ФО 112 (Фреза оконная)

 КНБК для вырезки «ОКНА» 



Райбер нижний

 

Райбер нижний   РН. 118.00



Присоединительная резьба  2-7/8' Р.А.С. D.S.I. / реком. Момент свинчивания, 7,3кН х м

Габариты   Ф 118мм.  L – 1445мм. / 45кг.

Режимы фрезерования: нагрузка 0,5 – 2тн.  число оборотов ротора 40…70об/мин.

                                         Расход промывочной жидкости 10…12 л/с.

Греющие кабели и ленты(для нефтяной промышленности)

 

Косвенный обогрев.

 Нагревательные кабели. Кабель состоит из теплогенерирующей жилы, по которой течёт ток и все это находится в изоляции. В качестве проводника используется медь, алюминий, нихром, медно-никелевый сплав.

Q = R.I2

В качестве изоляции используют резину и термопластмассы. Механическую прочность обеспечивает металлическая оплётка. Кабели располагаются либо внутри трубы, либо крепятся хомутами к наружной стороне трубы. Длина кабеля равна 3 – 5 км.

Ленточные обогреватели.

Два типа:

1.         Лента с параллельным включением теплогененирующего элемента. Тепло выделяется в элементах, расположенных вдоль ленты и соединенных между собой параллельно при помощи двух теплопроводящих проводников. Источник тока подключается в начале или в конце ленты.

2.         Лента с последовательно соеденнёными теплогенерирующими элементами. К источнику тока подключается начало и конец ленты.

В качестве оболочки используется кремнеорганическая резина. Жилы имеют оплётку из стеклоткани. Ленты крепятся вдоль образующей, либо наматываются на трубу с определённым шагом, от которого зависит мощность, выделенная на единицу длины. Благодаря гибкости лент их можно использовать для обмотки арматуры, днищ резервуаров. Длина ленты – до 60 м.

В заводских условиях изготовляют трубный модуль с лентами. Разработаны ленты с саморегулирующей мощностью теплоподогрева, в зависимости от температуры, при этом количество тепла увеличивается с понижением температуры. Механизм саморегуляции зависит от сопротивления, которое в свою очередь зависит от температуры.

Устройства электроподогрева. Прямой и косвенный электроподогрев. Система СЕКТ (индукционный электроподогрев)

 Течение тока по проводнику сопровождается выделением тепла. 

Электрообогревающая установка универсальна. Применяется на промышленных,  подводных и магистральных трубопроводах. 

  • Использование электрообогрева позволяет разогреть нефть до температуры, необходимой для начала перекачки, поддерживать заданный температурный режим течения и предотвратить остановку или замерзание трубопровода. 
  • Процесс регулирования может быть автоматизирован путём изменения мощности подогрева в зависимости от температуры окружающей среды.

 

Классификация электронагревательных устройств.

Две группы:

1.         Устройство прямого обогрева, в котором ток течёт по металлу трубы.

2.         Устройство косвенного обогрева, в котором используется электронагреватель, монтирующийся на трубопроводе.

1. Прямой обогрев.

1.1 Устройство прямого обогрева – индукционный электрообогрев - осуществляется током высокой частоты, который течёт в проводнике, намотанном на трубе. Достигается большая мощность (в зависимости от числа витков и частоты тока).

1.2 Импендансный обогрев (прямой) - переменное напряжение подводится к концам трубы на обогрев трубопровода. По технике безопасности напряжение составляет 30 – 60 В. Максимальное расстояние трубопровода составляет 900 – 1200 м.

2.Косвенный обогрев.

2.1 Нагревательные кабели. Кабель состоит из теплогенерирующей жилы, по которой течёт ток и все это находится в изоляции. В качестве проводника используется медь, алюминий, нихром, медно-никелевый сплав.

Q = R.I2

В качестве изоляции используют резину и термопластмассы. Механическую прочность обеспечивает металлическая оплётка. Кабели располагаются либо внутри трубы, либо крепятся хомутами к наружной стороне трубы. Длина кабеля равна 3 – 5 км.

Электронагревательное устройство, использующееся в ферромагнитном проводнике – СКИН-система. В СКИН-системах применяются специальные нагревательные элементы, использующие явления локализации вихревых токов в поверхностном слое ферромагнитных материалов, при прохождении тока переменной частоты.

Нагревательный элемент представляет собой трубу из углеродистой стали с наружным диаметром от 20 до 60 мм и толщиной стенки не менее 2 мм. Внутри трубы располагается проводник из немагнитного металла (меди или алюминия) сечение 25 – 50 мм2. Этот проводник находится в термостойкой оболочке. Проводник одним концом соединяется со стальной трубой, а другим концом он подключён  к источнику переменного тока.



Из-за хорошей электропроводности немагнитного металла (медь, алюминий) проводника переменный ток течёт по всему сечению проводника без заметного поверхностного эффекта и разогрева.

СКИН эффект имеет место в трубе из стали (т.е. во внешней трубе) и весь ток течёт по внутреннему слою металла трубы, а напряжение на внешней поверхности трубы практически равно нулю, что обеспечивает безопасность устройства. Толщина слоя проводимости (СКИН-слоя) зависит от частоты тока, и тем меньше, чем больше частота. При частоте тока равной 50 Гц толщина слоя равна 1 мм. Из-за относительно большого сопротивления стали и малой толщины СКИН-слоя, на этот слой приходится основное выделение тепла, до 80% от всего тепловыделения в СКИН-системе.

Технологическая схема горячей перекачки

«Горячая» перекачка

  • Она относится ко второй группе технологий и связана с изменением реологических свойств нефти (вязкости, напряжения сдвига) путём предварительного подогрева жидкости.
  • При «горячей» перекачке высокозастывающая нефть нагревается на головной станции и транспортируется насосами. При движении по трубопроводу нефть остывает, что ведёт к увеличению потерь напора. Поэтому нефть подогревается на промежуточных тепловых станциях.

Принципиальная схема магистрального нефтепровода с предварительным подогревом нефти


1.         Подводящий ТП;

2.         Резервуарный парк с подогревом;

3.         Подпорный насос;

4.         Подогреватели;

5.         Первый магистральный насос;

6.         Магистраль;

7.         Головные перекачивающие станции;

8.         Станции подогрева.

Нефть по трубопроводу 1 подают в резервуарный парк 2, оборудованный подогревателями, поддерживающими температуру нефти, необходимую для работы подпорных насосов 3, которые прокачивают нефть через подогреватели 4 в основные насосы 5.

Подогревают нефть до температуры 70 – 120°С. Верхний предел температуры ограничен стойкостью теплоизоляции, деструкции молекул нефти и возможностью коксования нефти в теплообменниках. Жидкость подогревают на промежуточных тепловых станциях 8. В зависимости от расхода нефти, её свойств, тепловые станции располагаются на расстоянии 25 – 80км.

Тенденции развития мировой нефтяной промышленности

 

Если рассмотреть развитие промышленности нефтегазовой с момента ее образования, то можно сделать вывод, что объемы ее производства увеличивались год от года (особенно в последнее десятилетие). 

👌Тенденции в развитии производства нефтегазовых ресурсов непосредственно связано с развитием всего мирового хозяйства и, соответственно, с ростом численности населения и потребления конечных продуктов нефтегазовой отрасли на душу населения. Численность населения достигло 6 млрд.чел., а к 2030 году она составит 8,25 млрд.чел. 

Потребление продуктов нефтегазовой отрасли будут постоянно нарастать в практически во всех регионах мира за исключением Северной Америки, Восточной и Северной Азии. В результате суммарное потребление конечной энергии в мире за ближайшие 30 лет возрастет почти в 1,5 раза.

В свою очередь удовлетворение потребности в отдельных видах ТЭР (топливно-энергетических ресурсах) определяется их конкурентной способностью по отношению друг к другу. 

👉При этом конкурентная способность того или иного ресурса на мировом рынке зависит от цен, которые в свою очередь складываются под влиянием затрат, связанных с их добычей, переработкой, транспортом, технологическими и экологическими качествами их использования.

Ужесточение экологических требований приводит к тому, что наиболее конкурентно способным из всех видов первичных ТЭР является природный газ.

Отличие нефтяной промышленности от других областей

 

Различные сферы промышленности в разные периоды времени характеризуются такими основными параметрами как территориальная и национальная принадлежность, объемы производства и его качество, наименование ассортимента данного производства, финансовые или экономические затраты (прибыль) и энергетические затраты, усовершенствование производства (прогрессивные технологии) или динамика развития, положение в иерархической структуре связей с другими производствами, экологический аспект (влияние на окружающую среду, сбережение ресурсов и восстановление природных ресурсов).

👉Рассмотрим, каковы эти параметры в нефтяной промышленности. Продукты нефтяной промышленности пользуются огромным спросом у всего населения любой территориальной области вне зависимости от национальной, возрастной, социальной, культурной, и т.д. принадлежности.  

Что касается разведки, добычи и переработки в нефтегазовой отрасли, то разведку, равно как и добычу, территориально можно подразделить на работу с залежами (просто) и с залежами, расположенными под водным объектом. Переработка может производиться в любом месте (территориально). Территориально можно подразделить также трубопроводную систему и нефте-газохранилища.

  1. Объемы производства, качество и спектр ассортимента в нефтегазовой отрасли растут год от года, финансовые затраты и  затраты энергии велики, что лишний раз подтверждает большой спрос на мировом рынке. Это также объясняет усовершенствование производства и постоянный вклад на прогрессивное развитие этой отрасли (наука+технологии, система образования).
  2. Для развития любой промышленной отрасли  нужна энергия, а нефтегазовая промышленность производит эту самую энергию. Следовательно, промышленность, как таковая, зависит от нефтегазовой отрасли. Кроме того, конечный продукт нефтегазовой отрасли для многих других отраслей производств является исходным материалом.

Экологический аспект в этом производстве самая уязвимая сторона, так как и разработка и добыча и производство и даже использование конечных продуктов нефтегазовой отрасли пагубно влияет на окружающую среду.

Итак: главное отличие заключается в зависимости различных отраслей производства от нефтегазовой отрасли. Безусловно и нефтегазовое производство зависит от других сфер производств, но не в такой сильной степени.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта

 1) Пористость (m). Под пористостью г. п. понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность г. п. вмещать жидкости и газы. Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых. 

Различают общую, открытую, эффективную пористость. Коэф. общей пористости (mп) в процентах зависит от объема всех пор:     


    Коэф. открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор. Коэф. эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (Vпор фильтр), через которые идёт фильтрация. Для коэф. пористости всегда выполняется соотношение: mп > mo > mэф. Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25% 

Поровые каналы н. пластов условно подразделяются на три группы: 

а) субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) – практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы; 

б) капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм); в) сверхкапиллярные > 0,5 мм. Пористость пород продуктивных пластов определяют в по керновому материалу.

2) Проницаемость (К) – это фильтрующий параметр г. п., характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления. Проницаемостью в 1 м2 называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м2 длиной 1 м и при перепаде давления 1 Па, при которой расход жидкости вязкостью 1 Па×с составляет 1 м3. Также измеряют в Дарси (1Д = 10-12м2). При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники,  доломитизированные известняки, алевролиты. 

Различают: 

  • проницаемость абсолютная, 
  • проницаемость фазовая (эффективная), 
  • относительная проницаемость  

3) Удельная поверхность пород – суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся вед. объема образца. 

4) Насыщенность – отношение объема пор заполненных н., в. или г. к объему образца г.п


Задвижка ЗМ

 Задвижка типа ЗМ - 65х21 с ручным приводом 

 

Задвижка ЗМ - 65х21 (рис.3.) состоит из следующих составных частей: корпуса, шлицевой гайки, шпинделя, крышки подшипников, ходовой гайки, маховика, упорных шарикоподшипников, сальникового узла, шибера, седел, тарельчатых пружин  и нагнетательного клапана.

Первоначальная герметичность затвора осуществляется за счет создания необходимого удельного давления на уплотняющих поверхностях шибера и седел с помощью тарельчатых пружин. Герметичность соединения корпуса с крышкой обеспечивается металлической прокладкой посредством затяжки шлицевой гайки; регулировка соосности проходных отверстий шибера и корпуса осуществляется при помощи регулирующих гаек, завинчиваемых в верхний кожух.

Для облегчения управления задвижкой ходовая гайка опирается на упорные шарикоподшипники, резьба шпинделя и ходовой гайки вынесена из зоны контакта со средой, что улучшает условия ее работы. Уплотнение шпинделя осуществляется при помощи сальникового узла, в который для повышения его надежности предусмотрено нагнетание уплотнительной смазки.

В процессе сборки подшипниковый узел заполняется солидолом, а при эксплуатации подачи солидола в узел производится через масленку; в верхнем кожухе задвижки имеются прорези, позволяющие определить положение затвора (открыто-закрыто). В задвижке предусмотрена возможность подачи защитной смазки в корпус через нагнетательный клапан, что предохраняет его от загрязнений и коррозии.

Принцип работы задвижки состоит в том, что при вращении маховика возвратно-поступательное движение через шпиндель передается однопластинчатому шиберу, который открывает или закрывает проходное отверстие задвижки. Во избежание эрозионного и коррозионного износа не допускается работа задвижки в полуоткрытом положении затвора.



 

Техническая характеристика:

 

Условный проход, мм ………………………………65

Рабочее давление, МПа (кгс/см2 ) ………………….21 (210 )

Управление  ………………………………………... ручное

Макроклиматический район по ГОСТ 16350-80 ……умеренный и холодный

 

Скважинная среда …………………………………….  нефть, газ, газоконденсат, вода техническая, сточная, нефтепромысловая, морская с содержанием примесей до 0,5 %  Н2 S и СО2 до 0,003 по объему каждого

 

Температура скважинной среды, К ( 0С ), не более ……. 393 (120 )

Габаритные размеры , мм ……………………………… 350х320х650

Масса, кг;

В собранном виде ……………………………………….  64

Полного комплекта ……………………………………… 66

 


Краны шаровые

     Шаровые краны (рис.2.) предназначены для применения в качестве запорной арматуры на технологических трубопроводах с давлением до 4 МПа.


Функциональное назначение кранов:

проходного – перекрытие потока рабочей среды;


трехходового – для распределения потока рабочей среды.


 Техническая характеристика

проходных кранов: …………………….Ду,мм

……………………………………………40                 50             65             80

Габаритные размеры, мм………………...200х180    230х258    290х238    300х264

 

Трехходовых кранов …………………….Ду50                 Ду80

Пропускная способность

по жидкости, м3/ч ………………………..20                      20

Габаритные размеры, мм ………………270х240            370х300

Масса, кг …………………………………..20                      33

Полный срок службы, лет,  не менее …….12

Наработка на отказ,

Циклов (Ч), не менее ……………………….850 (12000)

Рабочая среда – продукция нефтяных скважин с содержанием:

парафина, % (объемных) не более …………7

серы, % (объемных), не более ………………7

сероводорода, % (объемных) не более …..0,3

воды, %……………………………………..до 100

Температура окружающей среды, 0С ………от +5 до+70

 

Изготовитель: АО «ОЗНА», г. Октябрьский (1.12)

Изготовитель кранов шаровых типа КШЗ – 40х35, КШЗ –65х35, КШЗ –15х35, КШЗ-15х35; АО « ВНИТИ», г. Санкт-Петербург (1,36)

Пробковый кран типа КППС

 


Пробковый кран (рис.1) состоит из корпуса 1, конической пробки 8, крышки 9, через которую проходит регулировочный винт 12, позволяющий регулировать рабочий зазор между уплотнительными поверхностями корпуса пробки. Уплотнение регулировочного винта осуществляется манжетами 10, поджатие которых производится  грундбуксой 11. Управление краном осуществляется путем поворота пробки  8 (через шпиндель 5 и кулачковую муфту 7) рукояткой 2 до ее упора (рукоятки) в выступы горловины корпуса. Для поворота пробки крана рукоятку при необходимости наращивают рукояткой 406- ЗИП –4, поставляемой с арматурой. Шпиндель уплотняется манжетами, которые поджимаются грундбуксой 4. Для отжатия  заклиненной пробки и подачи смазки в шпинделе 5 крана предусмотрено устройство, состоящее из толкателя 3   и  втулки 6 (уплотняемой двумя кольцами из маслобензостойкой резины) с  вмонтированным в нее обратным клапаном. Отжатие заклиненной пробки осуществляется вращением толкателя. Осевое усилие на пробку передается через втулку. Кран работает только со смазкой. Смазка выполняет следующие функции: обеспечивает герметичность затвора крана; облегчает поворот пробки, создавая постоянную прослойку между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки; предохраняет уплотнительные поверхности от коррозии и износа; предохраняет кран от заедания и заклинивания. С целью повышения  коррозийной стойкости пробка крана подвергается сульфацианированию. 

Кран смазывается через 40-50 циклов работы смазкой ЛЗ-162 или через 150-180 циклов смазкой «Арматол-238».

Техническая характеристика представлена в табл. 1.

 

                                            Таблица 1.

 

Параметры

Шифр  крана

КППС – 65х 14

КППС – 65х14ХЛ

 

Скважинная среда

 

Нефть, газ, газоконденсат с содержанием механических примесей до 0,5% Н2 и СО2  до 0,003% по объему каждого и пластовой воды до 50%

Температура скважинной среды, К(0С), не более

393 (120)

393 (120)

Габаритные размеры, мм

длина

350

350

ширина

205

205

высота

420

420

Масса, кг

В собранном  виде

53

53

Полного комплекта

54

54

Устройство запорной арматуры

 Запорные устройства предназначены для перекрытия проходных отверстий в фонтанной арматуре, устьевом оборудовании и трубопроводах.

Запорные устройства изготавливаются четырех типов:

1.     Краны. Пробковые краны со смазкой, шаровые и трехходовые краны.

2.     Прямоточные задвижки со смазкой типа 3М и 3МС с однопластинчатым и 3МАД – с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов 3МС и ЗМАД имеют модификации с ручным и пневмоприводом.

3.     Клиновые задвижки.

4.     Вентили.

 

Установлена следующая система обозначения (схема шифров) кранов и задвижек:




Трехходовой кран описание и фото

 Предназначен для соединения газовых трубопроводов, где необходимы свеча безопасности и сброс остаточного давления из магистрали, а также для установки манометра на газопровод.

Трехходовой кран представляет собой запорное устройство с клапаном для сброса давления и быстрого отключения магистрали. Кран со всех сторон имеет резьбу  М 24х1,5 для соединения с трубопроводами. После окончания работы выброс газа в атмосферу минимальный.



Трехходовой кран можно использовать как запорное устройство с клапаном для высокого давления на газовоздушном трубопроводе. Для этого с двух сторон нарезается резьба ¾ трубная и одна сторона глушится.

Корпус крана изготовлен из нержавеющей стали 12х18Н10т.

 

Габаритные размеры запорного устройства, мм

 

длина (с ручкой) ………………………………….192

ширина ……………………………………………60

высота (с ручкой) ………………………………  76

 

Изготовитель:  АО «Завод элементов трубопроводов», р.п. Б. Исток

Безопасность при работе УЭЦН

 Устье скважины  должно быть оборудовано арматурой с манифольдом  для выпуска газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и разрядки затрубного пространства, а также глушения скважины и проведения исследовательских работ. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.

  • Силовой кабель должен быть проложен от станции управления к устью скважины в траншее или на специальных стойках-опорах.
  • Разрабатываемые установки погружных электронасосов необходимо оснащать датчиками для получения информации на станции управления о давлении на приеме насоса и температуре масла в электродвигателе.
  • Монтаж и демонтаж наземного электрооборудования электронасосов, осмотр, ремонт и их наладку должен проводить электротехнический персонал.
  • Кабельный ролик должен подвешиваться на кронштейне при помощи цепи или на специальной канатной подвеске.
  • Кабель, пропущенный через ролик, при спускоподъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.
  • При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.
  • Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с.
  • Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.
  • При ремонте скважины барабан с кабелем следует устанавливать так, чтобы барабан, кабельный ролик  и устье скважины находились в одной вертикальной плоскости.

  1. Ствол скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типоразмера насоса, должен быть проверен шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.
  2. Устье скважины, эксплуатирующейся винтовым погружным, насосом, должно иметь сальниковое устройство для уплотнения вала, передающего крутящий момент от редуктора к колонне насосных штанг.
  3. Системы замера дебита скважины, пуска, остановки и показания нагрузки электродвигателя должны иметь выход на диспетчерский пункт нефтепромысла.

Пуск и эксплуатация уэцн

        ПУСК И ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТАНОВКИ

 

Освоение скважин, оборудованных УЭЦН, является основной технологической операцией в процессе эксплуатации УЭЦН. От правильного выполнения этой операции зависит наработка на отказ подземного оборудования УЭЦН. В период освоения оборудование скважины работает в осложненных условиях, т.к. в скважине находится жидкость глушения более высокой плотности, чем скважинная жидкость. Поэтому, даже при откачки уровня жидкости из скважины на величину напора насоса, пласт не полностью включается в работу.

При глушении жидкость глушения проникает в призабойную зону пласта, образуя водонефтяную эмульсию, вязкость которой в несколько раз выше вязкости нефти.

Водонефтяная эмульсия снижает приток жидкости из пласта в скважину в период вывода УЭЦН на заданный технологический режим.

На освоение скважины влияют следующие факторы:

а) ухудшенное охлаждение электродвигателя (ПЭД) из-за откачки жидкости из затрубного пространства, когда приток из пласта минимальный;

б) большая нагрузка электродвигателя по мощности, вследствие откачки жидкости глушения, имеющей высокую плотность (удельный вес);

в) присутствие в стволе скважины водонефтяной эмульсии, остающейся после глушения скважины, в некоторых случаях происходит срыв подачи насоса при сравнительно высоком динамическом уровне в скважине;

г) вероятность работы насоса с обратным вращением.

Компоновка подземного оборудования УЭЦН (сверху вниз) следующая: колонна НКТ с кабелем, сливной клапан, сбивной клапан, две НКТ, электроцентробежный насос (ЭЦН), гидрозащита, погружной электродвигатель (ПЭД).

Лица, участвующие в запуске УЭЦН в работу должны знать:

а) тип и размер установки;

б) тип ПЭД, его номинальный ток и напряжение;

в) глубину спуска установки;

г) диаметр эксплуатационной колонны и НКТ;

д) объем жидкости глушения;

е) статический уровень жидкости в скважине.

Запуск установки производится после определения величины сопротивления изоляции, наличии исправного манометра на буферной задвижке фонтанной арматуры.

При “не развороте” ЭЦН запрещается увеличение времени подачи напряжения на двигатель установки более 5 секунд.

Повторный запуск производится после проверки параметров работы всего наземного оборудования и величины напряжения, подаваемого на ПЭД, с изменением вращения ПЭД.

При “тяжелом развороте” установки повторный запуск после срабатывания защиты производится через 20 минут, с изменением направления вращения и проверки работоспособности наземного оборудования.

При “неразвороте” ЭЦН решение о дальнейшем проведении работ принимает начальник ПРЦ ЭПУ по согласованию с Производственным отделом Управления добычи.

После запуска УЭЦН правильность его вращения определяется одним из следующих методов:

а) по большому дебиту УЭЦН;

б) по большему буферному давлению, когда перепад давления 4…6 атм.(0,4…0,6 Мпа) устанавливается линейной задвижкой;

в) по большому снижению динамического уровня.

Время, необходимое для подъема жидкости до устья, определяется по формуле:

t=(Hст*K*100)/Qном, (с), где

Нст - статический уровень, (м),

К - коэффициент, К=2 для НКТ диаметром 60 мм (2”),

                             К=3 для НКТ диаметром 73мм (2,5”).

Таблица 6.1

 

Параметры

Типоразмеры УЭЦН

20

50

80

125

160

200

250

360

Нормальная подача, м3/сут

20

50

80

125

160

200

250

360

л/с

0,2

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3

Минимально допустимая подача, м3/сут

15

38

60

94

120

150

188

270

л/с

0,17

0,44

0,69

1,09

1,39

1,74

2,18

3,13

 

При отсутствии подачи после истечения расчетного времени, следует остановить УЭЦН для охлаждения ПЭД на время, равное времени предыдущей работы, а затем запустить, изменив направление вращения. Если и в этом случае подача отсутствует, то дальнейшие действия согласовываются со старшим технологом ЦДНГ.

После появления подачи и определения правильного вращения УЭЦН начинается освоение скважины.

 В процессе освоения скважины, оборудованной УЭЦН предполагается, что приток из пласта минимальный. Поэтому первоначально происходит откачка жидкости из затрубного пространства.

  Таблица 6.2

 

 

Тип колонны труб

Кольцевое пространство

НКТ 2”

НКТ 2,5”

э/к 146

э/к 168

э/к 146 НКТ 2”

э/к 146 НКТ 2,5”

э/к 168 НКТ 2”

э/к 168 НКТ 2,5”

Объем в м3

2

3

13,6

18,1

10,6

9,5

15,3

14

 

Запрещается освоение УЭЦН при дебите ниже минимально-допустимой подачи ЭЦН, или при давлении на приеме УЭЦН ниже 40 атм. (4 Мпа).

Запрещается освоение скважины без замера дебита и прослеживания динамического уровня.

При неисправности замерного устройства освоение скважины необходимо производить с обязательным прослеживанием уровня, силы тока, напряжения, сопротивления изоляции.

Оператор, занимающийся освоением скважины, заполняет “Карточку вывода на режим”. При выводе на режим снятие параметров УЭЦН (Ндин, Q, I, R, U) производится для УЭЦН, номинальной подачей 20, 50, 80 м3/сут, один раз в течение первого часа, для УЭЦН, номинальной подачей 125 м3/сут и выше, не реже одного раза в течение 30 минут. В дальнейшем для всех типоразмеров снимаются не реже чем один раз в 30 минут.

Контроль параметров работы УЭЦН (I, U, R) осуществляется электромонтером ЦБПО ЭПУ не реже 1 раза в смену и в течение всего времени вывода скважины на режим.

Появление нефти из пробоотборника не является показателем того, что пласт включился в работу (в процессе глушения скважины может произойти неполное замещение жидкости глушения скважины).

После первоначального запуска через 2 часа работы необходимо остановить УЭЦН для охлаждения ПЭД на 2 часа.

В случае, когда за 2 часа работы после запуска УЭЦН динамический уровень и дебит стабилизируются, появляется газ в затрубном пространстве, свидетельствует о том, что пласт включился в работу, скважина осваивается без остановки.

В противном случае освоение скважины происходит циклически: необходимое время на восстановление уровня жидкости должно быть равно времени предыдущей работы УЭЦН, но не менее двух часов.

При необходимости, прослеживается кривая восстановления уровня, для определения дебита скважины.

Категорически запрещается оставлять УЭЦН в работе в момент вывода на режим без контроля.

Показания заносятся в карточку вывода на режим. При отсутствии карточки вывод на режим считается бесконтрольным и расценивается как некачественный вывод скважины на режим.

УЭЦН считается выведенным на режим, если за последние 2 часа работы не наблюдается снижение дебита, тока, динамического уровня, давление газа в затрубном пространстве больше 0.

 Обсадные колонны скважин должны быть связаны между собой колонной головкой, которая испытывается после монтажа на давление, не превышающее давление опрессовки колонны, принимаемой по установленной норме. Опрессовка колонной головки на пробное давление должно производиться до установки ее на устье.

Устье скважины оборудуется стандартной арматурой, рабочее давление должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины. Схема сборки арматуры должна быть утверждена объединением.

Арматура до установки на устье скважины должна быть опрессована в собранном виде на пробное давление, предусмотренное паспортом. Фонтанная арматура после установки на устье скважины должна быть опрессована на максимальное давление для данной эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки должны быть оформлены актом.

Арматура, независимо от ожидаемого рабочего давления должна монтироваться с полным комплектом шпилек и с уплотнениями, предусмотренными техническими условиями на монтаж арматуры.

Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на скважинах должны устанавливаться манометры с трехходовыми кранами.

При обслуживании верхней части арматуры оператор обязан пользоваться стационарной площадкой.

При обслуживании ЭЦН не допускается пропуск нефти и газа через сальник кабельного ввода.

Сальник кабельного ввода запрещается подтягивать во время работы скважин. Эти работы выполняются при подземном ремонте скважин при отключенной УЭЦН и при полностью стравленном давлении в затрубном и трубном пространстве.

При обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН, открывать дверку станции управления и смотровое окно трансформатора запрещается.

Для пуска ЭЦН открыть манифольдную и центральную задвижки, включить рубильник на вводе на станции управления, нажать кнопку “пуск” или повернуть ручку в положение “пуск”. Останавливать насос следует в обратном порядке: отключить контакт, затем рубильник на вводе. Если после двух попыток запуска ЭЦН не заработал, то отключить его и сообщить диспетчеру. При отключении и включении пользоваться подставками и перчатками.

Если наземное оборудование ЭЦН установлено в будке, станция управления должна быть расположена таким образом, чтобы при открытых дверях ее обеспечивался свободный выход наружу.

Дверца станции должна иметь замок, ключ от которой должен находиться у лица, обслуживающего установку ЭЦН.

Бронированный кабель от устья скважины до станции управления УЭЦН прокладывается по кабельной эстакаде. Через каждые 50 метров трассы должны быть установлены предупредительные знаки.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога