Презентация на тему Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа

242-08-30

для добычи нефти и газа. – М.: Недра, 1984.

– 464 с. 2. Чичеров Л.Г., Молчанов Г.В., Рабинович А.М. и др. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. Учебное пособие для вузов. – М.: Недра, 1987. – 422 с. 3. Сафиуллин Р.Р., Матвеев Ю.Г., Бурцев Е.А. Анализ работы установок электроцентробежных насосов и технические методы повышения их надежности. Учебное пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. – 89 с. 4. Вагапов С.Ю. Устойчивость колонн насосно-компрессорных труб и штанг глубинно-насосной установки. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. – 133 с. 5. Трубы нефтяного сортамента: Справочник / Под общ. ред. А.Е.Сарояна. - М.: Недра, 1987. - 488 с.

ремонт нефтепромыслового оборудования. - М., Недра, 1974.
7. Справочник по

нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е.И. Бухаленко. – М.: Недра, 1983. – 399 с.
8. Чичеров Л.Н. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М., Недра, 1983.
9. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин/А.Д. Амиров и др. – М: Изд-во Недра, . – 220 с.
10. Захарчук З.И., Масич В.И. Пакеры и якори. Конструкции и области применения. – М.: Гос. науч.-техн. изд-во нефт. и горно-топл. литературы, 1961. – 80 с.
11. Могучев А.И., Сидоренко А.А. Оборудование для эксплуатации и подземного ремонта скважин: Учеб. пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. – 74 с.

классификация ремонтных работ. Разновидности текущего и капитального ремонта скважин.

Классификация оборудования для подземного ремонта скважин

с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и

стволом скважины. При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составля­ет 0,94-0,98. Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и вос­становительный.

предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации 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. Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызван­ный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п. Межремонтный период работы скважин - это продолжи­тельность фактической эксплуатации скважины от предыдуще­го ремонта до последующего. Эта продолжительность опреде­ляется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течении определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине. Основными путями повышения Кэ (это равнозначно добыче нефти) являются: сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ

по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). В соответствии с Правилами ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.1997, к текущему ремонту относятся следующие работы

в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта

скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени.

необходимости). Производят передислокацию оборудования и бригады. Проверяют работоспособность подъемных сооружений и

механизмов. Подбирают и проверяют инструмент и комплект устройств в соответствии со схемой оборудования устья, характером ремонта и конструкцией колонны труб и штанг. Устанавливают индикатор веса. Устанавливают на скважине емкости с жидкостью для глушения в объеме не менее двух объемов скважины. Перед демонтажом устьевой арматуры убеждаются в отсутствии нефтегазопроявлений и производят промывку скважины до вымыва жидкости в объеме скважины.

глушения в объеме, обеспечивающим противодавление на пласт. При спуске ступенчатой

колонны из труб разных марок сталей замеряют их длину, и данные записывают в рабочий журнал. Для соединения труб разных диаметров используют переводники и патрубки заводского производства или изготовленные в ремонтно-механических мастерских ЦБПО. При спуске и подъеме труб, покрытых стеклоэмалями, осматривают каждую трубу, на стыках труб и муфте устанавливают остеклованные кольца. Спуск и подъем остеклованных труб производят плавно, без толчков и ударов. Поднятые трубы укладывают на стеллажи с деревянными прокладками между рядами толщиной не менее 30 мм.

зажим для снятия полированного штока.
Снижают давление в трубном и

затрубном пространствах до атмосферного и отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры.
Поднимают с помощью спец элеватора полированный шток.
Устанавливают штанговый крюк на талевый блок.
Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером невставного насоса.
Укладывают штанги на мостики ровными рядами. Между рядами штанг прокладывают деревянные прокладки с расстоянием между ними не более 1.5 м. В процессе подъема штанг производят отбраковку и замену дефектных штанг на исправные.

вставного насоса с помощью автомата АПР-2ВБ. В процессе подъема

НКТ производят их отбраковку и замену исправными. Спуск насоса Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса. Неисправности насоса устраняют в мастерских. Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и др.), цилиндр невставного или замковую опору вставного насоса в колонну НКТ с помощью автоматического ключа. Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром невставного насоса. Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами подго­товки плунжера в цилиндре насоса. Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.

колонн включают изоляцию сквозных дефектов обсадных труб и повторную

герметизацию их соединительных узлов (резьбовые соединения, стыковочные устройства, муфты ступенчатого цементирования)
Останавливают и глушат скважину.
Проводят исследования скважины.
Проводят обследование обсадной колонны.
Выбирают технологическую схему проведения операции, тип и объем тампонажного материала.
Ликвидацию каналов негерметичности соединительных узлов производят тампонированием под давлением.
В случае достоверной информации о негерметичности резьбового соединения используют метод установки металлического пластыря.

ремонта. Технология и последовательность при СПО с трубами и

штангами. Одноэлеваторная технология СПО со штангами.

элеваторам. Существующие конструкции ручных и механических ключей. Требования к

ним. Момент свинчивания штанг. Спайдер. Требования к клиньевым подвескам.

агрегатов. Их конструктивные особенности. Установки с гибкими трубами НКТ

для ремонта скважин.

скважинных устройств и приспособлений для ликвидации аварий. Их конструкции.

Устройство и принцип работы. Работа с ними на скважине.

Якори. Назначение, состав и принцип действия. Работа на скважине.

Назначение оборудования. Достоинства и недостатки гибких труб. Агрегаты для

работы с КГТ. Требования к агрегату. Оборудование устья скважины.

Применение струйных насосов на промыслах. Принцип работы насоса. Преимущества

и недостатки. Схемы размещения скважинного оборудования.

скважинного и поверхностного оборудования. Оборудование, применяемое при ГРП

Схемы кислотных обработок. Оборудование для кислотных обработок.

термических методов воздействия на пласт. Применяемое оборудование

подготовки воды. Оборудование для нагнетания воды в пласт. Насосы

системы ППД. Обозначение и их технические характеристики

к системе сбора нефти, газа и воды. Схема высоконапорной

герметизированной системы сбора нефти, газа и воды

нефти, газа и воды

высоконапорную систему сбора и подготовки нефти, полностью исключающих потери

легких фракций нефти, и с комплексной автоматизацией технологических процессов. Характерной особенностью этой системы является ее универсальность, что, прежде всего, обусловлено общими требованиями к обустройству всех нефтяных месторождений. Эти требования сводятся к обеспечению:

воды; индивидуального замера объемов добываемой нефти, газа и воды по

каждой скважине с целью контроля и регулирования процесса разработки месторождения; подготовки нефти для нефтеперерабатывающих заводов по 1 группе качества товарной нефти; поставки основных узлов в блочно – комплектном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса («под ключ»); высоких экономических показателей по капитальным затратам, снижение металлоемкости и эксплуатационных расходов.

газа и воды включает следующие комплексы сооружений: а) сбора нефти,

газа и воды (выкидные линии ВЛ, автоматизированную групповую замерную установку АГЗУ, нефтегазосборные НГ и газовые Г коллекторы и дожимную насосную станцию ДНС, совмещенную с установкой предварительного сброса воды УПСВ; б) объекты предварительного разделения компонентов продукции нефтяных скважин ОПР; в) установку подготовки нефти УПН; г) пункта учета товарной нефти ПУН; д) установку подготовки сточных вод с целью использования их в системе поддержания пластового давления УПВ; е) установку подготовки газа к транспорту УПГ

давление скважин. У штанговых насосных установок, например, это приводит

к повышению нагрузки на головку балансира и на колонну штанг, к росту утечек в глубинном насосе и подъемных трубах, к уменьшению работы попутного газа по подъему жидкости, а также к усилению отрицательного влияния свободного пространства в цилиндре насоса при откачке сильно газированной нефти. Практически это означает уменьшение производительности и снижение межремонтного периода (МРП) насосной установки.

Из изложенного следует, что, поскольку движение продукции скважин в системе сбора и подготовки осуществляется под давлением, создаваемым скважинным насосом, то скважинное оборудование, помимо своего прямого назначения, как оборудование для добычи нефти, превращено в элемент системы сбора и подготовки продукции скважин. Система сбора нефти, газа и воды является последним этапом общей системы добычи нефти.

- диспергатор; 3 - наклонные плоскости; 4 - жалюзийная

насадка-каплеуловитель; 5 - перегородка для выравнивания потока газа; 6 - выход газа; 7 - люк; 8 - регулятор уровня; 9 - поплавковый уровнедержатель; 10 - сброс грязи; 11 - перегородка для предотвращения прорыва газа; 12 - сливная трубка