Виды адаптивных организационных структур.

Это гибкая структура.  Бывает: 1. Проектная структура - временная структура, которые создаются на определенный срок с целью решения каких-либо задач, например, аттестация работников.

2. Матричная структура применяются в высоко - технологичных отраслях (нефтяная промышленность). Матричная структура получается путем наложения проектной структуры на функциональную.3.

Конгломеративная структура представляет собой совокупность дочерних фирм, объединенных в одной компании, никак не связанных между собой. Выделяют централизованные и децентрализованные. В централизованных вся власть сосредоточена в руках высшего руководства.

Децентрализованные структуры предполагают наделение работников полномочиями, ресурсами и высокой степенью ответственности.

       

Химическая обработка промывочных жидкостей, ее назначение. Классификация химических реагентов.

            В ПЖ при бурении поступает выбуренная горная порода (г.п.), газ, шлаки, на ПЖ воздействует давление и температура, т.е. качество бур. раствора ухудшается, для поддержания заданных параметров бур растворов соответствующих технологии или приданию бур. р-ру нового качества делается хим. обработка – производится хим. реагентами.

           

Классификация химреагентов по назначению:

1. понизители водоотдачи (КМЦ – 150, -200)

а) конденсированная сульфитспиртовая барда (КССБ-1, -2)

б) крахмальные реагенты (картофельные, рисовые)

в) гуматные реагенты  (УЩР, ТШР)

г) на базе акриловых полимеров

2. понизители вязкости

а) сульфитспиртовая барда (ССБ)

б) танины (синтетические и естественные)

в) ГКЖ (гидрофобизирующие кремнийорганические жидк.)

г) НТФ (нитрилметилфосфоновая кислота)

3. специального назначения (самостоятельно не применяются)

а) утяжелители (барит, гематит)

б) реагенты-пеногасители (растворы полиэтилены)

 

 

Адсорбционная осушка газа.

Цех состоит из двух адсорберов, один из которых находится в регенерации, в качестве адсорбента силикагеля.

Газ со скважин подаётся во входной сепаратор горизонтального типа С-1, где выделяются жидкая и твердая фазы, а затем поступает в адсорбер А-1, проходя через слой адсорбента сверху вниз. При этом адсорбент поглощает из газа парообразную влагу и осушенный газ направляется в магистральный газопровод.

Для регенерации используется осушенный газ после работающего адсорбера, необходимое количество которого компрессором К-1 подается в печь подогрева П-1, где он приобретает температуру 180-200°С и затем подается снизу вверх в регенерируемый адсорбер, в котором за счет высокой температуры происходит десорбция поглощенных во время цикла адсорбции воды и тяжелых углеводородов, После этого газ регенерации охлаждается в аппарате воздушного охлаждения Х-1 и поступает в сепаратор С-2, для отделения сконденсировавшихся продуктов десорбции, после чего газ возвращается в линию сырого газа перед сепаратором С-1. Адсорбер включают в регенерацию при недостаточной точке росы. Недостаток данной технологии - повышение гидравлических сопротивлений адсорберов в результате истирания и уплотнения адсорбента, что приводит к более раннему вводу в эксплуатацию дожимной компрессорной станции.

 

Характеристика абсорбентов и их регенерация.

1. адсорбционная вместимость сухого поглотителя по отношению к поглощаемому веществу (по весу) , которая всегда может быть измерена в процентах или граммах поглощаемого вещества на 100 г поглотителя.


2. режим равновесия, определяющий при заданных давлении и температуре процесса адсорбции полноту использования адсорбционной вместимости и сухого поглотителя.


3. скорость процесса или его динамические, кинетические характеристики, ограничивающие характеристики системы.


4. механизм процесса адсорбции с выводом уравнения материального баланса.

Адсорбент регенерируется газом с температурой 240 0С. Газ поступает сверху вниз в дисорбер. После осушки селикогеля наступает цикл охлаждения осушенным газом, газ поступает сверху вниз.

 

уравнения фильтрации при исследованиях нестационарных режимов.

Бесконечный цилиндрический пласт со скважиной в виде линейного стока. 

1- скважина работает с постоянным дебитом  qB;

2-  скважина имеет нулевой радиус;

3-  перед пуском скважины в пласте давление постоянное, равное начальному пластовому давлению  Рпл;

4- скважина дренирует бесконечный пласт (так, чтоР→ Рпл
при r→∞).

                                 

Идеальный процесс восстановление давления

1- скважина эксплуатируется в бесконечном пласте (радиус исследования еще не достиг границ пласта);

2- пласт и нысыщающие его флюиды имеют неизменные свойства и поэтому возможно применение как  Еi-функции, так и ее логарифмической аппроксимации;

3- применима аппроксимация Хорнера для псевдо продуктивного времени.

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Осложнения в работе нефтяных скважин и методы их предупреждения.

     1) открытые выбросы нефти, при высоких Рпл и негерметичности устьевой арматуры (замена испорченного оборудования и установка превенторного оборудования). 2) образование песчаных пробок на забое (профилактическая промывка забоя скв.). 3)  отложение парафинов на НКТ (тепловые и механические методы, закачка растворителей, применение труб со спец. покрытием.), 4) солевые отложения на НКТ (хим. методы: закачка растворителей, совместимость закачиваемой и пластовой вод), 5) гидратообразования, причина образования: соединения углеводородного газа с водой при низких температурах (тепловые методы, закачка ингибиторов, метанола, хлористый кальций, гликоли)

 

 

 

 

Методы борьбы с выносом песка из пласта.

            В основном вынос горных пород из пласта наблюдается в терригенных коллекторах, из-за выноса песка происходит разрушение забоя скв., осыпи, обвалы, износ оборудования.

            Методы борьбы: а) основной режим,  режим постоянной депрессии, режим постоянного дебита - используют такой дебит, чтобы не наблюдалось выноса песка, или подбирают НКТ определенного диаметра.  б)  устанавливают фильтры (стеклопластиковые, сетчатые, гравийные, проволочные и др.) на НКТ (рис 1 – сетчатый фильтр), иногда используют намывные гравийные фильтры (рис 2)

                                                            

Разработка месторождений природного газа. Принципы разработки газоконденсатных залежей.

При разработке газоконденсатных м/р на истощение (без ППД) происходят выделение конден­сата из пластового газа в пласте и его значительные потери. Разработка на истощение связана с потерей 30-50% конденсата в пласте.

Разработка  на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэф. газоотдачи, возможность изменения в широких пределах темпов отбора газа и конденсата. Больше всего конденсата выпадает в ПЗП и заполняет поры.

За счет этого происходит изменение продуктивной хар-ки скв. в процессе их эксплуатации. При достижении насыщенности >30% конденсат становится подвижным и частично выносится из скв.

Выпадение конденсата происходит и далеко в пласте, но его насыщенность не достигает 15%, он становится неподвижным. Такой конденсат считается потерянным.

Разработка газоконденсатных м/р может осуществлять­ся и с поддержанием пластового давления путем: закачки в пласт воздуха; закачки в пласт сухого газа (сайклинг - процесс); закачки в пласт воды. Закачка воздуха малоэффективна, т.к. процесс дорогой, взрывоопасен и создают­ся условия для окислительных процессов.

Более эффективна закачка воды. Но при этом  возрастают расходы и появляется возможность преждевремен­ного обводнения залежи. Наиболее перспек-ным является сайклинг - процесс - закачка су­хого газа, но при этом консервируются запасы природного газа.

Основные типы газовых залежей и их особенности.

       Места скоплении природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах горных пород называются газовыми залежами. Если газовая залежь является рентабельной для разработки, т. е. когда сумма затрат на добычу, транспорт и использование газа меньше полученного экономического эффекта от его применения, то она называется промышленной.

Газовым месторождением обычно называют одну залежь или группу залежей, расположенных на одной территории. Наряду с чисто газовыми месторождениями встречаются так называемые газоконденсатные, в которых часть углеводородов находится в жидком состоянии или при снижении давления и температуры может сконденсироваться.

Кроме того, имеются газонефтяные, газоконденсато-нефтяные  и газогидратные месторождения, углеводороды в которых находятся и в твердом состоянии в соединении с водой в виде гидратов. Газовые залежи по геометрической характеристике (конфигурации) подразделяются на пластовые, массивные и литологически или тектонически ограниченные.

Наиболее распространены пластовые и массивные залежи. Основной формой пластовой залежи является сводовая, высшую точку которой называют вершиной, боковые (но отношению к длинной оси) стороны ее - крыльями, а центральную часть - сводом.

Понятие несовершенной скважины. Виды несовершенства скважин.

     Несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично. Скважина, хотя и доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб, в цементном кольце или в специальном фильтре, называется несовершенной по характеру вскрытия пласта. Отношение данных дебитов d характеризует степень несовершенства скважины и  называется коэффициентом несовершенства Коэффициент несовершенства зависит от : 1) от относительного вскрытия пласта  где hвс - глубина погружения скважины в пласт , h - толщина пласта; 2) от числа отверстий, приходящихся на 1м колонны, размеров и формы отверстий; 3) от глубины прострела.

Приведенный радиус - радиус такой совершенной скважины, дебит которой равняется дебиту данной несовершенной скважины при тех же условиях эксплуатации, расчет несовершенных скважин ведется, как для совершенных скважин радиуса   ( ф. Дюпюи). Формула Н.К.Гиринского    Если скважины ещё и несовершенны по характеру вскрытия, то коэффициент С увеличивается на величину сопротивления фильтра где D
- диаметр фильтрового отверстия в см; n - число отверстий на 1м перфорированной части. А так же есть формулы Маскета.

Коллекторские свойства пористых, трещиноватых и трещиновато-пористых пластов.

Коллекторские свойства пористых пластов. Структура порового пространства зависит от гранулометрического состава пород, степени цементации, степени трещиноватости пород.

В завис-ти от размеров зерен и хар-ра цементации пористость будут предопределять размеры поровых каналов: сверхкапиллярные - >0,5 мм, капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм, субкапиллярные - <0,0002 мм. По сверхкапиллярным каналам происходит св. движение н., г. и воды, по капиллярным – при значительном влиянии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах пластовые флюиды практически перемещаться не могут. Коллекторские свойства трещиноватых пластов.

Емкость трещиноватого коллектора связывают с пустотами трех видов: межзерновым поровым пространством – пористость 2-10%, кавернами и микрокарстовыми пустотами – 13-15% полезной емкости трещиноватого коллектора, пространством самих трещин.  В процессе фильтрации 10-15% трещинного пустотного объема фильтрует до 80-90% объемов ж-ти.

Выделяют виды коллекторов: кавернозного типа, трещинного типа, смешанные. В трещиновато-пористых и трещиноватых пластах происходит процесс «дыхания» трещин при изм-и Р в ПЗП, отсюда и уменьшение коэф. продуктивности при росте депрессии на пласт. Случайный хар-р развития зон трещиноватости проявляется в быстром локальном прорыве закачиваемых вод и преждевременном обводнении добывающих скважин.

Виды бюрократических организационных структур.

Это негибкая структура. Характеризуется высокой степенью разделения труда, развитой иерархией управления, цепью команд и т.д.. Они не меняются во времени. Различают: 1. Функциональные структуры. Достоинства: Все функции исполняются отдельными исполнителями, которые имеют соответствующую квалификацию. Хорошо работает на предприятиях с узкой специализацией производства, в жестких условиях и стратегических производствах. Недостатки: Нет горизонтальных связей м/у отделами. В результате высокой специализации долго ведутся все согласования.  2. Девизиональные структуры делятся на: а) Девизионально-продуктовые структуры предполагают деление организации по принципу производства отдельных продуктов. Дост: Структура позволяет сконцентрировать внимание каждого дивизиона на выпуске конкретного вида продукции и услуг. Недост.: Дублирование функций. Увеличение численности аппарата управления и затрат. б) Девизиональные структуры, ориентированные на потребителя предполагают деление организации по принципу специфичности работы с потребителями услуг. Дост.: наиболее полно удовлетворяет потребности предприятия. Недост.: Дублирование функций. Большие затраты на управление. Увеличение численности аппарата. в) Дивизионально-региональные предполагают создание структурных подразделений (филиалов), расположенных в городах, местностях, где фирма ведет хозяйственную деятельность. Дост.: Близость к потребителю услуг. К местным рынкам ресурсов. Оперативность принятия решений. Недост.:  Дублирование функций. Большие затраты на управление. Увеличение численности аппарата.

Классификация промывочных жидкостей и продувочных агентов.

на водной основе

  а) вода (пресная, морская, техническая, рассолы и др.)

  б) глинистые растворы

  в) естественные шламовые суспензии (ЕШС)

  г) гидрогелий

  д) эмульсия 1-го рода (масло в воде)

2.  на углеводородной основе

а) известково-битумные растворы (ИБР)

б) раствор на нефтяной основе (РНО)

в) инверсионно-эмульсионные растворы (ИЭР)

г) эмульсия 2-го рода (вода в масле)

на водной основе

  а) вода (пресная, морская, техническая, рассолы и др.)

  б) глинистые растворы

  в) естественные шламовые суспензии (ЕШС)

  г) гидрогелий

  д) эмульсия 1-го рода (масло в воде)

2.  на углеводородной основе

а) известково-битумные растворы (ИБР)

б) раствор на нефтяной основе (РНО)

в) инверсионно-эмульсионные растворы (ИЭР)

г) эмульсия 2-го рода (вода в масле)

3. аэрированные жидкости и пены

4. газообразные продувочные агенты

а) воздух

б) природный газ, газы ДВС

в) азот

Поисковые - закладывают на площадях, подготовленных геолого-поисковыми работами с целью открытия новых м/р нефти и газа, а также на ранее открытых м/р — для поисков новых залежей нефти и газа. В результате бурения поисковых скв. могут быть приращены запасы категорий С2 и C1.

Разведочные - бурят на площадях с установленной промышленной н/г носностью для подготовки запасов нефти и газа промышленных категорий, и сбора исходных данных для составления технологической схемы разработки залежи. Разведочные скв., в которых получены промышленные притоки нефти или газа, как правило, вводят в пробную эксплуатацию с целью получения исходных данных для составления технологических схем или проектов разработки.

Эксплуатационные (оценочные, добывающие, нагнетательные, наблюдательные, контрольные, пьезометрические)  - предназначены для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. Оценочные скв. бурят для уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также для оценки выработки отдельных участков залежи с целью дополнительного обоснования рациональной разработки и эксплуатации залежи. Добывающие скв. предназначены для извлечения нефти и газа из залежи. В нагнетательных скв. осуществляются мероприятия воздействия на эксплуатируемый пласт. В наблюдательных скв. проводится систематическое наблюдение за изменением давления, температуры, положения ВНК, ГВК и ГНК в процессе эксплуатации.

Специальные - бурят для сброса промысловых вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, разведки и добычи технических вод.

Абсорционная осушка газа.

Этот метод осушки газа основан на поглощении воды  и разных углеводородов с газа жидкими сорбентами. Для осушки – поглощения воды из газа используют в основном гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль). Основным элементом установки есть абсорбер, в котором газ движется снизу вверх, а на встречу сверху - вниз стекает абсорбент. Газ контактируя с абсорбентом осушается, абсорбент поглощая воду насыщается ей и направляется на регенерацию в десорбер. Газ со скважин по выкидным линиям 1 поступает в сепаратор 2, где отделяется капельная жидкость, потом направляется потребителю, а насыщенный влагой ДЭГ проходит через теплообменники 4 и 6, где подогреваются встречным потоком регенерированного  ДЭГа и через выветриватель 5, где отделяется растворенный газ. Насыщенный ДЭГ поступает в десорбер 7, где за счет подогрева до  температуры 160ºС испаряется вода. Регенерированный ДЭГ проходит через теплообменники 6 и 4 и дополнительно охлаждается в холодильнике 8 и насосом 9 подается наверх абсорбера.

Влажность газа и образование гидратов.

Влагосодержание природного газа является важнейшим параметром, который определяет в значительной мере технологические режимы эксплуатации скв. и газопромысловых сооружений. Содержание во­дяных паров в газе характеризуется: абсолютная влажность W показывает массу водяных паров в еди­нице объема газовой смеси, приведенной к н. у. (+20°С и 760мм.рт.ст.). Относительная влажность Wотн - это отношение фактического содержания паров воды в единице объема газа при данных Р и Т к его влагоемкости, т.е. к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же Р и Т при полном насыщении. Влажность газа определяется по формуле: W=А/Р+B, где А - коэф., равный влагосодержанию идеального газа; Р - заданное давление; В-коэф., зависящий от состава газа. Большинство компонентов природного газа (метан, этан, пропан, и др.) в соединении с водой образуют кристаллогидраты, существующие при определенных давлени­ях и температурах. Кристаллогидраты - это физическое соединение молекул газа и во­ды. Вода образует объемную кристаллическую решетку - каркас, внутри которой располагаются молекулы газа. Внешне похожи на рыхлый жел­товатый лед. Процесс гидратообразования определяется давлением, температурой, соста­вом газа, составом воды.

уравнения фильтрации при исследованиях стационарных режимов.

 Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации, часто называют методом установившихся отборов, базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах. Уравнение притока. Уравнение притока газа к забою скважины Dр2=р2пл–р2з=аQ+bQ2,                                                           характеризующее зависимость потерь давления в пласте от дебита газа – уравнение параболы, называемой индикаторной кривой. В уравнении рпл и рз - пластовое и  забойное давления; а и b -  коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины; Q - дебит газа в тыс.м3/сут (при атмосферном давлении и Тст).

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений

где l - коэффициент макрошероховатости породы; С1 - С4 - коэффициенты, учитывающие несовершенство по характеру  и степени вскрытия в линейной и квадратичной частях уравнения притока; Rпр- приведённый радиус влияния скважины Rs - среднеарифметическое от расстояний до соседних скважин; Qс - дебит скважины; Qs - cуммарный дебит соседних скважин.

 Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации, часто называют методом установившихся отборов, базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах. Уравнение притока. Уравнение притока газа к забою скважины Dр2=р2пл–р2з=аQ+bQ2,                                                           характеризующее зависимость потерь давления в пласте от дебита газа – уравнение параболы, называемой индикаторной кривой. В уравнении рпл и рз - пластовое и  забойное давления; а и b -  коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины; Q - дебит газа в тыс.м3/сут (при атмосферном давлении и Тст).

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений

где l - коэффициент макрошероховатости породы; С1 - С4 - коэффициенты, учитывающие несовершенство по характеру  и степени вскрытия в линейной и квадратичной частях уравнения притока; Rпр- приведённый радиус влияния скважины Rs - среднеарифметическое от расстояний до соседних скважин; Qс - дебит скважины; Qs - cуммарный дебит соседних скважин.

Зависимость Dр2пл   от  Q  не линейна, поэтому её линеаризуют путем деления на Q. Т.о. по результатам испытания для каждого режима вычисляют Dр2пз/Q, полученные значения наносят на график, через нанесённые точки проводят прямую. Значения коэффициента a определяют по отрезку, отсекаемому  этой прямой на оси ординат, а значение b - как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс. Коэффициенты а и b можно вычислить по методу наименьших квадратов.

Приток жидкости к забою скважины определяется зависимостью:Q=K(Рпл–Рзаб)n где  К – коэффициент продуктивности; n - коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористую среду. При линейном законе фильтрации n=1 (индикаторная линия - прямая). Линию, выпуклую к оси дебитов, получают при n>1, а вогнутую – при n<1. При линейном законе фильтрации уравнение принимает вид Q =K(Рпл–Рзаб).

Системы заводнения нефтяных месторождений.

Это закачка воды, либо других реагентов через нагнетательные скв. в пласт.  Различают:

1) законтурное (за контуром на расстоянии 500 – 800м), 1.1. приконтурное; 2) внутриконтурное (самый распространенный вид заводнения), 2.1. блоковое (рядами нагнетательных скв. делят на блоки), 2.2. очаговое (выбирается участок заводнения), 2.3. избирательное (от неоднородности пластов), 2.4. барьерное (отсекают газовую шапку), 2.5. площадное (добывающие и нагнетательные скв. чередуются).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.

Это сбор, обобщение и анализ информации о залежи и насыщающих ее флюидах, т.е. о текущем состоянии разработки м/р.

Это сбор, обобщение и анализ информации о залежи и насыщающих ее флюидах, т.е. о текущем состоянии разработки м/р.

1. Промысловые методы. Определяют годовые и накопленные показатели по добыче нефти, жидкости, закачке воды, способам эксплуатации скв., их технологическим режимам, их дебиты.

 2. Геофизические. Определяют техническое состояние колонны, работающие интервалы пластов, обводненные интервалы, их источники.

3. Гидродинамические. Определяют коэф. продуктивности скв., фильтрационные параметры пласта (проницаемость пласта, подвижность нефти, гидропроводность пласта).

4. Физико-химические. Определяют направление фильтрационных потоков путем закачки трассеров, изотопов (красителей) и отбора проб.

Определение запасов газа в залежи объемным методом и по падению пластового давления в процессе разработки.

Объемный метод основан на определении геометрии газонасыщен­ного объема Wн, термодинамической характеристики залежи и харак­теристики самого газа. Расчетная формула известна:  Для определения показанных параметров бурится значительное число разведочных скв. на м/р с большим отбором керна их продуктивных пластов и затем строятся карты: структурная (определяется S); пористости (mср), эффективных мощностей (hср); емкостного параметра (mhэф).

Объемный метод основан на определении геометрии газонасыщен­ного объема Wн, термодинамической характеристики залежи и харак­теристики самого газа. Расчетная формула известна:  Для определения показанных параметров бурится значительное число разведочных скв. на м/р с большим отбором керна их продуктивных пластов и затем строятся карты: структурная (определяется S); пористости (mср), эффективных мощностей (hср); емкостного параметра (mhэф).

По отобранным пробам исследуют физико-химические свойства природного газа - состав, плотность, Ркр, Ткр, определяют начальное пластовое давление по карте изобар, Тпл. Запасы уточняются в процессе эксплуа­тационного бурения.

Метод подсчета запасов по падению давления применяют в основ­ном в процессе эксплуатации залежи на газовом режиме (Wн=Wt=const). Расчетная формула известна:

 Метод не требует знания геометрии залежи, пористости и газона­сыщенности пластов в такой мере, как это требуется для объемного ме­тода. Но точность метода зависит от точности определения средневзве­шенного пластового давления. Оформляется подсчет в виде построения графика зависимости Р(t)/z(t)÷Qдоб(t) как показано на рис:

Для водонапорного (1) и га­зового (2) режимов и изменение отбора газа из залежи Q(t) в процессе разработки (3). Подсчет может производиться при извлечении из залежи 10-15% начальных запасов и затем ежеквартально уточняться.

Принципы выделения эксплутационных объектов на многопластовом месторождении.

Выделение объектов эксплуатации производится исходя из геолого-физических особенностей строения многопластовых месторождений. Выделение объектов эксплуатации происходит, исходя из следующих параметров:

1) Сходные фильтрационно-емкостные параметры (проницаемость, пористость, мощность).

2) Физико-химические хар-ки насыщающих флюидов

3) Начальные термодинамические параметры продуктивных пластов Рпл и Тпл.

Выделение объектов эксплуатации производится исходя из геолого-физических особенностей строения многопластовых месторождений. Выделение объектов эксплуатации происходит, исходя из следующих параметров:

1) Сходные фильтрационно-емкостные параметры (проницаемость, пористость, мощность).

2) Физико-химические хар-ки насыщающих флюидов

3) Начальные термодинамические параметры продуктивных пластов Рпл и Тпл.

Объединение в эксплуатационный объект производится для увеличения производительности скв. 1. В объекте залежи могут разрабатываться единым фильтром (одновременно), единой сеткой скв. 2. Одновременно раздельная эксплуатация двух и более объектов. 3. Комбинированный способ эксплуатации залежи в объектах эксплуатации (часть скв. вскрывает 3 пласта, часть – 2 пласта, часть – 1 пласт).

Выбор оптимального диаметра НКТ для добывающей газовой скважины.

Диаметр НКТ расчитывается из условия выноса с забоя на поверхность твердых частиц, жидких частиц и из условия обеспечения минимальных потерь давления в стволе скв. Если диаметр, полученный по условию обеспечения минимальных потерь давления в стволе скв., больше диаметра, определенного из условия обеспечения выноса твердых и жидких частиц на поверхность, то принимается диаметр, определенный по данному условию. Если же диаметр окажется меньше вычисленного из условия необходимости выноса примеси на поверхность, то его можно также увеличить. Т.о. если существует опасность разрушения пласта или подтягивания воды, необходим вынос на поверхность жидкости или продуктов разрушения пласта. Если же дебиты скважины ограничены другими факторами, то расчет ведется из условия снижения потерь давления до минимального значения. Во время разработки м/р при уменьшении Рпл диаметр НКТ увеличивают, колонны малого диаметра заменяют колоннами большего диаметра.

1) По условию выноса с забоя тв частиц (размера d и плотности ρТ ):  1)      D = ,    , ρ0 –  плотность газа при стандартных условиях; uср ≈ 2,5 – 4 м/с – скорость витания частиц диаметром 0,1 мм и ρ= 250 кгс/м3 (обычно приним-ся); Q -  дебит привед к ст усл-ям; р – давление (0,1 МПа); индекс «0» - станд усл-ия и «с» - забойные условия. 2) По условию выноса с забоя на пов-ть жид частиц. 1) По усл-ю обеспечения  min  потерь Р в стволе скв. 2) D = ;         S = 0,03415 ; Py – уст давл-е (0,1Мпа); L – глубина скв.

Методы освоения газовых скважин.

Освоение скважин – это процесс вызова притока газа  и очистки забойной зоны. Приток газа начинается, когда Ргидр<Рпл. Давление можно понизить заменой жидкости в колонне жидкостью с меньшей плотностью или понижением высоты столба жидкости. Применяют компрессорный способ вызова притока газа (в затрубное пространство закачивают воздух или газ). Можно осваивать методом раскачки. Создается давление газа или воздуха в затрубном пространстве, вследствие чего часть жидкости через фонтанные трубы выбрасывается на поверхность. В результате нескольких раскачек Ргидр<Рпл. Для освоения также используется газ, который подводится от газопровода от уже работающей скважины. Пред освоением скважину тщательно промывают, затем продувают.

Приток к совершенной скважине. Формула Дюпюи. Коэффициент продуктивности.

      Формулой Дюпюи для плоско радиальной фильтрации Q=2πkh(Pк-Рс)/μlnRk/rс, широко используется для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин, к которым относят скважины с открытым забоем, вскрывшие пласты на всю толщинупри этом идёт плоско радиальная фильтрация.Индикаторные диаграммы строятся в координатах Q=f(∆Р2)для прогнозирования режимов работы скважины.

1-      линейный закон фильтрации;

2-      2 - следствие того что на забое имеется столб воды;

3-      3 - следствие неустановившихся процессов при исследовании или песчаная пробка. Продуктивность ∆Р2/Q. Определяем коэф-т гидропроводности kh/µ и проницаемость пласта. Используется двучленная формула притока ∆Р2=Pк2-Рс2=AQ+BQ2 Диграмма строится в координатах (Pпл2 - Рз2)/Q от Q.B=0-для нефти. А и В фильтрационные сопротивления определяются по индикаторным диаграммам А- отрезок отсекаемый на оси ординат; В- тангенс угла. Определив коэф А и В определяют а и b, которые связаны аналитическими выражениями с коэф гидропроводности и коэф макрошероховатости.

Свойства пластовых вод.

1) Плотность вод, как правило, больше 1000кг/м3 и зависит от степени ее минерализации. Плотность пл. вод необходимо знать при технологических расчетах по обоснованию режимов работы подъемников (фонтанных и при механизированных способах добычи нефти). 2) Объемный коэф. характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях Vпл к удельному объему ее в стандартных условиях Vст: Вв=Vпл/Vст. 3) Вязкость зависит от Т и минерализации. Наибольшей вязкостью хар-ся хлоркальциевые воды. 4) Сжимаемость характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу, оценивается: βв=ΔVв/VвΔР. (изменяется в пределах (3,7-5,0)10-10Па-1). 5) Коэф. теплового расширения, определяется отношением: Ев=ΔVв/VвΔt, где  ∆Vв-изменение объема в. при изменении температуры на велечину ∆t; Vв- объем в. в н.у.. Коэф. теплового расширения воды характеризует изменение единицы объема при изменении ее температуры на 10С (10К). 7) Коэф. растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. За счёт растворения воды образуется т.н. "переходная зона", величина которой зависит от полярности нефти.

Планирование добычи нефти и нефтяного газа.

НГДП составляют планы по добыче нефти, газа и г.-к. из следующих категорий скважин:

1. старые (переходящие с прошлого года),

2. новые, которые вводятся из разведки и эксплуатационного бурения,

3. скв., вводимые из бездействия. Объем добычи нефти на плановый период: Qвал = Qперех + Qбур + Qбезд,  Qперех=12*nд*кэ*q. Аналогично планируется добыча по скважинам, вводимым из бурения и бездействия. Qбур=∑(nбур*Твв)*кэнов*qн; Qбезд=∑(nбезд*Твв)*кэ*qбезд; Qgjg/ufpf=G*Qвал*кизв,  G-газовый фактор. На следующем этапе планируют товарные объемы нефти и газа. Товарной называется вся нефть для продажи. Qтов= Qвал-Qсоб.нужд.-Qпотери+-∆ Qост. Собственные нужды и потери планируются по нормативам в % к валовой добыче. После товарной планируется реализованная нефть, т.е. тот объем, который будет оплачен в плановом году. Он может быть больше или меньше чем товарная нефть, в зависимости от условий осуществления платежей. Показатели производственной программы являются основой для планирования объемов вспомогательного производства. Это транспорт, энергоснабжение и ремонтные работы.

Назначение бурильной колонны, ее составные элементы.

Предназначена для: спуска нового и подъема  изношенного долота из забоя скв., подачи промывочной жидкости к забою скв, создание осевой нагрузки на долото, передачи крутящего момента долоту при роторном бурении, спуска пластоиспытателей на забой скв., замера длины ствола скв., и проведения ремонтных работ  в стволе скв.

Составляющие элементы бур. колонны называются компоновкой бур. инструмента ВШП – верхний штанговый переходник, НШП- нижний СП – специальный переходник БК состоит из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных  бурильных труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя часть БК, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 с помощью верхнего переводника ведущей трубы 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника ПП 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 13 свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении) или к забойному двигателю с долотом.

Использование турбодетандера для охлаждения

Турбодетандерные агрегаты предназначены для получения холода в установках НТС, основаны на принципе политропического расширения газа с совершением внешней работы. Внешняя работа может быть использована для вращения вала компрессора, в котором газ дожимается до давления в газопроводе. В турбодетандере в зависимости от степени расширения газа может быть получена высокая холодопроизводительность агрегата, обеспечивающая поддержание низкотемпературного режима сепарации газа на установках НТС на завершающих стадиях эксплуатации месторождений. Используют ТДА-3 и ТДА-5

Состав газа и конденсата, способы его выражения.

В состав природных газов входят:  углеводороды – алканы СnH2n+2, алкены СnH2n, цикланы СnH2n; неуглеводороды – N2, СО2, ртуть, меркаптаны, Н2S, инертные газы – гелий, аргон, ксенон, криптон; а также в очень малых количествах можно встретить окислы металлов, калий, магний, редкоземельные металлы и др. В состав конденсата входят бензиновая, керосиновая, лигроиновая, и масляная фракции. Состав газа и конденсата можно выразить: объемным способом – по отношению объемов отдельных компонент к объему всей смеси; массовый - по отношению массы отдельных компонент к массе всей смеси; мольный - по отношению количества молей отдельных компонент к количеству всей смеси.

Параметры пласта, определяемые при ГДИ при контроле за разработкой месторождений нефти и газа.

Гидропроводность kh/μ

Проницаемость k (среднюю и призабойной зоны)

Скин эффект S (с учётом влияние ёмкости скважины)

Границы пласта (радиус контура питания) rк

Наличие неоднородностей в виде плохо или хорошо проницаемых участков, разломов и т.д.

Пластовое давление и температуру

Дебит максимальный, минимальный (вынос породы, гидратообразование)

Продуктивность Q/dP

Определяют тип коллектора (трещиноватый и т.д.)

Механизированные способы добычи нефти и область их применения.

1. Газлифтный способ добычи. В фонтанную скв. закачивают газ для снижения плотности нефти и Ргидр, и выполнения условие фонтанирования. Применяется только при наличии газа на м/р (для закачки), может применяется в наклонно-направленых скв.

2). Насосный способ (ЭЦН и др.) может применятся в глубоких скв., большой дебит.

3) Эксплуатация скв. штанговыми насосами – применяется только в вертикальных и неглубоких скв., низко и среднедебитных.

  

Режимы нефтяных и газовых залежей.

Режимом  работы пластов называет по форме доминирующей пластовой энергии, продвигающей нефть и газ по пласту к забоям скв. и зависящей от природных условий и мероприятий по воздействию на пласт. На каждом этапе разработки добыча нефти и газа производится под преимущественным воздействием одного, а иногда и нескольких источников пластовой энергии. Поэтому в процессе разработки залежи может проявляться  несколько  режимов.  В соответствии с этим выделяют следующие режимы: Искусственные: 1) водонапорный (за счет закачки воды в пласт), 2) газонапорный (за счет закачки газа в газовую шапку)

Естественные: 1) газонапорный (режим газовой шапки) 2) режим растворенного газа в нефти 3) упругий (за счет упругости самой нефти) 4) упруговодонапорный (за счет упругости пород и нефти) 5) гравитационный режим (движение жидкости под действием силы тяжести). Есть и смешанные режимы - водогазонапорный и упруго-водонапорный.

Исследование газовой скважины на установившихся режимах фильтрации.

Исследование газовой скв. на установившихся режимах фильтрации заключается в эксплуатации скв. на 5-6 режимах с различными дебитами и определения коэф. фильтрационного сопротивления А и В в уравнении притока газа к скв.. Режим работы скв. задается установкой сменной диафрагмы, и на каждом режиме замеряется дебит и забойное давление при известном Рпл, затем производится интерпретация данных исследования, расчет забойных параметров (Рпл, Рзаб, ΔР) и дебитов Q, графическое построение индикаторных линий. Линеаризация уравнения притока и определение коэф..  Зависимость Dр2пл   от  Q  не линейна (кр. 1), поэтому её линеаризуют путем деления на Q. Т.о. для каждого режима вычисляют Dр2пз/Q, полученные значения наносят на график (кр.2), проводят прямую. Значения коэф. a определяют по отрезку, отсекаемому  этой прямой на оси ординат, а значение b - как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс. Коэф. а и b можно вычислить по методу наименьших квадратов.

Уравнение притока газа к забою скважины:

р2пл – р2з =аQ+bQ2

Коэф. А и В с течением времени меняются: снижаются, остаются постоянными или возрастают:

                                                            

Уравнение материального баланса газовой залежи при газовом режиме.

Под режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обуславливающий приток газа к скв. в процессе разработки залежи.
Газовый режим (растворенного газа): газонасыщенность поровой среды в процессе разработки не меняется; основной источник энергии, способствующий движению газа в системе пласт-газопровод, является Р, создаваемое расширяемым газом. В большинстве своем г. м/р в начальный период разрабатываются по г. режиму. Проявление водонапорного следует после  отбора 20-50% запасов. Режим  можно определить по уравнению мат. баланса:  Gн = Gт+Gд, Gт – текущее, Gд – добsnjt, Gн- начальное кол-во газа.

Из обобщенного уравненияя состояния (Р=r×z×R×Т) имеем: r = .  a= 


Qизв=(aWнРнТст/ZнРатТпл)-(aWнРконТст/ZконРатТпл), где a - сред. значение газонасыщенности; W - начальный поровый газонасыщенный объем; Тст – температура стандартная; Zн и Zкон – коэф. сверхсжимаемости в нач. и кон. условиях;

b=1-РконZн/ РнZкон – коэф. извлечения (без учета защемления воды).

Общие положения по уэцн

2.1. Принятые термины и обозначения:

АВ– автоматический выключатель;

АГЗУ – автоматическая групповая замерная установка;

ЗП – защита от перегруза;

ЗСП – защита от срыва подачи;

ЗУМПФ – зона успокоения механических примесей и флюидов;

КВЧ –  количество взвешенных частиц;

КТПН – комплектная трансформаторная подстанция;

КЭ – кабельная эстакада;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

НЭО – наземное электрооборудование;

ООО «ЭПУ-Сервис» - база производственного обслуживания Электропогружных  установок;

ОПЗ – обработка призабойной зоны;

ПЗП – призабойная зона пласта;

ПКИ – прибор контроля за изоляцией;

ПЭД – погружной электродвигатель;

СУ – станция управления;

ТКРС – текущий и капитальный ремонт скважин;

ТМПН – трансформатор маслонаполненный повышающий наружный;

УЭЦН – установка электроцентробежного насоса;

ФА – фонтанная арматура;

Н/П – нефтепромысел;

ЦДНГ- цех добычи нефти и газа;

ЦП ЭПУ – цех проката электропогружных установок;

ЧРП (ЧПС)–

частотно-регулируемый привод;

2.2.Настоящий Регламент вступает в силу с момента его утверждения и распространяется на работников ОАО «Тюменнефтегаз» и сервисных предприятий,  участвующих в  подготовке, запуске, выводу на режим и эксплуатации механизированного фонда скважин, оборудованного УЭЦН. 

2.3.Производственные подразделения ОАО «Тюменнефтегаз» при оформлении договоров с сервисными предприятиями по прокату и ремонту погружного оборудования, подземному  ремонту скважин, предоставляющими услуги по выводу на режим и эксплуатации скважин, обязаны включить пункт о неукоснительном выполнение данного Регламента.

2.4.Организация обучения и проверки знаний требований данного регламента  в производственных подразделениях ОАО ТНГ:

• инженерно-технических работников цеха добычи, производится начальником отдела добычи технического департамента;



• операторов по добыче нефти, производится технологом ЦДНГ;

2.5.Руководители сервисных предприятий участвующих в  подготовке, запуске, выводу на режим и эксплуатации механизированного фонда скважин, оборудованного УЭЦН должны обеспечить:

• организацию изучения требований данного регламента, с последующей проверкой знаний ИТР и рабочих;



• организацию подготовки и исполнения графика целевых проверок по исполнению требований регламента;



• организацию проведения мероприятий, обеспечивающих приведение в соответствие производственных процессов сервисного предприятия, требованиям данного регламента.



• подключение бригадного хозяйства ПКРС от КТПН в случае, если в станции управления (СУ) не предусмотрен конструктивно разъем для подключения внешних потребителей. Подключение бригадного хозяйства ПКРС к работающей СУ, а также использование некалиброванных предохранителей запрещено.

 

Технология вывода.

• Основная задача состоит в недопущении перегрева ПЭД, кабельной линии и обеспечении отключения УЭЦН при содержании свободного газа на приеме насоса более 25%. Минимальное погружение УЭЦН для обеспечения данного требования по содержанию свободного газа на приеме насоса, необходимо определять при помощи специализированных программ для подбора УЭЦН в зависимости от газового фактора, давления насыщения и обводненности перекачиваемого флюида.

В процессе пускового режима и вывода на режим необходимо следить за показаниями амперметра и вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД (Iх.х.Iраб.Iном.), обеспечить постоянный замер дебита в АГЗУ, регистрацию объема отобранной из скважины продукции.

В случае срабатывания защиты ЗП, ЗСП, ПКИ после запуска УЭЦН  разрешается произвести не более двух включений с интервалом времени 10-15 минут. При повторных срабатываниях защит дальнейшие работы производить согласно раздела №7 настоящего регламента;

Проверить визуально наличие подачи на устье скважины (путем открытия пробоотборного вентиля), а также прохождение скважинной жидкости до АГЗУ. Время  появления подачи в зависимости от статического уровня, типа УЭЦН и диаметра НКТ приведены в таблице №3;

Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость снижения динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет). Расчетные данные по скорости снижения динамического уровня, в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, диаметра НКТ и типа УЭЦН приведены в таблице № 5;

В случае если подача не появилась, динамический уровень снижается на меньшую чем указано в таблице величину, а признаки работы пласта отсутствуют, то дальнейшие работы по этой скважине производить только под руководством технолога ЦДНГ;

После остановки УЭЦН для охлаждения ПЭД допускается запуск с любого статического уровня при условии, что сток жидкости из НКТ (при негерметичном обратном клапане) прекратился;

 В процессе вывода на режим необходимо осуществлять постоянный контроль следующих параметров:

Ø изменение уровня жидкости в скважине;

Ø дебит;

Ø буферное, линейное и затрубное давление;

Ø рабочий ток;

Ø первичное напряжение (напряжение с КТППН);

Ø сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД».

Ø притока жидкости из пласта.

Все параметры необходимо заносить в карту вывода скважины. После каждого замера рабочих параметров необходимо производить расчет притока жидкости из пласта установления безопасного (минимально достаточного для охлаждения ПЭД) притока. Вывод скважин на режим без контроля, а также  отсутствие или не заполнение  карты вывода на режим,  является нарушением технологии вывода на режим.

После откачки и визуального определения отсутствия в продукции скважины жидкости глушения произвести отбор пробы на КВЧ. Отбор проб на КВЧ при выводе на режим должен производится по скважинам:

Ø после ГРП (с давностью гидроразрыва менее 1 года);

Ø с выносом механических примесей (по результатам исследований проб при эксплуатации скважины или по результатам разборов на Дне Качества);

Ø на УЭЦН с подконтрольной эксплуатацией и экспериментальных установках;

Ø после капитального ремонта (перестрел,  переход на другой пласт и т.д.);

Ø выводимых из бездействия;

Ø после проведения работ связанных с обработкой призабойной зоны (промывка гидрожелонкой, перо-воронкой и т.д.).

Для обеспечения стабильной и долговременной работы УЭЦН на скважине, содержание механических примесей в перекачиваемой жидкости не должно превышать:

Ø Для УЭЦН в износостойком исполнении – 500 мг/л;

Ø Для УЭЦН в обычном исполнении – 100 мг/л.

• При отсутствии достаточного притока из пласта для данного типоразмера ПЭД в скважине необходимо производить остановку УЭЦН на охлаждение, на время не менее чем на 1 час 00 минут. 



• Периодичность контроля для скважин, пласт которых еще не заработал, в зависимости от типоразмера двигателя производиться не менее двух раз за время «откачки», согласно таблицы №6 (непосредственно после запуска и перед остановкой УЭЦН с учетом максимально допустимого содержания свободного газа на приеме насоса, с обязательным замеров всех контрольных параметров и определением притока). После остановки УЭЦН контроль над восстановлением динамического уровня достаточно произвести один раз, непосредственно перед запуском УЭЦН.

Таблица №6

Типоразмер ПЭД	Время контроля	Примечание
УЭЦН с ПЭД мощностью до 32 кВт  включительно	В течение 2-х часов работы + 1 час на охлаждение	Контроль производиться до момента перевода УЭЦН на постоянной режим работы
УЭЦН с ПЭД мощностью более 32 кВт до 45 кВт включительно	В течение 1 часа работы + 1 час охлаждение
УЭЦН с ПЭД мощностью свыше 45 кВт	В течение 0,5 часа работы + 1 час охлаждение

• При появлении притока, достаточного для охлаждения ПЭД, необходимо перевести работу УЭЦН из периодического (циклического) режима в режим постоянной откачки жидкости;



• Перевод с периодической работы на постоянную, осуществляет электромонтер ООО «ЭПУ-Сервис» по заявке ЦДНГ, одновременно с перенастройкой защит СУ УЭЦН (согласно приложение №2) при необходимости;



• Периодичность контроля над параметрами работы УЭЦН после появления притока достаточного для охлаждения ПЭД и перехода на постоянную откачку жидкости, производить не менее 3-х раз в смену до окончания вывода УЭЦН на режим;



• В случае отсутствия притока из пласта запрещается ограничивать (штуцер, задвижка) подачу насоса при пер­вых циклах отбора жидкости глушения, т.к. при этом насос длительное время от­бирает жидкость из затрубья, что приводит к перегреву ПЭД вследствие недостаточного охлаждения;



• Ответственность за заполнение карты вывода скважины на режим несет лицо, осуществляющее непосредственное выполнение работ на скважине. Контроль над правильностью и своевременностью заполнения карты вывода на режим возлагается на технолога ЦДНГ;

Ответственность за своевременность и качество вывода скважины на режим возлагается на технолога ЦДНГ.

Границы ответственности и контроль

6.1. Ответственность перед заказчиком за качество спуска и подъема УЭЦН лежит на предприятии, производившем ремонт или освоение скважины.

6.2. Технологические службы заказчика осуществляют ежесуточный контроль, за качеством проведения спуска и подъема УЭЦН сервисными предприятиями.

Инженерно – технологический состав производственных подразделений ОАО «Тюменнефтегаз» на территории которого производится ремонт скважины осуществляют выборочные целевые проверки. При выявлении нарушений заказчик вправе требовать от исполнителя устранения всех замечаний до возобновления работ.

Подъем уэцн

5.1. Скорость подъема  УЭЦН, определяется равномерной намоткой кабеля на транспортировочный барабан, а также должна обеспечить сохранность кабеля от механический повреждений в процессе подъема.

5.2. При подъеме УЭЦН необходимо обеспечить качественную намотку кабеля на транспортировочный барабан. Укладку кабеля на барабан производить с помощью кабелеукладчика установленного на автонаматывателе.

Наличие перехлестов, провисов, петель кабеля на барабане не допускается.

5.3. Перед началом и после окончания подъема УЭЦН бригада замеряет сопротивление изоляции системы ПЭД-кабель, и  наличие звезды с отметкой в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

5.4. В процессе подъема бригада указывает в эксплуатационном паспорте УЭЦН все выявленные замечания (наличие механических повреждений кабеля, затяжки при подъеме, отставание кабеля, отсутствие брони, количество сростков, прогары, перекруты и др.).

5.5. Бригада самостоятельно осуществляет подъем УЭЦН до появления на устье скважины сливного клапана. Дальнейший подъем производится в присутствии электромонтера ЭПУс (при комиссионном демонтаже обязательно присутствие представителя заказчика).

Процесс спуска и подъёма уэцн

4.1. Бригада ТКРС осуществляющая спуск УЭЦН должна быть укомплектована следующим исправным оборудованием:

- Автонаматывателем  c исправным кабелеукладчиком.

- противовыбросовым оборудованием, обеспечивающим герметизацию устья скважины с кабелем;

- ключом для свинчивания и развинчивания НКТ оборудованным манометром с регулировкой момента заворота НКТ.

- ключом обратного захвата;

- клиновым захватом, обеспечивающим надежное и равномерное удержание подвески НКТ;

- электронным индикатором веса с возможностью считывания архива данных.

4.2. Перед началом спуска все члены бригады участвующие в процессе спуска должны быть ознакомлены (проведен инструктаж с записью в журнале регистрации инструктажей на рабочем месте) с картой спуска УЭЦН составленной геолого – технологической службой ЦДНГ. Скорость спуска не должна превышать 0,25 м/сек (~35 сек на 1 НКТ), а при прохождении УЭЦН через отмеченные в плане работ участки кривизны с темпом набора более 30' на 10 метров, скорость не должна быть выше 0,1 м/сек (1 НКТ примерно за 1,5 минуты).

4.3. Темп набора кривизны ствола скважины в зоне спуска УЭЦН не более 2о на 10 метров, а в зоне подвески не более 3' на 10 метров. Для УЭЦН импортного производства возможность прохождения установкой участков кривизны определяется шаблонированием колонны;

4.4. В процессе спуска необходимо обеспечить центровку талевого блока подъемника относительно устья, запрещается спуск УЭЦН с не отцентрованным  талевым блоком подъемника. Проворачивание УЭЦН и колонны подвески НКТ при спуске в скважину недопустимо.

4.5. Между устьем скважины и автонаматывателем через 2-3 метра должны быть установлены подставки под кабель высотой около 1 метра, препятствующие контакту кабеля с поверхностью земли. Кабельный ролик подвешивается на мачте подъемника, на высоте 5-6 м. Оси вращения кабельного ролика и барабана должны быть перпендикулярны линии, условно проложенной от устья скважины к барабану, а центры ролика и барабана должны находиться на этой линии.

4.6. При спуске недопустимы рывки кабеля или его натяжка, кабель от автонаматывателя до устья должен быть постоянно провисшим под собственной тяжестью, но при этом не допускается волочение кабеля по земле. При спуске кабель должен сходить с верхней части барабана, использование кабелеукладчика при спуске не обязательно.

4.7. На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель необходимо крепить стальными поясами (клямцами) не допуская при этом слабины и провисов кабеля внутри скважины. Клямцы затягивать до момента начальной деформации брони.

Пряжку клямцы располагать в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямцы плотно прижать к пряжке.

4.8. Для защиты кабеля от механических повреждений, возможно применение кабельных протекторов, представляющих  собой цельнометаллические литые защитные  хомуты из высокопрочной стали.

Для закрепления кабельных протекторов на НКТ необходимо применять специальный ключ. Не допускаются удары по кабелю и корпусу протектора во избежание повреждения брони.

4.9. При спуске УЭЦН используется сертифицированный  подвесной патрубкок. Подвесной патрубок меняется при смене подвески НКТ или отбраковки после подъема УЭЦН.

Обеспечение бригад подвесными патрубками производится согласно, договорных отношений.

4.10. НКТ, которые находятся ниже обратного клапана, должны быть опрессованы, резьбовая часть проверена калибром, при свинчивании применена лента ФУМ.

Обратный клапан устанавливается над 3 трубой НКТ либо выше, согласно расчета проведенного геолого – технологической службой ЦДНГ. Сливной клапан, паспортизированный и прошедший опрессовку установить на следующей трубе, сам сбивной ввертыш должен иметь штамп изготовителя, загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым (свинцовым) кольцом.

Паспорт сливного клапана вклеивается в паспорт УЭЦН. Обеспечением бригад ТКРС качественными сливными клапанами  занимается сервисное предприятие, осуществляющее спуск УЭЦН.

4.11. Через каждые 300 м спуска, бригада, выполняющая его должна проверять сопротивление изоляции УЭЦН мегаомметром (V 1000 вольт) (для УЭЦН импортного производства специальным прибором, допущенным фирмой производителем) с записью в эксплуатационном паспорте УЭЦН. При снижении изоляции ниже 1 мОм необходимо прекратить спуск, тщательно насухо протереть концы кабеля и если изоляция не восстановилась вызвать представителя ЭПУс, который принимает окончательное решение о возможности дальнейшего спуска или необходимости подъема установки.

4.12. В процессе спуска бригада указывает в эксплуатационном паспорте УЭЦН все выявленные замечания (наличие механических повреждений кабеля, отсутствие брони, количество сростков, перекрутов и др.)

4.13. Глубина спуска УЭЦН указанная в плане работ на ремонт скважины, является глубиной спуска НКТ.

4.14. После окончания спуска бригада замеряет сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 1 Мом) до и после герметизации сальникового ввода.

Свободный конец брони кабеля закрепляет на колонном фланце устьевой арматуры, под нижнюю гайку, прокладывает кабель от устья до СУ или клеммной коробки, заполняет эксплуатационный паспорт с указанием диаметра, количества спущенных НКТ и глубины подвески (по мере труб), веса колонны НКТ с УЭЦН на подъем. При готовности бригада вызывает представителя ЭПУс и ЦДНГ для проведения пробного запуска.

Настройка защиты от перекоса фаз по току.

Защита от перекоса фаз по току необходима для стабильной работы ПЭД, что обеспечит его максимальную наработку на отказ. Рекомендуемый перекос фаз по току не должен превышать 10%.

Процент перекоса фаз по току вычисляется по следующей формуле:

;

где: перекос фаз по току (%),

максимальное отклонение тока от среднего значения,

среднеарифметическое значение токов фаз.

При обнаружении несимметрии токов более 10% необходимо измерить значения тока в амперах в каждой фазе при трех вариантах подключения электродвигателя к сети, показанных на рис.1. При этом, давать для охлаждения ПЭД от пусковых токов, не менее 30 минут между пусками. Наилучшей схемой подключения электродвигателя будет та, при которой процент перекоса фаз по току окажется наименьшим, и при этом электродвигатель будет работать с максимальной эффективностью и надежностью.

Примечание. Во избежание смены направления вращения вала электродвигателя в результате изменения схемы его подключения следует производить только в порядке, указанном на рис. 1.

Схема#1 Схема#2 Схема#3



Рис. 1 Возможные схемы подключения

Сняв показания токов, с помощью простых арифметических операций можно вычислить процент несимметрии токов во всех указанных выше схемах подключения.





Схема #1

С = 51А

В = 44А

А = 52А





Схема #2

А = 50А

С = 48А

В = 52А





Схема #3

В = 50А

А = 49А

С = 51А





Пример расчета оптимального перекоса фаз по току:

1. Сумма трех показаний в схеме #1:	С = 51 А
	В = 44 А
	А = 52 А
	Всего = 147 А
2. Среднее значение тока:	147/3 = 49 А
3. Наибольшее отклонение от среднего значения:	49 44 = 5 А
4. Процент перекоса фаз по току:	(5/49) х 100 = 10,2 %

Таким образом, перекос фаз по току в схеме #1 составляет 10,2%. Вычислив аналогичным способом значения перекоса фаз по току в схемах #2 и #3, получим, соответственно, 4% и 3%.

Сравнив полученные значения во всех трех схемах подключения электродвигателя, получим, что наилучший показатель - в схеме #3. Что касается остальных, то в схеме #2 процент несимметрии находится на допустимом уровне, а схема №1 в связи с высоким перекоса фаз по току использована быть не может. Подобное переключение фазных проводов может применяться и в тех случаях, когда необходимо определить, следствием какой причины является перекос фаз по току - источником питания или электродвигателем.

Если наибольшее значение тока при всех схемах подключения зарегистрировано в одной и той же фазе, это означает, что перекос фаз по току исходит от источника питания. Если же наибольшее значение тока регистрируется в разных фазах в зависимости при различных схемах подключения, то перекос фаз может быть вызван дефектом токоведущих частей УЭЦН или плохим контактом в местах их соединений.

Настройка зсп по загрузке погружного двигателя.

• Защиту от срыва подачи (ЗСП) при запуске (выводе на режим) выставлять на 15% ниже рабочего тока электродвигателя.




• Защиту от срыва подачи, при подтверждении вывода скважины на режим (контрольной проверке), выставлять с учётом степени загрузки ПЭД (таблица №10) после подбора оптимального напряжения.

таблица №10

п/п	Загрузка, %	% снижения от величины Iраб	Значения уставок ЗСП для различных типов СУ**				Примечание
			ШГС-5805*	Борец, Электон	СУА (АЛНАС)	МиниБЭУС (НЭК); MDFN, MCP (Reda) ШГС МЭСК А/кВт
1	2	3	4	5	6	7	8
1	70 и более	15	2,5	(загрузка) - 15 единиц	0,85*Iраб	0,85*Iраб 0,85*Загруз.
2	от 50 до 70	10	2,4	(загрузка) - 10 единиц	0,90*Iраб	0,90*Iраб 0,9*Загруз.
3	менее 50	5	2,3	(загрузка) - 5 единиц	0,95*Iраб	0,95*Iраб 0,95*Загруз.

(**)-Для СУ, которые не указаны в таблице, защиту от недогруза выставлять согласно технического описания. При определении величины уставки руководствоваться загрузкой ПЭД и соответствующему ей % снижения от величины Iраб (столбцы 2 и 3).

• Загрузку ПЭД определять по соответствующему параметру на контроллере СУ или по имеющейся функции контроля активной составляющей мощности ЭЦН. В случае отсутствия в СУ такой возможности определять как отношение рабочего тока к номинальному току электродвигателя умноженного на 100%.




• В случае несоответствия дебита скважины напорной характеристике насоса, а также при наличии признаков выделения газа на приёме УЭЦН допускается уменьшение % уставки срабатывания ЗСП на величину меньшую, чем указано в таблице № 10.

Проверка работоспособности защиты по срыву подачи.

Работоспособность защиты по срыву подачи (ЗСП) проверяется при закрытой манифольдной задвижке на ФА. Давление опрессовки при проверке работоспособности ЗСП не должно превышать 60 атм. 

Минимальный динамический уровень, с которого можно производить проверку ЗСП рассчитывается по формуле:

                         

Н дин = Ннап - 600(м), где Ннап  - напор УЭЦН.

 

  Ожидаемое  давление, которое разовьет при опрессовке насос в зависимости от динамического уровня можно определить по формуле:

Р буф = (Ннап – Н дин ) / 10 + Рзат; ( кгс/см2).



Кроме того, допускается проверка работоспособности защиты по срыву подачи при помощи имитатора нагрузки.

Настройка защиты от срыва подачи.

Перед настройкой ЗСП должны быть выполнены следующие операции:

• подбор оптимального напряжения ПЭД;




• проверка наличия в станции управления УЭЦН ячейки ЗСП с предварительной индикацией отключения.

УЭЦН работает в нормальном режиме, когда приток приблизительно равен номинальной производительности установки, а динамический уровень стабилен



(Нд = const). В таких условиях рабочий ток Iраб, потребляемый ПЭД должен быть постоянен.

В случае, нестабильного притока жидкости, динамический уровень может опуститься до критического уровня, когда развиваемый насосом напор будет недостаточен для преодоления гидростатического давления столба жидкости в НКТ. В этом случае насос перестает перекачивать жидкость и работает в холостую. Это явление называется срывом подачи. Срыв подачи может быть вызван и другими причинами:

• большое содержание свободного газа на приеме электроцентробежного насоса;




• засорение НКТ, обратного клапана или проточных каналов в насосе;




• неисправность устьевой арматуры или нефтесборных коллекторов (отсутствие прохода).

В случае срыва подачи, происходят явления, негативно влияющие на работоспособность УЭЦН:

• отсутствие движения жидкости вдоль ПЭД приводит к его повышенному нагреву;




• КПД насоса h=0%, при этом потребляемая насосом мощность обычно не ниже 50% от номинальной. В условиях отсутствия подачи все энергия, потребляемая насосом, расходуется только на нагрев насоса и окружающей его жидкости;




• нагрев жидкости в насосе может приводить к локальному парообразованию, что в свою очередь провоцирует сухое трение в рабочих деталях насоса и их повышенный износ.




• Обычно срыв подачи сопровождается такими последствиями, как плавление кабеля, нарушение герметичности гидрозащиты, электропробой изоляции обмотки статора ПЭД.

Для предотвращения таких явлений в СУ предусмотрена защита от срыва подачи (ЗСП). Поскольку при срыве подачи потребляемая мощность существенно ниже, чем в нормальном режиме работы, работа ЗСП основана на контроле потребляемого тока.

В случае достижения критически низкого значения тока СУ отключает УЭЦН. В связи с этим ЗСП иногда называют защитой от недогруза.

Подбор оптимального напряжения.

Оптимальное напряжение на выходе повышающего трансформатора подбирается после откачки раствора глушения и выхода УЭЦН на установившийся режим работы. Подбор осуществляется пошаговым снижением напряжения, т.е. переключением отпаек трансформатора. В процессе снижения напряжения, обязательным является, контроль рабочего тока ПЭД, в случае увеличения тока вернуть переключатель отпаек ТМПН в предыдущее положение.

Приложение № 2. методика настройки защит.

Настройка защиты от  перегрузки.

Защита от перегрузки необходима для остановки электродвигателя при работе с рабочими токами, превышающими номинальные, с целью предотвращения перегрева ПЭД и электропробоя обмотки статора. Настройка защиты от перегрузки осуществляется перед запуском УЭЦН. Настройка  защиты от перегрузки осуществляется в соответствии с руководством по эксплуатации станции управления.

Для станций управления не имеющих контроллера значение уставки по ЗП определяется по формуле:

ЗП = Iном./Ктр.,

где:   ЗП  – значение уставки на ИП (индикаторе потенциометра),

   Iном. – номинальный ток двигателя, А;

   Ктр.

– коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Для станций управления с микропроцессорным управлением (контроллером) значение уставки ЗП определяется по формуле:

ЗП = 1,05 * Iном.,

где:   ЗП  – значение уставки на ИП (индикаторе потенциометра),

   Iном. – номинальный ток двигателя, А.

Значение уставки времени срабатывания ЗП – 120 секунд.



Для станций управления без ПКИ значение уставки ЗП определяется как:

ЗП =  Iном.,

где:   ЗП  – значение уставки,

   Iном. – номинальный ток двигателя, А.

Приложение № 1. выбор сечения кабеля прокладываемого от тмпн до су.

Значение тока от мощности			Допустимый  длительный  ток  для  кабелей  с  медными    жилами с  резиновой  или  пластмассовой  изоляцией  в  свинцовой,  поливинилхлоридной  или  резиновой оболочке,  бронированных  и  небронированных
S	Ток (А), при V(В)
	I=1000 х S /1,73*U
кВА	380 В
1	1.5		Сечение		Ток*, А, для  кабелей  с  медными  жилами
2	3.0		токопроводящей		трех или четырехжильных
4	6.1		жилы,  мм2		в  воздухе	в  земле
5	7.6		2.5		25	38
6	9.1		4		35	49
8	12.2		6		42	60
10	15.2		10		55	90
15	23		16		75	115
20	30		25		95	150
25	38		35		120	180
30	46		50		145	225
35	53		70		180	275
40	61		95		220	330
45	68		120		260	385
50	76		150		305	435
75	114		185		350	500
100	152
135	205
180	274
240	365
320	487
420	639
560	852
750	1141
1000	1521
1500	2282

где, S – мощность трансформатора (кВА);

       U – напряжение сети 380 В;

        I – номинальный ток ПЭД (А).