Главная | Обратная связь

Законтурное заводнение

Билет №1

№1. Устройство, принцип работы и типоразмеры станков-качалок, редукторов

Штанговыми насосными установками добывается нефть с глубин до 2500 м, от 1 до 500 т жидкости в сутки в зависимости от диаметра и глубины спуска насоса.

Схема и действие штанговой насосной установки .В С на колонне НКТ диаметром 38-102мм на глубину h ниже уровня жид-ти спускают глубинный насос - обычный поршневой насос одинарного действия с проходимым поршнем. В нижней части насосного цил-дра установлен приемный клапан 1, открывающий вверх. Поршень (плунжер) насоса, несущий на себе выкидной клапан 2, подвешивают внутри цилиндра на колонне насосных штанг 3 диаметром 16-25мм. На устья С устанавливают тройник 4 с сальником 5. Верхняя штанга, пропускаемая через сальник 5, к-рая называется полированным штоком, соединена с головкой балансира 6 СК, к-рый при помощи кривошипно-шатунного мех-ма 7,8 передает возвратно-поступательные движения колонне штанг и подвешенному на них плунжеру. Станок приводится в действие двигателем 9 через систему передач. При ходе плунжера вверх на клапан 2 на плунжере действует давление вышележащего столба жид-ти в НКТ и он закрыв. При этом под действием столба жид-ти в затрубном пространстве нижний (всасывающий) клапан открывается и жид-ть поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, выкидной клапан на плунжере открывается и плунжер погружается в жид-ть, к-рая находится в цилиндре насоса, и затем поступает НКТ. При непрерывной работе насоса процессы всасывания и нагнетания чередуются, уровень жид-ти в НКТ поднимается до устья и начинается перелив ее в выкидную линию через тройник 4.

Все оборудование насосной установки состоит из: 1) наземного оборудования, к которому относятся оборудование устья скважины и станок-качалка, и 2) подземного оборудования, т. е. насосных труб, глубинного насоса, насосных штанг и защитных приспособлений.

Конструктивные особенности редукторных станков-качалок следующие:

1.Все станка имеют закрытые двухступенчатые редукторы.

2.Редукторы снабжены двухколодочными тормозами для воз­можности остановки балансира в любом положении после выключе­ния двигателя.

3. Передача движения от двигателя к редуктору осуществляется клиновидными ремнями. Они водонепроницаемы, могут работать без защиты от атмосферных осадков, безопасны в пожарном отно­шении.

4.Балансиры имеют откидную или повертывающуюся на 180° вокруг вертикальной оси головку, что обеспечивает свободное про­хождение талевой системы при ремонтах скважин и безопасность ведения работ.

5. На всех станках применена канатная подвеска, что облегчает регулирование штока при посадке плунжера в цилиндре насоса.

Для скважин различной глубины и производительности выпу­скают станки-качалки различных типов.

(ГОСТ 5866-56) пяти типов: СKH2-615, СКНЗ-1515, СКН5-3015, СКН1О-3315, СКН10-3012.а) первые три буквы — «станок-качалка нормального ряда»; б) цифры после букв — наибольшую на­грузку в точке подвеса штанг в т; в) цифры после тире — первая цифра в случае трехзначного числа или первые две цифры в случае четырехзначного числа означают наибольшую длину хода точки подвеса штанг в дециметрах; г) последние две цифры — наибольшее число, качаний балансира в минуту.

Типоразмеры редукторов предназначенных для станков-качалок:

10 типоразмеров с крутящими моментами: 100, 250, 400, 700, 1600, 2500, 4000, 6000, 8000, 12000 кгс*м. Для всех редукторов выбрана единая конструкция двухступенчатого типа Ц2Н. Для этих редукторов общими являются следующие показатели: передаточное число 38, передаточное число быстроходной передачи 6.25, тихоходной передачи 6.071; число зубьев шестерни быстроходной передачи 12, а колеса 75; число зубьев шестерни тихоходной передачи 14, а колеса 85.

№2 Назначение, устройство электроконтактного манометра типа ВЭ16 Рб. Правила монтажа и эксплуатации

Назначение: Электроконтактные манометрические приборы предназначены для измерения избыточного или вакуумметрического (недостаточного в случае магистральных трубопроводов) давления и дискретного управления электрическими цепями вспомогательных и регулирующих устройств.

Принцип действия: Электроконтактная группа приставки механически связана со стрелкой показывающего прибора и при достижении номинального (порогового) или минимального значения происходит замыкание или размыкание (в зависимости от типа приставки) электрической цепи.

Конструкция: Электроконтактная приставка (ЭП) выполнена в виде пластиковой прозрачной оболочки, в которой размещена электроконтактная группа (ЭГ). ЭГ снабжена указателями, с помощью которых осуществляется настройка приставки на пороговое значение.

Монтаж: ЭП монтируется на манометр вместо штатного стекла. Для центровки ЭП относительно манометра в шкале манометра сделаны прорези. Для более прочного электрического соединения в приставке используются контакты с магнитным поджатием. Магниты придают системе контактов скачковую характеристику, что обеспечивает надежную защиту контактов от воздействия электрической дуги и, соответственно, увеличивает максимальную разрывную мощность контактов.

№3. Регулировка дебита скважин, оборудованных ЭЦН; штуцер, его назначение

№4. Надзор за состоянием условий труда

Надзор за состоянием условий труда осуществляется органами надзора по охране труда и промышленной безопасности.

1) Государственные органы

а) высший надзор за исполнение возложен на прокуратуру,

б)Ростехнадзор (проверяют опасные производственные объекты, выписывают предписания)

в)Гос.инспекция по охране труда(Рострудинспекция)

г)Гос.санэпидем.надзор(при Минздраве) д)Гос.пожар.надзор(при МЧС)

2) Ведомственный(оперативный)надзор

а)ежедневный контроль непосредственным руководителем работ(мастер, прораб, механик)

б)контроль раз в месяц начальником цеха и его службы)

в)контроль осуществляется постоянно действующей комиссией по безопасности труда(по плану)

3)Общественный контроль

Трудовой кодекс РФ: «по инициативе работодателя или профсоюза создаются комиссии по контролю за охраной труда и промышл.безопасностью на паритетной основе»

Проведение инструктажей

Вводный

Инструктаж на рабочем месте: а) первичный, б) вторичный,

в) внеплановый -проводится мастером в связи:

-изменением технологического процесса или внедрения нового оборудования,

-при введение новых правил или инструкций по данному виду работы

-по приказу или распоряжению руководства предприятия

-при перерывах в работе более 30 дней,

-по приказу, связанному с аварией или несчастным случаем,

-по предписанию органов надзора по охране труда и пром. Безопасности

г) целевой

Виды проверок знаний по безопасному ведению работ

1)первичная проверка знаний 2)периодическая проверка знаний

3)внеочередная проверка, проводится в связи:

-при изменении технолог. процесса, внедрения нового оборудования, машин

-при введении новых правил и норм безопасности, инструкции по безопасному ведению работ

-в случае выявления нарушений требований норм, правил, инструкций, что могло привести к аварии или несчастному случаю

-по требованию органов госуд. Надзора -при переводе на другую работу или перерыве больше 6 месяцев

-по приказу или распоряжению руководства предприятия

№5. Защитные средства органов слуха и зрения

1)защитные очки( от пыли, тв.частиц, от радиации, излучения, яркости)

-с однослойными или трёхслойными линзами, -прилегающие, неприлегающие

-открытые, закрытые (ЗП-с прямой вентиляц, ЗН-с непрямой, ЗПД-двойные)

-герметичные(полностью изолируют)

2)защита органов слуха(больше 85дб)

-противошумные наушники(защищают ушную раковниу снаружи)

-вкладыши(перекрывают ушной канал, уменьшают шум в 8-15 раз)-шлемы и каски -противошумные костюмы

 

Билет №2

№1. Устройство насоса ЭЦН, типоразмеры ЭЦН

ЭЦН - секционный, ступенчатый. Все насосы (Н) делятся на 2 группы: обычного и износостойкого исполнения (предназначены для работы в С, в продукции которых имеется небольшое кол-во песка и других мех. примесей (до 1% по массе)). По перечным размерам все Н делятся на 3 условные группы: 5,5А и 6. Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм, группа 5А-103 мм группа 6-114 мм. Длина Н определяется его типом и числом ступеней и изменяется от 5,1 до 10,8 м. ЭЦН 5А-360-600 означает, что Н группы 5А с подачей 360 м2/сут и напором 600 м; ЭЦН 5-40-950; ЭЦН 6-500-750; ЭЦН 6-500-450; ЭЦН 6-100-1800.

Секции Н, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой мет. корпус, изготовленный из стал .трубы, длиной 5500 мм. Длина Н определяется основными параметрами Н - подачей и напором. Ступень центробежного Н состоит из раб. колеса и направляющего аппарата, выполняющихся обычно из чугуна. Подача и набор ступени зависит от поперечного размера и конфигурации проточной части (формы лопатой), а также от частоты вращения. В корпусе секций Н вставляется набор ступеней, представляющие собой собранные на валу раб. колеса и направляющие аппараты. Раб. колеса устанавливаются на валу на продольной призмат. шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от проворота в корпусе спец. гайкой - ниппелем, расположенным в верхней части корпуса. Снизу в корпусе привинчивается основание колеса с приемными отверстиями и фильтром, через которые жид-ть из С поступабет к 1 ступени Н. Для уменьшения силы трения между направляющим аппаратом и раб. колесом и создания уплотнения в ступени в расточку нижнего диска колеса запрессована шайба из текстолита. Верхний конец вала Н вращается в подшипнике скольжения и заканчивается спец. пятой, воспринимающей нагрузку на вал вес через пружинное кольцо. Радиальные усилия в Н воспринимаются подшипниками скольжения, установленными в основании, ниппеле и на валу Н. Между колесами устанавливаются латунные втулки, которые вращаясь в отверстиях направляющих аппаратов, также служат подшипниками. В верхней части Н (верхней секции) находится ловильная головка, в которой устанавливается обратный клапан и к которой крепится НКТ.

№2. Назначение, устройство, принцип действия манометрического термометра

Манометрические термометры предназначаются для измерения тем­пературы жидких и газообразных сред в стационарных условиях в интер­вале от —150 до 600 °С.

Принцип действия манометрических термометров основан на изме­нении давления заполнителя термосистемы от температуры измеряемой среды. В зависимости от применяемого заполнителя термосистемы ма­нометрические термометры делятся на газовые, жидкостные и конден­сационные. Замкнутая система манометрического термометра состоит из термобаллона 2, соединительного капилляра 1 и манометрической пружины 6.

Изменение температуры контролируемой среды воспринимается заполнителем термосистемы через термобаллон 2 и преобразуется в из­менение давления, под действием которого манометрическая трубчатая пружина 6 с помощью тяги 8, сектора 3 и трибки 7 перемещает стрелку 4 относительно шкалы 5. Это перемещение через соответствующие устрой­ства передается на сигнальное устройство; у термометров с пневматичес­ким выходным сигналом — на пневматический преобразователь; у тер­мометров с электрическим выходным сигналом — на механоэлектрический преобразователь.

В термометрах с сигнальным устройством изменение изме­ряемой температуры воспринимается термобаллоном 1 и передается на манометрическую пружину 2, которая несколько распрямляясь, через сектор 3 и трибку 4 приводит в движение стрелку 5 относительно шка­лы 7. Вместе с показывающей стрелкой перемещается ведущий поводок 11 с двумя подвижными поводками 9 и 10.

В качестве датчиков электрического сигнала используют два непод­вижных предельных контакта. Один из них 6 выдает сигнал минималь­ного, а другой 13 — максимального значения температуры контролируе­мой среды. Связь показывающей стрелки и подвижных контактов осу­ществляется через спиральные волоски. Установка пределов сигнализа­ции осуществляется с помощью указателей пределов сигнализации 8, 12. Когда температура достигает значения, заданного с помощью сигналь­ных стрелок, соответствующая контактная пара замыкается и выдается электрический сигнал. Внешнюю электрическую цепь подключают к тер­мометру с помощью клеммной колодки 14.

В термометрах с пневматически выходным сигналом изме­нение измеряемой температуры воспринимается манометрической пру­жиной 10, которая, несколько распрямляясь, приводит в движение стрелку 9 через трибо-секторный механизм 14. Одновременно это изме­нение с помощью рычажного механизма 3 передается на свободный конец пружины механизма обратной связи 7, на котором укреплена заслонка 6.

№3. Отложение парафина при насосной эксплуатации. Способы борьбы с парафином

При добыче парафинистой нефти в глубиннонасосных скважинах возникают осложнения, вызванные выпадением парафина на стенках подъемных труб, что уменьшат их поперечное сечение, а это в свою очередь увеличивает сопротивление перемещению колонны штанг (в ШГН) и движению жидкости, и в узлах глубинного насоса. Рост отложений парафина увеличивает нагрузке на головку балансира станка-качалки и нарушает его уравновешенность, в случае сильного запарафинивания уменьшает коэффициент подачи. Комки парафина попадающие в насос извне, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность.

Отложения парафина в подъемнике приводят к нарушению нормальной работы скважины: снижению ее дебита и коэффициента полезного действия процесса подъема.

Существуют два принципиальных подхода к борьбе с этим нежелательным явлением: снижение шероховатости внутренней поверхности НКТ путем нанесения на нее стекла, эмали, эпоксидной смолы или специальных лаков; использование специальных химических реагентов, называемых ингибиторами парафиноотложений.

1. Предотвращение отложений парафина (превентивный подход):

2. Различные методы удаления отлагающегося парафина:

1). Механические — использование различных по конструкции и форме скребков, спускаемых в подъемник либо на проволоке с помощью специальных автоматизированных лебедок, устанавливаемых на устье скважины, либо так называемых автоматических летающих скребков. Конструктивно скребок устроен таким образом, что при спуске полукруглые по форме пластинчатые ножи сложены и скребок свободно спускается в НКТ. При подъеме ножи раскрываются, их диаметр становится равным внутреннему диаметру НКТ, и они срезают отложившийся парафин, который потоком продукции выносится за пределы устья скважины.

В скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами, для борьбы с твердыми отложениями на внутренней поверхности НКТ используют так называемые пластинчатые скребки, закрепляемые на колонне штанг (на всей длине твердых отложений).

2. Тепловые — прогрев колонны НКТ перегретым паром, закачиваемым в скважину с помощью специальной паропередвижной установки - пропаривание НКТ; прокачку горячей нефти; специальные греющие кабели, спускаемые внутрь НКТ. При подаче на кабель напряжения он разогревается, а отложившийся парафин расплавляется и выносится потоком продукции за пределы устья.

3. Химические — использование различных растворителей парафиновых отложений, закачиваемых в скважину.

№4. Ответственность за нарушение правил и норм охраны труда

1) Дисциплинарная (замечание, выговор, увольнение с работы)

2) Административная(предупреждение, наложение денежных штрафов)

3) Материальная (когад работник нанес ущерб работодателю)

4) Уголовная(нарушение содержит признаки преступного характера)

№5. Техника безопасности при проведении земляных работ

1) Работа должна проводится под руководством, должен быть план, схема с указанием глубины заложения коммуникации

2) Можно капать 1м, если грунт песчаный, без креплений; в скольных грунтах до 2 м

3) Должны быть лестницы-стремянки

4) Грунт должен откидываться на 0.5 м

5) Если копать экскаватором, к нему запрещено подходить ближе, чем на 5 м; во время движения ковш должен быть приподнят на 0.5-0.7 м

 

 

Билет №3

№1. Способы эксплуатации скважин

Фонтанный способ: применяется если пластовое давление велико. Нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по НКТ за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования -превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жид-ти, заполняющей скважину. Этот способ применяется на начальном этапе разработки месторождения. Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.

Компрессорный способ: подъём жид-ти из пласта на пов-ть осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб. Различают 2 способа компрессорной добычи: газлифт(рабочий агент –природный газ) и эрлифт(рабочий агент –воздух)Плюсы: отсутствие подвижных и быстроизнашив деталей, что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка; доступность оборудования для обслуживания и ремонта; простота регулирования дебита.Минусы: высокие капиталовложения в строительство мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов; низкий КПД газлифтного подъемника и системы «компрессор -скважина»

Насосная экспл скважин глубнннонасосными установками:

1) штанговыми насосными установками- глубинный насос, спущенный в скважину, приводится в действие двигателем, размещенным на поверхности, при помощи специального привода через колонну насосных штанг; для откачки жидкости применяются глубинные штанговые на­сосы;

2) бесштанговыми насосными установками- насос спускают в скважину одновременно с двигателем, представляющим вместе с насосом единый агрегат. Агрегат спускают в скважину на насосных трубах, насосные штанги в этой установке отсутствуют. Делятся на цен­тробежные электронасосы и гидравлические поршневые насосы.

№2. Назначение и устройство ФА. Схемы ФА

Принципиально оборудование фонтанных скважин состоит из следующих элементов: колонная головка, фонтанная арматура и манифольды.

Фонтанная арматура предназначена для:

— подвески одной или двух колонн НКТ;

— герметизации и контроля пространства между колоннами НКТ и затрубного пространства;

— проведения различных технологических операций при вы­зове притока, освоении, эксплуатации, исследовании и ремонте; — направления продукции скважины на замерную установку;

— регулирования режима работы скважины и проведения глу­бинных исследований путем спуска приборов в подъемник; — закрытия скважины (при необходимости).

Фонтанные арматуры различаются как по конструкции, так и по прочностным признакам:

— по рабочему давлению;— по размерам проходного ствола;— по конструкции фонтанной елки: крестовые (АФК) и тройниковые (АФТ);— по числу спускаемых в скважину рядов НКТ: однорядные и двухрядные;

— по типу запорных устройств: с задвижками или кранами;

— по типу соединения элементов арматуры: фланцевые и резь­бовые.

Фонтанная арматура состоит из труб­ной головки и фонтанной елки.

Трубная головка предназначена для закрепления в ней колонн НКТ (одной или двух) и представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и установленной на ней переходной катушкой, в которой закрепляется на резьбе колонна НКТ .

Фонтанные елки бывают крестового и тройникового типов. Каждый тип применяется для определенных эксплуатационных условий. Фонтанная елка крестовой арматуры имеет два боковых отвода, один из которых может быть рабочим, а второй — запасным. Фонтанная елка тройниковой арматуры име­ет верхний и нижний отводы (выкиды). Рабочим выкидом всегда является верхний, а нижний — запасным.

В шифре фонтанной арматуры указывается ее тип, проходной диаметр выкида (мм), рабочее давление (МПа). Если арматура обо­рудована кранами, это также указывается в шифре. Например, АФТ-65Кр-14 — арматура фонтанная, тройникового типа, крано­вая с проходным диаметром выкида 65 мм, на рабочее давление 14 МПа.

Важным элементом фонтанной арматуры являются штуцерные колодки, устанавливаемые на выкидах и предназначенные для раз­мещения в них штуцеров, с помощью которых регулируется режим работы фонтанной скважины. Манифольды предназначены для обвязки выкидов фонтанных скважин (арматуры фонтанных скважин) со сборными коллекто­рами, транспортирующими продукцию скважин на пункт сбора и подготовки.

№ 3. Техническое обслуживание и устройство СУС-1,2,3(сальниковые устройства)

Предназначены для уплотнения сальникового штока скважин, эксплуатируемых ШГН и расположенных в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Отличительная особенность сальника: наличие пространственного шарового шарнира между головкой сальника( несущей внутри себя уплотнительную набивку) и тройником. Шарнирное соединение, обеспечивая самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью ствола скважины, уменьшает односторонний износ набивки, увеличивает срок службы сальника.Сальник рассчитан на повышанные давления на устье скважины и обеспечивает надежное уплотнение штока при однотрубных системах сбора нефти и газа.Устьевые сальники изготавливаются двух типов: СУС-1 – с одинарным уплотнением; СУС-2 – с двойным уплотнением(для скважин с высоким статичским уровнем и с газопроявлениями).

№4. Требования безопасности к эксплуатации факельных систем

Газ, поступающий в факел, должен непрерывно сжигаться. Факел должен быть оборудован системой автоматического розжига. Перед зажиганием факела подводящий к нему трубопровод должен быть продут паром, либо инертным газом, либо УВ газом в атмосферу для вытеснения попавшего в факельную систему воздуха до объёмного содержания не более 1 %. Розжиг должен производиться 2-мя обученными рабочими под руководством НТР. Территория вокруг факела в радиусе не менее 50 м должна ограждаться. В пределах ограждённой зоны факела не должно быть колодцев и др. заглублений. Перед входом на территорию факела должна быть вывешена предупреждающая надпись «Вход посторонним запрещён».

В процессе эксплуатации факельного трубопровода необходимо исключить : возможность подсоса воздуха и образование взрывоопасных смесей, а так же возможность закупорок медленными пробками, допуск рабочего на территорию факела без разрешения лица, ответственного за эксплуатацию факела.

Установка факела: 200 м от производственных помещений; 25 м от рабочих мест; 1000 м от посёлка, жилых строений, магистральных дорог; 60 м от ЛЭП; 100 м от групповых установок и ДНС

Высота свечи факела не менее 10 м.

№5. Техника безопасности при эксплуатации сосудов, работающих под давлением

Сосуд, работающий под давлением – герметично закрытая емкость, предназначенная для ведения химических, тепловых, технологических процессов, а так же для хранения и перевозки сжатых, сжиженных газов и жидкостей под давлением. Границей сосуда являются входные и выходные штуцера. На сосуде на видном месте наносится инвентарный номер, давление, дата след испытания. 3-60 атм – клапан устанавливается на 15%; больше 60 атм – на 10% (т.е. если р=60 атм, то клапан работает при р=66 атм)

Персонал, обслуживающий сосуды под давлением должен:

- следить за исправностью сосуда, строго соблюдать установленный режим сосуда

- принимать немедленные меры к устранению неисправностей, угрожающих опасностью

- строго выполнять инструкции по режиму работы сосудов и безопасному их обслуживанию

- регулярно следить за показанием манометра -в случае сомнения показаний манометра, проверить давление др манометром - раз в смену проверять действие предохран клапана путем подрыва

- ремонт сосуда и его элементов во время работы не допускается

Сосуд должен быть остановлен при:

- неисправности предохран клапанов - обнаружении трещин, потери в сварке, разрыве складок, подтеков;

- возникновении пожара - Неисправности манометра и невозможности определения давления

- неисправности или неполном количестве всех деталей, крышек, люков - неисправности предохранит блокировочных устройств - неисправности или отсутствии КИП и автоматики

 

Билет №4

№1. Методы поддержания пластового давления

Законтурное заводнение

Осуще­ствляется через систему нагнетательных скважин, пробуренных в виде ряда на расстоянии от внеш­него контура нефтеносности(не больше 800 м).

Условия, благоприятные для применения законтурного завод­нения:

— высокая гидропроводность и пьезопроводность пласта( хорошую гидродинамическую связь нефтенасыщен­ной области с областью искусственного питания (ряд нагнетатель­ных скважин);

— пласт однородный; — пластовое давление Р_пл больше давления насыщения Р_нас,

— отсутствие газовой шапки; — значительные запасы нефти; — определенная вязкость нефти в пластовых условиях; — отсутствие тектонических нарушений (сбросов, взбросов и др.);

— сравнительно небольшие по размерам залежи нефти,

К недостаткам законтурного заводнения относятся:

— невысокий КПД процесса, т.к. давление нагнетания должно быть достаточным для преодоления сравнительно больших фильт­рационных сопротивлений между рядами нагнетательных и добыва­ющих скважин, расстояние между которыми может достигать 2 км;

— повышенный расход воды за счет оттока ее в область пита­ния (за линию нагнетательных скважин);

— вероятность образования языков и конусов обводнения. Языки обводнения образуются в реальных пластах вследствие нео­днородности их строения. Образование конусов обводнения связано с трансформацией водонефтяного контакта.