительно прогреть манифольд до температуры 100-150 градусов по Цельсию;

    Если во время чистки от парафиновых отложений скважину заклинило, полированный шток следует установить в верхнее положение, при этом головка балансира должна находиться в нижнем положении. После погружения штока, следует попытаться расшатать штанговую колонну.

    35) Устьевая арматура может эксплуатироваться в трех режимах: 1) фонтанный; 2) нагнетательный; 3) откачивание рабочей среды с помощью электропогружных и штанговых насосов.Арматура устьевая нагнетательная АНК(АНКШ), Арматура устьевая насосная (АУШН)

    Техническое обслуживание и ремонт устьевой арматуры должен производить подготовленный персонал, ознакомленный с ее конструкцией.

    Для поддержания арматуры в работоспособном состоянии в течение всего срока службы должны выполняться следующие виды технического обслуживания:

    - осмотр и обслуживание не реже одного раза в неделю;

    - текущий ремонт один раз в квартал и средний – раз в год. Текущие и средние ремонты арматуры производят во время ближайших подземных ремонтов скважины и включают:

    - ревизию или замену вышедших из строя деталей перепускного клапана, а также очистку его внутренних каналов;

    - ревизию задвижек и добавление в них смазки ЛЗ-162 или Арматол-238 нагнетателем смазки;

    - замену при необходимости уплотнительных колец, шпилек и гаек;

    - ревизию или замену вышедших из строя деталей СУСГ;

    Задвижки арматуры должны открываться и закрываться одним человеком без использования рычагов и других приспособлений с наибольшим усилием при управлении не более 250 Н.

    Во избежании эрозионного износа задвижек не допускается их работа с полуоткрытым положением шибера.

    Все ремонтные работы, связанные с проверкой герметичности опрессовкой оформляются актом, а с техобслуживанием, ревизией и заменой деталей и узлов, записываются в журнал ремонтных работ.

    36) Дожимные насосные станции (ДНС). применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

    Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

    Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

    буферной емкости;

    сбора и откачки утечек нефти;

    насосного блока;

    свечи аварийного сброса газа.

    Схема дожимной насосной станции (ДНС)

    Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

    приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;

    сепарации нефти от газа;

    поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.

    Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

    Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:

    Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.

    Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.

    Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.

    Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

    Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

    33) Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности эксплуатационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.

    В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:

    - Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

    - Ремонты в скважинах свыше 1500 метров

    Ко 2й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

    К действиям по капитальному ремонту скважин относятся такие манипуляции, как восстановление колонны, замена колец или их починка, работы над восстановлением функциональности забоя, исправление последствий крупных аварийных ситуаций (обрушение, засыпание), создание новых ответвлений или параллельно идущих стволов. К ним относят следующие виды действий:

    -Изоляция определенных слоев, если того требует функциональность скважины.

    -Отключение оборудования и его полное извлечение на поверхность с целью временного или постоянного прекращения эксплуатации месторождения.

    -Капитальный ремонт ствола, создание второй колонны или починка труб НКТ на предмет герметичности.

    -Воздействия с помощью химии или физических действий на пласты призабойной части.

    -Ловильные работы.

    -Уничтожение скважины, которое может быть инициировано из-за ее полной потери эффективности, сворачивания производства или иных причин.

    34) Установка ППУА предназначается для депарафинизации скважин, магистральных и промысловых нефтепроводов, а также для отогрева участков наземных коммуникаций, которые были заморожены в условиях умеренного климата. Также она может использоваться в процессе монтажа и демонтажа установок, применяемых при бурении скважин, и для любого другого оборудования, которое нуждается в отогреве. Приблизительную номенклатуру установок ППУА можно посмотреть на сайте gulfstreamplant.ru

    Установка ППУА оснащена парогенератором, водяной, топливной и воздушной системой, приводом с трансмиссией, кузовом, электрооборудованием и вспомогательными узлами. Монтаж оборудования установки происходит на раме, которая закреплена на шасси высокой проходимости, и оборудована металлической кабиной, предохраняющей от природных осадков и пыли. Основное оборудование в качестве привода использует двигатель автомобиля, при этом управлять установкой можно из кабины.

    Котловидные агрегаты установки способны работать от природного газа и жидкого топлива. Чтобы предупредить образование накипи, вода, которая попадает на нагревающие части, проходит очищение и обессоливание посредством специальных фильтров.

    В существующих условиях передвижные генераторы, вырабатывающие пар, применяют достаточно редко. В основном их используют только там, где иные технологии не могут применяться по техническим причинам.

    Агрегаты АДПМ предназначаются для проведения депарафинизации скважин посредством закачки в скважину горячей нефти. Монтаж агрегата проводится на автомобильном шасси и оснащен нагревателем нефти, нагнетательным насосом, системами подачи воздуха и тепла, системой автоматического управления и контрольно-измерительными приборами, а также технологическими и вспомогательными трубопроводами.

    Основное оборудование, с размещенными на нем основными контрольно-измерительными приборами, с помощью которых можно управлять работой агрегата, в качестве привода также использует двигатель автомобиля.

    Принцип работы АДПМ заключается в выкачивании насосом нефти из автоцистерн, и ее прокачки под давлением через систему нагревания и далее в скважину. После попадания в скважину горячая нефть расплавляет парафиновые отложения и переносит их в промысловую систему по сбору продукции.

    Особенности и требования при тепловых обработках:

    Периодичность проведения тепловых обработок и необходимое количество ППУ / АДП определяет, как правило, старший технолог промысла;

    Проводить депарафинизацию скважин возможно как при работающем глубинном насосе, так и при его остановке в связи с затруднением удаления отложений парафина;

    Перед закачкой пара в затрубное пространство скважины, следует предварительно прогреть манифольд до температуры 100-150 градусов по Цельсию;

    Если во время чистки от парафиновых отложений скважину заклинило, полированный шток следует установить в верхнее положение, при этом головка балансира должна находиться в нижнем положении. После погружения штока, следует попытаться расшатать штанговую колонну.

    35) Устьевая арматура может эксплуатироваться в трех режимах: 1) фонтанный; 2) нагнетательный; 3) откачивание рабочей среды с помощью электропогружных и штанговых насосов.Арматура устьевая нагнетательная АНК(АНКШ), Арматура устьевая насосная (АУШН)

    Техническое обслуживание и ремонт устьевой арматуры должен производить подготовленный персонал, ознакомленный с ее конструкцией.

    Для поддержания арматуры в работоспособном состоянии в течение всего срока службы должны выполняться следующие виды технического обслуживания:

    - осмотр и обслуживание не реже одного раза в неделю;

    - текущий ремонт один раз в квартал и средний – раз в год. Текущие и средние ремонты арматуры производят во время ближайших подземных ремонтов скважины и включают:

    - ревизию или замену вышедших из строя деталей перепускного клапана, а также очистку его внутренних каналов;

    - ревизию задвижек и добавление в них смазки ЛЗ-162 или Арматол-238 нагнетателем смазки;

    - замену при необходимости уплотнительных колец, шпилек и гаек;

    - ревизию или замену вышедших из строя деталей СУСГ;

    Задвижки арматуры должны открываться и закрываться одним человеком без использования рычагов и других приспособлений с наибольшим усилием при управлении не более 250 Н.

    Во избежании эрозионного износа задвижек не допускается их работа с полуоткрытым положением шибера.

    Все ремонтные работы, связанные с проверкой герметичности опрессовкой оформляются актом, а с техобслуживанием, ревизией и заменой деталей и узлов, записываются в журнал ремонтных работ.

    36) Дожимные насосные станции (ДНС). применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

    Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

    Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

    буферной емкости;

    сбора и откачки утечек нефти;

    насосного блока;

    свечи аварийного сброса газа.

    Схема дожимной насосной станции (ДНС)

    Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

    приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;

    сепарации нефти от газа;

    поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.

    Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

    Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:

    Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.

    Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.

    Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.

    Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

    Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м3, оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней

    37. Назначение и типоразмеры насосно-компрессорных труб (НКТ). Конструкция колонны НКТ в зависимости от способа эксплуатации.

    Аббревиатура НКТ расшифровывается как насосно-компрессорная труба. Из НКТ составляются колонны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ могут служить для:

    • Подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, газа и их смесей.

    • Подачи в скв. жидкости или газа (осуществление технологических процессов интенсификации добычи или подземного ремонта.

    Согласно ГОСТу, размеры изделия варьируются от 6 до 10.5 метров. При эксплуатационной потребности возможно удлинение изделия до 11.5 метров. Размеры их условного наружного диаметра составляют27; 33; 42; 48; 60; 73; 89; 102; 114 мм. Размеры толщины стенок изделия могут колебаться в пределах 5,0; 5,5; 6,5; 7,0 мм.

    Принципиальная схема газлифтных скважин. Конструк­ции подъемников бывают однорядными, двухрядными и полуторорядными. Это зависит от числа труб, спускаемых в скважину. При всех остальных способах эксплуатации на НКТ будут держаться всасывающие насосы.

    38. Назначение, устройство   и   обслуживание  динамических насосов   для   перекачки  жидкости на нефтепромыслах. Применяемые типы насосов.

    СУТЬ: В динамических насосах жидкость движется под силовым воздействием в камере постоянного объема, сообщающейся с подводящими и отводящими устройствами.

    ТИПЫ: Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН). Основные узлы УЭЦН:

    ЭЦН (электроцентробежный насос) – ключевой элемент установки, который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Основные характеристики ЭЦН – это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м3/сут жидкости с напором 1200 метров.

    ПЭД (погружной электродвигатель) – второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом.

    Протектор (или гидрозащита) – элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу.

    Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты - плоский (КПБК).

    39. Устройство и обслуживание объемных  насосов для перекачки жидкости на промыслах, их типы.

    СУТЬ: В объемных насосах движение жидкости происходит путем всасывания и вытеснения жидкости за счет циклического изменения объема в рабочих полостях при движении поршней, диафрагм, пластин. Техническое обслуживание включает комплекс работ по уходу за насосным оборудованием, проведение осмотров, систематическое наблюдение за их исправным состоянием, соблюдением правил эксплуатации и инструкций заводов-изготовителей, устранение мелких неисправностей, контроль и осуществление необходимых мер по эко-номному расходованию всех видов энергоресурсов.

    ТИПЫ: Объемные насосы:
    1   2   3   4   5   6   7

    написать администратору сайта