Билет 11

1. Назначение системы поддержания пластового давления (ппд)

ППД относится кгидродинамическим методам повышения нефтеотдачи и кроме повышения нефтеотдачи, обеспечивает интенсификацию процесса разработки,

Поддерживает или повышаетпластовое давление.

На практике применяются следующие системы заводнения:

Законтурное заводнение –применяют на сравнительно небольшихпо размерам залежах с литологическиоднородными коллекторами, с хорошей

проницаемостью в законтурной части.Нагнетательные скважины располагаютсяна расстоянии 1000- 1200м от внешнегоряда добывающих скважин дляоднородных, для неоднородных с низкой

проницаемостью 600-700м.

В нутриконтурное заводнение –применяется при разработке значительныхпо размерам нефтяных залежей.Площадь залежи разрезается рядами

нагнетательных скважин, которые разрабаты-ваются как самостоятельные участки. При закачке воды на линии нагнетатель-ных скважин образуются зоны повышенного Очаги, которые образуются возле нагне-тательных скважин сливаются в валы, передвижение которых можно регулировать.

Блоковое заводнение – залежь разрезают на самостоятельные участки рядами нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно оси структуры (5рядов добывающих скважин, каждый

нагнетательный ряд действует на 2,5 ряда добывающих скважин)

Очаговое заводнение – в сочетании с внутриконтурным заводнением, когда на отдельных участках падает Рnm и сжижаются объемы отбираемой нефти.

2. Обслуживание и осмотр ск.

Профилактический осмотр наземного оборудования осуществляется 1 раз в три дня. При осмотре работающего СК оператор ЦДНГ должен проверять:

наличие вибрации и необычных шумов – визуально и на слух. Определить, какие из частей СК предположительно являются их источниками. В случае необходимости остановить СК;

уравновешенность по показаниям амперметра. Проводится после выхода скважины на режим и после изменения режима работы скважины ( уравновешенность удовлетворительная, если разность между показаниями амперметра при ходе вверх и вниз не превышает +,- 10% полусуммы двух максимальных значений тока за цикл ). Если СК работает в неуравновешенном режиме, то его останавливают и дают заявку в ПРЦЭО. После остановки СК ( головка в нижнем положении, тормоз затянут ) проверяют :

нагрев электродвигателя, редуктора – на ощупь;

состояние резьбовых соединений – простукиванием;

один раз в 7 дней уровень масла в редукторе – осмотром масломерного щупа;

натяжение клиновых ремней один раз в месяц – опробованием. В случае необходимости ремни заменить. Не допускается установка новых ремней в комплекте со старыми. После замены ремней при отсутствии центровки электродвигателя дать заявку в ПРЦЭО;

посадку кривошипов на тихоходном валу редуктора – визуально ( кривошипы должны быть насажены до упора в проточки тихоходного вала ). Шпонки должны выступать за торцы вала не более, чем на 20 мм.;

крепление контргрузов к кривошипам – визуально ( не должно быть смещения при работе ) ;

соединение кривошипа с нижней головкой шатуна – визуально со стороны редуктора ( палец не должен проворачиваться относительно кривошипа );

центровку – визуально ( при нарушении центровки дать заявку в ПРЦЭО );

канатную подвеску сальникового штока и устьевой сальник ;

при нижнем положении головки балансира расстояние между нижней траверсой подвески и устьевым сальником должно быть не менее 200 мм. ( визуально );

состояние каната – визуально ( при обрыве проволок дать заявку в ПРЦЭО );

утечки нефти через сальник. При наличии утечек подтянуть или заменить сальник;

состояние крепления каната и штока в подвеске – визуально;

Во всех случаях явных поломок сообщить мастеру.

На каждой скважине канатная подвеска должна быть оборудована двумя траверсами – верхней и нижней.

ЗАПРЕЩАЕТСЯ эксплуатировать скважину при :

утечках через резьбовые соединения и сальниковые уплотнения ;

отсутствии или неисправности ограждения СК ;

посторонних шумах в редукторе или электродвигателе ;

неисправности станции управления ;

затянутых нижних сальниках ;

понижении уровня масла в редукторе ниже допустимой отметки ;

неплавном движении полированного штока ;

неотцентрованном СК.

3. Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы.

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы производится под контролем мастера по добыче нефти и газа (технолога) пусковой бригадой в составе : оператор по добыче нефти и газа не ниже 4 разряда, электромонтер по эксплуатации наземного оборудования (НЦБПО ЭПУ).

Перед запуском установки пусковая бригада обязана :

ознакомиться с данными о скважине и УЭЦН по записям в эксплуатационном паспорте;

проверить оснащенность скважины обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, манометрами на буфере, выкидной линией в затрубном пространстве.

Оператор по добыче нефти и газа с помощью приборов определяет перед запуском статический, а после запуска динамичесий уровни в скважине с записью в эксплуатационном журнале УЭЦН, проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние задвижек на выкиде, в затрубном пространстве и на ЗУГе.

После появления подачи на устье производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается линейная задвижка и по достижении буферного давления 4,0 Мпа (40 кгс/см2) установка отключается. При герметичности НКТ и обратном клапане, установленном выше НКТ, темп падения буферного давления не должен превышать 10% за одну минуту.

Если НКТ герметичны, установка запускается и производится отбивка уровня жидкости в затрубном пространстве через каждые 15-30 минут работы с замером ее производительности на ЗУГе в зависимости от типоразмера установки. В первый час работы установки проводится обкатка ПЭД с последующим его охлаждением. Дальнейший вывод на режим производится согласно «регламента вывода на режим».

Установка считается выведенной на режим, если стабилизировался (не изменяется) динамический уровень, достигнута устойчивая подача в соответствии с паспортными характеристиками и получена пластовая продукция.

лВсе данные замеров, расчетов, полученных в процессе ВНР, заносятся в паспорт УЭЦН.