Виды и расшифровка практических динамограмм работы УШГН. Ушгн расшифровка

Сокращенные названия на нефтегазовых предприятиях

АБР — аэрированный буровой раствор.

АВПД — аномально высокое пластовое давление.

АНПД — аномально низкое пластовое давление.

АКЦ — акустический цементомер.

АТЦ — автотранспортный цех.

БГС — быстрогустеющая смесь.

БКЗ — боковое каротажное зондирование.

БКПС — блочные кустовые насосные станции.

БСВ — буровые сточные воды.

БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)

БУ — буровая установка.

ВГК — водогазовый контакт.

ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.

ВЗД — винтовой забойный двигатель.

ВКР — высококальциевый раствор.

ВКГ — внутренний контур газоносности.

ВНКГ — внешний контур газоносности.

ВКН — внутренний контур нефтеносности.

ВНКН — внешний контур нефтеносности.

ВМЦ — вышкомонтажный цех.

ВНК — водонефтяной контакт.

ВПВ — влияние пневмовзрыва.

ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.

ВРП — водораспределительный пункт.

ГГК — гамма-гамма-каротаж.

ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.

ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.

ГЖС — газожидкостная смесь.

ГИВ — гидравлический индикатор веса.

ГИС — геофизическое исследование скважин.

ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.

ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.

ГК — гамма-каротаж.

ГКО — глинокислотная обработка.

ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).

ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.

ГПП — гидропескоструйная перфорация.

ГПЖ — газопромывочная жидкость.

ГПЗ — газоперерабатывающий завод.

ГПС — головная перекачивающая станция.

ГРП — гидравлический разрыв пласта.

ГСМ — горюче-смазочные материалы.

ГСП — групповой сборный пункт.

ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.

ГТН — геолого-технологический наряд.

ГТУ — геолого-технологические условия.

ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.

ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).

ДУ — допустимый уровень.

ЕСГ — единая система газоснабжения.

ЖБР — железобетонный резервуар.

ЗСО — зона санитарной охраны.

ЗЦН — забойный центробежный насос.

КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.

КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.

КИН — коэффициент извлечения нефти.

КИП — контрольно-измерительные приборы.

КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.

КНС — кустовая насосная станция.

К — капитальный ремонт.

КО — кислотная обработка.

КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.

КРС — капитальный ремонт скважины. Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.

КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.

КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.

ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.

ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.

ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.

МГР — малоглинистые растворы.

ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.

МНП — магистральный нефтепровод.

МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.

МРП — межремонтный период.

МРС — механизм расстановки свечей.

МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.

НБ — насос буровой.

НБТ — насос буровой трехпоршневой.

НГДУ — нефтегазодобывающее управление.

НГК — нейтронный гамма-каротаж.

НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.

НПП — нефтепродуктопровод.

НПС — нефтеперекачивающая станция.

ОА — очистительные агенты.

ОБР — обработанный буровой раствор.

ОГМ — отдел главного механика.

ОГЭ — отдел главного энергетика.

ООС — охрана окружающей среды.

ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.

ОТ — обработка призабойной зоны.

ОТБ — отдел техники безопасности.

ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).

ОПС — отстойник предварительного сброса.

ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).

ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.

ПАВ — поверхностно-активное вещество.

ПАА — полиакриламид.

ПАВ — поверхностно-активные вещества.

ПБР — полимер-бентонитовые растворы.

ПДВ — предельно-допустимый выброс.

ПДК — предельно-допустимая концентрация.

ПДС — предельно-допустимый сброс.

ПЖ — промывочная жидкость.

ПЗП — призабойная зона пласта.

ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.

ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.

ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.

ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.

ППС — промежуточная перекачивающая станция.

ППУ — паропередвижная установка.

ПРИ — породоразрушающий инструмент.

ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.

ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.

ПСД — проектно-сметная документация.

РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.

РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.

РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.

РИР — ремонтно-изоляционные работы.

РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.

РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.

РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.

РТБ — реактивно-турбинное бурение.

РЦ — ремонтный цикл.

СБТ — стальные бурильные трубы.

СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.

СГ — смесь гудронов.

СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.

Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.

СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.

СНС — статическое напряжение сдвига.

СПГ — сжиженный природный газ.

СПО — спуско-подъемные операции.

ССБ — сульфит-спиртовая барда.

ССК — снаряд со съемным керноприемником.

Т — текущий ремонт.

ТБО — твердые бытовые отходы.

ТГХВ — термогазохимическое воздействие.

ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.

ТК — тампонажная композиция.

ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.

ТО — техническое обслуживание.

ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН).

ТП — технологический процесс.

ТРС — текущий ремонт скважины.

ТЭП — технико-экономические показатели.

ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.

УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.

УБР — управление буровых работ.

УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.

УКБ — установка колонкового бурения.

УКПН — установка комплексной подготовки нефти.

УСП — участковый сборный пункт.

УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.

УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.

УЩР — углещелочной реагент.

УПГ — установка подготовки газа.

УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.

УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.

УТТ — управление технологического транспорта.

УШГН — установка штангового глубинного насоса.

УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.

ХКР — хлоркальциевый раствор.

ЦА — цементировочный агрегат.

ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.

ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.

ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.

ЦКС — цех крепления скважин.

ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.

ЦППД — цех поддержания пластового давления.

ЦС — циркуляционная система.

ЦСП — центральный сборный пункт.

ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.

ШПМ — шинно-пневматическая муфта.

ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.

ЭГУ — электрогидравлический удар.

ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.

ЭХЗ — электрохимическая защита.

ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.

Поделитесь с друзьями:

www.megapetroleum.ru

Как добывают нефть? Работа нефтяного промысла: engineering_ru

После того, как скважина пробурена и вскрыт продуктивный пласт, нефть необходимо поднять на поверхность. Как это происходит и что делать с нефтью дальше? Об этом я расскажу в очередном посте в рамках спецпроекта "Черное золото Татарстана" с ПАО Татнефть о добыче и переработке нефти.Процесс эксплуатации скважин, в целом, сводится к подъему нефти или газа на поверхность земли. Эксплуатация нефтяных скважин ведется тремя способами:Фонтанным - подъем нефти осуществляется за счет пластовой энергии. Фонтанирование может быть как естественное - за счет давления в пласте, так и искусственное - за счет закачки газа или жидкости в скважину.Газлифтным - логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.Механизированным - с помощью глубинных насосов. Механизированная добыча применяется в тех случаях, когда давление в нефтяном коллекторе снижается настолько, что уже не может обеспечивать экономически оптимальный отбор из скважины за счет природной энергии.

О третьем способе мы и поговорим сегодня. Это наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов и погружных центробежных электронасосов.

Установка штангового глубинного насоса (УШГН)

Самые распространенные и узнаваемые установки - это станки в народе называемые "качалки". Две трети фонда (66 %) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3 % всего объема добычи нефти) оборудованы именно этими станками. Они предназначены для работы на глубине от нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на 3200-3400 м.Прообразом современного станка-качалки является насос, изобретенный в 1712 году Томасом Ньюкоменом. Он создал аппарат для выкачивания воды из угольных шахт. Принцип действия был примерно такой:

Современные насосы стали технологичнее - пар заменило электричество, а принцип действия стал основан на преобразовании вращательного движения в поступательное. По сути, станок-качалка представляет собой привод штангового насоса, который находится на дне скважины. Это устройство по принципу действия очень похоже на ручной насос велосипеда, преобразущий возвратно-поступательные движения в поток воздуха. Нефтяной насос возвратно-поступательные движения от станка-качалки преобразует в поток жидкости, которая по насосно-компрессорным трубам (НКТ) поступает на поверхность.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 - 4 м) цилиндра. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 - 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается.Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.

Станки-качалки отличаются большой надежностью - сложно представить себе более тяжелые условия эксплуатации: круглосуточная и круглогодичная работа на открытом воздухе в различных климатических условиях. Недалеко от города Лениногорск находится скважина-первооткрывательница Ромашкинского месторождения - крупнейшего месторождения России Волго-Уральской провинци (его геологические запасы нефти в нем оцениваются в 5 млрд тонн,а доказанные и извлекаемые запасы - в 3 млрд тонн).За более чем 60 лет эта скважина дала более 417 тысяч тонн нефти. После зарезки бокового ствола в 2009 году скважина и по сей день дает дебит около 8 тонн жидкости.

Наряду с достоинствами, качалки имеют и ряд недостатков. Это значительная масса привода, необходимость в массивном фундаменте, невозможность работы в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, значительный период монтажа станка-качалки при обустройстве скважины и ее ремонте, невозможность использования в морских скважинах.Часть этих недостатков решена в установках с цепным приводом (на фото справа).

Установки с цепным приводом в целом работают так же, как и качалки, преобразуя вращательное движение электромотора в поступательное движение штанги. Однако они более экономичные, требуют меньше металла и обеспечивают более плавный ход штока (это влияет на надежность).Коротко об отличиях и преимуществах можно посмотреть в видео:

Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН)УЭЦН – установка электроцентробежного насоса, в английском варианте - ESP (electric submersible pump). По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России. Кроме того, в отличие от штанговых скважинных насосов, УЭЦН можно использовать в "кривых" скважинах, а также на шельфе.В общем и целом УЭЦН - обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой + насос), электрокабеля, колонны насосно-компрессорных труб, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления).В составе подземной части УЭЦН много частей. Это: Погружной электродвигатель, который питает насос. Двигатель заполнен специальным маслом, которое, кроме того, что смазывает, еще и охлаждает двигатель,а так же компенсирует давление, оказываемое на двигатель снаружи.Непосредственно насос. Насос состоит из секций, а секции из ступеней. Чем больше ступеней – тем больше напор, который развивает насос. Чем больше сама ступень – тем больше дебит (количество жидкости прокачиваемой за единицу времени).Протектор (или гидрозащита) электродвигателя. Он отделяет полость двигателя заполненную маслом от полости насоса заполненной пластовой жидкостью, передавая при этом вращение, а также решает проблему уравнивания давления внутри двигателя и снаружи (там бываетдо 400 атмосфер, это примерно как на трети глубины Марианской впадины).Газосепаратор Измерители давления и температуры,Защитные устройства. Это обратный клапан (самый распространенный – КОШ – клапан обратный шариковый) – чтобы жидкость не сливалась из труб, когда насос остановлен (подъем столба жидкости по стандартной трубе может занимать несколько часов – жалко этого времени). А когда нужно поднять насос – этот клапан мешается – из труб постоянно что-то льется, загрязняя все вокруг. Для этих целей есть сбивной (или сливной) клапан КС – смешная штука – которую каждый раз ломают когда поднимают из скважины.Подробнее о них можно прочитать у fduchun76 тут. Также советую прочитать у victorborisov репортаж с предприятия, где изготовляются насосы ЭЦН.

Если коротко, то внутри происходят два основных процесса:отделение газа от жидкости - попадание газа в насос может нарушить его работу. Для этого используются газосепараторы (или газосепаратор-диспергатор, или просто диспергатор, или сдвоенный газосепаратор, или даже сдвоенный газосепаратор-диспергатор). Кроме того, для нормальной работы насоса необходимо отфильтровывать песок и твердые примеси, которые содержатся в жидкости.подъем жидкости на поверхность - насос состоит из множества крыльчаток или рабочих колес, которые, вращаясь, придают ускорение жидкости.

Как я уже писал, электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

В сборе УЭЦН выглядит вот так:

После того, как жидкость поднята на поверхность, ее необходимо подготовить для передачи в трубопровод. Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).Пластовая вода – это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80 %. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо. Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

Вначале нефть попадает на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод).

Все данные по добыче - суточный дебит, давления и прочее фиксируются операторами в культбудке. Потом эти данные анализируются и учитываются при выборе режима добычи.Кстати, читатели, кто-нибудь знает почему культбудка так называется?

Далее частично отделенная от воды и примесей нефть отправляется на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) для окончательного очищения и поставки в магистральный трубопровод. Однако, в нашем случае, нефть вначале проходит на дожимную насосную станцию (ДНС).

Как правило, ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УКПН недостаточно.Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ — под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной ёмкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.

На нефтепромыслах нефть после прохождения групповых замерных установок принимается в буферные ёмкости и после сепарации поступает в буферную ёмкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему насосу.

УКПН представляет собой небольшой завод, где нефть претерпевает окончательную подготовку:

Дегазацию (окончательное отделение газа от нефти)
Обезвоживание (разрушение водонефтяной эмульсии, образующейся при подъеме продукции из скважины и транспорте ее до УКПН)
Обессоливание (удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания)
Стабилизацию (удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке)

Для более эффективной подготовки нередко применяют химические, термохимические методы, а также электрообезвоживание и обессоливание. Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк, включающий резервуары различной вместимости: от 1000 м³ до 50000 м³. Далее нефть через головную насосную станцию подается в магистральный нефтепровод и отправляется на переработку. Но об этом мы поговорим в следующем посте:)

В предыдущих выпусках:Как пробурить свою скважину? Основы бурения на нефть и газ за один пост - http://student-geolog.livejournal.com/94950.html

[ОСТАЛЬНЫЕ МОИ ФОТОРЕПОРТАЖИ СМОТРИТЕ ЗДЕСЬ]

engineering-ru.livejournal.com

1. Определение времени до появления подачи уэцн, шгн.

Время, необходимое для подъема жидкости до устья, определяется по формуле:

1) для УЭЦН

Нст * К

t=--------------- , сек

где Нст - статический уровень, м.

К - коэффициент равный 2 для НКТ 2".

3 для НКТ2,5".

q - номинальная производительность ЭЦН, л/сек. (50м3/сут * 1000 / 86400 = 0,58 л/сек)

для УШГН

Нст * К * 0,024

T =------------------------ , час

Q ф

Qф – фактический дебит ШГН, определяется по формуле:

Qф = Qт * Кпод , м3/сут

где Qт – теоретический дебит ШГН, м3/сут

Кпод – коэффициент подачи ШГН

Теоретический дебит определяется по формуле:

Qт = Lх * N * Кшгн , м3/сут

где Lх – длина хода головки балансира СК, м.

N – число качаний в минуту

Кшгн – переводной коэффициент (К=1440 * π*d2/4000000)

где d – диаметр плунжера, мм

2. Системы телемеханики, применяемые в цднг. Контролируемые параметры.

В настоящее время вТПП«Лангепаснефтегаз» находится вэксплуатации система телемеханики «Юниор 3». Она предназначена для работы всоставе локальной сети нефтепромысла вкачестве автоматизированного диспетчерского пульта (АДП) системы телемеханики саппаратурой контролируемых пунктов (КП) типа СТМ-ZK2. «Юниор 3» работает без постоянного обслуживающего персонала свозможностью звукового вызова оператора при определенных ситуациях (поступлениях сигнала ТС и др. АДП обеспечивает выполнение следующих функций:

• телеизмеренияинтегральные (ТИИ),

• контроль телесостояния(ТС),

• телеизмерениятекущие (ТИТ),

• телеуправления (ТУ),

• осуществляет связь сверхним уровнем управления всоставе локальной вычислительной сети.

В целях обеспечения оперативности работы специалистов ЦДНГ,каждый из них обеспечен рабочим местом на базе офисных ПК. Все компъютерыцеха связаны вединую информационную сеть, спропускной способностью 10 Мбит/с. База данных хранится на сервере.

В настоящий момент программная часть комплекса позволяет решать задачи АСУ ТП на уровне цеха исостоит из нескольких АРМов,которые обеспечивают следующие функциональные возможности.

АРМ технолога

описание объектов нефтепромысла

• кустов

• КНС,ДНС

• ТП

• скважин (добывающих, нагнетательных)

элементов оборудования (насосы, эл. двигатели, сепараторов, ГЗУ,БГ, счетчики, фидерыит.д.)

АРМ специалиста КИП иА

• привязка контроллеров кобъектам нефтедобычи

• описание свойств контроллеров иизмеряемъгхпараметров

• выбор протокола работы контроллеров

АРМ диспетчера

• просмотр оперативной информации по объектам телемеханики

• управление системой сцелью оперативного сбора информации по интересующему объекту

• сигнализация аварийных событий.

Система имеет возможность работы врадио варианте, влинейном варианте, через ретранслятор, атакже влюбой комбинации этих вариантов. ВТПЛ система телемеханики на всех промыслах.работаетпо радиоканалу.

Все объекты, включая имаксимально удаленные, подключены ксистеме телемеханики. Система телемеханики «Юниор 3» позволяет организацию различного вида сводок, отчетов. Данная система удобна в обслуживании, наглядна вэксплуатации, максимально исключает человеческий фактор, позволяет хранить

информацию до полутора лет ипередавать вэлектронном виде, адаптированную ксовременным компьютерам.

К основным контролируемым параметрам относятся: 1) Телесостояниескважин; 2) Дебит скважин; 3) Приемистостьскважин; 4) Давление вГЗУ,БГ; 5) Ток ЭЦН;6) ТелединамометрированиеШГН(только в ЦДНГ-З).

В настоящее вцелях осуществления оперативного контроля врежиме реального времени вТПП «Лангепаснефтегаз» реализован вывод информации сблоков погружнойтелеметрии истанцию управления УЭЦН,на рабочее место технолога, через применяемую систему телеметрии «ЮНИОР —3». Втелемеханикувыводятся параметры в реальном времени сблока погружнойтелеметрии УЭЦН:ток ПЭДпо фазам, напряжение сети по фазам, сопротивление изоляции, дисбаланс напряжения, загрузка ПЭД,давление на приеме, температура ПЭД,причина остановки. Система ТМ ведет регистрацию исохранение параметров.

3. Устройство и принцип работы ПСМ АГЗУ «Спутник»

Установка предназначена для автоматического измерения количества жидкости, добываемой из нефтяных скважин, с последующим определением дебита скважин.

Установка осуществляет контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости.

Устройство.

Установка состоит из: переключатель скважин ПСМ, обогреватель электрический, гидропривод, заслонка, клапан предохранительный, сепаратор замерный, регулятор расхода, счетчик жидкости турбинный ТОР, клапан обратный, байпас, манометр электроконтактный, вентилятор, трубопровод общий, блок управления индикации (БМА), задвижки и шаровые краны.

Принцип действия.

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в ПСМ. При помощи переключателя 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 при открытой заслонке поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора.

С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивает циклическое прохождение накопившейся жидкости через ТОР1 50(10) с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

За время продавки жидкость проходит через счетчик ТОР и направляется в общий трубопровод.

Счетчик ТОР выдает на БУИ импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключением скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики.

При срабатывании реле включается электродвигатель ГП-2 и в системе гидравлического управления повышается давление.

Привод переключателя ПСМ под воздействием давления гидропривода ГП-2 перемещает поворотный патрубок переключателя и на измерение подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени. Время измерения устанавливается на промысле в зависимости от конкретных условий дебита скважины, способов добычи, состояния разработки месторождений и др.

В установках предусмотрена возможность контроля работы скважин по отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР.

Установка имеет электрическое освещение, обогреватели, принудительную вентиляцию. Щитовое помещение имеет естественную вентиляцию и электрические нагреватели

studfiles.net

Штанговый глубинный насос - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Штанговый глубинный насос

Cтраница 1

Штанговый глубинный насос представляет собой насос с проходным поршнем, приспособленным для работы в нефтяных скважинах на больших глубинах. [1]

Штанговые глубинные насосы обладают рядом достоинств: простотой конструкции, возможностью откачки жидкости из нефтяных скважин, когда другие способы эксплуатации неприемлемы или экономически невыгодны, механизацией процесса откачки, простотой регулирования отбора жидкости и обслуживания установки. Штанговый насос является поршневым насосом прямого действия с проходным поршнем. Общая схема установки глубинного штангового насоса представлена на рис. 6.3. Цилиндр 7 насоса опускается в скважину на насосных трубах 5 на некоторую глубину под уровень жидкости. Всасывающий шаровой клапан 10 установлен на нижнем конце цилиндра. На насосных штангах 6 спускают плунжер, подвешиваемый на колонне насосных штанг с помощью специальной клетки. Через сальниковый шток 1 верхний конец штанг при помощи специальной подвески 2 крепят к головке балансира 3 станка-качалки. Он качается на опоре ( оси) 4, укрепленной на стойках. Балансир приводится в действие с помощью кривошипно-шатунного механизма, при этом происходит возвратно-поступательное движение штанг и соединенного с ними плунжера. При ходе штанг и плунжера вверх вследствие давления жидкости на всасывающий клапан снизу и снижения давления в цилиндре клапан поднимается и нефть поступает в насос. Нагнетательный клапан давлением вышележащего столба жидкости в насосных трубах в это время закрыт. [2]

Штанговые глубинные насосы делятся на невставные трубные и вставные. По типу поршня насосы могут быть плунжерные, манжетные и гуммированные. [3]

Штанговые глубинные насосы обладают рядом достоинств: простотой конструкции, возможностью откачки жидкости из нефтяных скважин, когда другие способы эксплуатации неприемлемы или экономически невыгодны, механизацией процесса откачки, простотой регулирования отбора жидкости и обслуживания установки. Штанговый насос является поршневым насосом прямого-действия с проходным поршнем. Общая схема установки глубинного штангового насоса представлена на рис. 6.3. Цилиндр 7 насоса опускается в скважину на насосных трубах 5 на некоторую глубину под уровень жидкости. Всасывающий шаровой клапан 10 установлен на нижнем конце цилиндра. На насосных штангах 6 спускают плунжер, подвешиваемый на колонне насосных штанг с помощью специальной клетки. Через сальниковый шток 1 верхний конец штанг при помощи специальной подвески 2 крепят к головке балансира 3 станка-качалки. Он качается на опоре ( оси) 4, укрепленной на стойках. Балансир приводится в действие с помощью кривошипно-шатунного механизма, приг этом происходит возвратно-поступательное движение штанг и соединенного, с ними плунжера. При ходе штанг и плунжера вверх вследствие давления жидкости на всасывающий клапан снизу и снижения давления в цилиндре клапан поднимается и нефть поступает в насос. Нагнетательный клапан давлением вышележащего столба жидкости в насосных трубах в это время закрыт. [4]

Штанговые глубинные насосы делятся на невставные трубные и вставные. По типу поршня насосы могут быть плунжерные, манжетные и гуммированные. [5]

Штанговые глубинные насосы по конструкции подразделяются на невставные ( трубные) и вставные. [6]

Штанговые глубинные насосы по конструкции делятся на две основные группы: 1) невставные ( трубные) насосы; 2) вставные глубинные насосы. [7]

Штанговый глубинный насос ( ШГН) имеет привод, расположенный на поверхности и соединенный с глубинным насосом одинарного или дифференциальною шпа, он работает от элск тродвигателя или газового двигателя. [8]

Штанговый глубинный насос ( ШГН) имеет привод, расположенный на поверхности и соединенный с глубинным насосом одинарного или дифференциального типа; он работает от электродвигателя или газового двигателя. [9]

Штанговые глубинные насосы имеют некоторые недостатки, ограничивающие область их применения. [10]

Штанговые глубинные насосы подразделяются на невставные ( трубные) насосы НГН и вставные НТВ. [12]

Штанговыми глубинными насосами можно добывать нефть с глубины до 3000 метров. [13]

Работа штанговых глубинных насосов на больших глубинах затруднена и эксплуатация скважин ими мало эффективна. Это вызывает необходимость применять в глубоких скважинах насосы малого диаметра, а уменьшение диаметра насоса снижает отбор жидкости из скважины. [14]

У серийных штанговых глубинных насосов из-за дефектов изготовления и сборки втулок цилиндра трудно добиться образования круглого соосного канала. Поэтому плунжер, цельным длиной 1200 мм, плотно не прилегает к по всей поверхности, вследствие чего не обеспечивается достаточное уплотнение пары плунжер-цилиндр. Увеличение номинального диаметра плунжера с целью обеспечения Хорошего уплотнения приводит лишь к быстрому износу плунжера и цилиндра в период приработки этой пары. Требуемое уплотнение должно обеспечиваться с незначительным трением в плун-паре при работе насоса. [15]

Страницы: 1 2 3 4

www.ngpedia.ru

Билет14

1. Осложнения при эксплуатации УШГН, методы борьбы с ними.

- повышенноегазосодержаниена приеме насоса

-большое содержание песка воткачиваемойжидкости(песок, попадая вглубинный насос, приводит кизносу пары трения «цилиндр —плунжер»,клапанов, авряде случаев вызывает заклиниваниеплунжеравцилиндре иобрыв штанг.Кроме того, чрезмерное количество песка впродукции приводит косаждению части его на забое скважин, образованию песчаных пробок иснижению продуктивности. Применяются различные фильтры, привинчиваемыекприемному клапану насоса., песочные якоря. Впесочном якоре жидкость изменяет направление движения на 180', песок отделяется искапливается в специальном кармане внижней части якоря. При заполнении кармана песком якорь извлекают на поверхность иочищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование вякоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка.

- отложения солей навузлах насоса ивНКТ;

- асфальтено-смоло-парафиновыеотложения вНКТина насосных штангах;

- сильное искривление скважин

- коррозия нефтепромыслового оборудования.

-высоковязкиеивысокопарафинистыенефти

Чаще всего возникают осложнения вследствие влияния газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра

Борьба сгазом:

- увеличение глубины спуска насоса

- газопесочныеякоря

Борьба спарафином:

-скребки-центраторы на штангах

-обработка химреагентом

-тепловые методы (АДПМ)

Борьба смеханическими примесями:

-установка сетчатых фильтров

-установка газопесочныхякорей

2. Порядок определения причины отказа ушгн.

Производят динамометрирование и по динамограмме определяют тип неисправности насоса.

Причины:

Механические примеси;
Выработка нагнетательного клапана;
обрыв плунжера
истирание плунжера
заклинивание плунжера
Влияние АСПО+ мех. пр.
Обрыв штанг
Отбраковка НКТ, износ резьбы, коррозия, смятие, протерты.
Коррозия клапанов, штанг и плунжера.

Одной из главных причин снижения срока службы скважинного насоса являются некачественное изготовление деталей и небрежная сборка его узлов, а именно: эллипсоидность, конусность и не прямолинейность осей цилиндра и плунжера. Вследствие этого между трущимися поверхностями плунжера и цилиндра в отдельных сопрягающихся точках или площадках возникают значительные удельные давления, которые приводят к увеличению силы трения при движении плунжера в цилиндре.

3. Виды и расшифровка практических динамограмм работы ушгн.

Методика расшифровки (чтения) динамограмм основана на теоретической динамограмме нормальной работы глубинного насоса, при построении которой учтено действие лишь следующих сил: тяжести, упругости материала штанг и труб; полужидкого трения (штанг о трубы, плунжера в цилиндре и др.) и силы Архимеда. Исключено действие сил инерции движущихся масс и гидродинамического трения, т. е. движение штанг предполагается замедленным. Кроме того, принято, что насос и трубы герметичны, откачиваемая жидкость лишена упругости и дегазирована, цилиндр насоса полностью заполняется жидкостью.

Цикл действия глубинного насоса состоит из четырех процессов и изображается в координатах: нагрузка Р на штанги в точке подвеса и перемещение S точки подвеса в виде параллелограмма.

Практические динамограммы нормальной работы насоса вследствие действия сил инерции и возникновения собственных и вынужденных упругих колебаний штанговой колонны отличаются от простейшей динамограммы тем больше, чем больше число качаний станка, глубина спуска насоса и (в меньшей мере) длина хода. В таких случаях нужно использовать метод А.С.Вирновского расчета и построения глубинной динамограммы насоса по данным, получаемым из обычной динамограммы, снятой в точке подвеса штанг. Этим методом глубинная динамограмма усилий, например в самой нижней штанге, дает возможность исключить влияние колебательного процесса в штангах, трубах и столбе жидкости и получить легко читаемую динамограмму непосредственно глубинного насоса.

Рис. 2. ‘,

Практические динамограммы нормальной работы насоса

На рис. 2 показаны практические динамограммы нормальной работы глубинного насоса. Волнообразные линии при ходах штанг вверх и вниз фиксируют упругие колебания штанг: собственные и вынужденные с превалированием первых. При больших величинах сил трения и больших утечках в рабочих парах насоса колебания сильно затухают, вплоть до полного исчезновения.

Рис. 3.

Изменение формы динамограммы с изменением числа качаний а – п = 7; б – п * 13; в – п = 24

На рис. 3 представлена серия динамограмм, снятых при различных числах качаний станка и постоянстве всех других параметров откачки и условий эксплуатации, показывающих существенные изменения формы динамограммы вследствие интенсивного колебательного процесса, возникающего в штанговой колонне.

Методика элементарной обработки динамограмм, снятых в точке подвеса штанг при значении т, не большем 0,2/0,25, в общих чертах, состоит в построении простейшей теоретической динамограммы (параллелограмма) и в сравнении ее с обрабатываемой практической динамограммой. При возникновении различных дефектов в насосной установке происходят соответствующие изменения в геометрии динамограммы.

Следует учитывать, что без обработки динамограммы составление правильного заключения возможно лишь в случаях, когда параметры оборудования скважины после предшествующего динамометрирования (проведенного с обработкой динамограммы) не изменились, а конфигурация новой динамограммы дает исчерпывающую информацию о работе оборудования и без ее обработки.

Ниже приводится краткое описание и разбор наиболее характерных динамограмм, фиксирующих часто встречающиеся отклонения от нормальной работы глубинных насосов.

Динамограммы, фиксирующие утечки жидкости в подземном оборудовании.

Имеются в виду утечки более или менее значительной величины, влияющие на подачу насоса (по практическим замерам подачи). Утечки, составляющие 5% и менее от производительности насоса, трудно обнаружить на промысловой динамограмме.

Рис. 4.

Динамограммы работы насоса с утечкой жидкости в нагнетательной части

а – простейшая теоретическая; б – практическая

На рис. 4а приводится простейшая теоретическая динамограмма, показывающая значительную утечку жидкости нагнетательной части насоса. Под этим термином подразумевается утечка в зазоре между плунжером и цилиндром, в нагнетательном клапане, в месте сопряжения седла клапана и гнезда и др. В каждом конкретном случае утечка может возникнуть в одном из перечисленных мест и может быть любое сочетание этих видов утечки, но форма динамограммы (если величина утечки одна и та же) будет почти одинаковой. Методов количественной оценки величины утечки по динамограмме не существует.

Характерной особенностью динамограмм рассматриваемого типа является нарушение параллельности линий восприятия нагрузки штангами и разгрузки штанг. Наклон линии восприятия увеличивается, а наклон линии разгрузки уменьшается, и сама линия закругляется в части, соответствующей концу хода плунжера вверх. Имеются и другие признаки, хорошо видные на рис. 4а. На рис. 4б приводится в качестве примера практическая динамограмма утечки жидкости в нагнетательной части насоса.

Рис. 5.

Динамограммы работы насоса с утечкой жидкости в приемной части

а – простейшая теоретическая; б – практическая

На рис. 5а и 5б приводятся теоретическая и практическая динамограммы значительной по величине утечки жидкости в приемной части насоса, т. е. между шариком и седлом приемного клапана, между конусом и седлом и т. д. В общем форма динамограммы при утечке жидкости в приемной части глубинного насоса такая же, как и при утечке ее в нагнетательной части, но повернута в отношении осей координат на 180°.

В обоих рассматриваемых видах динамограмм фиксируется тем большая относительная утечка жидкости, чем сильнее форма динамограммы отличается от формы простейшей теоретической динамограммы – в первую очередь в отношении нарушения параллельности линий восприятия нагрузки и разгрузки.

Динамограммы незаполнения цилиндра насоса жидкостью.

Эти динамограммы могут получаться по двум совершенно различным причинам:

studfiles.net

1.Понятие нефти ,физические и химические свойства нефти .Понятие разработка месторождения.

Билет1

Определение нефти. Ее физические и химические свойства Нефть - горючая, маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой раствор чистых углеводородов и углеводородов, содержащих в молекуле атомы кислорода или азота, или серы. Наиболее широко в нефтях представлены УВ трех основных рядов: 1) метанового (парафинового) ряда, 2) Нафтеновых УВ и 3) ароматические соединения.

Физические свойства нефти: Плотность (объемная масса) -отношение массы вещества к ее объему, кг/м3.

Вя́зкость (вну́треннее тре́ние) —свойство жидкостей и газов оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой.

РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗОВ В НЕФТИ— способность газов образовывать растворы снефтью. На растворимость газов в нефти влияют в основном давление, температура, состав газа и нефти. С ростом давления растворимость газов в нефти повышается, с увеличением температуры — уменьшается. Отдельные компонентынефтяных газовимеют различную степень растворимости в нефти (селективная растворимость нефтяных газов) при одинаковом давлении и температуре.

ГАЗОВЫЙ ФАКТОР- отношение количества выделившегося газа (в м3) к количеству нефти (в т или в м3).

Разработка месторождений полезных ископаемых – система организационно – технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр с соблюдением требований охраны недр. Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;
сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;
способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

2 .Порядок приемки скважин оборудованных ушгн, после подземного ремонта.

1) При запуске скважины производится опрессовка насосом и определяется подача жидкости с составлением соответствующего акта на опрессовку скважины и отражением сведений о наличии опрессовки и подачи в наряд-задании на ПРС.

2) При запуске обязательно производится динамометрирование для определения работоспособности УШГН.

3) Если опрессовка отсутствует (допускается падение давления с 40 атм до 35 атм за 5мин), технолог по динамограмме определяет причину неэффективной работы насоса. При необходимости бригада ПРС после запуска проводит промывку насоса. При отрицательном результате технолог ЦДНГ принимает решение о подъеме УШГН для определения причин отказа.

4) Бригада ПРС заполняет соответствующие графы гарантийного паспорта ШГН.

5)Основанием для сдачи скважины и переезда бригады на следующую скважину является наличие опрессовки, подачи и нормальная работа насоса по динамограмме.

6)По истечении 48 часов с момента опробования (наличие номинальной подачи насоса, герметичности колонны НКТ, герметичности устьевого оборудования) для скважин оборудованных УЭЦН или штанговыми насосами НСН (НСВ)-57,44,38 и через 72 часа для насосов НСН (НСВ)-29,32 при подписанном мастером ЦДНГ акте о приеме территории, независимо от выхода скважины на режим, технолог и начальник ЦДНГ в течении 1 суток подписывают акт на текущий ремонт.

При отказе в приеме скважины из ремонта начальник ЦДНГ выдает письменный мотивированный отказ.

Причины отказа после повторного ремонта скважины определяются комиссией по результатам расследования. Оплата повторного ремонта производится на основании закрытия гарантийного паспорта ШГН.

3. Устройство и принцип действия БГ

Блок гребенки предназначен для распределения и измерения давления и расхода воды, подаваемой от водоводов кустовых насосных станций к нагнетательным скважинам в системах поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях. Рабочей средой служит вода (речная, сеноманская, подтоварная),неагрессивная к нержавеющим сталям.

Блок БГ предназначен для распределения, измерения расхода и давления воды, закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления (ППД).

В помещении блока размещены:

На каждом напорном водоотводе установлены счетчики воды СВУ. Блок состоит из основания и каркаса, закрытого снаружи трехслойными панелями с утеплением.

studfiles.net