Здравствуйте, Гость
Сегодня: 23 Октябрь, 2018

werty 

Клуб Операторы ДНГ → Блог

Администратор блога: Администратор
Все рубрики (9)
Обязанности оператора ДНГ перед запуском УЭЦН
0
Проверить состояние и работоспособность автоматической групповой замерной установки (в дальнейшем АГЗУ). В случае отсутствия или неработоспособности АГЗУ ответственность за качество вывода скважины на режим возлагается на ведущего технолога ЦДНГ.

Проверить надежность контактов в местах соединений звеньев кабельной эстакады и отсутствия мест свисания кабеля до земли.

Проверить  состояние  фонтанной  арматуры (в дальнейшем ФА);

Проверить наличие полного и качественного крепления фланцевых         соединений;

В случае если установлен регулируемый штуцер, выкрутить его до появления метки максимального диаметра;


·         Открыть запорную арматуру в АГЗУ и на фонтанной арматуре;

·         Установить пробоотборное устройство на вентиле манифольдной линии ФА;

·         Определить статический уровень в колонне НКТ и затрубном пространстве скважины.



Примечание: Статический и динамический уровень в скважине определяется с помощью уровнемера (эхолота). При отсутствии давления в кольцевом пространстве скважины необходимо  использовать эхолот с устройством генерации акустических импульсов.



Каждый работник, занимающийся запуском в работу УЭЦН после ремонта скважин, при выводе скважины на режим должен знать следующее:

·         производительность и напор спущенной установки, ее рабочую зону,

·         диаметр эксплуатационной колонны (внутренний объем колонны без НКТ и объем 1 п.м. затрубного кольцевого пространства) и НКТ, глубину спуска установки,

·         мощность эл.двигателя (кВт) и необходимый приток для его охлаждения,

·         номинальную токовую нагрузку эл.двигателя и ток холостого хода,

·         номинальное напряжение ПЭД и фактическое, подаваемое на ПЭД.
Основные осложнения при выводе на режим и эксплуатации УЭЦН
0
При выводе на режим и эксплуатации УЭЦН возможны следующие основные осложнения:

·недостаточный приток жидкости из пласта;

·неразворот или тяжёлый пуск установки;

·отсутствие подачи.

Вывод УЭЦН на режим при недостаточном притоке из пласта.

Если в процессе откачки раствора глушения динамический уровень снизился до критического уровня (200 м над приёмом насоса) или сработала защита ЗСП, то это означает, что приток жидкости из пласта ниже производительности установки по каким-либо причинам. Тогда выполняются следующие операции:

. Восстановление уровня в затрубном пространстве за счёт притока из пласта с последующей откачкой до критического уровня. Эти операции повторяются до получения определённого результата (положительного или отрицательного).

. Если восстановление уровня в затрубном пространстве при отключенной установке не происходит или происходит незначительно, то производится откачка до уровня ниже критического (менее 200 м над приёмом насоса) с целью увеличения депрессии на пласт с последующим его восстановлением и откачкой. Операции повторяются также до получения определённого результата. Если вывести установку на режим не удаётся, то используется штуцирование на выкиде или перевод на периодический режим работы.

. Запуск УЭЦН и освоение скважины с помощью частотного преобразователя бригадой, обученной работе с ним. Время непрерывной работы установки при недостаточном притоке или отсутствии притока из пласта не должно превышать 2 часа для ПЭД32, 1 час для ПЭД45, 0,5 часа для ПЭД мощностью более 45 кВт. Перерывы в работе для охлаждения ПЭД должны быть не менее 1,5 часов.

Операции при неразвороте или тяжелом пуске установки ЭЦН:

перед повторным включением неразвернувшейся установки меняется чередование фаз на погружном кабеле и проверяется напряжение по 3-м фазам на его зажимах. После включения проверяется симметрия фазных токов электродвигателя измерительными клещами. Если установка не развернулась и после смены направления вращения, то при достаточно высокой изоляции (не менее 10 Мом) допускается увеличить напряжение на ТМП на величину дополнительных потерь в кабеле от пусковых токов (до 1,5 UНОМ) и ещё раз включить УЭЦН. Результаты проверки по фазам при неразвороте установки записываются в эксплуатационном паспорте. Если установка развернулась, то продолжительность работы её на повышенном напряжении не должна превышать 1 часа, при этом допускается нагрузка по току не более 1,1 номинальной. После снижения нагрузки величину напряжения следует уменьшить до номинального. Продолжительность непрерывной работы двигателя при номинальном напряжении в зависимости от величины нагрузки определяется по таблице:


Перегрузка двигателя I / Iном1,11,21,31,41,5Допустимое время работы, мин.6010521

Работа двигателя с нагрузкой более 1,5 IНОМ не допускается. Если за указанное время ток не уменьшается до номинальной величины, то установку следует отключить. Повторный запуск разрешается производить через 15-20 минут после отключения, предварительно повысив выходное напряжение ТМП на 1-2 ступени.

При работе установки с перегрузкой следует ещё раз убедиться, что напряжение и ток по фазам отличаются не более чем на 5%, а если больше, то отключить установку и выяснить причину несимметрии (возможно, неравномерность фазной нагрузки или питающего напряжения).

При отсутствии вращения установки или больших токах (более 1,3 IНОМ) целесообразно выполнить следующие операции:

·провести промывку насоса наземной техникой при отключенной установке или включенной при наличии вращения;

·приподнять установку или опустить на 1-2 трубы НКТ, если позволяет кривизна эксплуатационной колонны в зоне размещения УЭЦН.

Запуск может быть осуществлён с помощью частотного преобразователя.

Если установку развернуть не удалось, начальник ЭМЦ принимает решение о ее подъеме.

При отсутствии подачи установки необходимо принять меры по проверке работы системы скважина-установка-лифт (клапаны и НКТ).

Вначале необходимо убедиться в том, что насос вращается, и вращается в нужном направлении (перефазировка ПЭД 90 кВт и выше запрещается).

Вращение ЭЦН подтверждается по току нагрузки, фиксируемому щитовым амперметром (для точности целесообразно замерять токи по всем фазам).

Ток нагрузки должен быть выше, чем ток холостого хода приводного двигателя (из прилагаемого протокола на ПЭД). При этом необходимо учесть, что нижнего предела тока нагрузки, при котором можно оценить, вращается насос или нет, не существует, так как меняется и ток холостого хода в зависимости от питающего напряжения.

Направление вращения ЭЦН по току нагрузки невозможно определить, поэтому после отработки времени в одном направлении вращения при отсутствии подачи следует поменять 2 фазы питающего напряжения и включить установку в другом направлении. Если и после этого подача не появилась, то необходимо:

. Проверить герметичность лифта наземной техникой (Рmax = 40 ат).

. Проверить циркуляцию через затрубье-насос-лифт.

. Добиться циркуляции при помощи прокачки горячей нефтью.

Если после всех проведённых мероприятий добиться подачи не удалось, то необходимо установку поднять и определить причину.

Время непрерывной работы установки при отсутствии подачи не должно превышать 1 часа (для ЭЦН5А - 0,5 часа).

Температура горячей нефти, подготовленной для прокачки подачей через затрубное пространство, во избежание порчи кабеля, не должно превышать 80 0С.

В случае негерметичности НКТ производится подъём установки. При этом вызывается представитель ЦБПО ЭПУ для проведения ревизии погружного оборудования: опрессовка ПЭД и гидрозащиты, замер изоляции системы, проверка затяжки крепёжных соединений, замена оборудования при необходимости.
Конструкция скважин
0
Скважиной называют вертикальную или наклонную горную выработку с круглым поперечным сечением диаметром порядка нескольких сантиметров и глубиной до нескольких километров. Дно скважины называют забоем, боковую поверхность - стволом, а выход на поверхность - устьем.

При бурении и эксплуатации скважины ее стенки должны быть надежно укреплены для исключения их обвалов. Все пласты, через которые пробурена скважина, должны быть разобщены друг от друга. Для этого в скважину спускают металлические обсадные трубы, а пространство между ними и горной породой заполняют жидким цементным раствором, который, застывая, образует кольцо цементного камня.

В зоне расположения продуктивного пласта в колонне обсадных труб и цементном камне создают ряд отверстий, соединяющих пласт с внутренней полостью обсадных труб. Полученный после всех этих работ вертикальный или наклонный канал, соединяющий продуктивный пласт с трубопроводами, расположенными на поверхности земли, и является скважиной.

При разработке конструкции скважин Приобского месторождения учтены следующие горно-геологические условия месторождения:

· многолетнемерзлые породы отсутствуют;

· газонасыщенных горизонтов в разрезе нет;

· люлинворская свита залегает в интервале 420-660 м;

· близкорасположенных водоносных горизонтов в продуктивной части разреза нет;

· слагающие продуктивную часть разреза породы достаточно устойчивы и позволяют вести эксплуатацию скважин без осложнений, в том числе и открытым забоем.

На месторождении предусматривается бурение скважин следующего вида:

· вертикальные;

· наклонно-направленные;

· наклонно-направленные с горизонтальным окончанием (с длиной горизонтального участка до 500 м);

· заканчиваемые открытым забоем.

С учетом вида бурения и характеристики геологического разреза принят роторно-турбинный способ бурения, обеспечивающий высокие технико-экономические показатели и успешную проводку наклонно-направленных скважин.

Выбор конструкции скважин, цементирование обсадных колонн произведен с учетом геологической характеристики разреза, их назначения, способов эксплуатации в соответствии с работами.

В зависимости от расположения и назначения труб различают:

направление - первый ряд труб, спускаемых на глубину до 30 метров для предохранения устья скважины от размывания промывочной жидкостью и исключение межпластовых перетоков и загрязнения верхних водоносных горизонтов в течение всего срока эксплуатации скважины;

кондуктор - второй ряд труб с глубиной спуска до 800 метров, предназначенный для обеспечения устойчивости стенок скважины в верхнем интервале и перекрытия глинистых отложений Юлинворской свиты. В процессе бурения эта колонна труб препятствует проникновению бурового раствора и других технологических жидкостей, используемых при бурении скважины, в водоносные горизонты;

эксплуатационная колонна - последний ряд труб, спускаемых в скважину. После спуска этой колонны в скважину процесс ее углубления прекращается. В эксплуатационную колонну спускают внутрискважинное оборудование для подъема продукции пласта на поверхность или закачки в него жидкости или газа. В отдельных случаях подъем или закачку жидкости или газа осуществляют с использованием только эксплуатационной колонны.

Спущенные в скважину обсадные колонны цементируют путем закачки цемента в кольцевое пространство между стенками скважины и колонны. После затвердевания цементный камень разобщает нефте- и газоносные пласты, исключает перетоки между ними, защищает обсадные трубы от коррозирующего воздействия минерализованных пластовых вод.

У устья скважины все спущенные в нее колонны обвязываются с помощью колонной головки. В дальнейшем на ее верхнем фланце монтируют оборудование для эксплуатации скважины.

С учетом вышеупомянутых горно-геологических условий, вида и профиля скважины, требований к заканчиванию обуславливается и различие их конструкций. При бурении вертикальных и наклонно-направленных скважин их конструкция традиционна для данного региона.

. Вертикальные и наклонно-направленные с отходом от вертикали до 1200м:

· направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м и цементируется до устья;

· кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину до 680 м (по вертикали) и цементируется до устья;

· эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, 168 мм или 178 мм спускается на проектную глубину (2700 м по вертикали) и цементируется в добывающих скважинах до уровня 100 м, выше башмака кондуктора в нагнетательных - до устья.

. Наклонно-направленные с отходом от вертикали более 1200м:

· направление диаметром 426 мм спускается на глубину 30м и цементируется до устья;

· кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 680 м (по вертикали) и цементируется до устья;

· промежуточная колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 2000 м (по вертикали) и цементируется в добывающих скважинах до уровня 100 м выше башмака кондуктора, в нагнетательных - до устья;

· эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, 168 мм или 178 мм спускается на проектную глубину (2700 м по вертикали) и цементируется до уровня 1900 м.

. Наклонно-направленные скважины с горизонтальным окончанием (горизонтальные скважины).

Конструкция горизонтальных скважин отличается от предыдущей тем, что промежуточную колонну диаметром 245 мм здесь целесообразно спускать до кровли эксплуатационного объекта (2560 м по вертикали), что обеспечивает успешную проводку горизонтального участка ствола скважины.

. Скважины, заканчиваемые открытым забоем.

Заканчивание скважины открытым забоем производится бурением на режимах равновесия в системе «скважина - пласт» или пониженном гидростатическом давлении (ПГД), что обуславливает необходимость изоляции вышележащих водоносных горизонтов и интервалов неустойчивых пород. С этой целью в кровлю эксплуатационного объекта спускается и цементируется эксплуатационная колонна.

Скважины, заканчиваемые открытым забоем на режимах равновесия или ПГД могут быть вертикальными, наклонно-направленными, горизонтальными, в том числе и многозабойными. Во всех этих случаях направление и кондуктор спускаются на обычную принятую глубину. Минимальный целесообразный диаметр для скважин, заканчиваемых открытым забоем - 168 мм.

В этом случае обеспечивается успешность вскрытия продуктивного горизонта существующим стандартным буровым инструментом. Однако более предпочтительной для этой категории скважин является эксплуатационная колонна диаметром 178 мм.
Конструкция УЭЦН
0
Установка  состоит из погружного насосного агрегата (насос и двигатель), кабельной линии и наземного оборудования (трансформатор и комплектное устройство или подстанция трансформаторная комплектная).

Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне насосно-компрессорных труб.

Состав установки.

Насос - погружной центробежный.

Двигатель - погружной трехфазный асинхронный маслонаполненный с короткозамкнутым ротором.

Направление вращения вала погружного агрегата, если смотреть на него сверху - по часовой стрелке.

Гидрозащита - состоит из двух сборочных единиц : протектора, который устанавливается между двигателем и насосом, и компенсатора расположенного в нижней части двигателя. Предназначена для защиты электродвигателей от проникновения пластовой жидкости в их внутреннюю полость, компенсации утечки масла и тепловых изменений его объёма при работе электродвигателя.

Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к двигателю.

Кабель крепится к погружному агрегату и к колонне насосно-компрессорных труб металлическими поясами.

Защита кабеля, расположенного вдоль погружного агрегата, обеспечивается специальными ребрами, установленными на модулях насоса.

Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны насосно-компрессорных труб с насосным агрегатом и кабелем на фланце обсадной колонны, герметизацию труб и кабеля, а также отвод жидкости в выкидной трубопровод.

Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле, а также обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и его защиту при аномальных режимах.

Рабочие условия установок.

Характеристика пластовой жидкости:

) пластовая жидкость - смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа;

) максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД - 1 мм'/с;

3) водородный показатель попутной воды - рН 6,0, ... 8,5; 4) микротвердость частиц не более 5 баллов по Моосу; 5) максимальное содержание попутной воды 99 %;

6) максимальное содержание попутного газа (по объему) у основания двигателя установки без газосепаратора - 25 %;

7) температура перекачиваемой жидкости, *С, не более 90*.
Передвижная паровая установка ППУА
0
Передвижная паровая установка ППУА представляет собой передвижную автономную многофункциональную котельную установку, предназначенную для выработки пара; используется для депарафинизации скважин, очистке трубопроводов, резервуаров, для обогрева двигателей перед пуском в холодное время.  
Паропромысловая установка ППУА-1600/100 также используется как мобильная котельная для работ по прогреву и пропариванию форм металлических изделий из бетона на открытых площадках, для подогрева стационарных емкостей с нефтепродуктами, водой.

← Назад