Подготовка скважины к эксплуатации эцн
Подготовка скважины должна производиться с планом работы выданным ЦДНГ. При переводе скважины на механизированный способ добычи, а также вводе их консервации скважины должны быть:
1.прошаблонированы до глубины спуска УЭЦН +100 м
2. промыты со спуском пера на НКТ до искусственного забоя.
Объем промывочной жидкости должен быть не менее 2 объемов скважин. Производительность насосных агрегатов при промывки должна быть не менее 13 л/с. Площадка для замещения наземного оборудования должна быть защищена от затопления в паводковый период и от заноса снегом зимой.
В процессе пробного запуска производится опрессовка лифта до давления 40 атмосфер. Проверка герметичности устьевой арматуры.
Вывод на установившейся режимы работы скважины оборудованной уэцн.
Вывод скважины производится оператором по исследованию скважин, оператором по добычи нефти и электромонтером.
В процессе вывода УЭЦН на режимы контролируется динамический уровень, дебит установки по ГЗУ или на емкость.
Турбинный счетчик НОРД.
Турбинный преобразователь расхода предназначен для измерения количества и расхода нефти. Выпускается следующие: НОРД-100-64, НОРД-150-64, НОРД-200-64. 1 цифра условный проход-64 давление кг/см2 масса в кг – 30,72,100. Состоит из турбинного преобразователя магнитоиндукционного счетчика и электронного блока БПИ. Магнитоиндукционный счетчик предназначен для преобразования скорости вращения крыльчатки в частотный электрический сигнал. Электронный блок осуществляет перерасчет импульсов поступающих с магнитного датчика с нужным масштабным коэффициентом, вводит коррекцию по температуре, на влаго содержание, выдает визуальное показание на стрелочный индикатор, регистрируют их в именованных единицах м3/г
Счетчики воды вихревой ультразвуковой.
Типы СВУ-25,50,200 измеряется вода пресная, пластовая, невзрывоопасные жидкости. Счетчик предназначен для измерения объема жидкости, закачиваемой в скважины с ППД на нефтяных месторождениях, а также для определения производительности КНС. Счетчик состоит из датчика эксплуатационных расходов ДРС-25 25м3/г, ДРС-50 50 м3/г, ДРС-200 200 м3/г. Давление до 20 МПа напряжение питания датчика 24 В.
Турбинный счетчик ТОР
Предназначен для измерения сырой сепарированной нефти в ГЗУ. Принцип действия счетчика основан на преобразовании линейной скорости потока жидкости в угловую скорость вращения крыльчатки. Местный отчет показаний определяется счетным механизмом с барабанным интегратором, а дистанционный – передачей показаний специальными датчиками.
Выпускают счетчики ТОР-1-50, ТОР1-180. Дебит скважины показаний счетчика типа Тор определяется по формуле:
Q= (Пк – Пн*К*24)/П
Пк – показания счетчика в конце замера, м
Пн – показатель счетчика в начале замера
К – поправочный коэффициент, зависит от свойств измеряемой жидкости К=К3=0,001п.
Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкретных условий: дебита скважины, способов добычи, состояния разработки платорождения.
Счетчик ТОР1 работает следующем образом: жидкость проходя через входной патрубок корпуса направляющую часть обтекателя попадает на лопатки крыльчатки и приводит ее во вращение, после крыльчатки направляет легкие движения жидкости экраном изменяются на 180 и она через окна обтекателя поступает в выходной патрубок корпуса. Число оборотов крыльчатки прямо пропорциональна количеств прошедшей жидкости. Вращательное движение крыльчатки передается через редуктор и магнитную муфту на механический счетчик со стрелочной шкалой. Одновременно со стрелкой счетчика вращается находящиеся с ней на одной оси диск с двумя постоянными магнитами, которые проходя мимо магнитного датчика замыкают расположенные в нем магнитоуправляемый контакт, полученный при этом электрический сигнал регистрируется на блоке управления счетчика.
Автоматизированные системы установки типа «Спутник».
Предназначены для сбора сырой нефти от группы подключенных скважин с одновременным автоматическим поочередным измерениям основных количественных параметров продукции этих скважин. Применяются в однотрубных системах внутрипромыслового сбора нефти и газа. Установки выпускают 2-х видов: «Спутник-А»и «Спутник-В» и шести модификаций. Установки «А» измеряют и ремонтируют один параметр и предназначены для автоматического переключения скважин по заданной программе на замер, автоматического измерения дебита скважин и для автоматической блокировки их при аварийной ситуации. Установки типа «В» измеряют и регистрируют три параметра и предназначены для тех же операций, что и установки типа «А», а также для автоматического измерения и регистрации чистой нефти и дебита свободного газа. Кроме того установки типа «В» позволяет осуществлять раздельный сбор обводненной и необводненной нефти, подачу химреагента в поток и имеют ловушки для очистительных торпед. Принцип действия основан на поочередном автоматическом измерении основных количественных параметров продукции скважин, обработки получаемой импульсной информации и регистрации результатов измерений.
Модификации «Спутник А-16-14-400», «А 25-10-1500», А-25-14-1500», «А 40-14-400», «В-40-14-500», «В-40-24-400». Первая цифра давления, вторая количество скважин, третья – дебит скважин в м3/сут.
Установка «Спутник А» состоит замерно переключающего (технологического блока и блока КИПа)
Замерно переключающий блок состоит из: переключателя скважин многоходового ПСМ-1М, гидравлического привода ГП-1, отсекателя коллектора ОКГ-3 и ОКГ-4, замерного гидроциклонного сепаратора с механическим регулятором уровня, турбинного счетчика ТОР1-50, вентилятора, соединительных трубопроводов и замерной арматуры. Счетовой блок КИПа размещается блок местной автоматики БМА-30, состоящий из блока управления и силового блока, блок питания ТОР1 и 2 электронагревателя.
Блочная автоматизированная индивидуальная установка БИО 40-50.
Система телемеханики ТМ 620
Предназначена для централизованного сбора информации об интегральных значениях параметров, телесигнализация аварийного состояния объекта и состояния двухпозиционного объекта, телеизмерения текущего значения параметров, вывоза телеизмерения или телеконтроля. Применяется на различных объектах в нефтедобывающих предприятиях. В комплект входит: устройство пульта управления, шкаф УПП, пульт диспетчерский, устройство обработки телемеханической информации и устройство контролируемых пунктов.
Технические данные число линий связи до 15, число КП на одном направлении 15, время передачи одной команды не более 10 сек, время передачи одного соединения 10 сек. ТМ 620-01 ТМ 660 ХАЗА
Структурная схема ТМ кустов.
ТК-16 терминальный контрольный (ПМА)
МФ – механизированный фонд
КТП – комплексно трансформаторная подстанция
Требование к средствам измерения.
Все средства измерения должны быть исправлены и эксплуатироваться в нормальных технологических условиях. Манометры проверяются 1 раз в год.
Датчики расхода должны быть опломбированы. Приборы измерения должны быть установлены на рабочее давление.
Высокая точность измерения. Повышение точности измерения достигается за счет новых изобретений.
Надежность. Основным показателем является время в течении которого прибор сохраняет точность измерения.
Независимость результатов измерения от измерения плотности вещества
Быстродействие, определяемое его динамическими характеристиками.
ЭЦН
Установка погружного ЭЦН состоит из насосного агрегата, НКТ, кабеля, арматуры устья, станции управления и автотрансформатора.
Погружной насосный агрегат состоит: центробежный многоступенчатый насос, электродвигатель с гидрозащитой, кабельная линия. Все узлы соединены фланцами.
Наземное оборудование скважин состоит: устьевой арматуры, трансформатора и станции управления. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле. Станция управления позволяет вручную или автоматически запускать или останавливать установку и контролировать ее работу.
Принцип действия. Электроток по кабелю поступает к двигателю, в результате начинают вращаться вал и насос. Жидкость проходит через фильтр и поднимается по НКТ. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Под насосы стоит клапан для слива жидкости перед подсчетом агрегата из скважины.
Основные типоразмеры: ЭЦН-20,30,50,80,125,160,200,250,400,500. зависят от дебита, содержания нефти, воды, газа, плотности, вязкости жидкости, механических примесей, глубины залегания пласта, температуры, Р пластовые, внутреннего диаметра обсадной колонны
Бурение скважин.
Скважину строят по методу бурения. Бурением называется процесс создания в земной коре скважин
Бурение состоит из трех процессов: разрушение горной породы на забое, удаление разрушенной породы с забоя через устья скважины на поверхность, закрепление неустойчивой стенок скважины.
В процессе бурения для предохранения стенок скважин от обвалов в нее спускают обсадную колонну, состоящую из свинченных стальных толстостенных труб. В скважину может быть спущено на разные глубины несколько концентрически расположенных колонн труб, что определяет конструкцию скважин. Первая колонна из труб большого диаметра, спускаемая на небольшую глубину (600 м) называется кондуктором. Последняя, меньшая диаметром и длинная называется эксплуатационной колонной (используют трубы с наружным диаметром от 114-214 мм и толщиной стенок 6-12 мм) После спуска обсадных труб их цементируют с подъемом цемента до нужной высоты для переключателя верхних нефтяных газовых и водных горизонтов.
Продуктивный пласт сообщается составом скважины обсаженной колонной стальных труб с помощью отверстий, выполненных в колонне против продуктивного пласта. Процесс создания таких отверстий называется перфорацией. Перфорация бывает: пулевой, торпедной, кумулятивной.