Отчет о прохождении ознакомительной (учебной) практики в НГДУ «СН»

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.

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:

- дебита скважины;

- буферного, затрубного и линейного давлений;

- рабочего тока;

- сопротивления изоляции: через одни сутки – после вывода установки на режим (контрольный замер); еженедельно – до 60 суток работы; ежемесячно – после 60 суток работы;

- динамического уровня: через одни сутки после вывода установки на стабильный режим работы; ежеквартально – в процессе эксплуатации;

- 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.

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.

3.5 Установление заданного режима работы скважин

Перед запуском УШГН в работу необходимо убедиться в следующем:

- обратный клапан для перепуска газа из затрубного пространства в выкидную линию установлен;

- задвижка на выкиде скважины и в ГЗУ «Спутник» открыты;

- задвижка на струне затрубного пространства перед обратным клапаном открыта;

- станок-качалка исправна, ограждение станка-качалки и лобовой щиток установлены.

После запуска необходимо проследить за появлением подачи. По причине попадания жидкости глушения в призабойную пласта возможно ухудшение притока и в процессе откачки жидкости глушения не исключена возможность снижения динамического уровня до приема насоса. Из – за недостатка жидкости условия работы насоса ухудшаются и возможен выход его из строя.

Для того чтобы не допустить такого положения насоса под уровень около 100 м необходимо станок-качалку остановить на накопление жидкости в скважине.

Скважина считается выведенной в режим, если динамический уровень стабилизируется с погружением насоса под уровень не менее 100 м.

Эксплуатация УСШН диаметром более 28 мм в периодическом режиме свидетельствует о неправильном подборе насоса. Такие скважины необходимо обязательно исследовать в процессе периодической эксплуатации для правильного подбора насоса при последующих ремонтах.

3.6 Автоматическая групповая замерная установка

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.

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

- запорной арматурой,

- 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.

Устройство и работа составных частей изделия

1. Переключатель скважинный многоходовой  (ПСМ)

Переключатель ПСМ предназначен для автоматической и ручной установки скважин на замер.

Диаметры входного и замерного патрубков ПСМ зависят от исполнения технологического блока.

Переключатель ПСМ состоит из стального корпуса с патрубками, крышки с замерным патрубком, поворотного патрубка с подвижной кареткой и валом, поршневого привода с храповым механизмом, датчика положения и указателя положения.

Разборка переключателя ПСМ может производится с целью ремонта и замены износившихся деталей. Износившимися деталями в переключателе, в основном, являются резиновые уплотнители.

2. Счетчик жидкости турбинный ТОР-1

Счетчик ТОР-1 предназначен для измерения количества жидкости, поступающей со скважины. Технические данные счетчика ТОР-1 приведены в паспорте завода-изготовителя.

3. Сепаратор и устройство регулирования расхода.

Сепаратор замерный с устройством регулирования расхода предназначен для отделения жидкости от газа, поступающих со скважины, установленной на замер и периодическое пропускание жидкости через счетчик ТОР-1 со скоростью обеспечивающей точность измерения счетчиком.

Сепаратор с устройством регулирования расхода включает в себя сепарационную емкость, заслонку, счетчик ТОР-1, регулятор расхода, поплавковый механизм, с противовесом , трубки , тройники, вентили, тягу.

Продукция скважин поступает в гидроциклонную головку сепарационную емкости (1), где происходит отделение газа от жидкости.

4. Емкость сепарационная

Конструктивно сепаратор состоит гидроциклонной головки, выполняющей основную функцию сепарации, верхней сепарационной емкости и нижней емкости-накопителя. Внутри емкости имеются перегородки и направляющие полки.

Для периодического удаления накопившейся грязи в нижней части емкости имеется отвод.

При пропарке и продувке емкости продукт пропарки удаляется через отвод в общий трубопровод, а при пропарке емкости- накопителя грязь сбрасывается через отвод в дренажную емкость сбора утечек, расположенную за пределами блока.

5. Заслонка

Для создания перепада давлений между сепаратором и общим трубопроводом служит заслонка с регулятором расхода.

6. Регулятор расхода

Для обеспечения периодического протока жидкости через счетчик жидкости предназначен регулятор расхода.

7. Привод гидравлический ГП-2

Привод ГП-2 предназначен для управления переключателем ПСМ.

Работа установок производится следующим образом.

Продукция скважин по трубопроводам, подключенным к установке, поступает в переключатель 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.