Отчёт по практике профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти. отчет. Отчет по учебной ознакомительной практике направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти
 Скачать 4.08 Mb.
|
|
Погружные электроцентробежные Насосы – это малогабаритные (по диаметру) центробежные, секционные, многоступенчатые насосы с приводом от электродвигателя. Гидравлическая характеристика погружного электроцентробежного насоса:   1 – добываемая продукция; 2 – электрический кабель; 3 – кабельный ввод; 4 – насосно-компрессорные трубы; 5 – крепеж кабеля; 6 – насосная установка. ПЭД В большинстве случаев это двигатель специальной конструкции и представляет собой асинхронный,трёхфазный, двухполюсный двигатель переменного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель заполнен маловязким маслом, которое выполняет функцию смазки подшипников ротора и отвода тепла к стенкам корпуса двигателя, омываемого потоком скважинной продукции. ПЭД являются приводом ЭЦН, преобразующим электрическую энергию, которая подаётся по кабелю сверху в зону подвески установки, в механическую энергию вращения насосов. Модуль приёма жидкости Пластовая жидкость поступает к рабочим ступеням ЭЦН через приёмные отверстия в нижней части насосного агрегата, для этого в некоторых установках в нижней части нижней секции ЭЦН имеются отверстия, но в большинстве случаев все установки ЭЦН комплектуются отдельным узлом приёма жидкости, который называется приёмный или входной модуль. Вал приёмного модуля, с помощью шлицевых муфт, снизу соединяется с валом гидрозащиты, а вверху с валом нижней секции ЭЦН, таким образом во время работы УЭЦН вращение ротора-вала двигателя и гидрозащиты передаётся через этот узел насосным секциям. Кроме приёма пластовой жидкости и передачи вращения этот узел, в зависимости от конструкции, может производить фильтрацию пластовой жидкости от механической примеси, выполнять роль газостабилизирующего узла. В соответствии с вышеуказанными функциями можно выделить следующие группы узлов приёма жидкости: Приёмный модуль Схема приёмного модуля для УЭЦН .Самый простой узел из ниже перечисленных, его основные задачи - приём пластовой жидкости в полость насоса и передача вращающего момента от ПЭД к ЭЦН. Состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости и вала, отверстия закрыты приёмной сеткой, препятствующей их засорению. Как правило длина приёмного модуля не превышает 500 мм, а диаметр корпуса соответствует диаметру корпуса секций насоса и так же как и ЭЦН классифицируется по габариту. При монтаже УЭЦН в скважину приёмный модуль устанавливается между протектором гидрозащиты и нижней секцией ЭЦН или газостабилизирующим узлом если тот выполнен без приёмных отверстий, для этого в нижней части основания имеется фланец со сквозными отверстиями для соединения с корпусом протектора, а в верхнем торце глухие отверстия с резьбой в которые закручены шпильки для соединения с фланцем узла монтируемого после приёмного модуля. Погружной фильтр Устройство снижающее влияние механических примесей на работу ЭЦН. Может быть представлена в качестве модуля устанавливаемого между протектором гидрозащиты и нижней секцией ЭЦН где вся фильтрующая поверхность устройства является областью приёма пластовой жидкости, в этом случае погружной фильтр имеет в своей конструкции вал передающий вращение ротора двигателя секциям насоса и кроме фильтрации пластовой жидкости выполняет те же функции что и приёмный модуль. Погружной фильтр также может быть модулем подвешиваемым ниже всей установки. В этом случае фильтр не является модулем приёма жидкости а является дополнительным подвесным оборудованием. Газосепаратор Устройство работающее на приёме насоса, снижающее негативное влияние газового фактора путём отделения газовой фазы из добываемой пластовой жидкости. Пластовая жидкость через приёмные отверстия попадает на вращающийся шнек ускоряющий её движение, затем проходит через рабочее колесо, "взбалтывающее" жидкость для дегазации, в сепарационный барабан в котором под действием центробежных сил более тяжелые фазы (жидкость и механические примеси) выбрасываются на периферию где через специальный канал перемещаются на ступени насоса, а более лёгкая газовая фаза консолидируется по центру барабана и по специальному каналу выводится наружу в затрубное пространство скважины. Газосепаратор в УЭЦН устанавливается место входного модуля и состоит из: корпуса (труба того же диаметра что и корпус ЭЦН длиной 0,5-1 м); вала (получающего вращение ротора двигателя и передающего вращение на валы ЭЦН), нижнего основания с фланцем для соединения с головкой протектора гидрозащиты, подшипником трения и приёмными отверстиями, верхнего основания с подшипником трения и выводными отверстиями, шнека, рабочего колеса, сепаратора. Газосепаратор позволяет стабильно работать насосу при содержании газа в добываемой смеси на приёме до 55%. Обратный клапан Предотвращает слив столба жидкости находящийся в НКТ и тем самым предотвращает обратное вращение УЭЦН Сливной клапан Устройство служащее для слива жидкости из колоны НКТ при подъёме УЭЦН. Представляет собой трубный переводник длинной не более 30 см по корпусу с внутренней резьбой верху и внешней резьбой внизу соответствующей резьбе НКТ. В качестве сливного механизма служит сбивной, как правило латунный, штуцер выступающий во внутреннее пространство устройства, имеющий полость выходящую в отверстие в затрубное пространство скважины. Датчик погружной телеметрии (ТМСП)Устройство производящее измерение текущих параметров работы УЭЦН и параметров добываемой жидкости. Устанавливается на основание ПЭД. Измеряет и передаёт наземному блоку телеметрии ТМСН такие параметры как: Сопротивление изоляции, температура обмоток двигателя, вибрация, давление на приёме насоса, температура жидкости и др. Погружной кабель Кабельная линия предназначена для подачи электрического напряжения переменного тока с поверхности к погружному двигателю установки. Кабельная линия состоит из основного кабеля (плоского или круглого) и соединённого с ним плоского кабеля-удлинителя с муфтой кабельного ввода. Соединение основного кабеля с удлинителем производится неразъемной соединительной муфтой (сросткой). С помощью сростки также могут быть соединены участки основного кабеля для получения необходимой длины. Кабель - удлинитель имеет уменьшенные наружные размеры по сравнению с основным кабелем. Муфта кабельного ввода обеспечивает герметичное присоединение кабеля к ПЭД. В зависимости от температуры и агрессивности откачиваемой среды выпускаются кабели с различной степенью изоляции. Современные кабели способны работать при температуре до 200 °C и напряжении до 4000 В. Диафрагменные насосы Диафрагменные насосы являются насосами объемного типа. Основным рабочим элементом насоса является диафрагма, которая отделяет откачиваемую жидкость от контакта с другими элементами насоса. Скважинный диафрагменный насос приводится в действие погружным электродвигателем. Установка состоит из наземного и погружного оборудования. Погружной агрегат спускается в скважину на колонне НКТ, а питание электродвигателя осуществляется по кабелю, закрепляемому на колонне НКТ.  Глубинный насос состоит из двух частей: верхней, в которой размещена круглая диафрагма 5, делящая эту часть на наддиафрагменную полость и являющаяся, по существу, насосом с нагнетательным клапаном 3 и всасывающим клапаном 4, и нижней поддиафрагменной полости А, которая заполнена маслом. Полость А образована диафрагмой 5, а также парой «цилиндр 8 — поршень 9», которые размещены в корпусе 10, в верхней части которого имеется осевой канал 6, сообщающийся с камерой А. Сверху поршень подпружинен винтовой пружиной 7. Между погружным электродвигателем 15 и поршнем 9 имеется камера Б, также заполненная маслом. В нижней части поршень 9 контактирует с эксцентриком 11, закрепленным на оси в опоре 12. На этой же оси закреплено зубчатое колесо 13. Второе зубчатое колесо 14 закреплено на выходном валу погружного электродвигателя 15. Зубчатые колеса 13 и 14 образуют угловую зубчатую передачу. В нижней части погружного двигателя имеется компенсационная диафрагма 16. Электродвигатель, камеры А и Б заполнены одним и тем же маслом. Камеры А и Б могут сообщаться через специальный клапанный узел 18, расположенный в корпусе 10. Камера А имеет строго определенный объем, а следовательно, и объем масла в ней. Утечки масла из камеры А через зазор «цилиндр—поршень» в камеру Б приводят к открытию клапанного узла 18 и восполнению масла в камере А. Излишки масла в камере А также сбрасываются в камеру Б клапанным узлом 18. Электрическое питание погружному электродвигателю подается по кабелю17. Насос работает следующим образом. Вращение вала двигателя приводит в действие угловую зубчатую передачу. Вместе с вращением зубчатого колеса 13 вращается эксцентрик 11, приводя в возвратно-поступательное движение поршень 9, прижатый к эксцентрику пружиной 7. Так как объем камеры А постоянен, пространство, освобожденное поршнем в цилиндре, заполняется маслом и диафрагма занимает нижнее положение, показанное. За время движения поршня вниз давление в наддиафрагменной полости снижается, нагнетательный клапан закрывается, открывается всасывающий клапан, и продукция скважины поступает в наддиафрагменную полость. При ходе поршня вверх давление в камере А повышается, приводя к перемещению вверх и диафрагмы. Давление в наддиафрагменной полости повышается, всасывающий клапан 4 закрывается, а нагнетательный клапан 3 открывается; жидкость из наддиафрагменной полости вытесняется в колонну НКТ. Изменение объема камеры Б при движении поршня изменяет и объем масла в ней. Эти изменения компенсируются компенсационной диафрагмой 16. Диафрагменные насосные установки предназначены для эксплуатации скважин с агрессивной продукцией, а также содержащей механические примеси. Это связано с тем, что откачиваемая продукция не контактирует с подвижными деталями погружного агрегата, будучи отделенной от них диафрагмой. Схема процесса солянокислотной обработки ПЗП Перед началом проведения кислотной обработки в скважину спускают НКТ до забоя, промывают скважину, проводят опрессовку всей системы (от агрегата до забоя) водой или нефтью на полуторакратное давление от ожидаемого давления закачки раствора в пласт. После заполнения скважины водой или нефтью, промывки и опрессовки системы, при открытом межтрубном пространстве и устьевой задвижки через устьевую арматуру НКТ начинают закачивать в скважину кислотный раствор насосными агрегатами. Закачку раствора ведут до тех пор, пока первые порции кислотного раствора не дойдут до забоя. После этого закрывают задвижку межтрубного пространства и в скважину закачивают расчетное количество кислотного раствора с продавкой его в призабойную зону пласта 5. Затем насосные агрегаты останавливают и насосным агрегатом задавливают кислотный раствор из НКТ в пласт продавочной жидкостью (обычно той, которой промывали скважину) из емкости. После завершения продавки заданного объема кислотного раствора в пласт демонтируют обвязку устья, отсоединяют агрегаты и оставляют скважину для реагирования кислотного раствора с породами пласта. Время реагирования кислотного раствора с породой зависит от концентрации раствора, температуры и давления в пласте, а также от состава пород (карбонатности, глинистости и т.д.). Скважину после кислотной обработки начинают осваивать через 10-12 часов, если пластовая температура не превышает 40 єС, а на скважинах высокотемпературных (100 єС и выше) - через 2-3 часа. Гидравлический разрыв пласта Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) за счет образования трещин или расширения и углубления в нем естественных трещин. Для этого в ПЗП закачивается жидкость под высоким давлением, превышающим горное давление и прочностные свойства породы пласта. В образовавшиеся при этом трещины вместе с жидкостью закачивается отсортированный кварцевый песок, чтобы не сомкнулись трещины после снятия давления на пласт. Гидроразрыв пласта производят в следующем порядке. В скважину спускаются НКТ, а выше кровли продуктивного пласта или пропластка, в котором планируется провести ГРП, устанавливают пакер и якорь. Скважину промывают водой с целью очистки забоя от глины и механических примесей. При необходимости иногда перед ГРП проводят соляно-кислотную обработку, дополнительную перфорацию и т.д. Затем в скважину по НКТ нагнетается жидкость разрыва в объемах, необходимых для создания на забое давления, необходимого для разрыва пласта. Пакер спускается для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления, создаваемого насосами во время ГРП. Он устанавливается над пластом или пропластком, где проводится ГРП и разобщает зону продуктивного пласта от вышележащей части скважины. При этом давление, создаваемое насосными агрегатами, действует только на пласт и на нижнюю часть пакера. Для предотвращения перемещения пакера применяют гидравлический якорь. После установления разрыва пласта закачивают жидкость-песконоситель. Содержащийся в ней кварцевый песок с размером зерен 0,4-1,2 мм закрепляет образованные трещины. В раду случаев вместо песка используют стеклянные шарики, зерна агломерированного боксита, молотую скорлупу грецкого ореха и т.д. За счет трещин увеличивается площадь фильтрации, проницаемость пласта, его обхват и общее конечное нефтеизвлечение. Схема гидравлический разрыв пласта  Схема установки для подземного ремонта скважины Подземным ремонтом скважин- работы связанные с устранением различных неисправностей внутрискважинного оборудования, и геолого-технические мероприятия, проводимые в призабойной зоне продуктивного пласта. К текущему подземному ремонту скважин относят: 1 ликвидацию обрыва или отворота насосных штанг; 2 смену насосно-компрессорных труб или штанг; 3 смену глубинного насоса или ЭЦН; 4 изменение глубины подвески насосного оборудования (ЭЦН, ШГН); 5 замену ЭЦН; 6 замену кабеля; 7 очистку или смену песочного якоря; 8 очистку скважин от песчаных пробок и парафина; 9 удаление со стенок НКТ солей, парафина и т.д.  Агрегат для подземного ремонта скважин 1 - оттяжки вышки; 2 - установочные оттяжки; 3 - винтовой домкрат; 4 - поворотный кран; 5 - талевый блок с крюком; 6 - коробка перемены передач; 7 - лебедка; 8 - пост управления подъемом вышки; 9 - гидравлический домкрат Инструмент и механизмы для спускоподъемных операций при подземном ремонте  .   Инструмент для ловильных работ при капитальном ремонте скважин Ловильные работы - работы по подъему оборвавшихся труб, упавшего инструмента, ЭЦН и т.д. Для их подъема используют овершоты, колокола, труболовки, метчики, крючки, удочки, ерши, штопоры и т.д. При ловле НКТ за муфты или другого оборудования, имеющего выступы, используют овершоты. Труболовки и штанголовки наружного захвата цанговые неосвобождающиеся обеспечивают захват и извлечение из скважин НКТ, скважинных насосов, забойных двигателей и насосных штанг при ликвидации аварий. Принцип работы заключается в следующем. При спуске в скважину ловильного инструмента направляющая вороная за счет скоса залавливает объект и направляет его внутрь труболовки (штанголовки), цанга ловимым объектом поднимается вверх до упора в переводник, разжимается и пропускает внутрь ловимый объект. При движении ловильной колонны вверх цанга вместе с ловимым объектом опускается на коническую поверхность корпуса и заклинивается, в результате чего осуществляется надежный захват ловимого объекта. Труболовка внутреннего захвата со спиральной конусной поверхностью предназначена для извлечения аварийной колонны НКТ либо по частям путем развинчивания ее в резьбовых соединениях, либо целиком в пределах грузоподъемности. Метчик ловильный предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб путем врезания ввинчиванием в их внутреннюю поверхность. Колокол ловильный представляет собой резьбонарезной инструмент трубчатой конструкции и предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб путем врезания навинчиванием на их наружную поверхность. Метчики и колокола выпускаются с левыми и правыми резьбами Схема оборудования нагнетательной скважины.  Нагнетательная скважина является эксплуатационной скважиной. Они утверждаются в технологической схеме разработки месторождения и служат для нагнетания в пласт агента воздействия с целью поддержания пластового давления в залежи. |