Файл: Отчет по производственной практике по специальности 21. 02. 01 Оператор по добычи нефти и газа.doc
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 1315
Скачиваний: 30
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Спутник - А предназначен для автоматического переключения скважин на замер, а также для автоматического измерения дебита скважин, подключенных к Спутнику, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.
Рисунок. 3. Принципиальная схема Спутника-А.
1 - выкидные линии от скважин; 2 - обратные клапаны; 3 - многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 4 - каретка роторного переключателя скважин; 5 - замерный патрубок от одиночной скважины; 5а - сборный коллектор; 6 - гидроциклонный сепаратор; 7 - заслонка; 8 - турбинный счетчик; 9 - поплавковый регулятор уровня; 10 - электродвигатель; 11 - гидропривод; 12 - силовой цилиндр; 13 - отсекатели
Дебит скважины определяют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости в м3, прошедших через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА.
Недостаток Спутника - А - невысокая точность измерения расхода нефти турбинным счетчиком вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа, из-за плохой сепарации газа от нефти в гидроциклонном сепараторе.
Спутник-В как и Спутник-А предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и для автоматического замера дебита свободного газа.
Рисунок 4. Принципиальная схема Спутника - В.
1 - распределительная батарея; 2 - емкость для резиновых шаров; 3 - штуцеры; 4 - трехходовые клапаны; 5 - Замерная линия для одиночной скважины; 6 - трехходовые краны; 7 - коллектор обводненной нефти; 8 - коллектор безводной нефти; 9 - гамма - датчик уровня; 10 - сепаратор; 11 - диафрагма; 12 - заслонка; 13 - сифон; 14 - тарированная емкость; 15 - тарированная пружина.
П/п 4
Обслуживание групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, установок комплексной подготовки газа, установок предварительного сброса воды, установок подготовки и перекачки нефти.
-произведение измерений величин различных технологических параметров с помощью контрольно-измерительных приборов
-осуществлении снятий и передачи параметров работы установок, контроль за работой средств автоматики и телемеханики
-выполнение требований безопасности труда, производственной санитарии, пожарной безопасности и внутреннего распорядка
-определение удельного расхода вводимых в жидкость деэмульгаторов
-ведение технологической документации
П/п 5
Работа в бригаде подземного текущего (капитального) ремонта скважин, выполнение работ согласно квалификационной характеристики для данной профессии:
-проведение технологического процесса текущего и капитального ремонта скважин
-подготовительные работы по проведению подземного ремонта скважин
-выполнение спуско-подъемных операций (СПО)
-участие в проведение геолого-технических мероприятий по поддержанию и восстановлению работоспособности скважин
-участие при выполнении ловильных, изоляционных, исследовательских работ и освоении скважин
-участие в подключении и отключении электрооборудования и осветительной аппаратуры на скважине
-произведение измерений величин различных технологических параметров с помощью контрольно-измерительных приборов
-выполнение требований безопасности труда производственной санитарии, пожарной безопасности и внутреннего распорядка. Ознакомление с геолого-техническими мероприятиями по поддержанию и восстановлению работоспособности скважин, методами разработки нефтяных и газовых месторождений, геолого-промысловой характеристикой скважин, современными технологиями, применяемыми на месторождении. Изучение технологических регламентов по проведению различных технологий.
Подготовительные работы перед проведением спуско-поъемных операций
Подготовительные работы проводят до начала ремонта скважины для обеспечения бесперебойной работы бригады по ремонту скважин. В процессе подготовительных работ проверяют состояние вышки (мачты), центровку ее по устью скважины, крепление оттяжек вышки или мачты, кронблока и талевой системы при необходимости ремонтируют площадку у устья скважины и мостки. Доставляют к скважине необходимое оборудование -трубы, штанги, талевый блок, подъемный крюк, канат и др. Выполняют оснастку и разоснастку талевой системы. При отсутствии вышки или мачты к скважине доставляют передвижной агрегат, устанавливают на площадке и укрепляют оттяжками. На скважинах с погружными центробежными электронасосами устанавливают кабеленаматыватель, закрепляют подвесной ролик на вышке или мачте для направления движения токоподающего кабеля. В случае необходимости глушения к скважине доставляют задавочную жидкость и промывочный агрегат.
Технология проведения спускоподъемных операций
СПО являются трудоемкими и в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, то есть фактически определяют общую продолжительность текущего ремонта. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) НКТ, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях инструментом для ловильных, очистных и других работ.
При спуске труб необходимо тщательно шаблонировать каждую из них, очищать резьбу трубы щеткой от грязи и песка, смазывать графитовой смазкой. Крепить трубы надо до отказа. Нельзя допускать спуск в скважину дефектных труб, то есть негерметичных, с поврежденной резьбой, кривых, помятых. Во избежание заедания торцов муфт за внутренний край эксплуатационной колонны тройников и крестовиков следует пользоваться направляющими воронками.
Спуск и подъем насосных штанг проводят так же, как и труб на более высоких скоростях ввиду их меньшей массы, чем НКТ. Поднятые штианги укладывают на мостки и между ними прокладывают деревянные рейки. Укладывание штанги должны иметь не менее шести опорных точек, равномерно распределенных по всей их длине. Провисание концов штанг и соприкосновение с грунтом не допускаются.
Для облегчения работы во время спуска штанг обратно в скважину, каждый последующий их ряд должен быть выдвинут к устью скважины против предыдущего ряда на 15-20 см. Обнаруженные при подъеме дефектные штанги откладывают в сторону и по окончанию ремонта убирают с мостков. Перед спуском насосных штанг в скважину каждую из них тщательно осматривают. Не допускается смешивание штанг, изготовленных из сталей различных марок. При спуске ступенчатой колонны необходимо строго придерживаться данных наряда. Перед свинчиванием резьбу тщательно очищают и смазывают графитовой смазкой, а затем закрепляют до отказа.
Отбракованные штанги доставляют на базу, где после сортировки, наиболее сохранившиеся штанги отбирают для применения их в неглубоких скважинах при небольших нагрузках.
Для составления колонны насосных штанг строго определенной длины применяют штанги укороченной длины. Свинчивание и развинчивание НКТ во время СПО выполняют с помощью автоматов АПР-2ВБ с
приводом от электродвигателя, АПР-ГП с гидроприводом, механическим ключом КМУ-32 и КМУ-50 грузоподъемностью 32 и 50 т. КМУ-ГП с гидроприводом. При ремонте скважин с УЭЦН широкое применение получили ключи КМУ. Для свинчивания и развинчивания насосных штанг используют штанговые ключи АШК-Г и АШК-Т. Как было указано выше, резьбовое соединение смазывают графитовой смазкой, для приготовления которой рекомендуют следующие рецепты (по массе): первый: графит-50-60 %; технический жир-5%; каустическая сода -1,5%; машинное масло 33,5-43,5%. Второй: графит 30%; солидол 24%; машинное масло 35%; канифоль 2%.
В качестве смазки резьбовых соединений НКТ применяют и готовые консистентные смазки Р-2 или Р-402.
ПМ.01 Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования
П/п 1
Проведение технологических расчетов по выбору наземного и скважинного оборудования.
П/п 2
Монтаж, демонтаж, техническое обслуживание и ремонт оборудования, установок и механизмов применяемых при ПКРС (техническое обслуживание бурового оборудования).
П/п 3
Монтаж, демонтаж, техническое обслуживание и ремонт наземного промыслового оборудования, установок и механизмов:
-инструмента и оборудования для эксплуатации нефтяных и газовых скважин;
-обучение проведению текущего и планового ремонта нефтиегазопромыслового оборудования;
-обучение измерению величин различных технологических параметров с помощью контрольно-измерительных приборов;
-обучение оформлению технологической и технической документации по эксплуатации нефтегазопромыслового оборудования.
Перед монтажом установки центробежного электронасоса скважину необходимо тщательно подготовить. Для этого ее промывают, то есть очищают от грязи и песчаной пробки, и шаблонируют колонну от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100 - 150 м. Длина шаблона составляет 10 м, а диаметр на 3 мм превышает максимальный диаметр погружного агрегата.
Погружной агрегат спускают на НКТ с использованием вышки или мачты. Для этого применяют также специальный пьедестал и хомут-элеватор. Погружное оборудование монтируют непосредственно на устье скважины. Во время спускоподъемных операций на скважине используется кабельный ролик, через который кабель направляется к устью. Его подвешивают на поясе вышки или мачты на высоте 4- 5 м. Для самопогрузки и транспортировки кабельных барабанов, насосов и двигателей, станций управления и трансформаторов используются автомобильные агрегаты типа АТЭ-6. Перемотку кабеля, погрузку, выгрузку и транспортировку кабельных барабанов, осуществляют с помощью установки типа УПК-200 (санный и колесный варианты).
При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подвешенная колонна не проворачивалась. В противном случае кабель, закрученный вокруг труб, увеличивает общий диаметральный размер погружной части установки и при спуске может получить механическое повреждение.
В процессе спуска через каждые 300 м необходимо измерять сопротивление изоляции двигателя с кабелем. При резком снижении сопротивления изоляции спуск агрегата необходимо прекратить.
Минимальное допустимое сопротивление изоляции всей установки после спуска агрегата в скважину составляет 5 Мом.
Для измерения электрических параметров УЭЦН и их технического обслуживания имеются автомобильные полевые лаборатории бесштанговых насосов типа ПЛБН-64, а для ремонта средств телемеханики и автоматики нефтепромыслов -- автомобильный агрегат типа АРСТА-1.
Монтаж заканчивают установкой оборудования устья скважины и всего поверхностного оборудования.
В процессе эксплуатации погружные электронасосы требуют постоянного ухода за ними. Наблюдение заключается в следующем:
-
* не реже одного раза в неделю измеряют подачу насоса; -
* еженедельно измеряют напряжение и силу тока электродвигателя; -
* периодически очищают аппаратуру станции управления от пыли и грязи, подтягивают ослабевшие и защищают подгоревшие контакты, проверяют затяжку болтов на клеммах трансформатора (обесточенных); -
* устраняют негерметичности трубопроводов.
Неполадки в работе скважины могут быть вызваны отложениями песка, парафина и солей, вредным влиянием газа. Методы борьбы такие же, как и при других рассмотренных способах эксплуатации.
Борьба с вредным влиянием газа на работу ЭЦН осуществляется следующим образом - увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень, в результате чего возрастает давление на приеме насоса и, как следствие, уменьшается объемный расход свободного газа за счет сжатия, т. е. увеличивается растворимость газа в нефти. На глубине, где давление на приеме насоса равно давлению насыщения нефти, весь газ растворен в нефти и его вредное влияние прекращается. Однако для этого дополнительно затрачиваются НКТ, кабель, требуется насос, развивающий большой напор.
В настоящее время научно-технический прогресс развивается в направлении использования ЭЦН, предназначенных для работы при повышенном входном газосодержании. Для этого в ЭЦН первые 10 - 15 рабочих ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов) устанавливают на повышенную подачу газожидкостной смеси. В промысловых условиях это легко осуществить, использовав рабочие ступени от насоса тех же габаритов, но с большей подачей. Испытываются насосы с газовыми центробежными сепараторами на приеме. При этом отделившийся газ поступает в затрубное пространство и перепускается на устье в выкидную линию.