ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 153
Скачиваний: 8
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Мастер - Помощник старшего мастера. Заказывает и договаривается с техникой; принимает информацию о кустах от операторов. «Правая рука» старшего мастера.
Старший мастер - Полностью связан со всеми людьми в цеху. Через него осуществляются какие-либо сложные или опасные работы, так как он несет ответственность за людей своей бригады и за рентабельность своего фонда.
Ответственность за ведение первичной документации и ее качество несут мастера по добыче нефти, подземному (текущему) и капитальному ремонту скважин, диспетчерская служба автоматизированных цехов по добыче нефти и поддержанию пластового давления, руководители соответствующих лабораторий.
2.2 Характеристика наземного и погружного оборудования ЦДНГ №7
Рисунок 2.1 Подземное оборудование
1 – Эксплуатационная колонна. 2 – колонна НКТ. 3 – сливной клапан. 4 – обратный клапан. 5 – центробежный насос. 6 – газовый сепаратор (доп. устр-во). 7 – протектор. 8 – ПЭД. 9 – компенсатор. 10 – кабельная линия. 11 – крепежный поясок.
Эксплуатационная обсадная колонна известна под названием нефтяной колонны или последней колонны. Она отделяет нефть и/или газ от нежелательных флюидов продуктивного пласта и от других зон, через которые проходит ствол скважины. Эта обсадная труба служит также защитным кожухом для насосно-компрессорной колонны и другого оборудования, используемого в скважине. Эксплуатационная обсадная колонна — последнее звено обсадной колонны, вводимое в скважину. Это непрерывная труба, идущая от поверхности до продуктивных пластов.
Рисунок 2.2 Эксплуатационная колонна
Из подземного оборудования в скважину спускают НКТ с воронкой на конце для удобства спуска-подъёма исследовательских приборов. Колонна НКТ состоит из стальных бесшовных труб длиной 5 – 10 м, соединённых между собой резьбовыми муфтами. Диаметр НКТ варьируется от 27 мм до 114 мм, толщина стенки от 3 мм до 7 мм. НКТ – основной рабочий инструмент при эксплуатации скважин. Эксплуатационная обсадная колонна, как правило, спускается в скважину, цементируется от забоя до устья, и больше не поднимается на поверхность, поэтому все подземные операции выполняются с помощью НКТ: подъём скважинной жидкости на поверхность, ремонтные и промывочные работы и т.д.
Сливной клапан (рисунок 2.3) предназначен для слива жидкости из насосно-компрессорных труб при подъеме УЭЦН из скважины. Сливной клапан состоит из корпуса 1 с ввернутым в него штуцером 2, который уплотнен резиновым кольцом 3. Сливной клапан устанавливается между обратным клапаном и колонной труб НКТ.Рисунок 2.3 - Схема узла клапан сливной
1 - корпус; 2 - штуцер; 3 - резиновое кольцо; 4,5 - крышки.
Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного (турбинного) вращения рабочих колес насоса под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе при остановках насоса и облегчения ею последующею запуска, используется для опрессовки колонны НКТ после спуска установки в скважину.
Обратный клапан состоит из корпуса 1 обрезиненного седла 2, на которое опирается тарелка 3. Тарелка имеет возможность осевого перемещения в направляющей втулке 4.
Под воздействием потока перекачиваемой жидкости тарелка поднимается, тем самым открывая клапан. При остановке насоса тарелка опускается на седло под воздействием столба жидкости в напорном трубопроводе и клапан закрывается. Обратный клапан устанавливается между верхней секцией насоса и сливным клапаном. На период транспортировки о
братный клапан закрывают крышками 5 и 6.
Рисунок 2.4 - Схема узла клапан обратный
1 - корпус; 2 - обрезиненное седло; 3 - тарелка; 4 - направляющая втулка; 5, 6 - крышки.
Ц
ентробежный насос — один из двух типов динамических лопастных насосов, перемещение рабочего тела в котором происходит непрерывным потоком за счёт взаимодействия этого потока с подвижными вращающимися лопастями ротора и неподвижными лопастями корпуса.
Рисунок 2.5 Центробежный насос.
1 - колесо; 2 – вал; 3 – передний диск; 4 – задний диск; 5 – лопасти;
6 – подшипники; 7 и 8 – уплотнения; 9 – подвод; 10 – спиральный отвод; 11 – напорный патрубок.
Газосепаратор – используется для снижения количества газа на входе в насос. Если необходимости в снижении количества газа нет, то используется простой входной модуль, через который в насос поступает скважинная жидкость.
Рисунок 2.6 – Газосепаратор
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.
Протекторы предназначены для эксплуатации установок УЭЦН в наклонных и криволинейных скважинах, они обеспечивают надёжное крепление кабеля, защищают его от механических повреждений.
Протекторы устанавливаются на муфте трубы НКТ и служат для фиксации кабеля и капилляра. Данная конструкция позволяет повысить надёжность протекторов для крепления силового кабели к колонне насосно-компрессорных труб, предотвратить контакт уязвимых элементов конструкции со стыками и внутренней поверхностью обсадных труб при спускоподъёмных операциях, уменьшить габариты устройства и его поперечное сечение, облегчить и упростить монтаж.
Рисунок 2.7 – Протектор
П
ЭД (погружной электрический двигатель) — погружные двигатели являются приводом ЭЦН, преобразующим электрическую энергию, которая подаётся по силовому трехжильному кабелю сверху в зону подвески установки, в механическую энергию вращения насосов.
Рис. 2.8 -Конструкция погружного электродвигателя ПЭД односекционный:
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.
Компенсатор предназначен для выравнивания давления масла в двигателе с давлением жидкости в скважине и пополнения объема масла в двигателе.
Рисунок 2.9 компенсатор
К
абельная линия предназначена для подачи электрического напряжения переменного тока с поверхности к погружному двигателю установки.
Рисунок 2.10 — Кабели
а - круглый; б - плоский; 1 - жила; 2 - изоляция; 3 - оболочка; 4 - подушка; 5 - броня.
Крепежный поясок предназначен для крепления и удержания на НКТ кабеля питания электропогружной установки.
Наземное оборудование. Станция управления осуществляет контроль над УЭЦН. Содержит контрольно-измерительные устройства и устройства автоматики. Способна регулировать работу ПЭДа (сила тока, напряжение, сопротивление изоляции). Имеются окошки, фиксирующие причину отключения. Арматура устья скважины состоит из крестовины, которая навинчивается на обсадную колонну. В крестовине имеется разъемный вкладыш, воспринимающий нагрузку от НКТ, на который накладывается уплотнение из нефтестойкой резины, которые прижимается разъемным фланцем. Фланец прижимается болтами к фланцу крестовины и герметизирует вывод кабеля. Арматура предусматривает отвод затрубного газа через трубу и обратный клапан. Арматура собирается из унифицированных узлов и запорных кранов. Трансформатор повышающий (350-1000 В) масленый, имеет несколько обмоток для обеспечения соответствующего напряжения. Н
апряжение должно быть с запасом на потери.
Рисунок 2.11
Тех. характеристика по ЦДНГ№2 приведён в приложении 1.
2.3 Технологический режим работы скважин, оборудованных УЭЦН ЦДНГ №7
С точки зрения минимизация эксплуатационных затрат необходимо стремиться к длительному (оптимальному) межремонтному периоду (МРП) лев., оборудованной УЭЦН и, в первую очередь, погруженного оборудования.
Максимальную наработку погруженного оборудования, в свою очередь, можно обеспечить только при условии выполнения всех критерий на параметры эксплуатации УЭЦН, их агрегатов и элементов, которые приведены разработчиками оборудования в соответствующих ТУ, руководствах по эксплуатации и других нормативных документах.
ГЛАВА 3 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
3.1 Модификации, назначение и устройство приборов для исследования скважин
Для исследования нефтяных и газовых скважин применяются следующие приборы:
Скважинные уровнемеры: «Судос- мини»; «Судос – мини2»; «Судос – автомат».
Динамографы: «Сиддос – автомат»; «Сиддос – мини».
Манометры – термометры
: «МТГ – 25»; «АМТ – 08»; «САМТ – 01».
Расходомеры: «Акрон – 01»; « Контролотрон».
Преобразователь давления и температуры: «МТУ – 04»; «УМТ – 01».
Мобильные диагностичекие комплексы: «Сиам – Мастер – 2»; «Сиам – Мастер – 2ВР»; Сиам – Мастер ГДИС».
Модификации назначение и устройство приборов для исследования скважин
Скважинные уровнемеры
У
ровнемер «СУДОС-мини» предназначен для оперативного контроля уровня жидкости в добывающих нефтяных скважинах .Прибор обеспечивает контроль статического и динамического уровня, регистрацию кривых падения и восстановления уровня, автоматическую регистрацию давления газа в затрубном пространстве на устье скважины.
Уровнемер «СУДОС - мини 2» (далее уровнемер).
Применяется для оперативного контроля уровня жидкости в добывающих нефтяных скважинах.
У
ровнемер обеспечивает контроль статического и динамического уровня, регистрацию кривых падения и восстановления уровня, автоматическую регистрацию давления газа в затрубном пространстве на устье скважины.Уровнемер может применяться для слежения за уровнем жидкости во время эксплуатации скважин, а также при их запуске после ремонта или простоя.
Генератор акустических импульсов (модель ГАИ-1)
П
редназначены: для формирования акустического воздействия при отсутствии избыточного давления газа в затрубном пространстве скважины. ГАИ-1 имеет резервуар (1) для накопления избыточного давления воздуха (ресивер), ручной насос, приводимый в действие ручкой (2), транспортный фиксатор (3) и клапан для быстрого стравливания (4), которые объединены в единый корпус. (В ручке (2) помещены запасные кольца для ГАИ-1)