- •1. Геология и бурение нефтяных месторождений оао «сургутнефтегаз»
- •1.1. Краткая характеристика геологического строения разрабатываемых месторождений, коллекторских свойств пластов и свойств нефти
- •Классификация коллекторов нефти и газа
- •1.2. Бурение нефтяных и газовых скважин на месторождениях оао «сургутнефтегаз»
- •1.2.1. Цикл строительства скважины
- •1.2.2. Бурение горизонтальных скважин
- •1.2.3. Вскрытие и освоение нефтяных и газовых скважин
- •1.2.4. Перфорация скважин
- •1.2.5. Освоение и пуск в эксплуатацию скважин
- •1.2.6. Порядок приема скважин из бурения
- •Раздел 2. Разработка месторождений
- •2.1. Системы разработки нефтяных месторождений
- •2.2. Поддержание пластового давления
- •2.3. Стадии разработки месторождений
- •2.4. Распределение фонда скважин
- •3. Методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации притока
- •3.1. Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •3.2. Взаимоотношения между управлением «сургутнефтепромхим» и структурными подразделениями оао «сургутнефтегаз» при проведении работ по повышению нефтеотдачи пластов
- •3.3. Взаимоотношения по организации производства работ по повышению нефтеотдачи пластов с применением сдвоенного насосного агрегата на шасси kenworth
- •4. Техника и технология добычи нефти
- •4.1. Общие сведения
- •4.1.1. Структура фонда
- •4.1.2. Показатели использования фонда
- •4.2. Добыча нефти шгн
- •4.2.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
- •4.2.2. Штанговые скважинные насосы
- •Номенклатура изготавливаемых насосов по гост р 51896-2002
- •4.2.3. Насосные штанги
- •Характеристики штанг и муфт
- •Область применения штанг
- •4.2.4. Назначение и применение дополнительного оборудования
- •4.2.5. Подбор штанговых насосных установок, дополнительного подземного оборудования и вспомогательных элементов
- •4.2.6. Прием-сдача скважин, оборудованных ушгн, в ремонт и из ремонта
- •4.2.7. Запуск и вывод на режим скважин, оборудованных ушгн, после ремонта
- •4.2.8. Эксплуатация и обслуживание скважин, оборудованных ушгн
- •4.2.9. Ревизия и комиссионные разборы усшн
- •4.3. Добыча нефти уэцн
- •4.3.1. Общие сведения об эксплуатации скважин, оборудованных установками электрических погружных центробежных насосов (уэцн)
- •4.3.2. Подбор уэцн
- •4.3.3. Подготовка скважины к спуску уэцн
- •Диаметры шаблона
- •4.3.4. Размещение наземного оборудования уэцн на площадке куста скважин
- •4.3.5. Запуск и вывод уэцн на постоянный режим работы
- •Время появления подачи уэцн на устье скважин после запуска
- •4.3.6. Основные осложнения при запуске, выводе на режим и эксплуатации уэцн
- •4.3.7. Подъем установки эцн
- •4.3.8. Порядок расследования причин неэффективных ремонтов скважин, оборудованных уэцн
- •4.4. Эксплуатация уэцн с использованием станций управления с частотным преобразователем
- •4.4.1. Общие сведения
- •4.4.2. Область применения су c чп
- •4.4.3. Подбор скважин для внедрения су с чп
- •4.4.4. Организация производства работ
- •4.4.5. Вывод на режим
- •4.4.6. Техническое обслуживание
- •5. Система ппд, строительство
- •5.1. Система поддержания пластового давления
- •Конструкции водозаборных скважин
- •Технические характеристики
- •5.2. Строительство и эксплуатация
- •5.2.1. Назначение и классификация трубопроводов
- •5.2.2. Проектирование трубопроводов, контроль качества строительства, технический надзор
- •5.3. Эксплуатация трубопроводов
- •5.4. Техническое обслуживание и ремонт трубопроводов
- •Периодичность ревизии трубопроводов
- •5.5.Защита трубопроводов от коррозии
- •Паспорт трубопровода
- •Данные о монтаже
- •Б. Фланцы и крепежные детали
- •Результаты испытания
- •Заключение
- •Результаты измерений и прогноза
- •Регистрация трубопровода
- •Акт испытания трубопроводов на прочность и плотность
- •Технического расследования некатегорийного отказа трубопровода
- •Инструкция по ведению и хранению паспортов на нефтепромысловые трубопроводы
- •6. Оборудование скважин уэцн
- •6.1. Погружные установки для добычи нефти
- •6.1.1. Краткие сведения по добыче нефти установками электроприводного погружного центробежного насоса
- •6.1.2. Комплектность уэцн
- •6.1.3. Конструктивные особенности уэцн
- •6.1.4. Электродвигатели погружные асинхронные типа пэд
- •Основные характеристики
- •6.1.5. Погружной кабель для уэцн
- •6.1.6. Применение газосепараторов и диспергаторов в составе уэцн
- •Технические данные диспергаторов
- •6.1.7. Коструктивные особенности уэцн импортного производства
- •Параметры насосов фирмы odi
- •6.2. Наземное электрооборудование уэцн
- •6.2.1. Станции управления уэцн
- •6.2.2. Трансформаторы серии тмпн
- •6.3. Монтаж и эксплуатация уэцн
- •6.3.1. Монтаж уэцн на скважине
- •6.3.2. Спуск уэцн в скважину
- •6.3.3. Запуск и вывод уэцн на режим
- •6.3.4. Демонтаж уэцн (по видам гидрозащит)
- •6.3.5. Монтаж уэцн импортного производства
- •6.4. Оборудование для добычи сеноманской и артезианской воды
- •Технические характеристики агрегатов центробежных скважинных типа эцв для скважин ппд
- •Комплектация и технические характеристики установок электроцентробежных насосов
- •7. Фонтанная эксплуатация скважин
- •7.1. Теоретические основы фонтанирования скважин
- •7.2. Оборудование для эксплуатации фонтанирующих скважин
- •7.3. Исследование фонтанных скважин. Регулирование работы
- •7.4. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
- •8. Эксплуатация осложненного фонда добывающих скважин
- •8.1. Асфальтосмолопарафиновые отложения (аспо)
- •8.1.1. Причины и условия асфальтосмолопарафиновых отложений
- •8.1.2. Методы борьбы с аспо
- •90° Направление ветра скважина а ц№2
- •8.2. Солеотложения
- •8.2.1. Причины возникновения солеотложений
- •8.2.2. Борьба с солеотложениями
- •8.3. Коррозия
- •8.3.1. Причины возникновения коррозии
- •8.3.2. Способы защиты от коррозии
- •8.4. Образование гидратных отложений
- •8.4.1. Механизм образования гидратных отложений
- •8.4.2. Методы предупреждения гидратообразований и борьба с гидратоотложениями
- •8.5. Прочие осложнения
- •8.5.1. Влияние свободного газа на работу насосов шгн
- •8.5.2. Осложнения при образовании песчаных пробок
- •8.5.3. Особенности откачки высоковязких сортов нефти и водонефтяных эмульсий
- •8.5.4. Осложнения при эксплуатации наклонно-направленных скважин установками шгн с интенсивностью набора кривизны более 2о на 10 м
- •8.5.5. Обводнение скважин с темпом выше проектного
- •9. Исследование скважин
- •9.1. Промыслово-гидродинамические исследования
- •Исследований
- •9.2. Промыслово-геофизические исследования
- •10. Текущий и капитальный ремонт скважин
- •10.1. Подготовка скважины к ремонту
- •10.2. Производство работ по глушению
- •10.2.1. Основные положения
- •10.2.2. Подготовка скважины к глушению
- •10.2.3. Технология глушения скважин
- •10.2.4. Глушение фонтанных, газовых и нагнетательных скважин
- •10.2.5. Глушение скважин, оборудованных шгн
- •10.2.6. Глушение скважин, оборудованных уэцн
- •10.2.7. Инструкция по расчету циклического глушения механизированных скважин Исходные данные
- •10.2.8. Осложненное глушение
- •10.3. Текущий ремонт скважин
- •10.3.1 Классификатор текущих ремонтов скважин
- •10.4. Капитальный ремонт скважин
- •10.4.1. Классификатор капитальных ремонтов скважин
- •10.4.2. Классификатор капитальных ремонтов скважин, выполняемых бригадами Сургутского упнПиКрс с использованием установок «Непрерывная труба»
- •10.5. Основные операции, проводимые
- •10.5.1. Спуск-подъем гно
- •10.5.2. Шаблонирование ствола скважины
- •Диаметры шаблона
- •10.5.3. Внедрение отсекателей пласта
- •10.5.4. Геофизические исследования скважин
- •10.5.5. Промывка забоя скважины
- •10.5.6. Обработки призабойной зоны продуктивного пласта (опз)
- •10.5.7. Гидравлический разрыв пластов
- •10.5.8. Забуривание боковых стволов
- •10.5.9. Забуривание боковых стволов на депрессии
- •10.5.10. Ремонтно-изоляционные работы
- •10.5.11. Ловильные работы, ликвидация аварий
- •10.6. Перечень работ в текущем и капитальном ремонте скважин, при выполнении которых обязательно присутствие мастера или ответственного инженерно-технического работника (итр)
- •Перечень работ в текущем и капитальном ремонте скважин
- •10.7. Основные виды оборудования и инструмента, применяемые при текущем и капитальном ремонте скважин
- •10.7.1. Подъемные агрегаты
- •10.7.2. Оборудование и инструмент, применяемые при спуско-подъемных операциях
- •Технические характеристики элеваторов эш
- •10.7.3. Ловильный инструмент
- •10.7.4. Пакерно-якорное оборудование
- •10.8. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при ремонте скважин
- •Содержание
- •1. Геология и бурение нефтяных месторождений
- •2. Разработка месторождений 29
- •3. Методы повышения нефтеотдачи пластов
Параметры насосов фирмы odi
Габарит |
Тип насоса |
Оптимальный режим Номинальный режим |
||||||
Серия |
Мин. наружный диаметр колонны, дюйм |
Подача, м3/сут |
Напор, м |
КПД, % |
Подача, м3/сут |
Напор, м |
КПД, % |
|
55 |
5 1/2 |
R2 |
35,812 |
4,02 |
30,7 |
26,48 |
4,85 |
28 |
R3 |
43,3 |
4,82 |
44 |
39,72 |
5,13 |
43,5 |
||
RC5 |
63,29 |
5 |
52 |
66,2 |
4,75 |
52 |
||
R7 |
96,61 |
5,55 |
61,3 |
92,69 |
5,68 |
61 |
||
RA7 |
ПО |
5,6 |
60,7 |
92,69 |
6,3 |
58,4 |
||
R9 |
129,09 |
5,896 |
63 |
119,17 |
6,24 |
66 |
||
RC12 |
154,9 |
5,896 |
66 |
158,89 |
5,79 |
66 |
||
R14 |
200 |
5,41 |
64 |
185,38 |
5,48 |
64 |
||
RA16 |
233,2 |
5,6 |
64,5 |
211,86 |
5,23 |
64 |
||
RA22 |
299,8 |
4,76 |
68 |
291,3 |
4,89 |
68 |
||
R32 |
366,45 |
4,82 |
66 |
423,72 |
4,09 |
64,5 |
||
R38 |
533 |
3,6 |
64 |
503,17 |
3,78 |
63,5 |
||
Примечание.
Параметры приведены к одной ступени и частоте вращения 2 915 мин-1 при работе на воде с относительной плотностью, равной 1.
Фирма изготавливает насосы различных конструктивных исполнений: стандартная конструкция и конструктивные исполнения, предназначенные для различного содержания песка в откачиваемой жидкости.
Конструктивно стандартный насос фирмы ODI компонуется из нижней, средней и верхней секций. Конструктивные отличия секций насоса фирмы ODI незначительные.
Средняя и верхняя секции – идентичны.
Нижняя секция насоса отличается от верхней и средней наличием приемной сетки и нижнего подшипника.
Особенностью вала нижней секции по сравнению с валами верхней и средней секций является увеличенный размер шлицевого конца вала засчет приваренной к нему втулки с наружными шлицами. Соединение валов секций – эвольвентное. Осевая сила, действующая на валы, передается свала на вал каждой секции (все валы имеют возможность перемещаться в осевом направлении в пределах 10–12 мм) и воспринимается помещенной в протекторе осевой опорой – как в установках фирм REDA и Centrilift. Поперечные силы воспринимаются радиальными подшипниками. В каждой секции насоса имеется верхний подшипник с парой трения: бронза (защитная втулка вала) по нирезисту. В нижней секции насоса кроме верхнего радиального подшипника установлен нижний подшипник (закаленная сталь по бронзе).
Кроме того, через определенное количество ступеней размещается бронзовая втулка, составляющая промежуточный подшипник с расточкой направляющей аппарата.
В насосах фирмы используют ступени двухопорной конструкции.
Основные детали насоса – корпус, головка, основание – изготавливаются из углеродистой стали.
Для защиты от Н2S и СО2 корпуса могут изготавливаться из нержавеющей ферритной стали с покрытием из напыленного монеля толщиной 0,15 или 0,3 мм.
Газосепараторы фирмы ODI
Фирма ODI выпускает вихревые газосепараторы для газосодержания на приеме насоса свыше 10%. В конструкции этого газосепаратора, в отличие от центробежного, отсутствует центробежная камера. Фирма считает, что возбуждение слабого вихря приводит к естественному отделению газа от газожидкостной смеси с такой же эффективностью, как и в центробежном газосепараторе, но при меньшем потреблении мощности, что повышает надежность оборудования.
Электродвигатели импортного производства
Поставляемые в ОАО «Сургутнефтегаз» импортные УЭЦН комплектуются электродвигателями Centrilift и ODI.
Конструктивные схемы погружных электродвигателей, производимых различными фирмами, идентичны.
Погружной электродвигатель состоит из двух сборочных единиц – электродвигателя и гидрозащиты.
Электродвигатель двухполюсный трехфазный асинхронный с короткозамкнутым ротором маслонаполненный
Электродвигатели каждой серии имеют свой параметрический ряд по мощности и по шкале напряжения. Номер серии электродвигателя обозначает наружный диаметр корпуса двигателя в дюймах, умноженный на 10.
Электродвигатели выпускаются для работы в скважинах с температурой откачиваемой жидкости 90, 150 и 200 °С. Корпуса, концевые детали, крепеж электродвигателей коррозионно-стойкого исполнения выполняются из ферритных и нержавеющих сталей, а также с покрытием, наносимым методом газопламенного напыления.
Таблица 6
Область применения электродвигателей в зависимости от диаметра обсадной колонны
Серия электродвигателя |
Наружный диаметр электродвигателя, мм |
Наружный диаметр обсадных труб |
375 |
95,3 |
4 1/2 дюйма (114,3 мм) |
450 |
114,3 |
5 1/2 дюйма (139,7 мм) |
456 |
115,8 |
