Отчет по практике в НГДУ «Лянторнефть»

Подбор типоразмера УЭЦН к конкретной скважине и расчет глубины ее спуска производятся по методике, адаптированной к условиям месторождений нефтегазодобывающего управления.

Ответственность за выбор методики расчета (подбора) установок несет главный технолог (начальник ПТО) НГДУ.

Ответственность за правильный подбор типоразмера УЭЦН и определение глубины ее спуска несут ведущий инженер (ведущий технолог) и ведущий геолог ЦДНГ.

Подбор типоразмера и определение глубины спуска установки производятся с учетом следующих факторов:

• возможность отбора расчетного дебита по жидкости при фактическом коэффициенте продуктивности и заданной депрессии на пласт;
• интенсивность набора кривизны эксплутационной колонны в зоне размещения УЭЦН не должна превышать 15 минут на 10 метров;

17

 

• погружение насоса под динамический уровень определяется содержанием свободного газа в продукции скважины (в пластовой жидкости) в условиях приема насоса;
• до 25% - без газового сепаратора, более 25% - с газовым сепаратором;
• напор насоса должен обеспечивать откачку жидкости глушения при выводе на режим, а также откачку пластовой жидкости при ожидаемом динамическом уровне, буферном давлении и потерях на трение в подъемном лифте;
• обеспечение работы ЭЦН в зоне оптимального режима напорно-расходной характеристики.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья (фонтанной арматуры тройникового и крестового типа), электрооборудования и НКТ.

Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплутационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (клямсами), подается на электродвигатель с ротором которого связан вал центробежного электронасоса (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном – спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор и протектор.

Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250-300 м, а иногда и до 600 м.

Запуск и вывод УЭЦН на постоянный режим работы производится под контроллером мастера по добыче нефти и газа (технолога) пусковой бригадой в составе: оператор по добыче нефти и газа с квалификацией не ниже 4 разряда; электромонтер ЦБПО ЭПУ.

Перед запуском установки пусковая бригада обязана:

- ознакомиться с данными о скважине  и УЭЦН по записям в эксплутационном  паспорте;

- проверить оснащенность скважины  обратным клапаном между затрубным пространством и выкидной линией, патрубком для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве, манометрами на буфере, выкидной линии и затрубном пространстве.

Оператор по добыче нефти и газа с помощью прибора определяет перед запуском статический, а после запуска динамический уровни в скважине с записью в эксплутационном паспорте УЭЦН, проверяет исправность замерной установки и пробоотборника, состояние задвижек на выкиде, в затрубном пространстве и в АГЗУ.

 

18

 

Электромонтер ЭМЦ проверяет сопротивление изоляции системы «кабель – двигатель» (что должно быть не менее 5 МОм), работоспособность станции управления, защиты от замыкания на землю, заземление, фазировку кабеля, производит предварительную настройку защит: ЗСП – 2.5, ЗП – по номинальному току.

По величине сопротивления изоляции системы «кабель – двигатель» менее 5 МОм запуск запрещается.

Электромонтер ЭМЦ по команде оператора по добыче нефти и газа производит запуск УЭЦН в работу. Правильность вращения установки проверяется по величине подачи насоса, буферного давления, рабочего тока электромонтером и оператором совместно.

Подача УЭЦН на выкиде скважины должна появиться через определенное время после запуска в зависимости от типоразмера установки, диаметра НКТ и статического уровня при минимальной производительности насоса, ниже которой эксплуатация УЭЦН запрещается.

Если за заданное время подача не появилась, то дальнейшие работы по запуску УЭЦН прекращаются. Данный факт сообщается в ЦДНГ и ЭМЦ для принятия решения по дальнейшим действиям.

После появления подачи на устье производится опрессовка НКТ на герметичность, для чего закрывается выкидная задвижка и по достижении буферного давления 4.0 МПа (40 кгс/см2) установка отключается. Пи герметичных НКТ и обратном клапане, установленном выше ЭЦН, темп падения буферного давления не должен превышать 10% за одну минуту.

Если НКТ герметичны, установка запускается и производится вывод ее на нормальный режим работы. При этом замеряется подача (дебит) установки АГЗУ и производится отбивка уровня жидкости в затрубном пространстве через каждые 15-30 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

Когда уровень доходит до глубины, при которой погружение насоса под уровень составляет 500 м, динамический уровень отбивается каждые 5-15 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

Если в процессе откачки погружение насоса под уровень достигнет 200 м, установка отключается на накопление жидкости и дальнейшие работы производятся под руководством технолога ЦДНГ.

В процессе вывода установки на режим оператор по добыче нефти и газа следит также за ее подачей, буферным и затрубным давлениями, электромонтер – за сопротивлением изоляции УЭЦН, рабочим током и напряжением. Параметры работы установки заносятся в эксплутационный паспорт.

В процессе откачки жидкости глушения оператор производит отбор пробы жидкости на содержание в ней КВЧ.

При необходимости с помощью штуцера на выкиде скважины производится регулирование подачи установки как в процессе вывода на режим, так и после него.

 

19

 

Установка считается выведенной на нормальный режим, если ее производительность соответствует оптимальной зоне рабочей характеристики насоса, динамический уровень стабилизировался, а погружение насоса под уровень обеспечивает содержание свободного газа в откачиваемой жидкости не более 25% без газосепаратора и 25 – 50% с газосепаратором.

После вывода установки на постоянный режим работы по заявке ЦДНГ электромонтер совместно с представителем ЦДНГ производит подбор напряжения по методике ЦБПО ЭПУ – ИЭВЦ и окончательно настраивает защиты УЭЦН по ЗСП и ЗП с занесением величин в эксплутационный паспорт УЭЦН.

Служба главного энергетика НГДУ обеспечивает стабильность снабжения электроэнергией установок согласно требованиям правил устройства электроустановок.

Служба главного энергетика ЦБПО ЭПУ обеспечивает своевременную настройку аппаратов станций управления УЭЦН как при их подготовке в цехе, так и при эксплуатации на скважинах, составляет графики планово-предупредительных ремонтов (ППР) и осмотра наземного оборудования УЭЦН. Графики согласовываются главным энергетиком НГДУ и утверждаются главным инженером ЦБПО ЭПУ и доводятся до цехов по добыче нефти и газа.

ЦДНГ с записью в эксплутационном паспорте УЭЦН производит замеры следующих параметров работы установки:

1. дебита скважины;
2. буферного, затрубного и линейного давлений;
3. рабочего тока;
4. сопротивления изоляции: через одни сутки – после вывода установки на режим (контрольный замер); еженедельно – до 60 суток работы; ежемесячно – после 60 суток работы;
5. динамического уровня: через одни сутки после вывода установки на стабильный режим работы; ежеквартально – в процессе эксплуатации;
6. отбор проб на содержание КВЧ в продукции оператор осуществляет: при выводе на режим (жидкость глушения); через двое суток после вывода на режим; один раз в полугодие в процессе дальнейшей эксплуатации;

Результаты анализа проб записываются в эксплутационный паспорт УЭЦН.

Отбор проб на обводненность производится после вывода на режим, далее не реже двух раз в месяц с записью результатов анализа в эксплутационной паспорт УЭЦН.

ЦДНГ в соответствии с графиком проводит операции по предупреждению отложений парафина, солей в подъемных лифтах скважин с отметкой в эксплутационном паспорте УЭЦН.

ЦДНГ ведет контроль за работой скважин, оборудованных УЭЦН, с регистрацией параметров.

 

 

20

 

При трехкратном отключении установки по токовым защитам (ЗСП или другие виды защиты) в течение двух суток ЦДНГ ставит в известность службу ЦБПО ЭПУ и совместно определяют причину отключений.

После трехкратного отключения запускать установку до выяснения причины запрещается.

В случае срабатывания защиты от перегруза (ЗП) запуск без представителя ЦБПО ЭПУ запрещается.

Эксплутационная служба ЦБПО ЭПУ выезжает на скважину не позже 12 часов после получения от ЦДНГ информации об остановке УЭЦН.

Оператору ЦДНГ запрещается открывать станцию управления, «загрублять» все виды защиты.

При снижении подачи УЭЦН на 20% и более от первоначальной ЦДНГ производит выяснение причин с проведением дополнительных исследований и решает вопрос ее дальнейшей эксплуатации.

При невыполнении вышеперечисленных пунктов службами НГДУ ЦБПО ЭПУ имеет право отключить УЭЦН, предупредив за 3 дня начальника ЦДНг в письменном виде о бесконтрольности за работой установок. Отключение производится в присутствии представителя ЦДНГ.

При подъеме установки по причине негерметичности НКТ вызывается представитель ЦБПО ЭПУ для выполнения ревизии погружного оборудования: опрессовка ПЭД и гидрозащиты, замер сопротивления изоляции системы, проверка затяжки крепежных соединений, замена оборудования при необходимости.

 

 

2.5 Назначение, обслуживание, устройство, принцип работы АГЗУ «Спутник»

 

Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) – предназначены для автоматического измерения дебита жидкости при совместном сборе нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости.

К самостоятельной работе по обслуживанию сепарационных емкостей АГЗУ допускаются лица, не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по соответствующей программе, аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания сепарационных емкостей АГЗУ (смотри приложение Д).

Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации сепарационные емкости АГЗУ должны быть оснащены: запорной арматурой,

 

21

 

приборами для измерения давления, пружинными предохранительными клапанами (ППК).

Запорная арматура должна устанавливаться на штуцерах, непосредственно присоединенных к сепарационной емкости и отводящих из неё рабочую среду. Запорная арматура должна систематически смазываться и легко окрашиваться. Каждая сепарационная емкость должна быть снабжена манометрами.

Пружинные предохранители клапана (ППК) должны устанавливаться на трубах, непосредственно присоединенных к сепарационной емкости.

Все работы по обслуживанию АГЗУ выполняют операторы по добыче нефти и газа, слесари-ремонтники нефтепромыслового оборудования и слесари КИП и А. Ремонт сепарационных емкостей и их элементов во время работы не допускается.

Обслуживание АГЗУ «Спутник» сводится к следующему:

- визуальный осмотр оборудования замерной установки;

- замена прокладок сальников, проверка  состояния пломб;

- замена манометров, замена вышедших  из строя задвижек, замена турбинного счетчика (ТОР), счетчика газа (АГАТ), а также ремонт переключателя скважин (ПСМ)

- проверка работы электрической части.

Структурную схему АГЗУ «Спутник» смотри в приложение Г.

Блочная автоматизированная замерная установка «Спутник-АМ» состоит из двух блоков: замерно - переключающего и блока и блока управления.

Замерно – переключающий блок содержит многоходовой переключатель скважин ПСМ, гидравлический привод ГП-1, замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня, турбинный счетчик ТОР, соединительные трубопроводы и запорную арматуру. В блоке управления монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели.

Продукция скважин по выкидным линиям проходит обратный клапан, задвижку и поступает в многоходовой переключатель скважин типа ПСМ-1М, при помощи которого осуществляется поочередное подключение одной из скважин на замер. Продукция остальных скважин, пройдя через ПСМ, направляется в сборный коллектор.

Продукция со скважины, подключенной на замер, поступает в гидроциклонный двух емкостной сепаратор. В верхней емкости газ отделяется от нефти. Дегазированная нефть с пластовой водой сливается из верхней емкости в нижнюю и накапливается в ней. По мере повышения уровня в нижней емкости поплавок регулятора уровня поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на газовую заслонку, установленную на газовой линии из верхней емкости, которая при этом закрывается. После этого давление в емкости повышается, под воздействием разницы давления в сепараторе и нефтесборном коллекторе происходит открытие клапана регулятора расхода и из нижней емкости жидкость начинает вытесняться через турбинный счетчик ТОР-1. При достижении

 

22

 

нижнего уровня поплавком, газовая заслонка открывается, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в замерной емкости.

Дебит жидкости замеряемых скважин фиксируется механическим счетным устройством счетчика ТОР, импульсы от которого поступают на вход контроллера системы телемеханики и передаются на диспетчерский пульт.