- •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
6.4. Оборудование для добычи сеноманской и артезианской воды
Агрегаты электронасосные центробежные для добычи воды из водозаборных скважин системы ППД
Для добычи воды из водозаборных скважин системы поддержания пластового давления (ППД) с целью подачи ее на кустовые насосные станции применяются погружные центробежные насосы типа ЭЦПК, УЭЦНПИК8 и ЭЦВ. Насосы предназначены для добычи из скважин технической воды. В обозначение типоразмера насоса ЗЦВ10-120-60 входят: – буквы ЭЦВ:
Э – с приводом от погружного электродвигателя, Ц – центробежный, В – для подачи воды; – цифры:
10 – минимально допустимый внутренний диаметр обсадной колонны в мм, уменьшенный в 25 раз и округленный, 120 – номинальная подача в м3 /ч,
60 – напор в метрах, соответствующий номинальной подаче. В обозначении типоразмера насоса ЭЦП и УЭЦНПИК величина номинальной подачи приведена в м3/сут.
Установки работают с подпором не менее 10 м.
Установки комплектуются асинхронными погружными электродвигателями серии ПЭД с гидрозащитой. В комплект также входят кабельная линия, трансформатор типа ТМПН, станция управления.
Конкретная – требуемая – комплектация устанавливается на ЦБПО ЭПУ. Технические характеристики агрегатов указаны в таблице 15.
Таблица 15
Технические характеристики агрегатов центробежных скважинных типа эцв для скважин ппд
|
Условные обозначения ЭЦН |
|
Характеристики насоса |
Характеристики электродвигателя |
|
|
Характеристики агрегата |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
-Q |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
mwuUddLiimd |
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||
|
|
Типоразмег |
|
Ш О |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
габариты |
|
|
|||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
£ |
|
|
|
агрегата |
|
CD |
||||||||||||||||||||||||
сц |
|
|
|
|
>s |
|
|
|
|
|
|
? " |
|
? " |
|
|
|
|
|
|
S § |
|||||||||||||||||||||||
I— о о СП m |
го о. 5 |
сс S |
-Q 13 о 31 _о сц CD |
О 1= 31 |
о о о. 1— ш 5 |
диа |
пазон подач, м3/ч |
диапазон напора, м |
CD CD li 15 |
тип |
3 £ i| о: m го сС 31 о -о о. С н го ь^ i ё |
-Q 31 m о сц о 1— |
о. 1 |
О 1— О 31 |
CD 31 CD 3" CD О CD О 31 3" CD |
го m о: |
о о 5 |
1= CD ro Q- §1 ^ ё 1—Г го 51 |
||||||||||||||||||||||||||
СО |
|
CD О |
СП о о. 1= |
|
а |
|
|
|
|
|
|
|
|
о 31 |
ГО |
о. |
1= о |
CD 1= О 1= |
|
|
о 31 |
|||||||||||||||||||||||
м3/ч |
Н м |
дюйм |
лев. |
прав. |
номин. |
лев. |
прав. |
номин. |
ШТ. |
кВт |
MM |
MM |
КГ |
% |
||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
(мм) |
гр. |
гр. |
|
гр. |
гр. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||
ЦБПО ЭПУ |
ЭЦВ |
10 |
вз |
60 |
10 (250) |
50 |
80 |
63 |
70 |
47 |
60 |
2 |
пэд |
22 |
117 |
МП51М |
МК51 |
230 |
6 832 |
524 |
70 |
|||||||||||||||||||||||
ЦБПО ЭПУ |
ЭЦВ |
10 |
вз |
120 |
10 (250) |
50 |
80 |
63 |
140 |
93 |
120 |
4 |
пэд |
45 |
117 |
МП51М |
МК51 |
230 |
9 106 |
721 |
70 |
|||||||||||||||||||||||
ЦБПО ЭПУ |
ЭЦВ |
10 |
ВЗ |
150 |
10 (250) |
50 |
80 |
63 |
175 |
117 |
150 |
5 |
пэд |
45 |
117 |
МП51М |
МК51 |
230 |
9 293 |
747 |
70 |
|||||||||||||||||||||||
ЦБПО ЭПУ |
ЭЦВ |
10 |
ВЗ |
180 |
10 (250) |
50 |
80 |
63 |
210 |
140 |
180 |
6 |
пэд |
63 |
117 |
МП51М |
МК51 |
230 |
11 000 |
888 |
70 |
|||||||||||||||||||||||
ЦБПО ЭПУ |
ЭЦВ |
10 |
120 |
60 |
10 (250) |
90 |
150 |
120 |
70 |
48 |
60 |
2 |
пэд |
32 |
117 |
МП51М |
МК51 |
230 |
7 592 |
583 |
72 |
|||||||||||||||||||||||
ЦБПО ЭПУ |
ЭЦВ |
10 |
120 |
120 |
10 (250) |
90 |
150 |
120 |
140 |
96 |
120 |
4 |
пэд |
63 |
117 |
МП51М |
МК51 |
230 |
10 626 |
836 |
72 |
|||||||||||||||||||||||
IN3 IN3
s
I
S
Оз
i
CD
Окончание таблицы 1 5
-Q СЦ CD m о СП S со |
Условные обозначения ЭЦН |
_о 31 31 о сц о )S о 31 S о о го |
Характеристики насоса |
Характеристики электродвигателя |
|
|
Характеристики агрегата |
|||||||||||||||||||
го 5 |
Типоразмер |
диапазон подач, м3/ч |
диапазон напора, м |
■s 1 S S CD CD 1= О |
тип |
о: со i ё о m |
_Q 31 О сц о >•< Q-го |
|
габариты агрегата |
го о о го 5 |
CD м 1= CD ГО ^ 8 | 1 ^ 1 О 31 |
|||||||||||||||
ее ш о |
_о о о 31 -Q сц CD 1— m о Q- 1= |
о. о 1= го 31 |
Q-O CD 1— О Q- 1= |
О ГО О 31 CD 1= ^ О |
ш ш з-ш о ш о з: з-ш о. ш CZ о [= |
31 |
||||||||||||||||||||
м3/ч |
Н,м |
дюйм (мм) |
лев. гр. |
прав, гр. |
номин. |
лев. гр. |
прав, гр. |
номин. |
шт. |
кВт |
ММ |
мм |
КГ |
% |
||||||||||||
ЦБПО ЭПУ |
ЭЦВ |
10 |
120 |
150 |
10 (250) |
90 |
150 |
120 |
175 |
120 |
150 |
5 |
пэд |
63 |
117 |
МП51М |
МК51 |
230 |
10813 |
862 |
72 |
|||||
ЦБПО ЭПУ |
ЭЦВ |
10 |
120 |
180 |
10 (250) |
90 |
150 |
120 |
210 |
144 |
180 |
6 |
ПЭД" |
90 |
117 |
МП51М |
МК51 |
230 |
13510 |
1043 |
72 |
|||||
ЦБПО ЭПУ |
PN |
83-10а |
83,3 |
200 |
14 (335) |
42 |
95 |
83,3 |
245 |
185 |
200 |
10 |
МИО |
75 |
230 |
нет |
МК51 |
230 |
3 770 |
492 |
73 |
|||||
ЦБПО ЭПУ |
PN |
83-10а |
83,3 |
200 |
14 (335) |
42 |
95 |
83,3 |
245 |
185 |
200 |
10 |
ПЭДТН |
100 |
185 |
ГЗН-172 |
нет |
230 |
7 870 |
1079 |
55 |
|||||
ЦБПО ЭПУ |
ON |
81-11 |
121 |
135 |
14 (335) |
60 |
135 |
121 |
190 |
120 |
135 |
11 |
МИО |
75 |
230 |
нет |
МК51 |
230 |
3 994 |
509 |
75 |
|||||
ЦБПО ЭПУ |
ON |
81-11 |
121 |
135 |
14 (335) |
60 |
135 |
121 |
190 |
120 |
135 |
11 |
ПЭДТН |
100 |
185 |
ГЗН-172 |
нет |
230 |
8 094 |
1 096 |
56 |
|||||
ЗАО «НОВОМЕТ» |
УЭЦН-ПИК |
8А-2500 Г3200 |
104,1В |
200 |
14 (335) |
70,83 |
150 |
104,16 |
253,6 |
63,6 |
200 |
15 |
ПЭДТН |
125 |
185 |
ГЗН-172 |
нет |
172 |
8 175 |
910 |
61 |
|||||
га га га
Таблица 16