Производственная практика в ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»

Стационарные вышки  и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.

4.3.Подъемники и подъемные агрегаты

 

Подъемник - механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в  остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.

Агрегат - в отличие  от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

Агрегат подъемный для  ремонта скважин АПРС-40 (рис.5) предназначен для производства спуско-подъемных  операций при ремонте скважин, необорудованных вышечными сооружениями, для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием). Кроме того, с его помощью промывочным агрегатом и ротором с индивидуальным приводом можно проводить промывку скважин и разбуривание песчаных пробок.

Рис.4.1. Агрегат подъемный для ремонта скважин АПРС-40

 

Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой  проходимости УРАЛ-4320 или КрАЗ-260, и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой.

Агрегат для освоения и ремонта скважин А-50М (рис.21) предназначен для:

•     разбуривания цементной пробки в трубах диаметром 5-6 дюймов и связанных с этим процессом операций (спуска и подъема бурильных труб, промывки скважин и т.д.);
•     спуска и подъема насосно-компрессорных труб;

•     установки эксплуатационного оборудования на устье скважин;

•     проведения ремонтных работ и работ по ликвидации аварии;
•     проведения буровых работ.

Рис.4.2. Агрегат А-50М:

1 – передняя опора; 2 – средняя опора; 3 – электролебедка; 4 – компрессорная установка; 5 - гидросистема; 6 – лебедка; 7 – домкрат; 8 – индикатор веса; 9 – талевый канат; 10 – талевый блок; 11 – подвеска ключей; 12 – подвеска бурового рукава; 13 – вертлюг; 14 – мачта; 15 - домкратная штанга; 16 – пневмоуправление; 17 – гидроротор; 18 – домкрат; 19 – зубчатая муфта; 20 – редуктор; 21 – карданный вал; 22 – рама; 23 – коробка отбора мощности; 24 – силовые оттяжки; 25 – манифольд; 26 – промывочный насос; 27, 28 – карданные валы; 29 – силовая передача; 30 – цепная передача; 31 – гидрораскрепитель; 32 – кожух; 33 – промежуточный вал; 34 - электрооборудование; 35 – площадка оператора; 36 – узел управления и освещения шасси

 

5. ЦППД - цех по поддержанию пластового давления.

 

ЦППД - цех по поддержанию пластового давления является свя-зующим звеном между  ЦППН и ЦДНГ. Главной задачей его  является организация работ по закачке  в пласт жидкости от ЦППН для поддержания пластового давления в скважине через кустовые насосные станции (БКНС).

Процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени ее извлечения.

ППД при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счет естественного  активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапора, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при заводнении. ППД способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных залежей.

При ППД в залежь через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению ее вытесняющих свойств. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефти водой.

ЦППД ПМ включает в себя семь БКНС: ЦДНГ-1 обслуживают БКНС-4,7; ЦДНГ-2 – БКНС-1; ЦДНГ-3 – БКНС-2,6; ЦДНГ-4 – БКНС-3.

В ЦДНГ-5 ПМ закачка в пласт жидкости производится при помощи БКНС-5.

 

5.1. Блочно-комплектная насосная станция (БКНС-5). Общая характеристика.

Наименование  объекта:    Блочно–комплектная  насосная  станция (БКНС).Год ввода в эксплуатацию:   1983г.

Назначение:  БКНС-5 предназначена для закачки рабочего агента в продуктивные пласты нефтяных месторождений с целью поддержания пластового давления.

БКНС–5 расположена в  северной части Повховского месторождения  на территории  ЦДНГ – 5 в 40 км от вахтового  поселка ПОВХ. Район расположения представляет собой  озерно-болотистую равнину. Климат района резко-континентальный. Средняя температура самой холодной пятидневки января – 43 °С. Средняя температура июля +16,7 °С., среднегодовая температура воздуха – 4,2 °С, среднегодовая скорость ветра 2,2 м/с. В зимнее время преобладают юго-западные и южные направления ветров, в летнее – северное и северо-восточное.

Состав  установки:

1. Насосные блоки   (машинные залы №1 и №2), в которых установлено 6  насосных  агрегата

4 насосных агрегата ЦНС 180 – 1422  и 2  насосных  агрегата  ЦНС 60 х 198.

2. Блок  комплектной  трансформаторной  подстанции  КТПН  КНС.
3. Блок  сепарации   (3  сепаратора  НГС 1 – 2400).
4. Блок  высоконапорной распределительной  гребенки.
5. Дренажная емкость.
6. Куст водозаборных скважин.

 

Назначение  и конструктивные  особенности  элементов БКНС:

1. Насосные блоки  с размещенным в них насосным оборудованием, предназначены для подачи рабочего агента под давлением в напорную линию системы заводнения продуктивных нефтяных пластов и представляют собой изделие полной заводской готовности из отдельных секций, выполненных в виде каркасов, огражденных навесными трехслойными самонесущими алюминиевыми панелями толщиной 100мм, наполненных пенопластом и соединенных между собой в единое здание на общем свайном фундаменте. В шести секциях установлено по одному насосному агрегату  ЦНС-180х1422,  а в седьмой -  2  дренажных насоса  ЦНС 60х198.

Каждая секция насосных агрегатов представляет собой  индивидуальную насосную установку  с собственным вспомогательным  оборудованием (системой масло - снабжения  с маслонасосом, рабочим  и  аварийным  маслобаками, технологической обвязкой насосных агрегатов с запорной арматурой, стойкой  КИП и А).

2. Блок комплектной трансформаторной подстанции (КТП КНС) предназначен для размещения пусковой  аппаратуры  и  аппаратуры  защиты  электродвигателей  насосных  агрегатов  ЦНС 180х1422.

3. Узел сепарации, состоящий  из 3-х сепараторов   НГС 1-1,0-2400  объемом  50 м³ каждый и рабочим давлением до 6,0 кгс/см², предназначен для отделения механических примесей и попутного газа,  растворенного  в  сеноманской  воде,  добываемой  на  водозаборном  кусту. Сепараторы установлены на опорах на высоте 8 метров от уровня земли. Емкости оборудованы предохранительными устройствами, приборами  контроля давления и уровня  жидкости.

4. Блок высоконапорной распределительной гребенки (БГ) предназначен для распределения потока поступающего от насосных  агрегатов рабочего  агента по напорным трубопроводам на распределительные  гребенки  кустов  нагнетательных скважин, учета расхода  рабочего  агента  по  направлениям  закачки и регистрации давления. Состоит из 3 секций. В каждой секции размещены распределительный коллектор  с отводящими трубопроводами по направлениям  закачки  на  кусты нагнетательных скважин с  запорной  арматурой и смонтированными  на них  датчиками  расхода  ДРС -200 счетчиков  СВУ –200;

Распределение воды от насосной станции по кустам скважин производится по высоконапорным водоводам, группирующим нагнетательные скважины по направлениям.

5. Дренажная  емкость  ДЕ предназначена  для сбора воды, используемой  на собственные нужды насосной станции (разгрузка, смачивание, охлаждение  сальников насосных  агрегатов  ЦНС – 180 х1422),  сбора  дренажных  стоков  с  блока  сепарации  и  сброса  жидкости  при  срабатывании  предохранительных  клапанов  на  сепараторах  С-1  и  С-2. Емкость включена в технологическую схему дренажным коллектором сбора стоков от каждого насосного агрегата,  дренажным  трубопроводом  от  блока  сепарации  и  приемным трубопроводом дренажных насосов ЦНС 60-198.

6. Куст водозаборных  сеноманских скважин, состоящий из 8 скважин, оснащенных погружными  насосными  установками, предназначенных для добычи воды и подачи ее на узел сепарации БКНС-5.

Максимальная  производительность  насосной  станции:  21600  м3/ сут.

Максимальное  паспортное  рабочее  давление  на  выходе  БКНС: 160кгс/см2  (16.0 МПа).

 

5.2. Характеристика  рабочего агента и вспомогательных  материалов.

Рабочим  агентом,  используемым  на  БКНС-5  Повховского  месторождения,  является  смешанная  вода  -  смесь  подтоварной  воды,  поступающей  с  ТВО  ДНС-5  и сеноманской воды,  поступающей с водозаборных  скважин.

Вода, используемая в системе поддержания  пластового давления, является высокоминерализованной и  имеет  следующие  физико-химические  характеристики:

 

№ п/п	Наименование показателей	Показатели (средние)
1	Плотность по ГОСТ 3900-85	1.011 - 1.015 т/м3
2	Рн	7
3	Общая минерализация	15 - 21 мг/л
4	Ионный состав по ГОСТ 39-071-78: Na Са Мg Cl НСО3 Br I	7500  мг - экв/л 430  мг - экв/л 45  мг – экв/л 12.035  мг/л 1050  мг - экв/л 43 - 57  мг/л 4.3 - 18.7  мг/л
5	Содержание твердых взвешенных  веществ	до 25  мг/л
6	Содержание нефтепродуктов	до 35  мг/л

 

Допустимое  содержание  твердых  взвешенных  веществ  и  нефтепродуктов  в  рабочем  агенте, закачиваемом  в нефтеносные  пласты  согласно норм  содержания  ТВВ и нефтепродуктов  в воде,  закачиваемой  в нефтяной  пласт с целью поддержания пластового  давления  на  месторождениях  ТПП «Когалымнефтегаз» утвержденное Первым заместителем генерального директора – главным инженером ТПП «Когалымнефтегаз»  для БКНС – 3 составляет:

 

ПЛАСТ	Допустимые  нормы  содержания  в рабочем  агенте,  мг/л
	ТВВ	нефтепродуктов
БВ - 8	60	90

 

Температура  рабочего  агента, поступающего  на  БКНС – 5:  + 5...+ 40  °С.

Содержание  твердых  взвешенных  частиц  по  размерам – не  более 0,1 мм.

В системе  принудительной  смазки  насосных  агрегатов  ЦНС 180 – 1422  применяется  масло ТП-22  ГОСТ  9972 – 74 , рабочая  температура  масла  - в пределах  50 °С  при  вязкости  в пределах  17-35  С  ст. В качестве  заменителей  могут  применяться  следующие  масла: 

ТП –30 ГОСТ  9972 – 74;  Т –22, Т – 30  ГОСТ 32 – 74 ;  И 20А, И 25А, И 30А ГОСТ 20799 – 75 . Применение  регенерированных  масел  марок  И 20А, И 25А, И 30А не  допускается. Применение  регенерированных  турбинных  масел  допускается  только  при полном  их  соответствии  требованиям  нормативно - технической  документации.

     Для   смазки  зубчатых  муфт  применяются   консистентные  смазки ЛИТОЛ  – 24 ГОСТ  21150 – 75  или   ЦИАТИМ  221  ГОСТ  9433 – 80 .

 

3. Описание технологического процесса.

В качестве  рабочего агента,  закачиваемого  насосными  агрегатами БКНС-5 в  продуктивные  пласты,  служит смешанная вода (далее - вода),  - смесь подтоварной воды,  поступающей с ТВО ДНС-5  и сеноманской воды,  поступающей с водозаборных  скважин.

Подтоварная  вода  подается  по трубопроводу  Æ  426 мм,  с ТВО ДНС-5,  через задвижку

№ 127  в  приемный  коллектор  блока  сепарации  БКНС-5,  где  происходит  ее  смешивание  с  сеноманской  водой.

Сеноманская  вода  от  водозаборных  скважин   № № 37,38,39,41,42,43,44,45  соответственно  скважинам,  которые  находятся  в  работе,  по трубопроводам обвязки  Æ 114 мм через открытые  задвижки № № 110,111,112,113,114,119,120,121,122,123,124 подается в коллектор   Æ 325 мм  и, далее через открытые задвижки  №№ 115,117,130,108 по трубопроводу  Æ  325 мм   через открытые задвижки   №№ 126,126/1 и клапанную сборку  Æ 219 мм через открытые задвижки №№ 132,131, и исполнительный механизм клапана – регулятора МЭО в общий приемный коллектор  блока сепарации. Далее смешанная вода по двум  трубопроводам Æ  325  через открытые задвижки №№ 83 и 85 подается в сепараторы С-1  и  С-2.

В аварийной ситуации (прекращение подачи пластовой подтоварной  воды с ТВО ДНС-5 или отказ клапана - регулятора) имеется возможность подачи сеноманской воды в общий коллектор блока сепарации минуя клапан – регулятор, открыв задвижку № 133 и закрыв задвижки №№ 132 и 131.

В сепараторах С-1 и  С-2  в результате снижения скорости потоков происходит отделение твердых взвешенных примесей, а также попутного газа. Отделившийся попутный газ через газоуравнительную  линию Æ 114 мм  через открытую задвижку №№ 88 поступает в газовый сепаратор ГС  и далее через открытую задвижку № 86 по  трубопроводу  Æ 114 мм  поступает на свечу рассеивания. Регулирование давления в сепараторах С-1 и С-2 производится посредством задвижки № 88. В аварийной ситуации при повышении уровня жидкости в сепараторах С-1 и С-2 выше допустимого вода, попавшая в сепаратор ГС по газоуравнительной линии, а также отделившийся в сепараторе ГС водяной конденсат постоянно отводятся в дренажную емкость ДЕ по трубопроводу Æ 114 мм через открытую задвижку № 81.