лекционный материал оператор. 2. Состав и свойства нефти и газа. Основные сведения о нефтяных и газовых месторождениях Состав и свойства нефти

• Название: 2. Состав и свойства нефти и газа. Основные сведения о нефтяных и газовых месторождениях Состав и свойства нефти
• Анкор: лекционный материал оператор
• Дата: 28.10.2021
• Размер: 0.92 Mb.
• Имя файла: лекционный материал оператор.doc
• Тип: Реферат; #258521
• страница: 6 из 12

- параллельные (имеющие параллельные плоскости затвора (плашки)).

Прямоточные задвижки

Задвижки типа ЗМ – 65х21 с ручным приводом состоит из следующих составных частей:

корпуса, шлицевой гайки, шпинделя, крышки подшипников, ходовой гайки, маховика, упорных шароподшипников, сальникового узла, шибера, седел, тарельчатых пружин и нагнетательного клапана.

Первоначальная герметичность затвора осуществляется за счет создания необходимого удельного давления поверхности шибера и седел с помощью тарельчатых пружин. Герметичность соединения корпуса с крышкой обеспечивается металлической прокладкой посредством затяжки шлицевой гайки; регулировка соосности проходных отверстий шибера и корпуса осуществляется при помощи регулировочных гаек, завинчиваемых в верхний кожух.

Для облегчения управления задвижкой ходовая гайка опирается на упорные шарикоподшипники, резьба шпинделя и ходовой гайки вынесена из зоны контакта с средой, что улучшает условия ее работы. Уплотнение шпинделя осуществляется при помощи сальникового узла, в который для повышения его надежности предусмотрено нагнетание уплотнительной смазки.

В процессе сборки подшипниковый узел заполняется солидолом, а при эксплуатации подачи солидола в узел производится через масленку; в верхнем кожухе задвижки имеются прорези, позволяющие определить положение затвора (открыто-закрыто). В задвижке предусмотрена возможность подачи защитной смазки в корпус через нагнетательный клапан, что предохраняет его от загрязнений и коррозии.

Принцип работы задвижки состоит в том, что при вращении маховика возвратно-поступательное движение через шпиндель передается однопластинчатому шиберу, который открывает или закрывает проходное отверстие задвижки. Во избежание эрозионного и коррозионнного износа не допускается работа задвижки в полуоткрытом положении затвора.
Техническая характеристика:
Условный проход, мм…………………………….65
Рабочее давление, МПа (кгс/см²)………………..21 (210)
Управление……………………………………………...ручное
Макроклиматический район по ГОСТ 16350-80…….умеренный и холодный
Скважинная среда………………………………………нефть, газ, конденсат, вода техническая, сточная нефтепромысловая
Температура скважинной среды, К(⁰С), не более…….393(120)
Габаритные размеры, мм……………………………….350х320х650

Масса, кг;

В собранном виде………………………………………64

Полного комплекта…………………………………….66
Изготовитель: Бакинский завод нефтепромыслового машиностроения, г. Баку.
Задвижки типов ЗМС и ЗМС1 с ручным приводом

Задвижки типов ЗМС и ЗМС1 с ручным приводом диаметром условного прохода 65, 80, 100 и 150 мм на давление 21 и 35 МПа (210 и 350 кгс/см²), условного прохода 50 и 100 мм на давление 70 МПа (700 кгс/см²) состоят из корпуса, входного седла, шпинделя, маховика, ходовой гайки, крышки подшипников, нажимной гайки, нажимного кольца, манжет, пружины сальника, крышки, тарельчатых пружин, нагнетательного клапана, выходного седла и шибера.

Герметичность затвора обеспечивается созданием необходимого удельного давления на уплотняющих поверхностях шибера и седел. Предварительное удельное давление создается тарельчатыми пружинами. Герметичности затвора способствует уплотнительная смазка ЛЗ-162 (ТУ 38-1-01-315-77) или «Арматол-238» (ТУ 38-101-812-80), подаваемая через нагнетательный клапан.

Регулирование соосности проходных отверстий шибера и корпуса производится регулировочными винтами.

Для облегчения управления задвижкой опоры ходовой гайки установлены на упорные шарикоподшипники, а задвижки условным проходом 80, 100 и 150 мм оснащены уравновешивающим штоком.

Резьба шпинделя и ходовой гайки вынесены из зоны контакта со средой, что улучшает условия работы. В узел подается уплотнительная смазка. Уплотнение шпинделя осуществляется манжетами из материала АНГ. Для защиты корпуса задвижки от загрязнения и коррозии в него через нагнетательный клапан подается защитная смазка. Предусмотрена также подача смазки в узел уплотнения шпинделя и штока. На задвижке имеется указатель положения открытия-закрытия (верхняя и нижняя риски на кожухе);

• 
  клиновые (имеющие в качестве затвора клиновидные поверхности, состоящие из 2-х половин или одного сплошного клина).
  

Задвижки клиновые стальные фланцевые ЗКС-40, ЗКС-50

Задвижка клиновая стальная фланцевая выполнена из легированных и нержавеющих сталей, предназначена для установки в качестве запорного механизма на трубопроводах с бескислотной жидкой или газообразной средой (водой, паром, маслом, нефтью, нефтепродуктами). В своей конструкции задвижка имеет монолитный клин, выдвижной шпиндель и маховик для управления вручную. Предусмотрено верхнее уплотнение в крышке, позволяющее производить замену сальниковой набивки в процессе работы задвижки. С трубопроводом задвижка присоединяется посредством фланцев.

Закрыть задвижку необходимо поворотом маховика вправо, открыть – поворотом маховика влево.

При эксплуатации шпиндель и гайку периодически смазывать, а задвижку проверять на плавность хода. В случае пропуска сальника надо его подтянуть, причем высота подтяжки не должна превышать 30% от высоты камеры.

4. 
   По расположения шпинделя (при открытии и закрытии):
   

• 
  с выдвижным шпинделем;
  
• 
  с неподвижным шпинделем.
  

Кран – запорное устройство, проходное сечение которого открывается и закрывается при повороте пробки вокруг своей оси.

Классификация кранов:

1. 
   По форме пробки:
   

• 
  цилиндрическая;
  
• 
  шаровая;
  
• 
  коническая.
  

Кран шаровой ДУ 50
Техническая характеристика:
Проводимая среда…………………………………….нефть, газ, конденсат

Рабочее давление, МПа……………………………….21,8

Условный проход, мм…………………………………50

Температура окружающей среды, ⁰С ……………….-30..+ 40

Масса, кг………………………………………………20, 15, 7
Изготовитель: ЦКБ «Титан», г. Волгоград (1,5).
Краны шаровые ДУ 50/80-40 МПа
Условия эксплуатации

Рабочая среда – продукция нефтяных скважин с содержанием:

парафина, % (объемных), не более…………………..7

серы, % (объемных), не более………………………..7

сероводорода, % (объемных), не более ……………..0,3

воды, %………………………………………………..100

Температура окружающей среды, С⁰ ……………….от +5 до +70
Изготовитель: АО «ОЗНА», г Октябрьский

Трехходовой кран
Габаритные размеры запорного устройства, мм

длина (с ручкой) ……………………………………192

ширина ……………………………………………….60

высота (с ручкой)……………………………………76

Изготовитель: АО «завод элементов трубопроводов»,

р.п. Исток Свердловской области
Запорная арматура АО «Тяжпромарматура»
Конусные краны
Техническая характеристика

Диаметр условного прохода Ду, мм……………….50, 80, 100, 150, 200, 300

Условное давление Ру, МПа (кгс/см²) …………….6,4 (64)

Привод……………………………………………….ручной, пневматический

Рабочая среда………………………………………..природный газ

Температура среды, ⁰С ……………………………от –40 до +80

Масса, кг……………………………………………от 29 до 1050
Краны шаровые
Краны шаровые нового поколения с центральны разъемом наиболее полно отвечают требованиям народного хозяйства, обладают высокими технико-экономическими характеристиками и эксплуатационными показателями. Применяются в качестве запорного устройства на трубопроводах, транспортирующих природный газ. В конструкции кранов использован ряд оригинальных решений; корпус крана состоит из двух штампованных полукорпусов, наличие одного разъема уменьшает вероятность разгерметизации узла крана относительно внешней среды; конструкция запорного органа, выполненная по схеме «пробка в опорах» с самосмазывающимися подшипниками скольжения из металлофтороплпстовой ленты, облегчает управление краном и уменьшает крутящий момент, необходимый для поворота пробки.

Уплотнение затвора из эластомерного материала, обладающего высокой износо – и эрозонностойкостью, обеспечивает надежную герметичность затвора во всех диапазонах транспортируемой среды.

Герметичность затвора крана обеспечивается постоянноприжатыми давлением транспортируемой среды к пробке уплотнительным кольцами для Ду 50, 80,100- на входе, для Ду – как на входе, так и на выходе.

2. 
   По конструкции:
   

• 
  натяжные (уплотняющая поверхность пробки прижимается к корпусу крана натяжением гайки, расположенной на нижнем наружном конце пробки);
  
• 
  сальниковые (уплотнение поверхности пробки и корпуса при затягивании сальника);
  
• 
  смазочные (уплотнение достигается путем заливки масла на уплотняющие поверхности).
  

Вентиль – запорное устройство, в котором при повороте шпинделя клапан, насаженный на нем, перемещается вдоль оси седла.

Вентиль игольчатый

Широкое применение в нете– и газопромысловом оборудовании при измерении давления, отборе проб и в качестве запорного устройства получили игольчатые вентиля. Вентиль игольчатый рассчитан на рабочее давление до 16 МПа и имеет условный проход 15 мм.

Вентиль игольчатый состоит из корпуса и шпинделя с наконечником. Шпиндель имеет резьбу, а на его верхний конец крепится маховик. При вращении маховика поступательное движение шпинделя обеспечивает открытие или закрытие проходного отверстия вентиля. Закрытие вентиля осуществляется вращением маховика по часовой стрелке.

Изготовитель: Нефтяная машиностроительная компания, г.Екатеринбург.

В конце трубопроводов, подключенных к групповым установкам или сборным коллекторам, устанавливают обратные клапаны, которые предназначены для отключения трубопровода в случае изменения направления движения жидкости.

Назначение регулирующей арматуры трубопроводов (регуляторов давления) – поддержание пластового давления в трубопроводе до регулятора или после него. Она устанавливается, как правило, на газопроводах для обеспечения постоянного давления на приеме компрессоров или в конечных точках газопроводов.

Назначение предохранительной арматуры – предохранение трубопроводов или аппаратов от разрывов при повышении давления. К предохранительной арматуре относятся предохранительные клапаны различных конструкций ( пружинные, рычажные и др.).

Назначение ДНС. Краткая характеристика и принцип работы

После автоматического измерения продукции по каждой скважине смесь жидкости и газа направляется по нефтесборному трубопроводу на дожимную насосную станцию.

Дожимная насосная станция (ДНС) предназначена для осуществления первой ступени сепарации, для 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.


н+г+в


г

г

г





ГПЗ




н +в

г

н


ЦППН

н +г




в


На ДНС газоводонефтяная эмульсия поступает в сепараторы первой ступени сепарации НГС, предварительно отобрав отделившийся свободный газ в УПОГ и отделив воду от нефти в УПСВ, где сепарируется от попутного нефтяного газа, затем в сепараторы – буферы БЕ. Из сепараторов – буферов жидкость откачивается насосами внешней откачки НБ на ЦППН. В случае невозможности внешней откачки (авария на напорном нефтепроводе, неисправность насосов ВО и т.п.) предусмотрено поступление нефти в аварийный РВС.

Газ, выделившийся из газонефтяной эмульсии в сепараторах первой ступени, через ГС и УУГ под давлением газосепарации направляется на ГПЗ.

На УПСВ разгазированная водонефтяная эмульсия поступает на печи трубчатые для нагрева и далее в отстойники, где происходит разделение эмульсии. Для ускорения процесса в нефть дозировочными насосами на вход установки подается деэмульгатор. Нефть с отстойников направляется в НГС. Выделившаяся в отстойниках из эмульсии подтоварная вода откачивается в систему ППД. Очищенная вода с содержанием нефтепродуктов до 40 мг/л подается на вход КНС.

Основные объекты и сооружения.

• 
  узел предварительного отбора газа (УПОГ);
  
• 
  сепараторы первой ступени (НГС);
  
• 
  газовый сепаратор (ГС);
  
• 
  установка предварительного сброса воды (УПСВ);
  
• 
  технологические трубопроводы;
  
• 
  напорный нефтепровод;
  
• 
  насосный блок (НБ);
  
• 
  узел учета газа (УУГ);
  
• 
  узел учета нефти (УУН);
  
• 
  узел учета воды (УУВ);
  
• 
  газопровод;
  
• 
  факельная система;
  
• 
  дренажная система;
  
• 
  резервуар вертикальный стальной (РВС);
  
• 
  компрессорная;
  
• 
  дизельная;
  
• 
  операторная.
  

Вспомогательные помещения.

• 
  административные помещения;
  
• 
  слесарная мастерская;
  
• 
  склады;
  
• 
  столовая;
  
• 
  котельная.
  

Выпускаются ДНС блочного исполнения.

НБ на заводе собираются и доставляются в сборе. На месте производится установка, обвязка, наладка.

Освещение ДНС естественное и от сети 220 В, а также аварийное от сети 12 В. Все осветительные приборы во взрывозащищенном исполнении.

Насосы и электродвигатели устанавливаются на рамах, которые можно выкатывать на специальную площадку.

В НБ также устанавливаются :

• 
  вентиляционный блок;
  
• 
  система дренажных коллекторов;
  
• 
  датчики нагрева подшипников;
  
• 
  ЭКМы;
  
• 
  запорная арматура;
  
• 
  датчики контроля загазованности;
  
• 
  пост местного управления насосными агрегатами;
  

Для перекачки жидкости применяют различные ЦНС (реже НК ):производительностью от 38 м3/ч. до 300 м3/ч. и давлением нагнетания (напором) до 60 кгс/см2.
УУН, УУВ.

Узел учета предназначен для определения количества проходящей жидкости (суммарный дебит всех скважин).

Узел учета состоит из нескольких турбинных расходомеров типа «Норд» (рабочих и контрольного). Показания счетчиков выходят на пульт управления в операторной ДНС.
Характеристика ЦНС 300*240.

Центробежный насос секционный; Q = 300 м3/час, Н = 240 м.вод.ст.(24 кгс/см2), частота вращения 3000 об/мин.

Состоит из вала с рабочими колесами, направляющих аппаратов, корпусов направляющих аппаратов, узла разгрузки (гидропяты), концевых роликовых или шариковых подшипников.

Вал насоса через муфту соединен с валов электродвигателя.

С увеличением числа секций увеличивается напор (без увеличения производительности).
На ЦППН происходит дальнейшее отделение газа от нефти в нефтегазосепараторах второй, а по необходимости и третьей ступени сепарации, обезвоживание и обессоливание нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти применяются установки подготовки нефти УПН. Подготовленная нефть до товарной кондиции накапливается в резервуарах товарного парка и откачивается насосами в магистральный нефтепровод потребителю. Отделившаяся от нефти вода проходит дополнительную подготовку на установке подготовки воды и закачивается через КНС обратно в продуктивные пласты. Газ, отделившись от нефти, с помощью компрессоров компрессорной станции КС по газопроводу доставляется на ГПЗ
При герметизированной схеме нефтесбора достигается высокая степень централизации технологических объектов, их количество на месторождении сводится к минимуму, нефть нигде не контактирует с воздухом и потери от испарения сведены к минимуму (0,2%).
5. Регулирование режима работы скважин

Регулирование работы фонтанных скважин

Чтобы выдержать определенный дебит фонтанной скважины необходимо

регулировать степень использования пластовой энергии, поступающей на забой. Такое регулирование может быть достигнуто двумя способами:

1. 
   создание противодавления на устье;
   
2. 
   создание некоторого перепада давления у башмака подъемных труб.
   

Противодавление как на устье так и у башмака подъемных труб может быть создано путем установки диафрагмы с отверстием - штуцер. Меняя проходное сечение штуцера можно изменять в условиях данной скважины отбор жидкости и газа из пласта.

Противодавление на устье можно создать также направив фонтанную струю в особую емкость- газосепаратор, в котором газ отделяется от нефти и где можно поддерживать некоторое повышение давления.

Широкое применение забойные штуцера не получили из-за несовершенства их конструкций, вследствие чего затрудняется их смена и регулирование. Поэтому регулирование проводится в основном штуцерами, установленными на поверхности.

Для замены штуцера скважину останавливают, разряжают (снижение давление до атмосферного) в дренажную систему избыточное давление в линии и затрубе, выкручивают штуцерную камеру, выкручивают щтуцер, закручивают другой. Вставляют обратно штуцерную камеру, запускают скважину в работу. Если применяется двухструнная конструкция фонтанной арматуры, то замена сужающего устройства проводится без остановки скважины с переводом фонтанной струи с рабочей струны на запасную.

Нормальная эксплуатация фонтанной скважины заключается в получении максимального дебита при небольшом газовом факторе, наименьших количествах воды и песка, бесперебойном фонтанировании.

При наблюдении за работой фонтанной скважины и ее обслуживании замеряют буферное и затрубное давления, рабочие давления на замерных установках, определяют дебит нефти, содержание воды и песка в продукции скважины. Кроме того, проверяют исправность устьевого оборудования, выкидных линий, скребков, применяемых для борьбы с образованием отложений парафина. Желательно все ремонтные работы с образованием отложений парафина проводить без остановки скважины.

Регулирование и управление работы установок ЭЦН

Станция управления УЭЦН или комплектное устройство обеспечивает включение установки, самозапуск после появления исчезнувшего напряжения и аварийное отключение (перегрузки (клин), короткое замыкание, недостаточность притока). Станция управления при помощи специального переключателя дает возможность установить три режима управления:

1. 
   ручной- при котором вручную останавливают и запускают ПЭД;
   
2. 
   автоматический, при котором отключает ПЭД при значительном уменьшении подачи жидкости и последующего его включения через заданный интервал времени от нескольких минут до 10 часов, а также самозапуск после кратковременного перерыва подачи электроэнергии;
   
3. 
   программный, при котором жидкость откачивается периодически от 2 до 20 часов и отключение ПЭД происходит либо при срабатывании защиты срыва подачи (ЗСП) и последующее включение через заданный интервал времени, либо через установленное время отключения ПЭД и соответствующее включение его через определенный интервал времени. Этот режим управления считается аварийным режимом и применим для слабоприточных скважин.
   

Все установки должны запускаться оператором только в ручном режиме и при снижении пусковых токов, достижения параметров нормальной работы установки переводиться либо в автоматический режим, либо в программный.

Отключение УЭЦН по недогрузу и перегрузу.

Станция управления или комплектующее устройство предусматривает определенные

защиты в работе погружного оборудования:

- защита срыва подачи ЗСП- отключение ПЭД при снижении его рабочих нагрузок на

определенную величину (выбирается в зависимости от газосодержания смеси в

затрубном пространстве);

- защита по перегрузу ЗП- отключение ПЭД при повышении его рабочих нагрузок на

определенную величину (короткое замыкание, клин насоса).

Если блокировка защиты ЗСП деблокируется автоматически после определенного времени (время самозапуска), то деблокировка ЗП проводится вручную электромонтером по обслуживанию наземного оборудования.

На скважинах, оборудованных УЭЦН, в ОАО «Сибнефть –Ноябрьскнефтегаз»

применяются следующие типы станций управлений и комплектных устройств:

- ШГС -5804 до 55% старого фонда ;

• 
  « Электон»;
  
• 
  «Борец»;
  
• 
  «Центрилифт»;
  
• 
  «REDA».
  

Современные станции управления комплектные устройства оснащены приборами,

регистрирующими работу установки.

При подборе УЭЦН руководствуются паспортной характеристикой насоса – зависимостями напора Н, потребляемой мощности N и КПД от подачи насоса Q .

На практике не всегда удается подобрать насос с характеристикой, точно соответствующей характеристике скважины. Часто приходиться прибегать к искусственному регулированию работы насоса, например к ограничению его подачи. В промысловых условиях подачу насоса можно ограничить при помощи штуцера, но этот способ имеет существенные недостатки:

• 
  резко снижает КПД насоса;
  
• 
  устье скважины необходимо оборудовать арматурой повышенно давления;
  
• 
  увеличивается осевая нагрузка на вал и рабочие колеса.
  

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы.
Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы производится под контролем мастера по добыче нефти и газа (технолога) пусковой бригадой в составе : оператор по добыче нефти и газа не ниже 4 разряда, электромонтер по эксплуатации наземного оборудования (НЦБПО ЭПУ).

Перед запуском установки пусковая бригада обязана :

• 
  ознакомиться с данными о скважине и УЭЦН по записям в эксплуатационном паспорте;
  
• 
  проверить оснащенность скважины обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, манометрами на буфере, выкидной линией в затрубном пространстве.
  

Оператор по добыче нефти и газа с помощью приборов определяет перед запуском статический, а после запуска динамичесий уровни в скважине с записью в эксплуатационном журнале УЭЦН, проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние задвижек на выкиде, в затрубном пространстве и на ЗУГе.

Электромонтер НЦБПО ЭПУ проверяет сопротивление изоляции системы * кабель – двигатель* ( что должно быть не менее 5 МОм ), соответствие наземного оборудования спущенному ПЭД, работоспособность станции управления, защиты от замыкания на землю, заземление, фазировку кабеля, производит предварительную настройку защит: ЗСП – 2,5 ; ЗП – по номинальному току.

При величине сопротивления изоляции системы * кабель – двигатель * менее 5 МОм запуск ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

Электромонтер НЦБПО ЭПУ по команде оператора по добыче нефти и газа производит запуск УЭЦН в работу. Правильность вращения установки проверяется по величине подачи насоса, буферного давления, рабочего тока электромонтером и оператором совместно.

Подача УЭЦН на выкиде скважины должна появиться за определенное время после запуска в зависимости от типоразмера установки, диаметра НКТ и статического уровня при минимальной производительности насоса, ниже которой эксплуатация УЭЦН ЗАПРЕЩЕНА. Время появления подачи можно определить из таблиц инструкции по выводу на режим. В том, что установка подает можно убедиться по росту Рбуф закрытием линейной задвижки.

Если подача не появилась, то дальнейшие работы по запуску установки прекращаются. Данный факт сообщается в ЦДНГ и НЦБПО ЭПУ для принятия решения по дальнейшим действиям.

После появления подачи на устье производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается линейная задвижка и по достижении буферного давления 4,0 Мпа (40 кгс/см2) установка отключается. При герметичности НКТ и обратном клапане, установленном выше НКТ, темп падения буферного давления не должен превышать 10% за одну минуту.

Если НКТ герметичны, установка запускается и производится отбивка уровня жидкости в затрубном пространстве через каждые 15-30 минут работы с замером ее производительности на ЗУГе в зависимости от типоразмера установки. В первый час работы установки проводится обкатка ПЭД с последующим его охлаждением. Дальнейший вывод на режим производится согласно «регламента вывода на режим».

Установка считается выведенной на режим, если стабилизировался (не изменяется) динамический уровень, достигнута устойчивая подача в соответствии с паспортными характеристиками и получена пластовая продукция.

Если в процессе ВНР динамический уровень не стабилизируется, то необходимо добиться снижения динамического уровня до максимально-допустимого динамического уровня для данного типоразмера и отключить УЭЦН, после чего необходимо дождаться восстановления статического уровня до величины 0,5 максимально-допустимого динамического уровня, после чего УЭЦН запускается. Откачка до максимально-допустимого снижения динамического уровня поддерживается в течение 3 циклов и если приток из пласта недостаточен для охлаждения ПЭД, установка останавливается для принятия решения. При условии, что приток из пласта достаточен для охлаждения ПЭД и снижение динамического уровня происходит с замедлением, установка оставляется в работе с штуцером.

Проверка правильности подбора диаметра штуцера осуществляется замером динамического уровня (результаты трех замеров через 30минут должны быть одинаковы).

Все данные замеров, расчетов, полученных в процессе ВНР, заносятся в паспорт УЭЦН.

В процессе эксплуатации:

Участки проката не реже 1 раза в квартал производят профилактический осмотр наземного электрооборудования и площадки обслуживания под него, состояние заземления, проверяют показания приборов и параметры защиты ЗП, ЗСП в СУ. Все данные записываются в журнал выполнения заявок и при необходимости передаются в технологическую службу ЦДНГ для принятия мер по устранению нарушений, допущенных службами ЦДНГ.

ЦДНГ не реже 1 раза в неделю производит замер Qж, Нд, Рб, Рз, Рл, замер напряжения и силы тока электродвигателя, один раз в месяц анализ проб на КВЧ. В случае изменения режима производить внеочередные повторные измерения.

Не реже 1 раза в год ЦБПО ЭПУ по графику, согласованному с ТПДН, производит ППР и наладку наземного электрооборудования УЭЦН в объеме « Регламента работ на ППР и наладку СУ, ТМПН».

В случае остановки УЭЦН в процессе эксплуатации ( снижение сопротивления изоляции системы * ПЭД – кабель * , отключение защитой ЗП, ЗСП, неисправность наземного электрооборудования ) ЦДНГ передает заявку в ЭПУ для выяснения причины остановки. Заявка выполняется в ЦП ЭПУ не позднее 2-х часов от заявленного времени. В случае отключения УЭЦН защитой ЗП, ЗСП ЦДНГ совместно с ЦП ЭПУ определяют причины остановки.

В случае остановки группы кустов скважин УЭЦН из-за аварийного отключения электроэнергии технологическая служба ЦДНГ организует и координирует совместную работу служб ЦП ЭПУ и СЭН (МЭН) по своевременному пуску установок после подачи электроэнергии.

Причины отсутствия подачи УЭЦН и последовательность работ по выявлению этих причин

Причин отсутствия подачи может быть две:

1. 
   из-за неполадок в наземном оборудовании (СУ, трансформатор);
   
2. 
   из-за неполадок в подземной части установки:
   

• 
  клин насоса;
  
• 
  значительный износ рабочих органов;
  
• 
  срыв шпоночного паза;
  
• 
  R=о системы кабель- ПЭД;
  
• 
  негерметичность НКТ;
  
• 
  негерметичность сбивного клапана.
  

Неполадки в наземной части устраняет электромонтер НЦБПО ЭПУ по заявке мастера ДНГ.

Неполадки в подземной части определяются по схеме:

1) проверяется мегаомметром сопротивление изоляции, наличие «звезды» системы

«кабель- ПЭД», отсоединив кабель в клеммной коробке, и функционирование блоков

защиты СУ;

2) при наличии изоляции и «звезды» определяется правильность вращения ПЭД;

3)при положительных результатах выполнения пунктов1,2 проверяется

герметичность лифта наземной техникой (Р_мах= 4 МПа);

3. 
   проверяется циркуляция через «затрубье- насос- лифт».
   

Все операции оформляются актом.

Точную причину отказа определяют при расследовании после подъема ЭЦН.
Промысловые исследования скважин

1. 
   Геофизические исследования проводят для определения профилей притока или приемистости пласта, источника обводнения, нефтенасыщенности пластов и положения контуров нефтеносности, технического состояния эксплуатационной колонны.
   
2. 
   Гидродинамические исследования скважин проводят с целью установления зависимости между дебитом жидкости и депрессией на пласт и последующего определения параметров пласта (метод исследования на установившихся режимах и неустановившихся режимах эксплуатации, гидропрослушивание).
   

Эксплуатация скважин может производиться при устанановившихся режимах или отборах, когда в период измерения дебита и давления они не меняются, и при неустановившихся отборах, когда дебит и давления изменяются.
Исследование нефтяных скважин на установившихся режимах .
Об установившемся режиме фильтрации жидкости в пласте судят по постоянству дебита и давления, измеряемых на небольших интервалах времени - два-три измерений за 4…6 ч. Установлено, что чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменений условий эксплуатации скважин.

Исследование выполняют последовательным измерением дебита скважин с измерением забойных давлений, соответствующих данному дебиту (смена штуцеров различного диаметра d 3, 5, 8, 10, 12 мм и т.д.). По завершении исследований скважину останавливают для измерения пластового давления. Обработку результатов исследования выполняют построением индикаторной кривой.

Определяют коэффициент продуктивности:
Ко- коэффициент продуктивности; Q-дебит скважины; Р- разность последующего и предыдущего замеров давления; к –коэффициент проницаемости; h- толщина пласта; R- радиус контура питания (дренирования); rc_пр- приведенный радиус скважины; м- динамическая вязкость нефти.

Q Q

Ко = или,

Р

2П*к*h , к*h - гидропроводность

Кo = м*Ln R м

rc _пр

Р Гидропроводность характеризует призабойную зону скважин.


Исследование нефтяных скважин при неустановившихся режимах фильтрации (КВД)
На исследование при установившемся режиме фильтрации используется много времени. Сокращение продолжительности исследований приводит к тому, что фильтрационный поток в пласте ставится неустановившемся.

1. 
   В скважину спускают глубинный манометр, который регистрирует на бланке изменение давления на забое во времени;
   
2. 
   После непродолжительной выдержки на забое его поднимают на поверхность и извлекают бланк записи изменения давления во времени.
   

Бланк.

Р Р
















t Lg t

Для удобства расчета перестраивают в логарифмические координаты. Производят расчет пьезопроводности и гидропроводности – характеристики удаленной зоны пласта.

КВУ – кривая восстановления уровня:

1. 
   Закрывают скважину (ЭЦН, ШГН) – Нg.
   
2. 
   Через равные промежутки времени регистрируют Неm и Рз.
   

Исследование водонагнетательной скважины.

Исследуют водонагнетательные скважины так же, как и добывающие на установившихся и неустановившихся режимах. Принципиальное отличие исследований состоит в том, что при построении ИК чаще пользуются измерениями давления на устье скважины.
ИК для нагнетательной скважины имеют вид:

Q Q = Ко (Рз – Р)ⁿ

Аналогично добыващей

скважине исследуются на неустановившихся

режимах закачки методом КПД – кривая

падения давления,закрывая скважину на устье и

контролируя падение забойного давления до

пластового.




Р

Для исследования используют расходомеры и дебитомеры.


Исследование скважин, оборудованных ШГНУ, УЭЦН.
Исследуют при установившихся режимах для получения индикатора линии Q ( Р) и установления зависимости Q от параметров работы установки.

Дебит скважины равен подачи насоса. Для скважин, оборудованных ШГНУ дебит можно изменить изменяя длину хода штока (переставлять палец в кривошипе), либо изменяя число качаний (смена диаметра шкива на валу электродвигателя). Для скважин, оборудованных УЭЦН, дебит изменяется изменением проходного сечения устьевой арматуры (установка штуцера)

Р заб.можно измерять:

1. 
   напрямую спуская малогабаритные глубинные манометры на проволоке.
   
2. 
   По Нд (замер уровня на устье)
   

Рзаб = Нд*р_ж*g, Нд –динамический уровень жидкости;

Нд = Vзв*t/2 р_ж- плотность жидкости;

g- ускорение свободного падения;

Vзв- скорость прохождения и отражения звука;

t- время прохождения и отражения звука.

При неустановивших режимах останавливают установку ЭЦН или ШГН на

КВУ (кривая восстановления уровня) и фиксируют изменение (восстановление) статического уровня и Рзатр до полного восстановления.
Метод гидропрослушивания -прослеживание влияния, изменения режима работы скважин или группы скважин на изменение давления в соседних или удаленных скважинах.

Требования безопасности при волнометрировании

В настоящее время для замеров уровней жидкости в скважинах в ТПДН»МН» используются волномеры и системы комплексного контроля «МИКОН-101-00», «МИКОН-101-01».

Метод волнометрирования применяется для замера «отбивки» статических и динамических уровней в скважинах при наличии в затрубном пространстве давления от 0,5 до 150 кг/ см³ .

Скважины, оборудованные ШГН, перед проведением исследовательских работ, должны быть остановлены путем отключения кнопкой «СТОП», головка балансира должна находиться в нижнем положении, и зафиксирована тормозом, отключены рубильником от сети, на его ручке вывешен плакат «НЕ ВКЛЮЧАТЬ, РАБОТАЮТ ЛЮДИ».

При исследовании скважин волномером должны быть соблюдены следующие требования:

1. Перед проведением измерения необходимо открыть на секунду задвижку фонтанной арматуры для ее продувки.

2. Перед применением волномера необходимо проверить полное навинчивание гайки на розетку и гаек на болты, соединяющие втулки.

3. Проверить исправность задвижки и вентилей на затрубной линии, а затем подсоединить волномер, совмещая зазор между втулками с щелью в цилиндре.

4. Опрессовать волномер давлением, имеющимся в затрубном пространстве скважины. Запорный орган волномера должен обеспечивать абсолютно герметичное закрытие.

5. При наличии давления в возбудителе следует находиться в стороне от направления возможного полета возбудителя при его срыве с резьбы, а также от направления выхлопа. При создании импульса следует находиться с тыльной стороны возбудителя за угловым вентилем или задвижкой.

6. Находиться в направлении возможного полета волномера при его срыве с резьбы, а также (при создании импульса) в направлении выхлопа газа ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

7. Необходимо периодически проверять состояние резьбовых соединений. Эксплуатация волномера с поврежденными резьбовыми соединениями – ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

8. Сдвигать втулки при создании импульса следует только жесткой тягой-толкателем длиной не менее 0,5 м, тяго- толкатель перед производством импульса должен быть надежно закреплен к ручке волномера.

9. При отсутствии давления акустический сигнал в скважину посылается при помощи резинового устройства генерации акустических сигналов.

10. Производить замер уровня жидкости, используя инструкцию по эксплуатации прибора («МИКОН –101-00», «МИКОН-101-01»).
После окончания работ необходимо:

- закрыть задвижку;

• 
  стравить остаточное давление, нажав на тяго - толкатель;
  
• 
  снять волномер, стоя в стороне от возможного полета волномера;
  
• 
  очистить поверхности цилиндра втулок волномера и прочие открытые рабочие поверхности от грязи, нефти и песка;
  
• 
  уложить волномер в ящик.
  
• 
  
  

6. Борьба с осложнениями при работе скважин
К основным осложнениям при эксплуатации скважин относятся: отложения парафина, отложения солей, отложения смол и асфальтенов, вынос песка из пласта, прорыв воды.

Отложения парафина на стенках НКТ, устьевой арматуре приводит к снижению производительности скважины.

В результате парафинизации внутренних стенок труб уменьшается их внутреннее сечение. Запарафинирование поверхностных коммуникаций приводит к удорожанию внутрипромысловой перекачке нефти.

Борьба с отложениями парафина введется следующими способами:

1. 
   Механическим, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность. В скважину, оборудованную ЭЦН, скребки опускают на проволоке в НКТ. В скважинах оборудованных ШГН применяют непрерывную очистку труб скребками, устанавливаемыми на штангах.
   
2. 
   Применение НКТ, с гладкой внутренней поверхностью (покрытие внутренней поверхности эмалями, лаками, стеклом).
   
3. 
   Тепловым, при котором скважина промывается парами или горячей нефтью (закачка в затрубное пространство, при этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ). Для получения водяного пара используют ППУ, для нагретой нефти – агрегат депарафинизации передвижной АДН.
   
4. 
   Химический – впрыск в поток пластовой жидкости ингибиторов, предотвращающих кристаллизацию парафина в НКТ и их закупорку – ингибитор ХТ-48.
   
5. 
   Закачка ПАВ (водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества).
   
6. 
   Закачка растворителей (бензин, толуол, керосин),
   
7. 
   Физический – применение магнитного поля (увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложения парафина).
   

Борьба с отложениями солей

Отложения солей в значительных количествах на стенках наземного и подземного оборудования наблюдается в большинстве случаев в процессе разработки месторождений при внутриконтурном заводнении с использованием пресных вод. Причины отложения солей: изменение термодинамических условий при поступлении растворов из пластов в скважины и химическая несовместимость вод, поступающих из разных горизонтов.

Применяются химические методы, которые основаны на преобразовании осадков с помощью реагентов с последующим удалением продуктов реакции соляной кислоты с водой.
Борьба с песком

Песок разъедает трубы и арматуру, частично оседает на забое, образуя песчаные пробки. Наличие песка в продукции скважин приводит к заклиниванию установок ШГН и ЭЦН, приводит к преждевременному износу оборудования.

Способы борьбы с выносом песка:

1. 
   Оборудования скважин специальными фильтрами (гравийными, керамическими, щелевыми, проволочными).
   
2. 
   Закрепление породы в ПЗ путем введения в нее с поверхности цементирующих веществ (песчано - цементирующих смесей, органических смол, полимеров и т.д.)
   
3. 
   Уменьшение выноса песка – снижение дебита скважины.
   
4. 
   Ликвидация песчаных пробок при подземном ремонте: с помощью желонки специальной конструкции, специальных пик для разрыхления гидробуров; путем промывок скважин или продувки их сжатым воздухом и т.д.
   

Осложнения при эксплуатации фонтанных скважин

Осложнения при эксплуатации фонтанных скважин:

1. 
   Отложения парафина.
   
2. 
   Отложения солей.
   
3. 
   Вынос песка.
   
4. 
   Скопление на забое воды приводит к прекращению фонтанирования.
   
5. 
   Межпластовые перетоки из-за н/г обсадных колонн (РИР).
   
6. 
   Пульсационная работа скважины.
   

Если нефть поступает из пласта в скважину при Рз больше Рн, то скважина в этих случаях эксплуатируется с постоянным дебитом; если же кроме нефти из пласта поступает газ (при Рз меньше Рн), то если не применять специальных мер, происходит пульсация скважины.

Происходит это следующим образом: свободный газ, выходя из пласта, попадает не только в НКТ, но и в затрубное пространство, постепенно заполняя его. Растет Рз . Уровень жидкости в затрубном пространстве оттесняется вниз до тех пор , пока не достигнет башмака НКТ. В этот момент газ из затрубного пространства прорывается в НКТ, что приводит к резкому разгазированию и выбросу столба жидкости, а затем и свободного газа Рз резко падает, что приводит к кратковременному притоку нефти из пласта. Часть нефти попадает в затрубное пространство,и выброс прекращается, а затем повторяется.

Пульсация скважины приводит к преждевременному износу устьевого оборудования, а так же к разрушению породы пласта в ПЗ и выносу песка.

Следующие способы борьбы с пульсационной работой скважины:

1. 
   Отбор газа из кольцевого пространства (для поддержания постоянного Рз в этом случае на выкидную линию скважины устанавливают регулятор давления).
   
2. 
   Изоляция затрубного пространства у башмака НКТ путем установки специального пакера.
   
3. 
   Обслуживание нижней части НКТ воронкой (воронки несколько меньше диаметра колонны, что затрудняется попадание свободного газа в затрубное пространство).