- •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
6.3. Монтаж и эксплуатация уэцн
6.3.1. Монтаж уэцн на скважине
Перед монтажом УЭЦН необходимо получить задание на производство работ и эксплуатационный паспорт на установку.
Подготовить согласно табелю оснащенности необходимый инструмент и необходимые хомуты-элеваторы, убедиться в их исправности.
Погрузить установку на специально оборудованный для перевозки УЭЦНМ транспорт, при этом производить внешний осмотр оборудования, контролировать правильность комплектации, соответствие номеров на оборудовании и в эксплуатационном паспорте.
С целью предотвращения повреждения при транспортировании каждая секция установки закрепляется зажимами на транспортном средстве.
По прибытии на скважину осматривается площадка. Устье скважины не должно быть загромождено посторонними предметами, мостик должен иметь деревянный настил, очищенный от нефти. Колонный фланец должен быть свободным, при необходимости установлен пьедестал для монтажа УЭЦНМ. УЭЦН разгружается на мостки (на штабель НКТ) верхними торцами к устью скважины на опоры, например, деревянные прокладки, так, чтобы расстояние от торца секции до ближайшей опоры было равно одной четверти длины секции.
Барабан с кабелем устанавливается на опоры механизированного кабеленаматывателя так, чтобы кабель при проведении спуска погружного агрегата разматывался с верхней части барабана.
Механизированный кабеленаматыватель должен быть установлен в 15–20 м от устья скважины на специально подготовленной ровной площадке так, чтобы воображаемая линия, проведенная от устья скважины через кабельный ролик к середине барабана, была перпендикулярна оси его вращения и чтобы кабеленаматыватель был в поле зрения машиниста агрегата подземного ремонта.
Кабельный ролик (подвеска) должен быть закреплен на подъемнике на высоте 8–10 м от поверхности земли на одной линии с кабеле-наматывателем и устьем скважины. Ось вращения ролика должна быть параллельна оси барабана. Между автонаматывателем и устьем скважины необходимо установить через каждые 2–3 метра подставки под кабель высотой около 1 м, поперечины которых оснащены вращающимися патрубками.
В ненастную погоду монтаж-демонтаж УЭЦН производить запрещается, если невозможно предохранить полость электродвигателя и гидрозащиты от попадания в них влаги и пыли. В зимнее время монтаж запрещается производить при температуре ниже минус 35 оС.
Освещенность в ночное время при производстве монтажа-демонтажа должна быть не ниже 100 лк.
Все работы выполняются совместно с ремонтной бригадой.
Перед началом работ проверяется центровка таль-блока относительно устья скважины. При необходимости нужно произвести центровку таль-блока. В противном случае есть вероятность среза РТИ при стыковке модулей УЭЦН.
УЭЦН комплектуется различными типами гидрозащиты. Для каждого типа гидрозащиты существует свой способ монтажа. Подробно технология монтажа УЭЦН расписана в технологической инструкции по монтажу УЭЦН на устье скважины.
Общая последовательность работ при монтаже УЭЦН с ПЭД односекцион-ного исполнения: производится монтаж ПЭД, после чего к электродвигателю подсоединяется кабельная линия; после проведения опрессовки токоввода монтируется протектор и производится заполнение протектора маслом и проверка его герметичности, после чего производится монтаж секций ЭЦН.
В таблицах 11,12,13,14 приведена необходимая техническая справочная информация.
В зимнее время и при отрицательной температуре окружающего воздуха резиновые кольца до непосредственной операции установки их в канавки на посадочных поверхностях необходимо хранить в теплом месте (например, в кармане куртки монтажника).
Отличие монтажа УЭЦН с ПЭД двухсекционного исполнения состоит в том, что необходимо состыковать между собой верхнюю и нижнюю секции ПЭД. Дальнейшие операции выполняются аналогично операциям, выполняемым при монтаже УЭЦН с ПЭД односекционного исполнения.
По окончании монтажа проверяется сопротивление изоляции системы «кабель – двигатель», оно должно быть не менее 100 МОм.
Правила заполнения эксплуатационного паспорта
Все пункты раздела «Монтаж» эксплуатационного паспорта установки должны быть обязательно заполнены при проведении монтажа установки.
В случае если скважина не подготовлена, монтаж не производится до устранения нарушений и об этом делается отметка в паспорте на первой странице. Все пункты раздела. «Демонтаж УЭЦН» паспорта должны быть обязательно заполнены при проведении демонтажа установки.
Обо всех нарушениях и несоответствиях при демонтаже необходимо делать отметки в паспорте.
После проведения работ по монтажу паспорт подписывается представителем бригады ПРС (КРС) о принятии установки, а также паспорт подписывается представителем после проведения демонтажа для подтверждения результатов.
Таблица 11
Резиновые уплотнительные кольца для монтажа УЭЦН
№ п/п |
Размер кольца |
Количество на установку |
Место установки |
Односекционный электродвигатель с 1Г-51, МГ51,МГ54, МГ52, Г57, ГЗН92. |
|||
1 |
059-065-36-2-2 |
2+2 |
Основание протектора, основание электродвигателя |
2 |
033-036-19-2-2 |
1 |
Узел токоввода электродвигателя |
3 |
030-035-30-2-2 |
1 |
|
4 |
060-065-30-2-2 |
1 (2, 3,..) |
Основание секции насоса |
Односекционный электродвигатель с ГБ-52, ПБ-92,2ПБ-92 |
|||
1 |
059-065-36-2-2 |
2 |
Основание электродвигателя |
2 |
033-036-19-2-2 |
1 |
Узел токоввода электродвигателя |
3 |
030-035-30-2-2 |
1 |
|
4 |
060-065-30-2-2 |
2 |
Основание протектора |
5 |
060-065-30-2-2 |
1 (2, 3,..) |
Основание секции насоса |
Односекционный электродвигатель с П92-МНВ |
|||
1 |
059-065-36-2-2 |
2 |
Основание электродвигателя |
2 |
033-036-19-2-2 |
1 |
Узел токоввода электродвигателя |
3 |
030-035-30-2-2 |
1 |
|
4 |
052-058-36-2-2 |
2 |
Основание протектора |
5 |
060-065-30-2-2 |
1 (2, 3,..) |
Основание секции насоса |
С двухсекционным электродвигателем |
|||
1 |
033-036-19-2-2 |
1 |
Узел токоввода электродвигателя |
2 |
030-035-30-2-2 |
1 |
|
3 |
066-071-30-2-2 |
2 |
Основание верхней секции электродвигателя 103габарита |
4 |
074-080-36-2-2 |
2 |
Основание верхней секции электродвигателя 117 габарита |
5 |
094-100-36-2-2 |
2 |
Основание верхней секции электродвигателя 130 габарита |
С двухсекционным электродвигателем 130 габарита с МГ-62 |
|||
1 |
059-065-36-2-2 |
2 |
Основание электродвигателя |
2 |
033-036-19-2-2 |
1 |
Узел токоввода электродвигателя |
3 |
030-035-30-2-2 |
1 |
|
4 |
079-085-36-2-2 |
2 |
Основание протектора |
5 |
094-100-36-2-2 |
2 |
Основание верхней секции электродвигателя 130 габарита |
Таблица 12
Сопротивление изоляции 1 км кабеля в зависимости от температуры окружающей среды
Температура окружающей среды, °С |
-40-0 |
5 |
10 |
15 |
20 |
25 |
30 |
35 |
40 |
Сопротивление изоляции, МОм/км |
12 000 |
12 000 |
5 500 |
2 500 |
1 200 |
570 |
270 |
135 |
80 |
Таблица 13
Таблица поясов для крепления кабеля
Вид оборудования |
Код пояса |
Длина пояса, мм |
Насосно-компрессорная труба 48 и 60 |
ЭН - 21/1 |
300 |
Насосно-компрессорная труба 73 |
ЭН - 21/2 |
352 |
Насосно-компрессорная труба 89 |
ЭН - 21/3 |
402 |
Насосы группы 5, 5А и 6 |
ЭН - 21/4 |
472 |
Таблица 14
Таблица моментов затяжки резьбовых соединений УЭЦН
Узел соединения |
Размер резьбы, мм |
Момент затяжки, кгс-м |
Компенсатор - электродвигатель, электродвигатель - протектор |
М10x1,5 |
3,5+0,25 |
Протектор - секция ЭЦН, секция ЭЦН - секция ЭЦН |
М12x1,75 |
5,0+0,25 |
Токоввод электродвигателя -муфта кабеля |
М10x1,5 |
3,0+0,25 |
Пробки компенсатора, электродвигателя, протектора |
М10x1,0 |
2,0+0,25 или 5/8 оборота ключа |
