2763.Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа
..pdf
рациях осуществляется с открытого пульта, расположенного на раме агрегата у задней опоры вышки, слева по ходу автомобиля. Привод навесного оборудования агрегата и насосного блока осуществляется от тягового двигателя через коробку скоростей, включенную напрямую, и раздаточную коробку.
ЦА-320
Агрегат ЦА-320 предназначен для нагнетания различных сред при цементировании скважин в процессе бурения, освоения, капитального ремонта, а также других промывочнопродавочных работ в нефтяных и газовых скважинах (рис. 9.17).
Рис. 9.17. Агрегат ЦА-320
АЦ-10
Агрегат предназначен для транспортировки и кратковременного хранения светлых нефтепродуктов плотностью до 830 кг/м3 с одновременным объемом выданного топлива
(рис. 9.18).
291
Рис. 9.18. АЦ-10
1БМ-700
Блоки манифольда 1БМ-700 и 1БМ-700С предназначены для обвязки насосных установок между собой и с устьевым оборудованием при нагнетании жидкости в скважину в районах
сумеренным климатом (блок манифольда 1БМ-700) и с умеренным и холодным климатом (при температуре до –50 °С, район 1 «б») (блок манифольда 1БМ-700С). Каждый блок манифольда состоит из напорного и приемо-раздаточного коллекторов, комплекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы (рис. 9.19).
Напорный коллектор состоит из трех клапанных коробок
сшестью отводами, служащими для присоединения напорных линий насосных установок. С одной стороны к каждой клапанной коробке прикреплен проходной кран с зубчатым сектором,
сдругой стороны прикреплена центральная труба, заканчивающаяся тройником с предохранительным клапаном и двумя патрубками с пробковыми кранами и накидными гайками для присоединения напорных трубопроводов, которыми оснащена арматура устья скважины. Каждый отвод – с обратным клапаном.
Приемо-раздаточный коллектор служит для подачи рабочей жидкости к насосным установкам. Коллектор представляет собой трубу с приваренными к ней десятью ниппелями, к каждому из которых привернут пробковый кран. На коллекторе установлен предохранительный клапан многократного действия.
292
Рис. 9.19. Блоки манифольда 1БМ-700 и 1БМ-700С: 1 – автошасси ЗИЛ-131; 2 – фара; 3 – поворотная стрела; 4 – вспомогательный трубопровод; 5 – раздающий коллектор; 6 – клапанная коробка; 7 – комплект напорных труб с фитингами; 8 – ящик для инструментов
Блок манифольда оснащен насосно-компрессорными трубами вспомогательного напорного трубопровода с шарнирными коленами. На платформе автомобиля имеется площадка для перевозки устьевой арматуры, погрузка и разгрузка которой производятся поворотной стрелой блока манифольда. Применение блока манифольда при цементировании скважин, гидравлическом разрыве пластов и гидропескоструйной перфорации сокращает время монтажа и демонтажа коммуникации обвязки установок между собой исустьевойголовкойизначительноупрощаетэтиоперации.
УН1-630х70А
Насосная установка УН1-630×700А (4АН-700) предназначена для нагнетания различных жидких сред при гидравлическом разрыве пластов, гидропескоструйной перфорации и других прода- вочно-промывочных работах, проводимых в нефтяных и газовых скважинах врайонахсумереннымклиматом(рис. 9.20).
293
Рис. 9.20. Насосная установка УН1-630×700А (4АН-700): 1 – автошасси KpAЗ-257Б1A; 2 – пост управления; 3 – силовой агрегат; 4 – коробка передач ЗКПM; 5 – зубчатая муфта; 6 – насос 4Р-700; 7 – напорный трубопровод; 8 – вспомогательный трубопровод; 9 – фара для освещения рабочего места; 10 – аккумуляторная батарея
Насосная установка состоит из силового агрегата, коробки передач, трехплунжерного насоса, вспомогательного трубопровода, манифольда и системы управления. Все оборудование закреплено на общей монтажной раме.
Силовой агрегат, выполненный на базе дизельного двига-
теля, оборудован системами водяного |
охлаждения, смазки |
и питания, многодисковой фрикционной |
муфтой сцепления |
постоянно-замкнутого типа, контрольно-измерительными приборами, электросистемой с аккумуляторной батареей, обеспечивающей запуск дизельного двигателя электростартером. Для обеспечения работы насоса во всем диапазоне давлений и подач он укомплектован сменными плунжерами двух типоразмеров.
294
АПРС-40
Агрегат предназначен для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными сооружениями для производства тартальных работ, чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием), возможно проведение промывки скважин и разбуривания песчаных пробок (рис. 9.21)
Рис. 9.21. АПРС-40
АР-32/40
Агрегат для ремонта скважин АР 32/40 предназначен для проведения спуско-подъемных операций при ремонте нефтяных
игазовых скважин, а также для капитального ремонта, освоения
ибурения скважин различного назначения (при дополнительной комплектации) (рис. 9.22, а).
А-60/80
Агрегат А-60/80 предназначен для текущего ремонта, освоения и капитального ремонта нефтяных скважин, а также ведения буровых работ роторным способом или забойными двигателями (при соответствующей комплектации) скважин различного назначения: поисковых, гидрогеологических, водозаборных, эксплуатационных (нефтяных, газовых) в районах с умеренным и холодным климатом при температуре окружающего воздуха от –45 до +45 °С (рис. 9.22, б).
295
а
б
Рис. 9.22: а – АР 32/40; б – А-60/80
Агрегат позволяет производить следующие операции:
передвижение по дорогам всех категорий;
монтаж-демонтаж агрегата на скважине;
монтаж и демонтаж скважинного оборудования;
спуско-подъемные операции с насосными штангами, на- сосно-компрессорными и бурильными трубами;
механизированное свинчивание и развинчивание колонны НКТ и бурильных труб;
постановку цементных мостов в скважинах через манифольд вышки;
разбуривание песчаных пробок и цементных мостов ротором или забойным двигателем;
ловильные и другие виды работ по ликвидации аварий;
бурение скважин ротором или забойным двигателем;
зарезку и бурение вторых стволов скважин;
296
промывку скважин через манифольд вышки;
освоение скважин после завершения буровых работ.
9.6. Подготовка к проведению ремонтных работ
До переезда ремонтной бригады на скважину заказчик (ЦДНГ) обязан:
–проверить наличие и состояние подъездных путей и при необходимости провести отсыпку, планировку;
–произвести очистку территории устья скважины в радиусе 30 м от замазученности, посторонних предметов, снега и т.п.;
–проверить и отревизировать станцию управления СКН, оборудовать штепсельным разъемом для подключения оборудования бригад ПРС (КРС);
–проверить и отревизировать тормозную систему СКН;
–укомплектовать устьевое оборудование скважины согласно схеме обвязки;
–устранить пропуски нефти, газа и воды на соседних скважинах;
–проверить работоспособность коллектора;
–обозначить указателями все мелкозаглубленные коммуникации, которые могут быть повреждены при переездах трактора с оборудованием или другой тяжелой техники;
–на СК типа Пф 8-3-40 должны быть откинуты головки балансира и демонтированы ограждения кривошипа силами про- катно-ремонтного цеха эксплуатационного оборудования (ПРЦЭО) (по заявке).
За исправность системы откидывания головки балансира отвечает мастер ЦДНГ (как лицо, принимающее качество пусконаладочных работ от прокатно-ремонтного цеха глубиннонасосного оборудования (ПРЦГНО)).
Ответственность за выполнение перечисленных выше пунктов несет мастер ЦДНГ. Передача скважины в ремонт с неисправным СК или технологической обвязкой не допускается. Простой бригад ПРС (КРС) и отказ в случае несвоевременного запуска по причине неготовностискважиныкПРС(КРС) возлагаетсянаЦДНГ.
297
Состояние скважины и территории вокруг нее до начала ремонта и после ремонта оформляется актом. В случае отказа мастера добычи прибыть на куст для сдачи куста ЦПРС претензии по состоянию территории куста после ПРС не принимаются. В случае отказа мастера ПРС прибыть на куст для приема куста для ПРС перечень претензий к ЦПРС определяется мастером добычи, что является основанием для отказа от приема скважины от ЦПРС.
За два часа до окончания ремонта на скважину вызывается представитель ЦДНГ. Если в течение трех часов представитель ЦДНГ не является, то, удостоверившись, что цель ремонта достигнута, бригада переезжает на другую скважину по плануграфику. Прием-сдача скважин после ремонта производится: в дневное время – мастером ЦПРС (ЦКРС) и мастером (старшим оператором) ЦДНГ; в ночное время – старшим оператором ЦПРС и дежурным оператором ЦДНГ. Если по приезде представителя ЦДНГ скважина не готова, то прием-сдача скважины из ремонта переносится на дневное время с 09-00 до 16-00 часов. Представителем ЦДНГ может являться оператор добычи или исследования скважин не ниже 4-го разряда. Представитель обязан визировать все первичные акты, составляемые ЦПРС (ЦКРС), ПРЦГНО. Простой в ожидании представителя ЦДНГ не более трех часов.
Представитель ЦДНГ перед выездом на приемку скважины знакомится с планом ремонта. В присутствии представителя ЦДНГ производится вызов подачи.
При запуске ШГН после появления подачи на устье производить опрессовку лифта на давление не менее 40 кгс/см2. При этом считать установку годной к эксплуатации при падении давления:
–на НВ (HH)-29-32 – не более 5 кгс/см2 за 1 мин;
–НВ (НН)-38 и свыше – не более 10 кгс/см2 за 1 мин.
Если утечка большая и давление на буфере не поднимается или снижается, то работы по ремонту продолжаются.
Вызов подачи производится только СК, использование подъемного агрегата допускается только с согласия представи-
298
теля ЦДНГ. В случае если запуск скважины невозможен по причине неисправности СК, необходимости центровки головки балансира или правки устья, переобвязки скважины и т.п., запуск в работу после вызова подачи производится в течение трех суток по истечении указанного срока. В случае преждевременного отказа вина возлагается на ЦДНГ.
ПриприемескважиныотбригадыПРСиКРСпроверяются:
–соответствие фактически выполненных работ работам, указанным в плане на ремонт;
–правильность подвески полированного штока;
–укомплектованность фланцевых соединений шпильками, гайками и качество их крепления;
–состояние территории кустовой площадки (согласно акту приема-сдачи территории скважины).
Правильная подгонка штанг, отсутствие стуков при ходе плунжера вниз и срыва насоса с замковой опоры (выхода плунжера из цилиндра) при ходе вверх проверяется динамометрированием. Динамограмма работы насоса в обязательном порядке приклеивается к эксплуатационному паспорту ШГН.
Данные по результатам монтажа внутрискважинного оборудования, режим откачки, дата пуска насоса в эксплуатацию заносятся в эксплуатационный паспорт насоса и в базу данных АРМ технолога.
После окончания работ, если цель ремонта достигнута, скважина в течение суток по акту сдается ЦДНГ. Акт подписывают мастер ЦПРС или ЦКРС, с одной стороны, и старший инженер, мастер ЦДНГ – с другой.
299
10. ПРОМЫСЛОВЫЙ СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ
Система промыслового сбора (СПС) и транспортировки нефти, газа и воды – это разветвленная сеть трубопроводов, проложенных на площадях месторождений подземно, надземно, подводно или надводно.
Нефть, извлекаемая на поверхность из скважин, часто называется «сырой» нефтью, поскольку в ней содержится пластовая вода с растворенными солями, газы органического и неорганического происхождения, механические примеси. Для получения товарной нефти и нефтяного газа, в также пластовой воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт, применяют специальные технологические установки.
Двухтрубная система – это нефть и газ, разделенные в сепараторах, установленных у устьев скважин или на сборных пунктах, они транспортируются каждый по своему трубопроводу до центрального пункта сбора. Самотечная – это движение нефти по выкидным линиям или сборным коллекторам осуществляется за счет разности геодезических отметок. При самотечной системе сбора продукцию каждой скважины можно измерять как в индивидуальных, так и в групповых замерносепарационных установках (рис. 10.1).
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис. 10.2). Сбор продукции производят от группы скважин 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 (газопере-
300