Исследования на установившихся режимах
Исследование методом установившихся отборов проводится на добывающем и нагнетательном фондах скважин с регистрацией параметров не менее чем на 3-х установившихся режимах для определения продуктивности скважины, потенциала пласта и пластового давления в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин. Исследование методом отборов (ИД). Исследование методом закачек (ИД). Исследование методом отборов (ИД). Исследования на неустановившихся режимах.
Исследование проводится для оценки фильтрационных параметров и потенциала пласта, продуктивности скважины, установления геологических неоднородностец границ пласта в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин. КВД (KBУ) КПД
КВД (KBУ) - исследование работы штанговых насосов (виды динамо грамм и их расшифровка) Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммоц а ее снятие -динамометрированием ШСНУ.
ход плунжера
Рисунок 16 - Теоретическая динамограмма ШСН
1 - нить приводного механизма, 2 - шкив ходового винто, 3 - ходовой винт столика, 4 - направляющие салазки столико, 5 - бумажный бланк, 6 - пишущее перо геликсной пружины, 7 - геликсная пружина, 8 - капиллярная трубка, 9 - силоизмерительная камера, 10- нажимной диск, 11 - месдоза (верхний рычаг силоизмерительной части), 12 - рычаг (нижний! силоизмерительной части.
Рисунок 17 - Принципиальная схема гидравлического динамографа и его установки между траверсами канатной подвески
4. Подземный ремонт скважин
Виды ремонта (текущий, капитальный - с описанием работ проводимых при каждом виде ремонта).
Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины. Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущим ремонтом скважин (TPС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима зксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии. Текущий ремонт скважин подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.
Планово-предупредительный ремонт скважин - зто ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов зксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе, как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.
ВосстанобигпЕльный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, одрыва штанговой колонны и т.п.
Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс радот, связанных с восстановлением радотоспосодности одсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом одорудования при раздельной эксплуатации и закачке.
При подземном ремонте скважин проводятся следующие операции: транспортные - доставка одорудования на скважину подготовительные - подготовка к ремонту; спускоподъемные -подъем и спуск нефтяного одорудования; операции по очистке скважины, замене одорудования, ликвидации мелких аварий; заключительные - демонтаж одорудования и подготовка его к транспортировке
СПО занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины (в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, то есть фактически определяют одщую продолжительность текущего ремонта). Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (развинчивании) НКТ, являющихся средством подвески одорудования, каналом для подъема додываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях инструментом для ловильных, очистных и других радот.
Подготовительные радоты проводят до начала ремонта скважины для одеспечения бесперебойной работы бригады по ремонту скважин. В процессе подготовительных работ проверяют состояние вышки (мачты), центровку ее по устью скважины, крепление оттяжек вышки или мачты, кронблока и талевой системы при неодходимости ремонтируют площадку у устья скважины и мостки. Поставляют к скважине неодходимое одорудование - труды, штанги, талевый блок, подъемный крюк, канат и др. Выполняют оснастку и разоснастку талевой системы. При отсутствии вышки или мачты к скважине доставляют передвижной агрегат, устанавливают на площадке и укрепляют оттяжками. На скважинах с погружными центродежными электронасосами устанавливают кабеленаматыватель, закрепляют подвесной ролик на вышке или мачте для направления движения токоподающего кабеля. В случае неодходимости глушения к скважине доставляют задавочную жидкость и промывочный агрегат. СПО являются трудоемкими и в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого, но ремонт, то есть фактически определяют одщую продолжительность текущего ремонта. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) НКТ, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях инструментом для ловильных, очистных и других радот.
При спуске труд неодходимо тщательно шаблонировать каждую из них, очищать резьбу трубы щеткой от грязи и песка, смазывать графитовой смазкой. Крепить трубы надо до отказа. Нельзя допускать спуск в скважину дефектных труд, то есть негерметичных, с поврежденной резьбой, кривых, помятых. Во избежание заедания торцов муфт за внутренний край эксплуатационной колонны тройников и крестовиков следует пользоваться направляющими воронками.
Спуск и подъем насосных штанг проводят так же, как и труд на долее высоких скоростях ввиду их меньшей массы, чем НКТ. Поднятые штианги укладывают на мостки и между ними прокладывают деревянные рейки. Укладывание штанги должны иметь не менее шести опорных точек, равномерно распределенных по всей их длине. Провисание концов штанг и
- оборудование и инструменты для ремонта;
К основному оборудованию, при помощи которого проводят СПО, относят подъемные лебедки и установки, монтируемые на самоходных транспортных базах (гусеничные или колесные) Подъемные установки в отличие от лебедок оснащены вышкой с талевой системой и ключами для свинчивания и развинчивания НКТ и насосных штанг. При выполнении капитальных ремонтов подъемные установки комплектуют насосным блоком, ротором, вертлюгом, циркуляционной системой и другим оборудованием.
Наиболее широко применяют тракторный подъемник ЛПТ-8 и установки подъемные типов АзИНмаш-37А, УПТ-50, А-50М, АПР60/80, УПА-60,УПА-60А(60О80)УПА-100 и другие. Агрегат А-50М. Взамен агрегата А-50У выпускают модернизированный агрегат А-50М с повышенными надежностью и грузоподъемностью. Агрегат А-50М также предназначен для освоения и ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин с проведением спускоподъемных операций с насоснокомпрессорными и бурильными трубами, промывки песчаных пробок, глушения скважин, циркуляции промывочного раствора при бурении, фрезеровании и разбуривании цементных стаканов для проведения ловильных и других работ по ликвидации аварий в скважинах.
Рисунок 18 - Агрегат А-50М
1 -передняя опора,- 2 -средняя опора; 3 -электролебедка; 4-компрессорная установка,- 5-гидросистема,- 6-лебедщ 7-домкрат,- 8-индикатор веса; 9-талевый канат; 10-талевый блок, 11-подвеска ключей; 12-подвеска бурового рукава; 13-вертлюг; 14 -мачта; 15-домкратная штанга,- 16-пневмоуправленне,- 17-гидроротор- 18-домкрат; 19-зубчатая муфта; 20-редуктор; 21-карданный вал 22-рамц- 23-коробка отбора мощности; 24-силовые оттяжка; 25-маннфольд; 26-промывочный насос,- 27, 28-карданные валы; 29-силовая передача; 30-цепная передача; 31-гидрораскрепитель,- 32-кожух,- 33-промежуточный вал,- 34-электрооборудование, 35-площадка оператора,- 36-узел управления и освещения шасси;
Рисунок 19-Агрегат А-50М. Вид сверху
Агрегат АзИНмаш-37А (рис. 20, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-2555, 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.
1 - талевая система,- 2 - вышка,- 3 - силовая передача; 4- передняя опора, 5 - кабина оператора,- 6 - лебедка,- 7 - гидроцилиндр подъема вышки,- 8 - задняя опора
Рисунок 20 - Агрегат АзИНмаш-37А
Элеваторы предназначены для захвата и удержания колонны штанг и труд на весу в процессе спускоподъемных операций. По назначению злеваторы бывоют трудные и штанговые.
По типу захвата и удержания трубные элеваторы могут быть:
а) с захватом под муфту;
б) с захватом под высадку труды;
в) с захватом за тело (элеватор-спайдер).
Элеваторы типа ЭТАД (рис. 21.) с захватным автоматическим устройством предназначен для работы с насосно-компрессорными трубами условного диаметра от 48 до 114 мм. Элеватор состоит из корпуса с подпружиненными защелками штропов, выдвижного захвата, упоров, запирающего устройства с рукояткой.
1 - предохранитель; 2 - корпус 3 - упор 4 - захват; 5 -рукоятка
Рисунок 21 -Элеватор типа ЭТАД
На промыслах в подземном ремонте скважин наибольшее распространение получили одноштропные элеваторы с захватом под муфту типа ЭТА (рис 22), входящие в комплект инструмента для радоты с насосно-компрессорными трубами злеватор типа ЭТА - ручной ключ типа КТГУ - механический ключ типа АПР или КМУ.
1 - серьга; 2 - палец- 3 - шплинты; 4 - корпус; 5 - рукоятка; 6 - направляющая втулка; 7 -штырь, 8 - челюсть, 9 - направляющие; 10 - болт.
Рисунок 22 - Элеватор типа ЭТА
Выпускаются элеваторы ЭТА-32, ЗТА-50 и ЭТА-60 грузоподъемностью соответственно 32, 50 и 60 т. Они позволяют радотать с НКТ диаметром 48, 60, 73 и 89 мм как с гладкими, так и с высадкой. Переход с одного диаметра на другой осуществляется путем смены захватов. Спайдер гидравлический СГ-32 предназначен для захвата за тело и удержания на весу колонны труд в процессе спускоподъемных операций при текущем и капитальном ремонтах скважин.
Он представляет содой (рис. 23) разрезной корпус со сменными клиньями под трубы разных размеров Клиньями управляют посредством гидравлического цилиндра, встроенного в корпус спайдера. Наклонные зудья плашек обеспечивают стопорение колонны от проворото в процессе свинчивания - развинчивания труб. На спайдере предусмотрено также вспомогательное ручное управление.
1 - гидроцилиндр 2 - рукоятка; 3 - рычаг; 4 - клинодая подвеска- 5 - створка; 6 -центратор; 7 - корпус
Рисунок 23- Спайдер СГ-32
Бригада ПРС выполняет следующие функции:
- монтаж и транспортировка оборудования, перебазирование подъемных агрегатов, транспортировка культбудки и оборудования, закрепленного за бригадой подготовительно-заключительные работы при ремонте скважин, спуск-подъем подземного оборудования;
- внедряет прогрессивные методы работ, совершенствует материальное стимулирование непосредственно на рабочих местах, организует свою деятельность на условиях хозяйственного расчет,
- обеспечивает безопасность ведения работ, соблюдения противопожарных правил пром. санитарии, гигиены труда и охраны окружающей среды на радочих местах.
Под рабочим местом при ПРС понимается часть рабочей зоны, оснащенная оборудованием и другими материально-техническими средствами труда, в которой постоянно или периодически находится радочий (рабочие) при выполнении тех или иных операций процесса КРС.
Бригада по ПРС устанавливается план-заказ, утвержденный ведущим геологом ЦЦНГ, согласованный ведущим инженером и технологом ЦПиКРС. Бригаде выдается нормированный наряд с указанием общей нормативной продолжительности радот на:
- переезд на скважину;
- подготовительно-заключительные работы;
- подъем - спуск глубинно-насосного оборудования;
- глушение,
- промывка перед запуском;
- пропарка НКТ, штанг;
- мелкие ремонтные радоты.
Перечень дополнительных операций при прободении ПРС
1. Промывка забоя, спуск - подъем пера - по норме
2. Закачка ингибитора, спуск-подъем воронки - по норме
3. Геофизические исследования
а) со спуско-подъемом труб - по норме
б) без спуска - подъема трид - по норме
4. Ремонт запарафиненных скважин - по факту
5 Ликвидация аварий, технологических осложнений - по факту
Состав вахты бригад па капитальному и подземному ремонту скважин. Старший вахты (оператор по подземному ремонту скважин или бурильщик KPC) -1 чел. Помощник (оператор по ПРС или помощник бурильщика KPC) - 1 чел. Машинист подъемника - 1 чел. Скважина в ремонт не принимается: при наличии замазученности территории и фонтанной арматуры; при наличии захламленности территории; при наличии пропусков нефти и газа на соседних скважинах; при отсутствии прохода в трубах, в затрубном пространстве и в коллекторе, при неудовлетворительном состоянии обвязки устья и некомплектности шпилек фонтанной арматуры на скважинах куста; при наличии нагрузки силовых кабелей на ремонтируемой скважине (не отключённых). Ремонт освоение скважин.
Перед тем как бригада ТКРС приступит к выполнению подготовительных работ, ответственный представитель ЦйНС обязан, указать опасные участки на кустовой площадке, указать места нахождения на кустовой площадке подземных коммуникаций для безопасного выполнения скрытых работ, установки и заглубление якорей; согласовать рациональную расстановку оборудования на кустовой площадке, обеспечивающую свободный подъезд к соседним скважинам; при необходимости согласовать временную остановку соседних скважин,- указать места подъездов технологического транспорта, маршруты их движения по кустовой площадке, места для стоянки транспорта, ожидающего выполнения технологических операций и место для установки мобильных вагон - домиков; разъяснить и согласовать действия ремонтной бригады при аварийных ситуациях. Перед ремонтом скважины (до монтажа оборудования) производится ее глушение в порядке, установленном планом работ, и составляется акт (Приложение № %). Гпушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых согласно выполненным расчетам сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического. Плотность и количество раствора, цикличность глушения определяются геологической службой заказчика и отражаются в плане работ. Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасноц нетоксичной.
Проведение ТКРС без их предварительного глушения допускается на скважинах, оборудованных глубинными клапанами-отсекателями и на месторождениях с горногеологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластового флюида к устью скважины. Перечень таких месторождений (или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Ростехнодзора и противофонтанной службой.
Ремонт, освоение скважин должен производиться по плану, разработанному организацией - исполнителем работ, и утвержденному.
при капитальном ремонте, освоении скважин, в том числе и после ГРП – техническим директором (главным инженером) Подрядчика, и согласованному с Заказчиком: главным инженером Управления добычи нефти и газа (НГЛУ); руководителем службы супервайзерского контроля по ТКРС; руководителем геологической службы (службы разработки месторождений).
В отдельных случаях, перечень лиц, согласующих планы работ при капитальном ремонте,о своении скважин, в том числе и после ГРП, устанавливается в документах, определяющих взаимоотношения между Заказчиком и Подрядчиком.
При текущем ремонте скважин - начальником цеха ПРС и согласованном с Заказчиком начальником ЦДНГ; ведущим технологом ЦДНГ ведущим геологом ЦДНГ.
При ремонте водозаборных скважин - техническим директором (главным инженером) Подрядчика и согласованному с Заказчиком - начальником ЦППД; руководитель структурного подразделения, ответственного за супервайзинг ТКРС; руководителем геологической службы (службы разработки месторождений) Ответственным лицом за пожарную безопасность в бригадах является мастер а в его отсутствии - старший оператор, на которых возлагается.
- контроль за соблюдением бригадой правил пожарной безопасности на скважине, в культбудке, в инструменталке,
- обеспечение согласно нормам скважин и других объектов первичными средствами пожаротушения и содержание их в чистом и исправном состоянии,
- руководство бригадой по тушению пожара в случае его.
5. Системы сбора продукции скважин
Системы сбора продукции скважин - виды систем сбора с приведением схем.
Под системой сбора нефти, газа и воды но нефтяных месторождениях понимают всё оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин, доставки её до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦППН) Основные факторами, учитываемыми при проектировании системы внутрипластового сбора (с учётом динамики обводнения месторождения), являются. Начальное давление в системе сбора, группирование скважин, взаимодействие с системами воздействие на залежь, совместный раздельный сбор продукции скважин, выбор места сепарации газа, взаиморасположение узлов замера, сепарации, откачки,- выбор места создания центрального пункта сбора подготовки нефти, газа и воды, с учётом расположения месторождения в группе или нефтедобывающем районе; совмещение систем промыслового сбора и транспортирования с процессами подготовки нефти.
Для обоснования и проектирования рациональной системы сбора и предварительной подготовки продукции нефтяных скважин и выбора необходимого оборудования необходимы следующие исходные данные: состав и физико-химические свойства продукции скважинсостав и производительность существующих сооружений; план ввода новых нефтяных скважин и их дебит,- действующий фонд нефтяных скважин,- план добычи нефти, газа и воды по месторождению, .план развития мощностей на прирост объёмов добычи нефти, газа и воды,- расстояние от месторождений до центральных пунктов подготовки; нефти, размеры месторождений, сетка скдажин,- характеристика рельефных условий местности,- сумма геодезических подъёмов на 1 км трассы, природно-климатические условия и т.д.
Основные функции системы промыслового сдора измерение продукции каждой скважины или при неодходимости группы скважин транспортирование продукции скважин с использованием энергии нефтяного пласта или насосного одорудования при механическом спосоде добычи до пунктов подготовки, а при недостаточном давлении, с использованием ЛНС сепарация нефти и газа под давлением, обеспечивающим дальнейший бескомпрессорный транспорт при добыче высокообводненной нефти ; отделение при сравнительно низких температурах основной массы воды с качеством пригодным для её закачки в пласт раздельный сдор и транспортирование до центральных нефтесдорных пунктов продукции отдельных скважин, смешивание которой нежелательно устьевой и путевой подогрев продукции нафтяных скважин, если невозможен сдор и транспорт при одычных температурах.
Все существующие системы сдора и транспорто продукции скважин подразделяются на негерметизированные самотёчные и герметизированные напорные на собственные нужды.
1 - скважины; 2 - сепаратор 1-й ступени,- 3 -регулятор давления типа «до себя»; 4 - газопровод; 5 - сепаратор 2-й ступени; 6 -резервуары; 7 - насос 8 - нефтепровод; УСП -участковый сдорный пункт; ЦСН - центральный сборный пунтк.
Рисунок 24 - Принципиальная схема самотечной двухтрудной системы сдора.
Система сбора Бароянна - Везирова
Предусматривает однотрубный сбор с использованием энергии пласта до ГЗУ и далее по одщему коллектору до участковых пунктов сбора где сепарируют нефть в две ступени и предварительно одезвоживают.
1, 12, 13 - скважины,- 2 - нефтегазовый сепаратор, Р=0.5 -0.6 МПа, 3 - замерная установка, 4 - осушитель газа,- 5 - сепаратор второй ступени, Р=0.1 МПа; 6 - отстойники,- 7 -резервуары 8 - очистка воды,- 9, 11 - компрессор; 10 - сепаратор
Рисунок 25- Система сдора нефти и газа Бароняна - Везирова
Высоконапорная Грозненская система сбора
Предусматривает транспортирование всей продукции под устьевым давленоем 6-7МПа на большие расстояния, чем система Бароянна - Везирова
1 - скважины, 2 - нефтегазопровод; 3 - сепаратор первой ступени; 4 - сепаратор второй ступени; 5 - регелятор давления,- 6 - резервуары
Рисунок 26 - Принципиальная схема высоконапорной одноторубной системы сбора
Принципиальная схема сбора и подготовки нефти, газа и воды
Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти злементов, которые представлены на рисунке 27.
1 - продуктивный пласт; 2 - насос,- 3 - НКТ; 4 - обсадная колонна,- 5 - устье добывающей скважины; 6 - Г34; 7 - КНС; 8 - ЧПСВ; 9 - ЛНС; 10 - газосборная сеть; 11 - нефтесборный коллектор, 12 - УКПН 13 - узел подготовки воды, % - нагнетательный трудопровод, 15 -обсадная колонна нагнетательной скважины, 16 -НКТ; 17 -покер 18 - пласт Рисунок 27 - Схема сбора и подготовки продукции на промысле
Элемент 1. Участок от устья додывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.
Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНО, где продутая скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарацои). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.
Элемент 3. ЛНС - газосборная сеть (ГСО). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.
Элемент 4. ДНС - УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции ЦПО».
Элемент 5. ДНС - установка предварительного сброса воды (УПСВ) Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации,- затем вода проходит доочистку до нужного качества.
Элемент 6. УПСВ - КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.
Элемент 7. УКПН - установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к. одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая -для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.
Элемент 8. Установка подготовки воды – КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.
Элемент 9. КНС - нагнетательная скважина /пласт) На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.
Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды
Рисунок 28 - Унифициорванная технологическая схема комплекса сбора и подготовки нефти, газа и воды
Требования к системам сбора:
1. осуществление герметизированной системы сбора
2 обеспечение автоматизации системы сбора
3. обладать низкой металлоемкостью
4. оборудование должно быть выполнено в блочном, мобильном исполнении
5 обеспечивать точность замеров дебитов скважин
6. обеспечивать доведение нефти до товарных качеств (содержание соли, воды и мех примесей).
- оборудование /АГЗУ «Спутник», ДНС, КНС, УПН, УПВ, системы защиты от коррозии); Установка предназначено для автоматического замера дебита нефтяных скважин по
Принцип работы абтоматизиробанной группобой замерной устанобки (АГЗУ) «Спутник» Продукция скбажин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель скважин многоходовой ПСМ. При помощи ПСМ продукция одной из скважин направляется в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод. В сепараторе происходит отделение газа от жидкости Выделившийся газ поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через счетчик с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне
Управление переключением скважин осуществляется блоком управления по установленной программе или оператором Наличие обводной линии (байпаса) и счетчика с устройством индикации позволяет производить замер дебита скбажин в ручном режиме при неисправном ПСМ. Крепление ПСМ к трубопроводам выполнено быстроеьемными соединениями (с помощью двух полухомутов) что позволяет провести его замену при ремонте. Блок технологический может выпускаться с антикоррозионным покрытием внутренних поверхностей технологических трубопроводов, ПСМ и емкости сепарационной.
Дожимная насосная станция (сокр. ДНС) - технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки
Кустовая насосная станция (КНС) - технологическая часть системы сбора нефти и газа на промыслах и их последующей транспортировки
Установка подготовки нефти (УПН) предназначена для сбора и подготовки водонефтяной эмульсии, поступающей со скбажин Ярактинского и Даниловского нефтегазоконденсатных месторождений. УПН также используется для подготовки подтоварной и пластовой воды с ее дальнейшей закачкой в пласт для поддержания пластового давления Проектно-техническая документация на УПН была разработана ОАО «НефтеХимПроект» (г. Казань) б 2007 г.
Установка подготовки воды (УПВ) - предназначена для осуществления следующих технологических операций: подготовка пластовой воды - отделение газа, нефти, органики, коллоидной глины и других взвешенных веществ; прием и дозированная подача химических реагентов.
Системы защиты от коррозии:
применение современных антикоррозионных покрытий;
организация диагностики с обязательной последующей подготовкой перечня мер, обеспечивающих сроки продления использования отработавшего амортизационный срок оборудования,
разработка регламента по диагностике с комплектом обязательных документов для выдачи заключения;
отработка Федерального закона «О техническом регулировании» с включением в него положений по обеспечению высоких параметров поставляемого оборудования. - приборы (влагомеры, расходомеры, массомеры)
Влагомеры нефти - приборы, используемые для точного измерения процентного состава воды в нефтяной продукции. Сфера их применения широка и охватывает все области нефтяной промышленности. Влагомеры нефти разделяют на две основные категории: лабораторные и поточные. Первые используются в лабораторных условиях и предназначены для научных исследований качественного анализа проб нефти. Это важно для контроля качества нефти, сдаваемой нефтегазодобывающими предприятиями, транспортируемой потребителям и поставляемой нефтеперерабатывающим предприятиям. Поточные влагомеры находят свое применение в нефтеперерабатывающем оборудовании и нефтепроводах УЦВН-1Л является влагомером товарной нефти и предназначен для измерения содержания воды в нефти в ладораторных условиях. Влагомер используется в различных областях нефтяной промышленности, а также для научных исследований.
Влагомер нефти поточный УДВН-1ПМ предназначен для измерения содержания воды в нефти в автоматическом режиме Влагомер УДВН-1ПМ используется в составе блока контроля качества нефти, а также для контроля содержания воды в нефти в процессе ее подготовки. Расходомеры.
Технические устройство, предназначенные для измерения массового или объемного расхода, называют расходомерами При этом в зависимости от того, для измерения какого (объемного или массового) расхода предназначены расходомеры, их подразделяют на объемные и массовые.
По принципу измерений расходомеры классифицируют по следующим основным группам (указываемый для каждой классификационной группы расходомеров принцип преобразования относится к их первичным преобразователям - датчикам)
1. Расходомеры переменного перепада давления (с сужающими устройствами; с гидравлическими сопротивлениями; центробежные; с напорными устройствами; струйные), преобразующие скоростной напор в перепад давления.
2Расходомеры одтекания (расходомеры постоянного перепада -поплавковые, поршневые, гидродинамические), преобразующие скоростной напор в перемещение обтекаемого тела. З.Тахометрические расходомеры (турдинные с аксиальной или тангенциальной турбиной; шариковые) преобразующие скорость потока в угловую скорость вращения обтекаемого злементо (лопастей турбинки или шарика).
^.Электромагнитные расходомеры, преобразующие скорость движущейся в магнитном поле проводящей жидкости в ЗйС.
5 Ультразвуковые расходомеры, основанные на аффекте увлечения звуковых колебаний движущейся средой.
6. .Инерциальные расходомеры (турбосиловые; кориолисовы; гидроскопический), основанные на инерционном воздействии массы движущейся с линейным или угловым ускорением жикости.
7. Тепловые расходомеры (калориметрические; термоанемометрические) основанные на эффекте переноса тепла движущейся средой от нагретого тела.
8. Оптические расходомеры, основанные на эффекте увлечения света движущейся средой
6. Методы искусственного воздействия на пласт
Сущестбует классификация метод од искусственного доздеОст бия на пласт. По принципу дейстдия все методы искусстденного доздейстдия делятся на следующие группы:
1)Гидродинамические
2) Тепловые
3) Газовые
Физико-химические. Методы интенсификации работы скдажин - виды интенсификации и их назначение.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП).
При выборе пласта для продедения ГРП необходимо располагать комплексом данных промыслово-геофизических исследоданий скдажин; дедитограмм, данных о коллекторских свойствах пластов (проницаемость, пористость, состав глинистого материала и цемента). ГРП прододят в крепких малопроницаемых и плотных трещиноватых издестняках и доломитах, трещиноватых гидроангибритовых толщах, крепких переслаидающихся песчано-глинистых или кардонатно-глинистых породах и т.д. В случае эксплуатации залежи пластодого типа ГРП можно прододить д любых екдажинах, если залежь работает в газовом режиме.
Неблагопрятные услодия для ГРП.
Если наблюдается ддижение ГВК, то во всех скважинах крайнего ряда ГРП прододить нельзя.
До начала ГРП необходимо исследодать скдажину. После её подготодки и одбязки одорудодания определяют приемистость. Для этого вначале одним агрегатом, а затем всеми закачивают жидкость до стабилизации давления в кажвом случае. Общее количестдо жидкости должно быть по возможности минимальным.
Технология продедения ГРП.
При необходимости проведения многократного разрыва пласта после первого разрыва закупоривают образовавшиеся трещины либо легко извлекаемыми материалами, либо песком. Песок закачивают только при получении существенного повышения коэффициента приемистости не менее, чем 1,5 раза, свидетельствующего о раскрытии трещин. Вначале подают песок с небольшой концентрацией. При отсутстдии каких-либо осложнений в работе наземного одорудования концентрацию песка уделичивают до расчетной (в пределах 100-350 г/л жидкости). Если в качестде жидкости песконосителя используют молодязкую жидкость, та закачку и продадку песка в трещину следует прододить с максимально возможной скоростью. При этом для более точной регулиродки концентрации песка один из агрегатов подаёт чистую жидкость. Этот агрегат предотвращает образование песчаной пробки на забое скважины.
7. Охрана недр и окружающей среды
Строительство и эксплуатация объектов нефтегазового комплекса оказывает сильное воздействие на почвенно-растительный покров и животный мир, поэтому проводятся измерение, оценка и прогноз изменений абиотической составляющей и ответной реакции биаты на эти изменения. Состояние почв определяется физико-химическими параметрами, характеризующими изменения ее параметров в пространстве и во времени биологические свойства почв характеризуются набором функциональных и структурных параметров. Важным показателем состояния почвенно-растительного покрова является его нарушенность экзогенными геологическими процессами, пораженность территории, активность и интенсивность развития.
Показателем загрязненности служит процентноесодержание нефтяных углеводородов, хлорид и сульфат-ионов загрязненность почвы нефтяными углеводородами, и высокоминерализованными водами и другими загрязняющими веществами может быть установлена путем сравнения фактического количества загрязняющего вещества в почве с предельно-допустимыми нормами или фоновым их содержанием. Оценка почвенно-мелиоротивного состояния земель по загрязненности высоко минерализованными водами производится по данным анализа по плотному осадку, содержанию хлора и сульфатов.
Для оценки фауны используются показатели видового состава, встречаемости, распространения, продуктивности, промысловой значимости. Учитываются границы популяций или ареалов, наличие редких и краснокнижных видов, типы угодий или местообитаний, наличие кормовых, защитных, гнездовых и других стаций.
Большое значение для нефтегазобой отрасли придается социальным и эколого-экономическим допросам.
При оценке альтернатидных проектных решений могут дыть испол