Метчик ловильный предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб путем врезания ввинчиванием в их внутреннюю поверхность.

Колокол ловильный представляет собой резьбонарезной инструмент трубчатой конструкции и предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб путем врезания навинчиванием на их наружную поверхность. Метчики и колокола выпускаются с левыми и правыми резьбами.



а) б) в) г)

а) труболовка наружного захвата цанговая неосвобождающаяся; б) труболовка внутреннего захвата со спиральной конусной поверхностью; в) метчик ловильный; г) колокол ловильный.

Рис. 13. Некоторые инструменты для ловильных работ

Схема оборудования нагнетательной скважины

УЭЦП (где У - установка, Э - с приводом от погружного электродвигателя, Ц - центробежный насос, П - для поддержания пластового давления) состоит из погружного электронасоса (насос и электродвигатель), кабеля, оборудования устья скважины, КИП (контрольно-измерительные приборы), трансформатора и комплексного устройства для управления и защиты электродвигателя.

Насос - погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый. Ступени - рабочее колесо и направляющий аппарат - заключены в стальной корпус. Опоры ротора насоса - радиальные и осевые - смазываются перекачиваемой жидкостью.

Электродвигатель - трехфазный, асинхронный с короткозамкнутым ротором, погружной, водонаполненный, с трубчатым холодильником для дополнительного отвода в окружающую среду тепла во время работы электродвигателя.

Кабель КРБК на напряжение до 3,3 кВ переменного тока частотой 50 Гц работает при давлении не более 14,7 МПа и температуре до 70 єС.

Схема устьевой арматуры на Рис. 15.

Арматура нагнетательная

1 - электродвигатель; 2 - насос; 3 - кабель; 4 - оборудование устья скважины; 5 - КИП; 6 - трансформатор; 7 - комплексное устройство для управления и защиты электродвигателя.

Рис. 14. УЭЦП Арматура нагнетательная



1 - быстросборное соединение; 2 - разделитель под манометр; 3 - трубная головка; 4 - задвижка; 5 - обратный клапан.

Рис. 15. Схема устьевой арматуры

Схема сбора и транспорта скважинной продукции

Существует две основные системы сбора и транспорта скважинной продукции: самотечная и напорная. Однако из-за большого количества недостатков самотечную систему перестали использовать, и встретить ее можно лишь на старых промыслах.

На Рис. 16 показана принципиальная схема напорной системы сбора и транспорта и подготовки нефти и газа. Эта схема не является стандартной, а в зависимости от местных условий может изменяться.

Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6…0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального сборного пункта (ЦСП), где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение нефти. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10…12 м) в сырьевые резервуары.

1 - скважины; 2 - сепаратор 1-й ступени; 3 - регулятор давления типа «до себя»; 4 - газопровод; 5 - насосы; 6 - нефтепровод; 7 - сепаратор 2-й ступени; 8 - резервуар.

Рис. 16. Принципиальная схема напорной системы сбора

Основные сведения об автоматическом контроле технологических параметров добычи нефти и газа

При проектировании и строительстве новых и реконструкции действующих нефтегазодобывающих предприятий руководствуются следующими основными положениями в области телемеханизации и автоматизации.

Все нефтяные (независимо от способа эксплуатации), газовые и нагнетательные скважины не являются объектами телемеханизации и имеют только минимум средств местной автоматики, контроля и блокировки, рассчитанных на остановку при аварийном режиме, и пуск при восстановлении нормальных условий, контроль за давлением на буфере или выкидной линии, контроль за количеством закачиваемой воды в нагнетательных скважинах и т.п. Периодически эксплуатирующиеся скважины работают по программе, задаваемой местным устройством.

1. Фонтанные скважины оснащаются отсекателями, которые перекрывают выкидную линию при резком повышении или понижении давления в последней против номинального.

Скважины со станками-качалками оснащаются средствами автоматической блокировки при обрыве штанг и устройствами автоматического самозапуска. Вся автоматика монтируется в блоке управления скважиной. Скважины с погружными электронасосами оснащаются местным прибором контроля сопротивления изоляции кабель-двигатель и устройством автоматического самозапуска. Указанные приборы поставляются комплектно с новыми станциями управления ЭЦН.

2. Средствами телемеханизации и дистанционного контроля оборудуются следующие основные производственные объекты: групповые замерные установки; сепарационные установки; компрессорные станции; установки подготовки нефти; нефтяные насосные станции (водяные), электроподстанции, расположенные на площади.

На районный диспетчерский пункт поступает информация со следующих объектов:

- с групповых замерных установок - о дебитах жидкости, нефти и газа по скважинам и о срабатывании защиты при повышении давления в измерительном сепараторе;

- с сепарационных установок - обобщённый аварийный сигнал и о суммарной производительности групповых установок, подключённых к сепарационной установке;

- с компрессорных станций - о расходе отпущенного газа и о нарушении работы станции;

- с установок подготовки нефти - обобщённый аварийный сигнал;

- с нефтяных станций - о расходе нефти и обобщённый аварийный сигнале;

- с кустовых насосных станций - о количестве воды, закачанной в пласт, и обобщённый аварийный сигнал при нарушениях работы станции;

- с установок сдачи товарной нефти - о расходе товарной нефти и аварийный сигнал о возврате некондиционной нефти на повторную обработку.

3.Промысловые сооружения и установки оснащаются средствами местной автоматики, контроля и защиты:

- групповые замерные установки - с автоматическим переключением скважин на замер по местной программе, измерением количества жидкости, газа и чистой нефти, контролем за производительностью скважин, автоматической защитой от аварийных режимов;

- сепарационные установки первой ступени - местным регулированием давления и уровня;

- водяные насосные станции - защиты насосов при аварийных режимах, автоматическим включением резервного насоса;

- нефтяные насосные станции - защиты насосов при аварийных режимах;

- компрессорные станции - регулированием и местным контролем за режимными параметрами, защитой при аварийных режимах.

На автоматизированных нефтедобывающих предприятиях предусматривается создание районных диспетчерских пунктов, на площадях с законченным технологическим циклом; центральных диспетчерских пунктов предприятий, осуществляющих управление работой нескольких диспетчерских пунктов; центрального диспетчерского пункта объединения (управления) осуществляющего управление работой центральных диспетчерских пунктов нефтегазодобывающих предприятий.

Связь между районным диспетчерским пунктом и последующими ступенями управления осуществляется по телефону, компьютеру или с использованием радиоканалов.

Технические средства для измерения давления, температуры, расхода уровня нефти

Пластовое и забойное давление измеряются с помощью глубинных манометров. На промыслах применяют глубинные манометры и дифманометры следующих типов: геликсные, пружинно-поршневые, дифференциальные. Забойные давления в глубинно-насосных скважинах при небольшой глубине скважин замеряют с помощью малогабаритных глубинных манометров, для чего устье скважин оборудуется эксцентричной планшайбой, а низ НКТ - фонарем. В этом случае глубинный манометр опускается в затрубное пространство через отверстие в планшайбе. Глубинно-насосные скважины, оборудованные электроцентробежными погружными насосами, исследуют с помощью лифтовых глубинных или дистанционных манометров.

Температуру по разрезу пласта в скважинах измеряют электротермометрами, которые спускаются в скважину на электрическом кабеле. Температура по разрезу пласта дистанционно передается на поверхность и фиксируется на бумажной ленте. Кроме этого, существуют также термометры расширения: технические стеклянные (капилляр и расширяющаяся в ней жидкость), манометрические (замкнутая система, состоящая из термобаллона, капилляра, упругой манометрической пружины и рычажной системы; при повышении температуры изменяется давление в замкнутой системе, что вызывает деформацию пружины), дилатометрические (различие коэффициентов линейного расширения металлов и сплавов), биметаллические (различие коэффициентов линейного расширения металлов).

Для определения профиля притока в добывающих скважинах или расхода в нагнетательных скважинах применяются дебитомеры-расходомеры. По принципу действия различают турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске. Приборы спускаются в работающие скважины и регистрируют распределение величин дебита или расход жидкости по разрезу пласта (соответственно сверху вниз или снизу вверх). Общая величина дебита или расхода жидкости измеряется на ГЗУ или поверхностными расходометрами. Минимальная толщина интервала разреза, в пределах которой измеряются дебиты или расходы, не менее 1 м. Некоторые дебитомеры-расходомеры могут опускаться в скважину в НКТ, а другие только в эксплуатационную колонну. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры-расходомеры испльзуют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.

Приборы для исследования нефтяных скважин

С манометрами, термометрами и дебитомерами можно ознакомиться на предыдущей странице.

Эхолот работает следующим образом. В межтрубное пространство посылается звуковой импульс, который отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается микрофоном, соединенным через усилитель с регистрирующим устройством, записывающим все сигналы на бумажной ленте в виде диаграммы. Измеряя расстояние между двумя пиками диаграммы, соответствующими начальному импульсу и отраженному, и зная скорость распространения звука, можно определить глубину этого уровня. Однако состав газовой среды межтрубного пространства отличается от состава воздуха, так же отличаются и скорости звука. Для вычисления скорости звука используют репер - утолщенную муфту на НКТ, на 50-60% перекрывающую межтрубное пространство. Глубина нахождения репера известна. Соответственно, на диаграмме появляется третий пик, соответствующий отраженному от репера импульсу, и, зная время, находим скорость.

В случае эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами используют также динамографы. Они используются для вычисления нагрузки на полированный шток без подъема насоса на поверхность. На бумаге в виде диаграммы записываются нагрузки при ходе вверх и вниз в зависимости от перемещения штока. Записанная диаграмма называется динамограммой. Простейшая теоретическая динамограмма нормальной работы скважинного насоса имеет форму параллелограмма, причем по оси ординат в масштабе откладываются нагрузки в точке подвески штанг, а по оси абсцисс - перемещения штока. Отклонение от параллелограмма означает наличие неполадок в работе насосной установки. По динамограмме осуществляют оперативный контроль за работой насоса: определяют причины, вызвавшие снижение или прекращение подачи насоса, выбирают и назначают нужный вид подземного ремонта, проверяют качества произведенного ремонта.

Также в эту группу приборов можно отнести приборы для каротажа скважин: электрического, электромагнитного, радиоактивного (импульсного нейтронного гамма-каротажа, углеродно-кислородного и др.), акустического и др.

Приборы для исследования спускаются в работающие скважины. Учитывая, что спуск приборов через НКТ в фонтанных и газлифтных скважинах осуществляется при наличии избыточного давления на буфере, измерительные приборы в действующую скважину вводят через специальное герметизирующее сальниковое устройство, называемое лубрикатор.

Станции и блоки управления электродвигателями нефтяных скважин

Станции управления предназначены для управления работой и защиты электродвигателей нефтяных скважин и могут работать в ручном и автоматическом режимах. Станции оснащены необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевозможными реле (максимальные, минимальные, промежуточные, реле времени и т.п.). При возникновении нештатных ситуаций срабатывают соответствующие системы защиты, и установка отключается. Станции управления выполнены в металлическом ящике, могут устанавливаться на открытом воздухе, но часто размещаются в специальных будках.

Нефтегазосепараторы

Нефтегазосепараторы - аппараты для дегазации нефти (отделения газа от нефти). Бывают горизонтальные, вертикальные и гидроциклонные.

Горизонтальный сепаратор (Рис. 17, а) работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.

Вертикальный сепаратор (Рис. 17, б) работает следующим образом. Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе стекает вниз.

Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина и т.п.) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

Для повышения эффективности в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства. Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа (Рис. 17, в) состоит из технологической емкости 1 и нескольких одноточных гидроциклонов 2. Конструктивно одноточный циклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок 3 и секция перетока 4. В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в центре его. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8.



Газонефтяные сепараторы

а) горизонтальный нефтегазосепаратор: 1 - технологическая емкость, 2 - наклонные желоба; 3 - пеногаситель; 4 - выход газа; 5 - влагоотделитель; 6 - выход нефти; 7 - устройство для предотвращения образования воронки; 8 - люк-лаз; 9 - распределительное устройство; 10 - ввод продукции

б) вертикальный нефтегазосепаратор: А - основная сепарационная секция; Б - осадительная секция; В - секция сбора нефти; Г - секция каплеудаления; 1 - патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 - раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 - регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 - жалюзийный каплеуловитель; 5 - предохранительный клапан; 6 - наклонные полки; 7 - поплавок; 8 - регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 - линия сброса шлама; 10 - перегородки; 11 - уровнемерное стекло; 12 - дренажная труба

в) горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа: 1 - емкость; 2 - одноточный гидроциклон; 3 - направляющий патрубок; 4 - секция перетока; 5 - каплеотбойник; 6 - распределительные решетки; 7 - наклонные полки; 8 - регулятор уровня.



Структура нефтегазодобывающей организации

Рис. 18

Обеспечение требований охраны труда в организации при обслуживании эксплуатационных скважин

Инструкция № 6 по технике безопасности при обслуживании эксплуатационных скважин:

Обслуживание фонтанных скважин.

1. Оператор должен систематически проверять герметичность фонтанной арматуры.

2. Принимая скважину от бригады ПРС и КРС, требовать укомплектованности арматуры уплотнительными кольцами и шпильками. Все болтовые соединения должны быть прочно закреплены.

З. Оператор постоянно должен следить за исправностью манометров для измерения давления в трубном и затрубном пространстве.

4. Перед спуском скребка в скважину проверить исправность электролебедки, надёжность крепления её в салазке, наличие и исправность заземления электрического двигателя и пусковой аппаратуры. Убедиться в исправности скребка и его соединения, при наличии устранить неполадки.

5. При внезапном фонтанном выбросе необходимо:

а) принять меры для отключения энергии на участках сети, которые могут оказаться в зоне выброса;

б) пользоваться инструментом, не дающим искру;

в) потушить находящиеся вблизи бытовые и технические топки;

г) вызвать пожарную охрану;

д) перекрыть движение на дорогах, идущих к скважине;

е) сообщить руководству ЦДНГ.

Обслуживание скважин оборудованных электропогружными насосами.

1. Оператор должен следить за нагрузкой и наличием напряжения по приборам станции управления, систематически проверять герметичность арматуры, наличие крепежа и своевременно устранять выявленные недостатки.

2. В случае увеличения нагрузки выше номинальной для данной установки и снижения напряжения на 15% от номинального значения, установку необходимо отключить и сообщить об этом диспетчеру ЦДНГ.

3. При отключении ЭЦН разрешается производить повторный запуск не более 2-х раз с перерывами между запусками не менее 15 мин.

4. Установка немедленно аварийно отключается от сети при:

а) несчастном случае или угрозе человеку, требующем немедленного отключения установки;

б) появлении дыма или огня из пускорегулирующей аппаратуры.

5. Оператору по добыче нефти и газа разрешается только запускать и останавливать ЭЦН. Другие пуско-наладочные работы производить запрещается.

6. Оператор не должен допускать попадания посторонних предметов в станцию управления и в автотрансформатор, постоянно, должен следить за герметичностью сальникового уплотнения на пьедестале и за наличием и исправностью заземления.

7. При ремонтных работах на скважине, на пусковых устройствах необходимо вывесить предупредительный плакат "Не включать. Работают люди''.

8. Кроме того, оператор должен выполнять все пункты по обслуживанию фонтанных скважин настоящей инструкции.

Обслуживание глубинно-насосных скважин.

1.Перед запуском станка-качалки оператор должен убедиться, что:

а) задвижки на манифольде открыты,

б) нет пропусков нефти и газа через сальниковые уплотнения полированного штока и задвижек арматуры;

в) ограждение СКН и клиноременной передачи, а также заземляющие устройства исправны;

г) редуктор станка-качалки не заторможен;

д) есть напряжение на всех трёх фазах в станции управления СКН по показаниям приборов;

е) отсутствуют люди и посторонние предметы вблизи движущихся частей СКН исправны средства КИП и автоматики.

2. Оператор должен следить за нагрузкой и наличием напряжения по приборам станции управления СКН. В случае увеличения нагрузки выше номинального для данной установки и снижения напряжения более чем на 15% от номинального значения, необходимо отключить СКН и сообщить об этом диспетчеру ЦДНГ.

3. При набивке сальника ГНС остановить СКН, стравить давление, крышку устьевого сальника удерживать на полированном штоке специальным зажимом. При отключении СКН разрешается производить повторный запуск не более 2-х раз с перерывами между запусками не менее 15 мин.

4. При неисправностях оборудования и электроустановки необходимо остановить СКН и сообщить об этом диспетчеру ЦДНГ.

5. Электродвигатель немедленно аварийно отключается от сети при:

а) несчастном случае или угрозе человеку, требующей немедленной остановки электродвигателя.

б) появление дыма или огня из электродвигателя или пускорегулирующей аппаратуры.

в) вибрации сверх допустимых норм, угрожающей целостности электродвигателя или СКН;

г) поломке приводного механизма и нарушении балансировки СKH;

д) нагреве подшипников сверх допустимой температуры, указанной в инструкции завода-изготовителя;

е) значительном снижении числа оборотов двигателя, сопровождающимся быстрым нагревом корпуса электродвигателя.

Эксплуатация и ремонт нефтяных скважин.

1. Работники при ежедневном обходе скважин, нефтепромысловых трубопроводов должны иметь при себе противогазы. Выявленные неисправности должны немедленно исправляться соответствующими службами, согласно выполняемых работ.

При обнаружении утечек нефти и газа в устьевой арматуре или коммуникациях, скважина должна быть закрыта и приняты меры по устранению утечек. При этом такие операции должны выполняться в противогазах.

2. Ремонт скважины может производиться только при условии отсутствия выделения сероводорода на устье. При проявлении признаков выделения сероводорода должны быть приняты меры по глушению скважины и нейтрализации сероводорода с помощью специальных реагентов.

3. Запрещается вход без противогаза и газоанализатора на сероводород в помещение распределительных пунктов, замерных установок и др.



Список использованной литературы

1. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2004, 720 с.

2. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов. - 3-е изд., испр. и доп. - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. - 528 с: ил.

3. Бобрицкий Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности: Учебник для техникумов. - М.: Недра, 1988. - 200 с.: ил.

4. Вадецкий Ю.В. Нефтегазовая энциклопедия. Издание в 3 т. - М.: Московское отд. «Нефть и газ» МАИ, ОАО «ВНИИОЭНГ». 2004. - Том 3 (Р - Я). 308 с.

5. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа: Уч. для вузов. - М.: Недра, 1985. - 422 с.

6. Справочник по добыче нефти / В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов и др.; Под ред. К.Р. Уразакова. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 374 с.: ил.

7. http://ctc-moc.ru/truba_neftyanaya_nkt/ - Современные технологии строительства. Труба насосно-компрессорная НКТ.

Размещено на Allbest.ru

...