Отчет по праткике на примере ООО «Бугурусланнефть»

Управление  переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через ПК. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя  и на замер подключается следующая скважина.

Длительность  измерения определяется установкой реле времени в режиме местной  автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др.   Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров   выставляется  с  диспетчерского  пульта промысла. 

Замерные установки  оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией.

Помещение БУИ или ПКУ  имеет естественную вентиляцию и  электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

 

 

 

4.3 Подготовка  нефти

 

 

Подготовка  нефти включает в себя следующие  основные стадии:

- учет поступающей  нефтяной эмульсии;

- обработку  поступающего сырья реагентом-деэмульгатором;

- сепарацию  нефти от газа;

- предварительное  обезвоживание нефти;

- нагрев сырой  нефти;

- глубокое обезвоживание  нефти;

- прием нефти  и нефтешлама на установку  из автоцистерн;

- обработка  ловушечной нефти;

- сепарацию  товарной нефти;

- хранение и  откачку товарной нефти потребителью.

Технологической схемой предусмотрено поступление  продукции скважин на УПН двумя  потоками:

-I поток (Н1) – водогазонефтяная эмульсия с участков Красноярского, Северо-Красноярского, Ново-Михайловского и Завьяловского месторождений;

-II поток (Н2) – обезвоженная нефть с Карповской УПСВ.

Блок концевой сепарации нефти

Поток Н1 водогазонефтяная эмульсия, по трубопроводу Д_У-250 направляется в емкость Е-2/1 (1 ступень сепарации), где производится разгазирование эмульсии, уровень раздела фаз контролируется по прибору «Гамма-8», выделившийся газ через газовый трап ТГ используется в котельной и на собственные нужды для работы ПП-1,6 №№1,2. Высота уровня раздела фаз, и давление сепарации задаются в карте технологического режима. Оперативный контроль давления сепарации осуществляется визуально по манометру типа ОБМ-160, Р=0-0,4 МПа; 1,5 периодически (при обходах). Возможно направлять поток Н1 напрямую в Е-2/4, минуя Е-2/1.

Отсепарированная  в Е-2/1 эмульсия направляется в Е-2/4 (на .2 ступень сепарации), или минуя ее ступень предварительного сброса воды (РВС-12, отстойники Е-6/1,2).

Выделившийся  газ направляется на факельную свечу. Уровень раздела фаз контролируется по прибору «Гамма-8».

Подогрев нефтяной эмульсии осуществляется на блоке путевых подогревателей ПП-1,6 №1,2. Топливом служит газ, выделившийся на 1 ступени сепарации. Тип горелок – инжекционный. Подогреватель нефти ПП-1,6 оснащен приборами контроля, управления и автоматического регулирования СА-ПНГ, М-2И.

Блок обезвоживания и обессоливания нефти

Нагретая в  путевых  подогревателях ПП-1,6 водонефтяная эмульсия, содержащая деэмульгатор, поступает  в отстойник О-1, где происходит

разделение  эмульсии на нефть и воду.

Для контроля за уровнем раздела фаз используется прибор «Элита» с выводом показаний в операторную. Выделившаяся вода дренируется на вход в РВС-1/1(12) (ступени предварительного сброса) или в емкость Е-7 ловушечного хозяйства. Обезвоженная нефть по трубопроводу Д_У-150 направляется на обессоливание в ДГ-2. В трубопровод Д_У-150 перед дегидратором подается пресная вода насосами НВ-1,2 для отмывки солей из нефти. Объем подаваемой воды контролируется счетчиком «ТОР1-50».

Для оптимального перемешивания пресной воды с  нефтью, между отстойником обезвоживания  и ДГ установлен смеситель, на котором создается перепад давления за счет регулировки задвижкой в ручном режиме. Обессоленная горячая нефть из ДГ-2 по трубопроводу Д_У-150 направляется в емкость сепарации горячей нефти Е-3. Выделившийся газ по трубопроводу Д_У-100 направляется на факел для сжигания, а охлажденная разгазированная товарная нефть по трубопроводу Д_У-200 поступает на узел управления задвижками У-1, где распределяется по товарным резервуарам (РВС-2/1,10) и емкостями (0-5,6)

Для контроля уровня нефти в емкости Е-3 смонтирован уровнемер «Гамма-8», с выводом показаний на операторную.

Блок управления задвижками у-1,2 с товарными резервуарами и емкостями

Подготовленная (товарная) нефть, отвечающая требованиям к качеству согласно карте технологического режима, через узел управления задвижками У-1, по трубопроводу Д_У-150 поступает в емкости О-5,6 или по трубопроводу Д_У-200 в резервуары РВС-1000 Р-2/1 (11), РВС-2000 Р-10.

Емкости О-5,6 с  соответствующей обвязкой и свечей рассеивания газа используются как резервные емкости для хранения товарной нефти.

Откачка товарной нефти потребителю (АК «Транснефть») из резервуаров и емкостей О-5,6 производится по трубопроводу Д_У-200, насосами НН-3,4, через оперативный узел учета товарной нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Подземный ремонт. Методы интенсификации нефти

 

5.1 Виды  подземного ремонта

 

 

Цикл эксплуатации нефтяной скважины состоит из следуют  и последовательно выполняемых  процессов:

а)отбор пластовой жидкости, т. е. эксплуатация скважин;

б)поддерживание технологического режима эксплуатации скважин - подземный и капитальный ремонты, гидравлический разрыв, промывка, кислотная обработка призабойной зоны и т. д.

В процессе эксплуатации возникают различные нарушения нормальных условий работы наземного и подземного оборудования, которое, в зависимости от поломки, требует ремонта или замены. В связи с этим существует несколько видов ремонта оборудования:

- текущий;

- планово-предупредительный;

- восстановительный;

- капитальный.

Текущий ремонт скважины включает в себя замену подземного оборудования, очистку труб от смолопарафинистых веществ, солей, песка, а также ряд мероприятий, которые способствуют увеличению производительности скважин: соляно-кислотная обработка призабойной зоны скважины, глинокислотная обработка, закачка в пласт поверхностно-активных веществ (ПАВ), глубоко проникающий гидравлический разрыв пласта. Цель текущего ремонта - устранение неполадок, нарушающих режим работы скважины. Текущий ремонт подразделяется на планово-предупредительный и восстановительный.

Планово-предупредительный - это ремонт согласно календарному графику (месяц, квартал, год).

Восстановительный - это ремонт, вызванный непредвиденным нарушением технологического режима, включающий в себя полное прекращение извлечения нефтепродуктов из скважины.

Капитальный ремонт скважины - это комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, а также спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и спуске пакера, клапанов-отсекателей, газлифтного оборудования. На многих месторождениях страны проводятся восстановительные работы на ранее бездействующих скважинах, ввод которых в эксплуатацию позволит добыть дополнительно сотни тонн нефти и газа.

 

 

5.2 Оборудование и инструменты применяемые при ремонте

 

 

Для проведения ремонта скважин применяется  множество агрегатов и инструментов. Оборудование и инструменты применяемы при ремонте:

Для обслуживания скважин без стационарных вышек  применяют подъемники, несущие вышку. Нашей промышленностью выпускаются следующие агрегаты:

Агрегат АзИНмаш-37А

Агрегат АзИНмаш-37А смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-255Б, предназначен для текущего ремонта нефтяных,  газовых и нагнетательных скважин глубиной до 2900 м. Имеет следующие основные узлы: лебедку, вышку с талевой системой, переднюю и заднюю опоры вышки, кабину оператора, а также гидравлическую, пневматическую и электрическую системы управления агрегатом и другие вспомогательные узлы и механизмы.

Также применяются: Установка УПТ-32,  АзИНмаш – 43А, Агрегат А-50М

Для ремонта  также применяются инструменты  и механизмы.

Талевая система

Мачты подъемных  установок двухсекционные, телескопические  с открытой передней гранью изготовлены  из трубного проката. В рабочее положение сложенная мачта устанавливается гидравлическими домкратами, выдвижение верхней секции производится вспомогательной лебедкой агрегата через систему тросов. Мачта устанавливается с наклоном 4...6°.

Кронблоки

Кронблоки эксплуатационные являются неподвижной частью талевой системы.

Кронблоки КБН  предназначены для работы в районах  с умеренным климатом, типа КБ - в умеренном и холодном климате.

Последние изготавливаются  двух видов:

- исполнение I - для передвижных подъемных установок и стационарных эксплуатационных мачт;

- исполнение II - с подкронблочной рамой для стационарных эксплуатационных вышек

Талевые блоки

Талевые блоки - подвижная часть талевой системы  при спуско-подъемных операциях, предназначены для работы в районах  с умеренным климатом (тип БТН) и с умеренным и холодным климатом.

Талевые блоки  всех типоразмеров (конструктивно отличающиеся друг от друга только числом канатных шкивов) представляют собой канатные шкивы, насаженные на роликоподшипниках на ось, неподвижно установленную в двух щеках, закрепленных гайкой. Канатные шкивы на оси отделены друг от друга распорными кольцами.

Оснастка талевой  системы

Оснастка талевой  системы - это последовательность навивки  каната на шкивы кронблока и талевого блока исключающая трение ветвей друг о друга. Оснастка определяется числом шкивов, находящихся в работе.

Если «мертвый»  конец каната закрепляется на низ  вышки, то поднимаемый груз распределяется на2г струн каната, если же «мертвый» конец закрепляется на подвижный блок, то груз распределяется на 2г + 1 струн, где 2 - число подвижных шкивов талевого блока.

Элеваторы

Элеватор - инструмент, которым осуществляется захват трубы  или штанги при ее подъеме, спуске или удержании на весу. Элеватор подвешивается к крюку талевой  системы при помощи серьги или штропов.

По конструкции  элеваторы подразделяются на балочные и стержневые.

Ключи штанговые

Свинчивание и развинчивание  насосных штанг и муфт при ремонте  скважин осуществляют при помощи штанговых ключей, изготовляемых для проведения работ вручную и с автоматами.

Ключ КШ предназначен для ручной работы.

Трубные и штанговые  механические

Ключи

В комплексе  основных работ, связанных с подземным  ремонтом скважин, наиболее тяжелые  и трудоемкие - это операции по спуску и подъему насосно-компрессорных  труб и штанг. Они в зависимости от характера ремонта и числа, находящихся в скважине труб и штанг, занимают от 50 до 80 % от общего баланса времени, затрачиваемого на ремонт скважины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.3 Технология  проведения спуско-подъемных операций.

 

 

Любой вид работ  по текущему или капитальному ремонту  скважин связан с необходимостью подъема и обратного спуск* в  них насосно-компрессорных труб, штанг и насосов. Этот вид работ называется спуско-подъемными операциями.

Подъем труб из скважины осуществляют после проведения подготовительных работ, которые включают следующие операции:

-глушение скважины для предупреждения возможного ее фонтанирования.

-подготовку рабочей площадки для проведения работ и расстановку спуско-подъемных инструментов.

-разборку фонтанной арматуры. Ее проводят, начиная с отсоединения боковых отводов, будучи убежденными, что арматура не находится под давлением, после чего разъединяют болтовые соединения между центральной задвижкой и промежуточной катушкой арматуры. В процессе разъединения фланцев арматура поддерживается на весу штропом, надетым на крюк полиспастной системы. Сняв болты, арматуру приподнимают, над устьем, отводят в сторону и укладывают на прискважинную площадку так, чтобы она не мешала дальнейшему, -.i проведению работ.

-разборку канатной подвески и устьевого сальникового оборудования при эксплуатации скважин ШСН. Проводя эти работы, головку балансира станка-качалки следует отвести в сторону, чтобы не мешать прохождению талевого блока и крюка.

Подъем труб

Оператор подает к устью скважины подвешенный на крюке элеватор, надевает его на трубу, удерживаемую спайдером автомата, и закрывает створку элеватора. Тракторист поднимает колонну до выхода на поверхность следующей муфты; при этом муфта приподнимается над опорной поверхностью клиньев спайдера на высоту, достаточную для подкладывания вилки. Оператор подкладывает вилку, после чего колонну труб опускают. Колонна удерживается в подвешенном состоянии клиновым захватом спайдера. Затем вытаскивают вилку, устанавливают стопорный и трубный ключи, после чего включают автомат на развинчивание трубы.