Отче т о прохождении производственной практики по профессии 21. 01. 01 Оператор нефтяных и газовых скважин
 Скачать 1.18 Mb.
|
|
1.1 Обслуживание скважин, эксплуатируемых штанговыми глубинными насосами  Рис. 1 ШСНУ включает:
Отличительная особенность ШГН обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра. ШГН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99% , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 1300С. По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы. У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 ¸ 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного. Насос НСВ-1 – вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противо-песочным клапанами.  Рис.2 Насосы скважинные вставные 1 – впускной клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан; 4 – плунжер; 5 – штанга; 6 – замок.  Рис.3 Невставные скважинные насосы: 1 – всасывающий клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан; 4 – плунжер; 5 – захватный шток; 6 – ловитель Запуск УШГН и вывод скважины на режим 1.Проверить готовность наземного оборудования, замерить статический уровень и запустить установку. Записать в эксплуатационный паспорт время запуска насоса. 2. Замерить подачу из скважины в ГЗУ, сопоставить ее с теоретической производительностью спущенного насоса. В этот период снимается динамограмма и отбирается проба жидкости на содержание мехпримесей, процент воды. 3. Время вывода на режим определяется для каждой скважины индивидуально в зависимости от притока и типоразмера УШГН. 4. При выводе на режим периодичность замера Ндин и Qжид должна составлять на менее 2-3-х раз в сутки. 5. УШГН считается выведенной на режим, если три последних замера уровня будут иметь одинаковые значения или уровень начнет повышаться, при этом дебит (подача) остается неизменным. Решение об окончании вывода на режим принимают ответственные ИТР НГП (вед. инженер, вед. технолог). 6. После вывода скважины на режим через 2 суток производится замер динамического уровня и дебита, снимается динамограмма и отбирается проба жидкости на обводненность продукции и на содержание мехпримесей. Технологический режим должен соответствовать программе подбора установки. Динамический уровень не должен быть ниже 400 м. над приемом насоса. 7. Результаты замеров дебитов, проб жидкости, прослеживания уровней, динамограммы заносятся технологом НГП в эксплуатационный паспорт УШГН (установка штангового глубинного насоса). 8. В процессе эксплуатации НГП осуществляет ежедневный контроль за работой установки. Согласно графику еженедельно производятся замеры дебитов, уровней, давлений, снятие динамограммы, отбор проб жидкости. Все данные заносятся в эксплуатационный паспорт УШГН. 9. В случае отказа УШГН эксплуатационный паспорт с динамограммами передается ПДК для рассмотрения причины отказа УШГН. Расследованию на ПДК подлежат все импортные УШГН независимо от отработанного времени. 10. Нефтегазопромыслом принимаются все необходимые меры исключающие любые остановки скважин, оборудованные импортными УШГН, кроме ППР СК и плановых отключений электроэнергии 1.2 Обслуживание скважин, эксплуатируемых установками погружных бесштанговых насосов Установки электроцентробежных насосов УЭЦН. Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении УЭЦНМ и УЭЦНМК предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси. Установки имеют два исполнения –
где У- установка; Э - привод от погружного двигателя; Ц - центробежный; Н - насос; М - модульный; 5 - группа насоса; 125 - подача, м3/сут: 1200 - напор, м; ВК - вариант комплектации; 02 - порядковый номер варианта комплектации по ТУ. Для установок коррозионностойкого исполнения перед обозначением группы насоса добавляется буква «К». Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:
Для установок, укомплектованных кабельными линиями К43, в которых взамен удлинителя с теплостойким кабелем марки КФСБ используется удлинитель с кабелем марки КПБП, температуры должны быть не более:
Рисунок 4- Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК Внутренний диаметр колонны обсадных труб не менее и поперечный габарит насосной установки с кабелем не более соответственно: для установок УЭЦНМ5 - 121,7 и 112 мм: для УЭЦНМ5А - 130 и 124 мм; для УЭЦНМ6 с подачей до 500 м3/сут (включительно) - 144,3 и 137 мм, с подачей свыше 500 м3сут - 148,3 и 140,5 мм. Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК состоят из
Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство 1.3 Подготовка скважин к эксплуатации. Установление технологического режима работы скважин и ведение контроля за технологическим процессом добычи нефти и газа. Обслуживание скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов УЭЦН. Подготовительные работы: ознакомиться с записями в вахтовом журнале; произвести проверку СИЗ (средства индивидуальной защиты) на пригодность к применению, согласно инструкциям по ОТ, приготовить газоанализаторы для проведения анализа воздушной среды, проверив их исправность; Арматура устья произвести анализ воздушной среды; контур заземления, целостность устьевой арматуры АУ, наличие таблички с данными скважины, герметичность кабельного ввода, герметичность фланцевых соединений, исправность запорной арматуры, исправность манометров; показания манометров в блокнот; целостность клеммной коробки; исправность брони кабельной линии наличие предупредительных знаков, провисание кабеля Станция управления (СУ). Проверить присоединение к контуру заземления; целостность станции управления; герметичность кабельного ввода, заземление брони кабеля, исправность элементов щитка управления, показания приборов СУ в эксплуатационный журнал. Порядок проведения внешнего осмотра Для проведения внешнего осмотра подойти к обвалованию скважины; за пределами обвалования включить и прогреть газоанализатор; зайти внутрь обвалования и произвести анализ воздушной среды; проверить состояние территории скважины; Ограждение территории скважины земляным валом (обвалованием) осуществляется с целью предотвращения разливов добываемой жидкости при авариях на скважине. Высота вала должна быть не менее 1 метра с шириной бровки по верху вала не менее 0.5 м. Размеры обвалования территории рассчитываются таким образом, чтобы внутри обвалования вмещался объем жидкости не меньше суточного дебита скважины. Без проверки наличия и исправности заземления прикасаться к АФ (арматура фонтанная), СУ и другому оборудованию скважины категорически запрещается. Остановка и пуск ЭЦН Подготовительные работы. 1.Получить задание на остановку (или) пуск ЭЦН у мастера, произвести проверку СИЗ и приготовить газоанализатор; перед остановкой (пуском) скважины необходимо провести внешний осмотр скважины. 2.Порядок остановки ЭЦН. Перевести режим работы УЭЦН с (AUTO) на ручной (HAND) при помощи переключателя нажатием красной кнопки «STOP» на панели графического дисплея, произвести остановку ПЭД (погружного электродвигателя); выключить питание контроллера рубильником на передней панели, т. е. перевести рубильник в нижнее положение; перевести переключатель режимов работы в положение «OFF» и вывесить плакат на щитке СУ: «Не включать! Работают люди» Внимание! После запуска УЭЦН дождаться подачи на устье скважины; открыв пробоотборный вентиль, убедиться в наличии жидкости в трубопроводе; убедиться, что давление в линии соответствует рабочему давлению; произвести ручной замер дебита скважины в ГЗУ. Заключительные работы. привести в порядок СИЗ, инструмент; доложить мастеру о выполненных работах и обнаруженных неисправностях; сделать запись в вахтовом журнале о времени осмотра, технологических параметрах работы скважины, включая сведения о времени работы скважины (если у неё периодический режим работы); передать оператору пульта управления НГП рабочие параметры скважины, а также параметры ТМС (система погружной телеметрии), (при наличии): давление на приеме ЭЦН, температуру масла ПЭД, уровня виброускорения ПЭД в радиальном и осевом направлениях, температуру пластовой жидкости и т.д. Запуск УЭЦН и вывод скважины на режим
После спуска УЭЦН в скважину и опрессовки лифта НКТ, бригада КРС производит демонтаж технологического оборудования и уборку замазученности территории скважины. После этого дает заявку в НГП на запуск УЭЦН в работу. Электромонтер ООО «МЭН» подготавливает трансформаторную подстанцию к работе, проверяет соответствие напряжения питающей сети и состояние электрического соединения кабельной линии, отходящей от трансформаторной подстанции. Подготавливает к работе наземное электрооборудование (трансформатор, станцию управления, клеммную коробку), проверяет наличие и исправность контура заземления, а также состояние изоляции кабельной линии. Внимание! Оператор ДНГ перед запуском должен: -проверив исправность АГЗУ, открыть запорную арматуру (соответствующую задвижку нижнего ряда); -демонтировать штуцер (в случае, если установлен регулируемый штуцер, установить его на максимальный диаметр); -проверив исправность устьевой арматуры и герметичность фланцевых соединений, открыть запорную арматуру и установить технический манометр на буфере; -убедиться в наличии пробоотборного устройства на манифольдной линии;
Запуск и вывод скважины на режим осуществляется бригадой в составе:
-производит контроль изменения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины и передает данные диспетчеру (технологу) НГП. 2. Электромонтер, который обеспечивает нормальное функционирование трансформатора, работоспособность и настройку защиты станции управления, а также периодически проверяет сопротивление изоляции системы «кабель-двигатель». Непосредственно перед запуском УЭЦН оператор уровнемером производит замер статического уровня жидкости в скважине. Внимание! В случае, если статический уровень близок или ниже напора УЭЦН, необходимо произвести долив жидкости в скважину. Электромонтер по команде оператора ДНГ производит запуск УЭЦН в работу. Правильность вращения установки проверяется по величине подачи насоса, буферного давления, рабочего тока электромонтером и оператором ДНГ совместно. Подача УЭЦН на выкиде скважины должна появиться за указанное, в таблице, время после запуска в зависимости от типоразмера установки, диаметра НКТ и статического уровня. После появления подачи на устье производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается трубная задвижка и по достижению буферного давления 40атм., установка отключается. При герметичных НКТ и обратном клапане, темп падения буферного давления не должен превышать 10% за одну минуту. Если НКТ герметичны, установка запускается и производится вывод ее на нормальный режим работы. 3.Вывод скважины на режим. 3.1 Общие сведения. После ремонта, скважина заполнена жидкостью глушения, которую, для обеспечения притока жидкости из пласта, необходимо откачать. Так как плотность жидкости глушения значительно превосходит плотность пластовой жидкости, в начальный период времени после запуска, двигатель работает с максимальной нагрузкой, что приводит к его нагреву. При отсутствии притока жидкости из пласта, на прием насоса после пуска поступает жидкость глушения, находящаяся в скважине выше ЭД (электродвигателя). По этой причине охлаждения ЭД не происходит. Учитывая все эти факторы, главной задачей при выводе на режим является: вызов притока из пласта при недопущении перегрева ЭД и кабельной линии. 3.2 Технология вывода. После запуска установки, персонал, проводящий вывод скважины на режим, осуществляет постоянный контроль следующих параметров: -изменение уровня жидкости в скважине; -буферное и затрубное давление; -рабочий ток и напряжение с трансформатора; -сопротивление изоляции системы «кабель - погружной электродвигатель». Контроль в первый час работы производится с периодичностью от 5 до 15 минут (согласовывается с технологической службой). В последующее время периодичность контроля зависит от мощности ПЭД. При отсутствии или недостаточном притоке жидкости из пласта, погружной ЭД останавливается для охлаждения на 1 час 30 минут. Время непрерывной работы ПЭД без достаточного охлаждения не должно превышать значений, указанных в таблице. Мощность ПЭД, кВт Периодичность контроля Время непрерывной Параметров работы ПЭД До 32 кВт включит. 30 минут 2 часа От 32 до 45 кВт вкл. 20 минут 1 час Свыше 45 кВт 15 минут 30 минут Все контролируемые параметры заносятся в карту вывода на режим. Ответственность за заполнение карты несет лицо, осуществляющее непосредственное выполнение работ на скважине |
для УЭЦНМ6 и УЭЦНМК6 с двигателями мощностью 90 - 250 кВт - 80 °С.