НГПО. Самостоятельная_3. Самостоятельная работа Оборудование для эксплуатации скважин
 Скачать 39.17 Kb.
|
|
Самостоятельная работа 3. Оборудование для эксплуатации скважин 3.1 Оборудование для фонтанной эксплуатации 1. Продолжите предложение Колонная обвязка предназначена герметизации устья скважины, подвешивания обсадных труб в трубодержателях, герметизации межколонного пространства и давления в нем. 2. Заполните таблицу
3. Заполнить таблицу «Обозначение фонтанной арматуры
4. Расшифровать обозначение АФК6В-80/50Х70ХЛ-К2а Арматура фонтанная с подвешенными в переводнике к трубной головке; типовая схема 6; с дистанционным и автоматическим управлением запорной арматурой; 80 – условный проход ствола елки, мм; 50 – условный проход боковых ответвлений елки, мм; 70 МПа – Р рабочее, ХЛ – для холодного макроклимата с содержанием H2S и CO2 < 6%, модификации А. 5. Заполнить таблицу
Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин. Дать характеристику газлифтным подъемникам А) При двухрядном подъёмнике в скважину спускают два концентрических расположенных ряда труб. Рабочий агент нагнетают в кольцевое пространство между двумя колоннами, а жидкость поднимается по внутренним трубам. Поэтому наружные трубы называют нагнетательными, а внутренние - подъёмными. Наружный ряд труб называют также первым рядом, а внутренний - вторым. Б) Преимущества: Нижняя часть воздушных труб компануется из труб меньшего диаметра – используется хвостовик, значит, создаются лучшие условия выноса песка и предотвращается образование на забое песчаной пробки. Металлоёмкость такого подъёмника меньше, чем двухрядного. Недостатки: невозможно из-за наличия хвостовика увеличить глубину спуска подъёмника. В) При однорядном подъёмнике спускают один ряд труб, который является подъёмной колонной, нагнетательной - обсадная колонна. Рабочий агент нагнетают в кольцевое пространство между обсадной колонной и подъёмными трубами. При этом уровень жидкости будет находиться у башмака подъёмных труб. Г) В однорядном подъемнике вместо рабочей муфты с рабочими отверстиями может применяться так называемый концевой рабочий клапан, поддерживающий постоянный перепад давления при прохождении через него газа, равный 0,1—0,15 МПа, достаточный для того, чтобы постоянно удерживать уровень ж-ти ниже клапана на 10—15 м. Концевой клапан обычно приваривается к спецмуфте с внешней стороны и имеет пружинную регулировку необходимого перепада давления и расхода газа. Такой клапан снабжается еще специальным шариковым клапаном, который закрывает рабочее отверстие и позволяет осуществлять обратную промывку скв до забоя. 2 Дать характеристику схеме компрессорного газлифта. Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников. При компрессорном газлифте с использованием нефтяного газа последний отделяют от добываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтные скважины (замкнутый газлифтный цикл, предложенный в 1914 г. M. M. Тихвинским). Технологическая схема газлифтной системы с замкнутым циклом включает газлифтные скважины, сборные трубопроводы, установку подготовки нефти, компрессорную станцию, установку подготовки газа, газораспределительные батареи и газопроводы высокого давления. Природный газ может подаваться из соседнего газового месторождения, магистрального газопровода или газобензинового завода. По данным технико-экономических расчётов допустим транспорт газа для целей газлифта до нескольких десятков километров. Подготовка природного газа на нефтяном промысле не требуется. Технологическая схема в данном случае упрощается.  1,3 - входной и выходной сепараторы; 2 - компрессорная станция; 4 - магистральный внутрипромысловый газопровод, 5 – газораспределительная батарея, в – разводящий газопровод, 7 - газлифтная скважина, 8 - выкидной шлейф; 9 - сепарационная замерная установка; 10, 11 - сепараторы первой и второй ступени. 3 Выполнить тестовое задание 1 – А 2 Пакер – разобщение части ствола скважины. Трубная обвязка часть фонтанной арматуры, устанавливаемся на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве. Колонная головка предназначены для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Фонтанная елка часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. 3 Задвижка 4 – А 5 Колодка предназначена для монтажа штуцера. План-шайба предназначена для крепления насоснокомпрессорных труб. Лубрикатор используется при проведении исследования скважин. Обратный клапан предотвращает движение среды в обратном направлении. 6. Заполните пропуски и пробелы При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником (крестовиком). 7 – Г 8 В - обозначение системы управления запорными устройствами с дистанционным и автоматическим; Д - обозначение системы управления запорными устройствами с дистанционным управлением Не обозначаются - обозначение системы управления запорными устройствами с ручным управлением. К2 и К2И - исполнения по составу скважинной среды с содержанием н2s и со2 до 6% по объему. 9 Заполните пропуски: КППС - кран пробковый проходной со смазкой; 65 - Условный проход, мм 14 – Р раб, МПа 10 А, Д 4. Дать характеристику компрессорного газлифта (совпадает с заданием 5) 5. Выполнить тестовое задание 1. А, В. 2. Штуцеры предназначены для регулирования режима работы скважины; Манифольды предназначены для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку; Фонтанная елка часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Пакеры предназначены для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. 3 Пробковый кран 4 – А 5 Установите соответствие Штуцер предназначены для регулирования режима работы скважины. Технологический патрубок используется для подключения эхолота. План шайба используется для крепления насоснокомпрессорных труб. Межколонный патрубок используется для контроля наличия межколонных перетоков. 6 Пробковый кран 7 – Б 8 Клапан-отсекатель для отключения газовых скважин при аварийном значении давления. Пусковой клапан предназначен для снижения давления при запуске газлифтной скважины. Запорный орган задвижки ЗКЛ клин. Запорный орган крана КППС – коническая пробка. 9. ДР – Дроссель регулируемый; 65 – Д условный, мм 35 – Р рабочее, МПа. 10 А, Д. 3.2 Оборудование для штанговой эксплуатации скважин 1. Заполните таблицу
2 Расшифровать условное обозначение СКДТЗ-1,5-710 СК — станок-качалка; Д — дезаксиальный; Т — редуктор установлен на тумбе; 3 — номинальная нагрузка на устьевой шток 3 т; 1,5 — максимальная длина ход устьевого штока 1,5 м; 710 — номинальный крутящий момент на ведомом валу редуктора 710 кгс*м. 3 Заполнить таблицу «Техническая характеристика подвески устьевого штока ПСШ»
4 Заполнить таблицу «Техническая характеристика штоков сальниковых устьевых ШСУ» ШСУ31-2600 ШСУ31-4600 ШСУЗб-5600 Наибольшая нагрузка на шток, кН ............ 65 65 100 Присоединительная резьба насосных штанг по ГОСТ 13877-80, мм .... ШН22 ШН22 ШН25 Габаритные размеры, мм: диаметр ......... 31 31 36 длина .......... 2600 4600 5600 Масса, кг ......... 15 27 46 5 Заполнить таблицу «Техническая характеристика сальников устьевых ШСУ»
6. Подписать обозначения на рисунке 1 – подвеска устьевого штока; 2 – балансир с опорой; 3 – стойка; 4 – шатун; 5 – кривошип; 6 – редуктор; 7 – ведомый шкив; 8 – ремень; 9 – электродвигатель; 10 – ведущий шкив; 11 – ограждение; 12 – поворотная плита; 13 – рама; 14 – противовес; 15 – траверса; 16 – тормоз. 7. Расшифровать обозначение ШН 19-3000-40Т-1 Штанга насосная, d=19 мм, l=3000 мм, Ст40 ТВЧ, исполнение 1. 8. Подписать обозначения на рисунке 1 – крестовина; 2 – конусная подвеска; 3 – резиновые уплотнения; 4 – разъемный фланец; 5 – патрубок; 6 – тройник; 7 – задвижка; 8 – устьевой сальник СУС2; 9 и 11 – обратный клапан; 10 – кран; 12 – пробка. 9. Заполнить таблицу «Штанговые скважинный насосы»
10 Заполнить таблицу «Исполнение плунжеров ШГН»
11 Выполните тестовое задание 1 – В 2 УЭЦН – А, Б, Г; ШСНУ В, Д, Ж 3 Герметизация, выкид на замерную установку, СПО и ремонтные работы, устья скважины. 4 Б 5 А-2, В-1, Д-3 6 Схема преобразующего механизма не симметрична 7 Б 8 Трубная обвязка часть фонтанной арматуры, устанавливаемся на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве. Штуцер устройство для регулирования режима работы скважины. Фонтанная елка часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. 9 Арматура фонтанная с подвешенными в переводнике к трубной головке; типовая схема 6; с дистанционным и автоматическим управлением запорной арматурой; 80 – условный проход ствола елки, мм; 50 – условный проход боковых ответвлений елки, мм; 70 МПа – Р рабочее, ХЛ – для холодного макроклимата с содержанием H2S и CO2 < 6%, модификации А. Штанга насосная, d=19 мм, l=3000 мм, Ст40 ТВЧ, исполнение 1. Сальник устьевой с самоустанавливающейся головкой с одинарным уплотнением для НКТ 73 мм, диаметр штанг 31 мм. 10 НВ2 вставные с замком внизу; НН2 – невставные с ловителем; ННБА – невставные с автосцепом; НН1 – невставные с захватным штоком. 12 Выполните тестовое задание 1 – А 2 1 в, д, е 3 закрывается, открывается, цилиндра, в пространство плунжера над ним. 4 А 5 А-2, Г – 1, Д – 3 6 Симметрична 7 – А 8 Манифольд - предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку. Лубрикатор - проведение исследовательских работ на скважине. 9 КППС - кран пробковый проходной со смазкой; 65 - Условный проход, мм 14 – Р раб, МПа СК — станок-качалка; 3 — номинальная нагрузка на устьевой шток 3 т; 1,5 — максимальная длина ход устьевого штока 1,5 м; 710 — номинальный крутящий момент на ведомом валу редуктора 710 кгс*м. Сальник устьевой с самоустанавливающейся головкой с двойным уплотнением для НКТ 73 мм, диаметр штанг 31 мм. Штанга насосная, d=19 мм, l=3000 мм, Ст40 ТВЧ, исполнение 1. 10. Установите соответствие НВ1С вставной с замком наверху, составным (втулочным цилиндром, исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде; НН2С — невставной с ловителем, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде; НВ1БД2 — вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, двухступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде. НВ1БД1 — вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде. ННБА — невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, сцепляющим устройством, одноступенчатый, одноплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде. Оборудование для бесштанговой эксплуатации скважин 1 УЭЦНМК — установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 — группа насоса; 125 — подача, м3/сут; 1300 — развиваемый напор, м вод. Ст 2 Вал, корпус, пакет ступеней, верхний и нижний подшипники, верхняя осевая опора, головка основания, 2 ребра, резиновые кольца. 3 Подписать обозначения на рисунке 1 – трубный корпус; 2 – головка; 3 – основание; 4 – вал; 5, 6 – перекрестные каналы; 7, 10, 15 – втулки радиальных подшипников; 8 – полость с каналами; 9 – подпятник; 11 – пята; 12 – шнек; 13 – рабочее колесо; 14 – сепараторы 4 Подписать обозначения на рисунке 1 - статор, 2 - обмотка статора, 3 - ротор, 4 - втулка подшипника, 5 - головка, 6 - пята, 7 - подпятник, 8 - клапан обратный, 9 - колодка, 10 - основание, 11 - фильтр, 12 - клапан перепускной, 13 - клапан обратный, 14 - крышка кабельного ввода, 15 - крышка верхняя, 16 - муфта шлицевая, 17 - крышка нижняя. 6 Выполнить тестовое задание 1 А, Г, Д 2 В 3 УЭЦНМК — установка электроцентробежного насоса модульного и коррозионно-стойкого исполнения; 5 — группа насоса; 125 — подача, м3/сут; 1300 — развиваемый напор, м вод. Ст 4 Установить соответствие Шнек – скв.газосепаратор; Ребро жесткости – ОК, Эластичная диафрагма – протектор; Седло – ЭД; Колодка – Насос. 5. Протектор 6 Трансформатор 7 – Д 8 – Б 9 ЭД – привод УЭЦН Протектор - предназначен для предотвращения поступления пластовой жидкости в электродвигатель уэцн по валу. Обратный клапан предотвращает слив жидкости из нкт при остановке уэцн. Газосепаратор защитное устройство уэцн. Станция управления контроль параметров работы установки. 10 Система термоманометрическая предназначена для автоматического контроля за работой погружного центробежного насоса и его защиты от аномальных режимов работы (при пониженном давлении на приеме насоса и повышенной температуре погружного электродвигателя) в процессе эксплуатации скважин. КТП предназначена для питания электроэнергией и защиты электродвигателей погружных насосов. Гидрозащита компенсируюет изменение объема жидкости в двигателе при его нагреве и охлаждении, а также при утечке масла через негерметичные элементы конструкции. Гидродинамическая пята для восприятия осевых сил, действующих на вал, в конструкции насоса предусмотрены. Подшипник воспринимает радиальные нагрузки, возникающие при работе насоса. 11 Срыв подачи. 12 Перегруз 13 – В 14 – А 15
16
17 – А, Д 18 Б, Д 19 Производительность насоса Q = Q50 • (F / 50), Расчет притока по темпу отбора жидкости Qпр. = Qгзу – (Hд2 – Нд1) • V • 24 • (60/Т) (м³/сут), Расчет притока по восстановлению уровня в эксплуатационной колонне Q = ∆H • V • 24 • (60/T) (м³/сут), 20. Электромонтер Проверить наличие металлической связи (контура заземления) между наземным оборудованием и колонной скважины, а также заземление брони погружного кабеля на фонтанной арматуре запускаемой скважины Проверять сопротивление изоляции системы «кабель – ПЭД» Удалить информацию из СУ (вкладыш) о работе предыдущей погружной установки и записать новые данные с эксплуатационного паспорта согласно. Оператор ДНГ Определить статический уровень в скважине (результат записать в эксплуатационный пас-порт). Проверить наличие штуцера и удалить его, если он установлен. В случае если установлен регулируемый штуцер, выкрутить его до появления метки максимального диаметра. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||