- •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
6.3.3. Запуск и вывод уэцн на режим
Подготовка станции управления УЭЦН и трансформатора
Перед запуском УЭЦН необходимо выполнить следующие действия.
В обязательном порядке необходимо проверить заземление и зануление СУ и ТМПН. Омметром (комбинированным прибором) проверяется целостность металлической связи заземлений:
– станция управления должна быть соединена с площадкой заземляющим проводником сечением не менее 6 мм2 сваркой;
– силовой погружной трансформатор должен быть соединен с площадкой заземляющим металлическим проводником сечением не менее 10 мм2 сваркой;
– площадка должна быть металлически связана (заземлена) с устьем скважины проводником сечением не менее 6 мм2 и нейтралью трансформатора ТП.
Проверяется работоспособность СУ на холостом ходу, исправность контроллера, порядок чередования фаз питающего напряжения, в соответствии с технологической инструкцией по запуску и выводу на режим производится настройка уставок защит. Далее через специальное отверстие заводится кабель в клеммную коробку, кабель закрепляется специальными хомутами (зажимами). После этого выставляется необходимое для питания ПЭД напряжение на ТМПН. Подготовка трансформатора к запуску и подбор оптимального напряжения питания ПЭД осуществляется в соответствии с требованиями технологической инструкции по запуску и выводу УЭЦН на режим.
По команде оператора установка запускается в работу.
Дальнейшие работы по запуску и выводу УЭЦН на режим производятся в соответствии с требованиями технологического регламента и технологических инструкций.
После вывода на режим по заявке ЦДНГ цех по прокату ЭПУ производит подбор оптимального напряжения и настройку защиты СУ согласно «Технологической инструкции №89 по отстройке защит наземного оборудования после вывода УЭЦН на установившийся режим работы». Порядок проведенных работ и параметры работы скважины и установки заносятся в раздел 7 «Вывод установки на режим» эксплуатационного паспорта с приложением подтверждающих документов.
6.3.4. Демонтаж уэцн (по видам гидрозащит)
На основании поданной заявки (на демонтаж УЭЦН) диспетчер ЦБПО ЭПУ оформляет задание на производство работ по демонтажу установки (в задании указывается время начала работ, место проведения работ). Данное задание выдается электромонтеру по ремонту и эксплуатации электрооборудования (далее по тексту – электромонтер).
После получения задания электромонтер производит подготовительные работы, которые включают в себя подготовку и проверку необходимого инструмента. После окончания подготовительных работ монтажник загружает инструмент и принадлежности на специально оборудованный транспорт и отбывает к месту проведения демонтажа (куст).
По прибытии на куст электромонтер проверяет правильность заполнения эксплуатационного паспорта (наличие записи о причинах подъема УЭЦН). При неправильном или неполном заполнении эксплуатационного паспорта демонтаж УЭЦН не производится.
Далее электромонтер производит разгрузку своего инструмента и принадлежностей.
Подъем последней НКТ бригадой ПРС осуществляется в присутствии электромонтера для возможности контроля состояния всех узлов УЭЦН. В процессе всего демонтажа электромонтер осматривает состояние всех узлов установки, наличие клямс, состояние кабельной линии и кабельного удлинителя. Все работы по демонтажу УЭЦН электромонтер ЦБПО ЭПУ выполняет совместно с бригадой ПРС.
До начала демонтажа производится замер сопротивления изоляции системы «кабель – двигатель». Замер сопротивления изоляции системы необходимо проводить со стороны барабана мегомметром (2 500 В). Результаты всех произведенных замеров сопротивления изоляции заносятся в эксплуатационный паспорт.
После поднятия последней НКТ и появления из устья скважины соединения НКТ с верхней секцией ЭЦН устанавливается хомут-элеватор на головке верхней секции. После чего установка опускается до посадки хомута-элеватора на колонный фланец. Отсоединяется последняя НКТ и проверяется состояние ловильной головки на предмет загрязнений. Затем вворачивается обратный клапан в ловильную головку и сбивной клапан в обратный клапан. Резьбовая часть сбивного клапана закрывается упаковочной крышкой.
212
При подъеме установки погружной кабель должен сматываться на кабельный барабан. При сматывании погружного кабеля не допускается его волочение по земле. В процессе подъема тщательно осматривается кабель, отмечаются места повреждений.
Установка поднимается над устьем скважины до появления соединения верхней и нижней секции ЭЦН. Устанавливается хомут-элеватор на головке нижней секции, и установка опускается до посадки хомута-элеватора на колонный фланец.
Верхняя и нижняя секции рассоединяются. Специальным ключом проверяется легкость вращения валов секций. На шлицевой конец вала нижней секции устанавливается шлицевая муфта. Оба торца секций закрываются транспортировочными крышками.
При наличии средней секции ее демонтаж производится аналогично верхней.
После строповки агрегат поднимается до появления стыка фланцев входного модуля и протектора. Хомут-элеватор устанавливается на головке протектора, и установка опускается до посадки хомута-элеватора на колонный фланец.
Нижняя секция ЭЦН и входной модуль рассоединяются. Специальным ключом проверяется легкость вращения валов. На шлицевой конец вала ЭЦН устанавливается шлицевая муфта, и транспортировочной крышкой закрывается торец нижней секции ЭЦН.
Входной модуль отсоединяется от демонтируемой установки. Транспортировочными крышками закрываются оба торца входного модуля.
На верхний торец протектора устанавливается транспортировочная крышка.
При комплектации УЭЦН газосепаратором его демонтаж производится аналогично нижней секции ЭЦН.
После строповки агрегат поднимается до появления стыка фланцев протектора и электродвигателя. На головку электродвигателя устанавливается хомут-элеватор, и установка опускается до посадки хомута-элеватора на колонный фланец.
При демонтаже УЭЦН с гидрозащитой 1Г51, МГ-51 с помощью петли весь агрегат поднимается над устьем скважины до появления из скважины компенсатора. Отворачивается пробка 7 (рис. 19), закрывается клапан и заворачивается пробка 7. После чего подвеска опускается до посадки хомута-элеватора на колонный фланец. Снимается пояс крепления петли, лишний кабель сматывается на барабан.
Далее производится демонтаж в зависимости от типа гидрозащиты и секционного исполнения погружного электродвигателя.
Демонтаж ПЭД с гидрозащитой 1Г51
Отсоединяются протектор и электродвигатель. С помощью специального ключа проверяется легкость вращения валов. Транспортировочной крышкой закрывается нижний торец протектора.
На верхнюю головку электродвигателя устанавливается опрессовоч-ная крышка с манометром.
213
Выворачивается пробка (4) обратного клапана (рис. 19) электродвигателя, штуцер заправочного маслонасоса вворачивается в отверстие из-под пробки. Насосом создается внутри электродвигателя давление 5,0 кгс/см2 и выдерживается в течение 10 минут. В случае негерметичности электродвигателя необходимо сделать отметку в эксплуатационном паспорте. Стравливается давление во внутренней полости электродвигателя и выворачивается штуцер заправочного маслонасоса. Пробка (4) обратного клапана электродвигателя вворачивается на место.
Рис. 19. Схема расположения пробок на ПЭД и гидрозащите 1Г51
Снимается опрессовочная крышка с верхней головки электродвигателя и устанавливается транспортировочная крышка.
Муфта кабельного ввода при помощи ветоши протирается насухо. После отворота двух болтов муфта кабельного ввода осторожно отсоединяется от токоввода электродвигателя.
Осуществляется замер и проставляется отметка в эксплуатационном паспорте сопротивления изоляции отдельно кабельной линии и электродвигателя. Токоввод электродвигателя и кабельная муфта закрываются крышками. Конец кабельной линии снимается с подвески и сматывается на барабан.
В случае демонтажа секционного электродвигателя после отсоединения протектора и кабеля подвеска за верхнюю секцию электродвигателя поднимается до появления стыка фланцев верхней и нижней секций электро-
двигателя. Устанавливается хомут-элеватор на нижнюю секцию, подвеска опускается до посадки хомута-элеватора на колонный фланец. Выворачивается пробка в нижней части верхней секции электродвигателя, перепускной клапан закрывается, после чего пробка заворачивается на место. Верхнюю и нижнюю секции электродвигателя рассоединяют. Шлицевая муфта снимается с вала нижней секции и устанавливается на вал верхней секции электродвигателя. Торец верхней секции электродвигателя закрывается транспортировочной крышкой.
На нижнюю секцию электродвигателя устанавливается транспортировочная крышка.
Подвеска поднимается до стыка фланцев электродвигателя и компенсатора. Выворачивается пробка (6) электродвигателя, перепускной клапан закрывается, пробка вворачивается на место.
Хомут-элеватор устанавливается на головку компенсатора, и установка опускается до посадки хомута на колонный фланец. Электродвигатель и компенсатор рассоединяются. Специальным ключом проверяется легкость вращения вала электродвигателя. Нижний торец электродвигателя и головка компенсатора закрываются крышками.
Поднятая гидрозащита тщательно осматривается, результаты осмотра записываются в эксплуатационный паспорт.
