Курсовая. Курсовая работа. Изм. Лист докум. Подпись Дата
 Скачать 0.65 Mb.
|
|
Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 11 ВВЕДЕНИЕ Нефтяные месторождения, как и каждый человек, имеют свою судьбу. В августе 1971г. при бурении скважины Р-62 нефтеразведчики объединения “Обънефтегеология” получили фонтан нефти дебитом 200 тн/сут. Он известил об открытии нового месторождения, о котором заговорили сразу, поскольку вырисовывались небывалые перспективы и даже возникло сравнение с Самотлором. Геологи уверяли, что здесь тоже уникальные залежи нефти. В процессе разведки выявилась промышленная нефтегазоносность 12 пластов. Предполагаемая площадь добычи исчислялась 1260 км2. Новую подземную кладовую нарекли “младшей сестрой” Самотлора. А название месторождению было дано в честь В. П. Федорова, главного геофизика Сургутской нефтеразведочной экспедиции, специалиста, который отдал много энергии и сил разведки недр Среднего Приобъя. При его непосредственном участии были открыты многие месторождения, составившие в процессе их дальнейшей разработки основу нефтедобывающей промышленности края. С первых же дней Федоровское стало своеобразным полигоном ускоренного внедрения новых методов. Первоочередные участки были переданы в эксплутационную разработку уже в 1972 году. Институт “Гипротюменьнефтегаз” в проекте предусмотрел сооружение промысловых объектов только из блоков и узлов заводского изготовления с полной автоматизацией. в короткий срок был построен трубопровод, связавший Федоровское с Западно-Сургутским товарным парком. В первые годы обустройством Федоровки занимается старейшее в регионе НГДУ “Сургутнефть”. Объемы растут, и в мае 1977г. принимается решение о создании НГДУ “Федоровскнефть”. В течение года было добыто свыше 10 млн.т. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 12 Целью и задачей производственной практики являются: закрепление, расширение, углубление и систематизация знаний и умений, полученных при изучении дисциплин и профессиональных модулей учебного плана специальности, на основе изучения деятельности конкретной организации; обобщение и закрепление теоретических знаний, полученных студентами в период обучения, формирование практических умений и навыков, приобретение первоначального профессионального опыта по профессии; проверка возможностей самостоятельной работы будущего специалиста в условиях конкретного профильного производства; использовать результаты исследования скважин и пластов; обрабатывать геологическую информацию о месторождении. Уметь: определять методы воздействия различными агентами на пласт и призабойную зону пласта в зависимости от геолого-физических параметров; определять технологическую эффективность работ по увеличению нефтеотдачи пластов; проводить исследования нефтяных и газовых скважин и пластов; получать информацию для анализа и расчета эффективности проведения работ; определять физические свойства жидкости. Знать: геофизические методы контроля технического состояния скважины; способы и методы исследования скважин. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 13 1 ОСНОВНЫЕ ДАННЫЕ О МЕСТОРОЖДЕНИИ Месторождение приурочено к Северо-Сургутскому, Федоровскому, Северо- Федоровскому, Моховому и Восточно-Моховому локальным поднятиям ІІІ порядка, которые осложняют Федоровское куполовидное поднятие, расположенное в центральной части Сургутского свода. Палеозойский фундамент Породы фундамента палеозойского возраста на месторождении не вскрыты. Эффузивно-осадочные отложения объединяются в туринскую серию осадков, входящих в состав фундамента. Юрская система Нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлена переслаиванием между собой сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает нефтяной пласт ЮС-2, литологически представлен переслаиванием песчаников темно-серых, плотных тонко- и мелкозернистых, крепко сцементированных. Общая толщина пласта до 20 м. Толщина Тюменской свиты достигает 250 м. Верхнеюрский отдел представлен васюганской, георгиевской и баженовской свиты. В основании свиты васюганской свиты залегают аргeлиты темные. Верхняя часть свиты представлена чередованием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает песчаный пласт ЮС-1. Толщина свиты до 103 м. свита представлена черными аргиллитами с многочисленными остатками рыб. Толщина свиты от 2 до 7 м. Баженовская свита литологически представлена аргиллитами темно серыми, черными с различной степенью битуменозности. Толщина свиты 10- 56М. Меловая система Отложения этой системы представлены нижним и верхнем отделами. Нижний отдел состоит из осадков мегионской, вартовской, алымской и нижней части покуpской свит. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 14 Мегионская свита представлена глинистыми осадками с прослоями песчаников и алевролитов. Выше залегает ачимовская свита, представленная чередованием песчаников и аргиллитов. Общая толщина ачимовской пачки 211м. Вышележащая толща породы сложена темно-серыми аргиллитами с прослоями песчаников, в разрезе которой выделяется продуктивные пласты БС 10-11. Эти пласты перекрываются глинами чеускинской пачки общей толщиной от 36 м. и выше. В толще этих глин выделен нефтеносный пласт БС 10”. Проницаемые прослой сложены мелко- и среднезернистыми песчаниками с прослойками глинистого алевролита. Общая толщина мегионской свиты до 506 м. Вартовская свита представлена двумя подсвитами. В состав нижней подсвиты входят два нефтяных пласта БС-1 и БС-2. Сложены они мелкозернистыми серыми песчаниками с простоями аргиллитов и алевролитов. Над пластами БС-1 и БС-2 залегает ишимская глинистая пачка, которая на некоторых участках месторождения опесчанивается в верхней части. Толщина ее 7 — 49 м. Верхняя подсвита сложена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. В разрезе подсвиты выделяются песчаные пласты AC 4-12 смесь из которых является нефтенасыщенными: AC 4, AC 5-8, AC 7-8, AC-9. Толщина вартовской свиты до 434 м. Алымская свита залегает в основании вaлaжинского яруса и представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными в средней части, песчаниками и алевролитами. Толщина ее достигает 132 м. Покурская свита, представлена неравномерным переслаиванием алевролитопесчанных и глинистых пластов и пачек различной толщиной и плохо выдержанных по площади. Толщина покуpской свиты до 843 м. Кузнецовская свита, приурочена к морским осадкам туронского яруса. Литологически она представлена глинами темно-серыми местами алевролитистыми. Толщина свиты до 29 м. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 15 Березовская свиты делятся на две подсвиты, нижнюю-споковидную и верхнюю глинистую. Обычная толщина свиты до 145 м. Ганькенская свита – литология ее довольно однообразна: нижняя часть слагается глинами темно-серыми; верхняя часть представлена глинами серыми с зеленовато-голубоватым оттенком. Толщина свиты 86 м. Палеогеновая система Талицкая свита (палеоценовый отдел) сложена глинами темно-серыми, однородными, местами алевритистыми. Толщина свиты до 120 м. Люлинворская свита (юценовый отдел) представлена глинами серыми и темно-серыми. Толщина свиты до 203 м. Тавдинская свита, представлена глинами зелеными, вязкими с присыпками и гнездами алевролита. Толщина свиты до 170 м. Алымская свита представлена песками серыми, мелкозернистыми, кварцевыми, в верхней части чередование глин и песков с прослоями бурых углей. Толщина свиты до 100 м. Туртасская свита (верхняя часть олигоценового отдела) сложена алевролитами серыми, сильно глинистыми. Толщина свиты не превышает 40 м. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 16 2 РЕЖИМЫ РАБОТЫ МЕСТОРОЖДЕНИЯ На Фёдоровском месторождении добыча нефти ведётся как фонтанным, так и механизированным способами. К механизированным способам добычи нефти относятся газлифт и насосная добыча (с использованием ЭЦН и ШСНУ). Фонтанирование скважины происходит под влиянием энергии сжатых пород и пластовой жидкости, а также энергии сжатой газовой фазы, выделяющейся из нефти и расширяющейся в процессе подъёма её на поверхность. На 1.01.2000 года на Фёдоровском месторождении фонтанным способом эксплуатировалась 41 скважина. Газлифтная эксплуатация скважин При определённых условиях фонтанирование скважины прекращается, тогда переходят на механический, в частности газлифтный (ГЛ) способ эксплуатации. При ГЛ эксплуатации газ подаётся в кольцевое пространство и переходя в НКТ способствует подъёму жидкости. Поступление газа осуществляется через специальные ГЛ клапана. Такая конструкция применяется на Фёдоровском месторождении. Применяется и другая схема подачи газа - в центральную трубу. При этом производительность ГЛ подъёмника обеспечивается значительным расходом газа. ГЛ эксплуатации присущи свои преимущества и свои недостатки. Преимущества: 1. Широкий диапазон возможных дебитов по жидкости (от 10 до 1900 т/сут); 2. Простота оборудования, отсутствие трущихся деталей; 3. Возможность эксплуатации наклонных скважин. Недостатки: 1. При содержании воды в добываемой продукции образуется стойкая эмульсия; 2. Большая протяжённость подводящих газ трубопроводов; При компрессорном ГЛ (КГ) требуются большие капитальные вложения на строительство компрессорных станций. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 17 На месторождении идёт процесс замены КГ на насосные способы. Это происходит из-за высокой обводнённости скважинной продукции (89,5%). Для поднятия 1м3 нефти с обводнённостью 90% требуется в 5 раз больше компремированного газа, чем для поднятия того же объёма нефти с обводнённостью 40 %, что экономически невыгодно. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 18 3 СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИИ 3.1 Фонтанная эксплуатация скважин Фонтанный способ эксплуатации скважин применяться, когда энергия пласта достаточна для подъема флюида от забоя к поверхности. Фонтанный способ эксплуатации считается наиболее выгодным, потому что не требует специального оборудования. В связи с этим, важнейшей задачей является обеспечение длительного фонтанирования скважины при рациональном расходовании пластовой энергии. Фонтанирование скважины может происходить за счет — гидростатического давления пласта; — растворенного в нефти газа; — энергии имеющейся газовой шапки; — энергия искусственного нагнетания в пласт жидкости или газа. Работу скважины регулируют за счет изменения ее дебита специальными штуцерами, установленными на устье скважины. Штуцеры бывают регулируемые и нерегулируемые. Первые представляют собой дроссель (игольчатый вентиль), вторые — втулки или диски с отверстиями диаметром 3—15 мм. Детали, взаимодействующие с потоком пластовой жидкости, выполняются из износостойких материалов. Все остальные виды эксплуатации скважин относятся к механизированному способу. Они имеют один общий признак: энергия для подъема пластовой жидкости на поверхность подводится извне и с помощью оборудования, расположенного в скважине, передается жидкости. Так как высота всасывания насоса не превышает 5-8 м, то для подъема жидкости из скважины глубиной в несколько сотен или тысяч метров насос приходится опускать в скважину и для обеспечения его надежной работы погружать под уровень пластовой жидкости. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 19 3.2 Эксплуатация скважин штанговыми насосами Штанговая насосная установки ШНУ (рисунок 1) состоит из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование включает: штанговый скважинный насос (ШСН) со всасывающем клапаном 1 (неподвижный) на нижнем конце цилиндра и нагнетательным клапаном 2 (подвижный) на верхнем конце поршня-плунжера, насосные штанги 3 и трубы. Рисунок 1 – Схема ШНУ В наземное оборудование входит станок-качалка (СК), состоящий из электродвигателя 9, кривошипа 7, шатуна 8, балансира 6, устьевого сальника 5, устьевой обвязки и тройника 4. Кроме того, подземное оборудование может включать различные защитные устройства, присоединяемые к приемному патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях (песок, газ). Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 20 Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для сочленения с верхним концом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско- подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте. Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами 7 с помощью двух шатунов 8, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания СК. Редуктор с постоянным передаточным числом, маслозаполненный, герметичный имеет трансмиссионный вал, на одном конце которого предусмотрен трансмиссионный шкив, соединенный клиноременной передачей с малым шкивом электродвигателя 9. На другом конце трансмиссионного вала имеется тормозной барабан. Опорный подшипник балансира укреплен на металлической стойке-пирамиде. Все элементы станка-качалки - пирамида, редуктор, электродвигатель - крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этого предусмотрено несколько. Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 21 Промышленностью выпускается большое число станков-качалок различных типоразмеров (так называемый нормальный ряд) грузоподъемностью на головке балансира от 10 до 200 кН, в соответствии с широким диапазоном глубин и дебитов скважин, которые приходится оборудовать штанговыми установками (ШСНУ). Типоразмеры СК и их основные параметры регламентируются государственным стандартом. Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра той или иной конструкции. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. Цилиндр подвешивается на трубах. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается. Плунжер превращается в поршень и поднимает жидкость на высоту, равную длине хода (0,6 - 6 м). Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 22 3.3 Эксплуатация скважин электронасосами Погружные центробежные электронасосы (ПЦЭН) – это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем (ПЭД) специальной конструкции. Электродвигатель питается с поверхности электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотранспорта или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся контрольно-измерительная аппаратура и автоматика. ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень обычно на 150-300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. Установка ПЦЭН (рис.) включает масло заполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; блокированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спускоподъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12. Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемые болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения, которые стыкуются при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 23 Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит, все степени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. Установки погружного центробежного электронасоса (УПЦЭН) отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к.п.д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом. Рисунок 2 - Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 24 4 МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ И КОНТРОЛЯ СКВАЖИН Существует много методов исследования скважин н технических средств для их осуществления. Все они предназначены для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока нефти, воды и газа в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при наиболее высоком коэффициенте полезного действия. В процессе выработки запасов нефти условия в нефтяной залежи и в скважинах изменяются. Скважины обводняются, пластовое давление снижается, газовые факторы могут изменяться. Это заставляет постоянно получать непрерывно обновляющуюся информацию о скважинах и о пласте или нескольких пластах, являющихся объектом разработки. От наличия такой достоверной информации зависит правильность принимаемых решений по осуществлению на скважинах или на объекте разработки или на отдельных частях такого объекта тех или иных геолого-технических мероприятий. Из всех методов исследования скважин и пластов следует выделить особый комплекс геофизических методов. Они основаны на физических явлениях, происходящих в горных породах и насыщающих их жидкостях при взаимодействии их со скважинной жидкостью и при воздействии на них радиоактивного искусственного облучения или ультразвука. Геофизические методы исследования скважин и геологического разреза на стадиях бурения этих скважин, их заканчивания, а также текущей эксплуатации дают обильную информацию о состоянии горных пород, их параметрах и об их изменениях в процессе эксплуатации месторождения и часто используются при Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 25 осуществлении не только геологических, но и чисто технических мероприятий на скважинах. В силу своей специфичности, необходимости знания специальных предметов, связанных с физикой земли, горных пород, а также с ядерными процессами, эти методы исследования, их теория, техника осуществления и интерпретация результатов составляют особую отрасль знаний и выполняются геофизическими партиями и организациями, имеющими для этой цели специальный инженерно-технический персонал, оборудование и аппаратуру. Геофизические исследования скважин — это различного рода каротажи, т. е. прослеживание за изменением какой-либо величины вдоль ствола скважины с помощью спускаемого на электрокабеле специального прибора, оснащенного соответствующей аппаратурой. Гидродинамические методы исследования. Они основаны на изучении параметров притока жидкости или газа к скважине при установившихся или при неустановившихся режимах ее работы. К числу таких параметров относятся дебит или его изменение и давление или его изменение. Поскольку при гидродинамических методах исследования процессом охватывается вся зона дренирования, то результаты, получаемые при обработке этих данных, становятся характерными для радиусов, в сотни раз превышающих радиусы охвата при геофизических методах. Гидродинамические методы исследования выполняются техническими средствами и обслуживающим персоналом нефтедобывающих предприятий. Они разделяются на исследования при установившихся режимах работы скважины и на исследования при неустановившихся режимах работы скважины (метод прослеживания уровня или кривой восстановления давления). Исследование при установившихся режимах позволяет получить важнейшую характеристику работы скважины - зависимость притока жидкости от забойного давления или положения динамического уровня [Q(Pc)]. Без этой зависимости невозможно определить обоснованные дебиты. Этот же метод позволяет определить гидропроводность пласта e = kh/m с призабойной зоны. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 26 Исследование при неустановившихся режимах позволяет определить пьезопроводность c, для более удаленных зон пласта и параметр c2/rпр (c - пьезопроводность; rпр - приведенный радиус скважины), а также некоторые особенности удаленных зон пласта, такие как ухудшение или улучшение гидропроводности на периферии или выклинивание проницаемого пласта. Техника для гидродинамических исследований скважин зависит от способа эксплуатации (фонтан, газлифт, ПЦЭН, ШСН), который накладывает известные технические ограничения на возможности этого метода. Скважинные дебитометрические исследования. Они позволяют определить приток жидкости вдоль интервала вскрытия в добывающих скважинах (профили притока) и интенсивность поглощения в нагнетательных скважинах (профили поглощения) с помощью регистрирующих приборов - дебитомеров и расходомеров, спускаемых в скважину и перемещаемых вдоль перфорированного интервала. Скважинные дебитометрические исследования дают важную информацию о действительно работающей толщине пласта, о долевом участии в общем дебите отдельных пропластков, о результатах воздействия на те или иные пропластки с целью интенсификации притока или увеличения поглотительной способности скважин. Эти исследования, как правило, дополняются одновременным измерением влагосодержания потока (% воды), давления, температуры и их распределением вдоль ствола скважины. Скважинные дебитометрические исследования проводятся специальными комплексными приборами типа «Поток». Все гидродинамические и дебитометрические исследования сравнительно легко осуществляются в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах, так как при этом доступ к забою через НКТ открыт и спуск приборов на забой не составляет больших технических трудностей. При других способах эксплуатации (ПЦЭН, ШСН) спуск измерительного прибора через НКТ невозможен, поэтому исследование таких скважин связано с техническими трудностями и имеет особенности. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 27 5 ПРИБОРЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН Манометры В зависимости от задач различают собственно глубинные манометры, измеряющие абсолютное значение давления в скважине, и дифференциальные, измеряющие разность между начальной величиной давления и текущим его значением. По принципу действия глубинные манометры подразделяются на: 1) пружинные (геликсные), в которых в качестве упругого чувствительного элемента используется многовитковая трубчатая пружина, называемая геликсом; 2) пружинно-поршневые, у которых измеряемое давление воспринимается уплотнительным поршнем, соединенным с винтовой цилиндрической пружиной. Пружинно-поршневые манометры бывают с вращающимся и неподвижным поршнями. Геликсные и пружинно-поршневые манометры с вращающимся поршнем могут быть как с местной регистрацией, так и дистанционными. Для исследования скважин в основном применяют манометры с местной регистрацией. По степени точности глубинные манометры подразделяются на рабочие, имеющие приведенную погрешность 0,5-1,5 % и прецизионные, приведенная погрешность которых не превышает 0,25 % предела измерения. Уровнемер Для контроля и измерения статических и динамических уровней жидкости в добывающих нефтяных скважинах, снятия кривых восстановления уровня жидкости, автоматического измерения давления газа в затрубном пространстве на устье скважины, слежения за уровнем жидкости во время эксплуатации и запуска глубинно-насосных скважин после ремонта или простоя в настоящее время применяют программно-аппаратный комплекс "Судос-02". Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 28 Принцип работы комплекса заключается: в генерации акустического сигнала на устье скважины, путем выпуска небольшого объема газа из затрубного пространства резким нажатием на ручку клапана устройства генерации и приема. Прохождение акустического сигнала по стволу скважины, отражения его от уровня жидкости и возвращения его на устье, с последующим усилением и записью в память. Определение давления газа в затрубном пространстве, анализ и обработка этой информации, затем определение уровня жидкости в скважине. В зависимости от режима работы оператор может выполнять следующие операции: 1) контроль напряжения аккумулятора; 2) зарядка аккумулятора; 3) корректировка секунд по сигналам точного времени; 4) установка времени, даты и инициализация памяти; 5) установка номера куста, номера скважины и вида исследования; 6) измерение уровня жидкости в скважине; 7) установка дополнительного усиления акустического тракта; 8) снятие кривой восстановления уровня; 9) снятие кривой падения уровня; 10) автоматическую регистрацию изменения давления газа на устье скважин. Динамограф Для комплексного контроля работы штанговых глубинно-насосных установок (ШГНУ) применяют программно-аппаратный комплекс "Сиддос-01". Комплекс обеспечивает автоматизацию контроля динамограмм типа "нагрузка штока - положение штока" в рабочем состоянии и при выходе на режим ШГНУ, а также для теста клапанов и балансировки ШГНУ в статическом состоянии. Программно-аппаратный комплекс "Сиддос-01" представляет собой комплект электронных приборов: Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 29 Блок электронный - представляет собой микропроцессорный контроллер, который управляет работой всех элементов системы контроля, осуществляет прием и обработку данных, поступающих с датчика положения-нагрузки, отображает режимы работы и результаты контроля на цифровом индикаторе, пересылает данные в устройство термопечатающее или в персональный компьютер IBM-PC. Общие сведения о комплексе. Состав эхолота. 1) Устройство приема акустических сигналов (УПАС) с присоединенным к нему одним из устройств формирования акустического воздействия (клапан или устройство для генерации акустических сигналов (УГАС); 2) в УПАС установлены: 3) микрофон, предназначенный для регистрации акустических сигналов; 4) датчик давления; Состав динамографа. 1) динамограф накладной (ДН); 2) в динамографе установлены: 3) датчик нагрузки, регистрирующий изменение диаметра штока; датчик перемещения, регистрирующий ускорение движения штока. Этот метод заключается в том, что в затрубное пространство скважины посылается звуковой импульс, создаваемый на устье устройством генерации комплекса "Судос" или "Микон". Через некоторое время на поверхности чувствительный прибор отмечает импульс, отраженный от поверхности жидкости в скважине. Скорость распространения звуковой волны зависит от физических свойств газа, заполняющего скважину, температуры, давления и т.д. Межтрубное пространство глубинно-насосных скважин оснащается специальными отражателями звуковых волн расстояние которых до устья скважины известно. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 30 Для динамометрирования скважин должен быть остановлен СК и зафиксирован тормозом в нижнем положении подвески, на пусковом устройстве вывешен плакат «Не включать – работают люди». 6 ОХРАНА ТРУДА ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН На оператора добычи нефти и газа возлагаются следующие обязанности по исследованию скважин: исследование скважин (уровень динамический, уровень статический, уравновешенность СК, давление буферное, давление линейное, давление затрубное, давление межколонное, ручной замер дебита жидкости, или снятие показаний с контроллера массомера, показания. работоспособность обратного клапана на фонтанной арматуре; отбор проб на % Н2О, КВЧ, химический анализ воды, нефти; вывод Скважины, оборудованной УЭЦН, УШГН на установленный режим эксплуатации; вывод скважины из режима эксплуатации фонтанным способом. Прибыв на Скважину, оператор добычи нефти газа должен проверить отсутствие загазованности рабочего места у Скважины, пропуски газа через сальник и соединения, исправность исследовательской площадки и устьевого оборудования. При обнаружении неисправностей, обязан принять меры к их устранению, а если устранить их невозможно своими силами, то сообщить об этом руководителю работ. В процессе работы оператор добычи нефти и газа не должен допускать разлива нефти (по мере необходимости проводить откачку Жидкости из дренажной емкости) и загрязнение территории вокруг скважины, ударов по оборудованию, находящегося под давлением. При установке и снятии динамографа оператор добычи нефти и газа должен пользоваться переносными подставками - площадками. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 31 Запрещается при работающем станке – качалке сборку установки динамографа. При установке динамографа нужно всегда находиться сбоку головки балансира. При условии оборудования СК двухтраверсной подвеской и использования межтраверсного динамографа, траверсы канатной подвески нужно разводить при помощи подъемных винтов равномерно на необходимую высоту. Не следует допускать односторонний подъем верхней траверсы подвески. После динамометрирования оператор добычи нефти и газа должен проверить состояние устья скважины, правильность канатной подвески с полированным штоком, убрать со станка-качалки все инструменты, снять тормоз редуктора, произвести запуск станка-качалки в работу. Перед проведением замера динамического уровня необходимо продуть патрубок для исследования, зачистить резьбу. При проведении замера уровня в скважине, с помощью эхолота оператор должен убедиться в исправности исследовательского патрубка (не допускать превышения давление разрешенного для прибора исследования скважины). При отборе поверхностных проб с устья скважины оператор добычи нефти и газа должен находиться с наветренной стороны и держа бутыль, осторожно открывать вентиль пробоотборного краника. При силе ветра 11 м/сек и более, во время сильного ливня, снегопада и тумана с видимостью менее 50 м проведение исследовательских работ запрещается. При выполнении работ по исследованию скважин в условиях низких температур наружного воздуха необходимо учитывать соответствие климатического исполнения оборудования, инструмента и приспособлений, применяемых при работе климатическим условиям эксплуатации. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 32 Запрещается выполнять работы по исследованию скважин при предельно низких температурах наружного воздуха: 1. без ветра: -38°C 2. при скорости ветра от 5 до 10 м/с: -35°C при скорости ветра свыше 10 м/с: 32°C Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист ИНТехО. 21.02.01.04. 2РЭ92 ТО 33 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. В.Ф. Бочарников, Справочник мастера по ремонту нефтегазового технологического оборудования: учебно - практическое пособие. Том 1. - Москва: Инфра - Инженерия, 2015. 2. В.Ф. Бочарников, Справочник мастера по ремонту нефтегазового технологического оборудования: учебно – практическое пособие. Том 2.- Москва: Инфра - Инженерия, 2015. 3. Оператор по исследованию скважин: учебное пособие /автор-составитель С.Ф. Санду. - Томск: Издательство Томского Политехнического Университета, 2015. – 120 с. 4. Волохин, А. В. Выполнение работ по исследованию скважин: учебник для СПО / А. В. Волохин, Ю. В. Федоров, Е. А. Волохин.- Москва: Академия, 2017 5. Покрепин, Б. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие / Б. В. Покрепин.- Ростов – на - Дону: Феникс, 2015. |