Отчёт по производственной практике в ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"

 

 ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ        

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО

ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

"Тюменский государственный  нефтегазовый университет"

 

                                                Кафедра машин и оборудования

                                                                 нефтяной и газовой

                                                                 промышленности

 

       Защита                                                                             К защите

 

       Оценка                                                                             Дата

 

       Подпись                                                                           Подпись

 

 

 

 

ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ ПРАКТИКА

в ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"

 

                                                              Разработал: студент группы МОПп-08

                                                              Третьяков А.П.

                                                               Руководитель от производства:

                                                                   

                                                   Ф.И.О., подпись_____________________

                                              ____________________________

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2010

 

Содержание

Раздел	Страница
1. Характеристика Западно – Могутлорского  месторождения.	3
2. Применяемые  конструкции скважин и устьевое  оборудование.	5
3. Область применения  УЭЦН, преимущества  и недостатки.	7
4. Состав и  комплектность УЭЦН.	9
5. Общая характеристика центрального  пункта сбора нефти и газа.	13
6. Эксплуатация и техническое  обслуживание центробежных насосов.	14
6.1. Устройство насосов и принцип  их действия.	15
6.2 Указание мер безопасности.	18
6.3. Порядок работы насоса.	19
6.4 Периодичность технического обслуживания  насосного оборудования.	21
6.5 Обеспечение работоспособного  состояния оборудования.	22
6.6 Характерные  неисправности и методы их  устранения.	23
7. Мероприятия по охране труда, разработанные на предприятии.	29
8. Заключение.	31
9. Приложения (список сокращений, схемы, чертежи, инструкции).	32

 

 

 

 

 

 

1. Характеристика Западно – Могутлорского месторождения.

 

    В географическом отношении Западно-Могутлорский лицензионный участок, включающий в себя Западно-Могутлорское и Могутлорское нефтяные месторождения, расположен в центральной части Западно-Сибирской равнины.

    Административно  участок  находится  на  территории   Сургутского  и Нижневартовского районов Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

    Ближайшими населенными пунктами являются поселки Покачи и Новоаганск, удаленные от участка соответственно на 31 км и 50 км. Расстояние по прямой до городов Нижневартовск и Радужный, в которых имеются аэропорты, способные принимать тяжелые самолеты, составляет 125 км и 92 км. Железная дорога проходит в 98 км южнее (станция поселка Высокий) и связана с поселком Покачи автодорогой с твердым покрытием. Нефте- и газопроводы и ЛЭП проходят в 7-8 км западнее Западно-Могутлорского месторождения.

   Из числа разрабатываемых месторождений, находящихся в относительной близости от лицензионного участка, следует отметить Северно-Покачевское (к югу-юго-западу), Ватьеганское (к северу-северо-западу), Повховское (к северу).

    В целом Могутлорское и Западно-Могутлорское месторождения расположены в районе с развитой инфраструктурой, что облегчает их освоение.

    В геоморфологическом отношении участок представляет собой плоскую озерно-аллювиальную равнину с господствующим болотным ландшафтом.

Абсолютные отметки рельефа изменяются от 55 м до 80 м. Формы рельефа связаны с проявлением термокарстовых процессов.

    В западной части лицензионного участка протекает река Ватьеган с притоком рекой Котухтой. Реки не судоходны. Озерная система развита широко, наиболее крупные из озер имеют площадь акваторий до 16 кв. км. Ледостав на реках начинается в октябре, ледоход - в мае.

    Растительность представлена в основном сосной, елью и березой. На болотах развиты мохово-кустарниковые формы. Ягельники отсутствуют. Грунты суглинистые, песчано-супесчаные и торфяные.

    Из промысловой фауны отмечено присутствие лося, соболя, белки, норки, лисицы, глухаря, рябчика и водоплавающих видов. Ихтиофауна рек характеризуется наличием язя, ельца, щуки и окуня, озер - карася.

    Климат района континентальный. Зима суровая, средняя температура января -21-23°С. Часты снегопады, снежный покров формируется во второй половине октября и достигает толщины 40-65 см.

Весна  прохладная  с  резкими  колебаниями  температуры  воздуха и непродолжительными дождями. Интенсивное таяние снега начинается с середины мая и завершается в его конце.

Лето сравнительно теплое с преобладающей дневной температурой 16-18°С, ночной 10-14°С. Первая половина лета сухая, вторая - избыточно влажная, с возможными заморозками.

Осень холодная. Суточное колебание температур в сентябре составляет -5°С -+10°С. В октябре температура воздуха становится устойчиво отрицательной.

Годовая сумма осадков находится в интервале 550-600 мм. Ветры в течение года имеют преимущественное направление с запада и юга-запада, летом - с севера. Зимой скорость ветра достигает 15 м/сек.

    Основное занятие населения - геологоразведочные работы и добыча нефти и газа. Работники, занятые в упомянутых отраслях, проживают в городах (Радужный, Лангепас) и поселках (Новоаганск, Покачи).

Коренное население, ханты и манси, малочисленны и заняты традиционными для них промыслами – охотой, рыболовством и оленеводством.

    Доставка грузов и оборудования осуществляется, в основном, вертолетами и автотранспортом. В зимних условиях передвижение осуществляется по зимникам автотранспортом.

2. Применяемые конструкции скважин и устьевое оборудование.

 

    Параметры конструкции проектных скважин определяются в соответствии с требованиями РД 08-200-98, с учетом конкретных горно-геологических условий бурения скважин на Западно - Могутлорском месторождении, а также во взаимосвязи с параметрами их профилей. Типовая конструкция - двухколонная (без учета направления), включает кондуктор Ø244.5 мм и эксплуатационную колонну Ø146,1 мм.

    В конструкциях проектных скважин предусматривается спуск кондуктора в вертикальный ствол, с целью перекрытия верхней части стратиграфического разреза, сложенной неустойчивыми горными породами. На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование. Глубина спуска кондуктора определяется из расчета недопущения гидроразрыва пласта в зоне его башмака в случае нефтепроявления продуктивного пласта при первичном вскрытии и закрытии превентора.

    Эксплуатационная колонна спускается на проектную глубину по длине ствола с целью эксплуатации продуктивного пласта.

    Фонтанная арматура является надежным средством оснащения технологических процессов на нефтегазопромыслах в умеренных и холодных климатических условиях и предназначена для обвязывания скажинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды.

    Арматуры оснащаются надежными, легкоуправляемыми и высокогерметичными запорно-регулирующими и отсечными устройствами.

    Фонтанные арматуры изготавливают по ГОСТ 13846-84 по восьми схемам для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

- рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70, 105 МПа);

- схеме исполнения (восемь схем);

- числу спускаемых в скважину  рядов труб (один два концентричных ряда труб);

- конструкции запорных устройств;- размерам проходного сечения  по стволу скважины (50 - 150 мм) и  боковым отводам (50 - 100 мм). Фонтанная  арматура включает трубную головку  и фонтанную елку с запорными  и регулирующими устройствами.

    На Западно – Могутлорском месторождении применяют фонтанные арматуры типа АФК – 65х210.

    Все фонтанные арматуры комплектуются колонными головками: ОКК1 10”х95/8”х65/8” – 210.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Область применения  УЭЦН, преимущества и недостатки.

 

    Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) предназначены для откачки из нефтяных высокодебитных скважин, в том числе и наклонных, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.

Область применения УЭЦН

 

Откачиваемая среда	Продукция нефтяных скважин
Содержание свободного газа на приеме насоса для установок без газосепараторов  для установок с газосепаратором	не более 15% не более 55%
Массовая концентрация твердых частиц	Не более 100 мг/л с микротвердостью не более 5 баллов по шкале Мооса;
Температура откачиваемой жидкости в зоне работы насоса не более	90°С;
Темп набора кривизны скважины от устья до глубины спуска насоса не более	2° на 100 м;
Темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более	3 минуты на 100м;
Максимальный угол наклона скважин от вертикали в зоне подвески насоса не более	40°;
Максимально допустимое давление в зоне подвески УЭЦН не более	25 МПа

 

 

 

Преимущества УЭЦН:

 

1. Нагнетание больших объемов пластовой жидкости и создание больших   напоров при небольшом диаметре рабочих органов.
2. Возможность использования глубоких и наклонно-направленных скважинах.
3. Установка привода непосредственно возле насоса.
4. Простота и экономичность обслуживания в промысловых условиях.
5. Небольшие габариты наземного оборудования, не требующие установки мощного фундамента.
6. Простота борьбы с парафиноотложениями.
7. Сравнительно большой МРП - 320 суток.

 

Недостатки УЭЦН:

 

1. Большие габариты по длине.
2. Высокая стоимость установок для скважин с осложненными условиями эксплуатации.
3. Более сложный и трудоёмкий монтаж.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Состав и комплектность УЭЦН.

 

 

    Установки предназначены  для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Установка состоит из погружного насосного агрегата и кабельной линии, спускаемых  в cкважину  на насосно-компрeссорных трубах, и наземного  оборудования (трансформаторной подстанции).

     Погружной насосный агрегат включает в себя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которым устанавливают обратный и сливной клапаны.

     Кабельная линия для подвода напряжения к двигателю состоит из основного питающего кабеля и плоского удлинителя с муфтой. Кабель прикреплен к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами.

    Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску колонны насосно- компрессорных труб  с насосным агрегатом и кабелем на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отвод пластовой жидкости в трубопровод и газа из затрубного пространства.

    Трансформаторная подстанция   (трансформатор и комплектное устройство) преобразуют напряжение промысловой сети до оптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах .

    Вместо комплектных устройств и трансформаторов можно применять комплектные трансформаторные подстанции типа КТППН-82 мощностью 100 и 250 кВА на напряжение 6 или 10 кВ для питания четырех одновременно работающих  скважинных насосов на кусте из четырех скважин.

    Насос состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций) и модуля-головки. Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Уплотнение соединений осуществляется резиновыми кольцами.

    Соединение   валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется при помощи шлицевых муфт.

    ЭЦН  в зависимости от максимального поперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условные группы - 5, 5А и 6:

установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют  в скважинах внутренним диаметром не менее 121.7 мм;

установки группы 5А поперечным габаритом 124 мм - в скважинах внутренним диаметром не менее 130 мм;