В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 2 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1~1.15).

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.

Приемка в эксплуатацию

При приемке установки в эксплуатацию от монтажно-наладочной организации проверить путем внешнего осмотра

· сборочные единицы,

· сварные соединения,

· планировку площадки,

· правильность оформления актов гидравлических испытаний, испытаний электропроводок и сопротивления заземления,

· кабельного журнала и акта на скрытые работы.

Пуск установки в эксплуатацию осуществлять квалифицированным персоналом, прошедшим обучение правилам обслуживания установок и сдавшим экзамены на право их обслуживания. Допуск персонала производить по наряду на производство работ.

Перед подачей продукции нефтяных скважин всех членов пусковой бригады ознакомить с мерами безопасности при проводимых работах.

· Пуск установки в эксплуатацию производить согласно технологическому регламенту, паспорту на установку и соответствующих разделов сопроводительной технической документации на комплектующие изделия, смонтированные в установке.

Установка может работать в трех режимах;

через сепаратор на ручном режиме;

через сепаратор на автоматическом управлении;

через обводной трубопровод (байпасную линию);

Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо

· закрыть задвижки (20) пропарочных и факельных линий.

· открыть краны под электроконтактным и показывающими манометрами,

· закрыть кран ЗКС (26) сброса давления в дренажный трубопровод и задвижку 21.

При работе установок через сепаратор на ручном управлении произвести следующие операции:

· закрыть задвижку (24) и открыть задвижки (22,23.)

· открыть задвижки первого ряда (18) и задвижку (28) на выходе ПСМ.

· закрыть задвижки второго ряда (19)

· производить подключение скважин на замер в ручную с помощью рукоятки ручного управления ПСМ снимать показания счетчиков ТОРI-50 перед каждым новым переключением переключателя ПСМ и записывать время, которое стояла скважина на замере. Подсчет дебита производится по формуле приведенной в методике выполнения измерений дебита нефтяных скважин на групповых установках.

При переводе работы скважин на обводной трубопровод (байпасную линию) необходимо:

· открыть задвижку (24)

· открыть задвижки второго ряда (19)

· закрыть задвижки первого ряда (18)

· установить каретку переключателя ПСМ рукояткой ручного управления между двумя отводами

· закрыть задвижку (23)

· стравить давление в сепарационной емкости задвижкой (26) или через предохранительный клапан

· установить каретку рукояткой ручного управления на любой замерный отвод.

Все операции производить при отключенном блоке БУИ.

При переводе скважин на работу через сепаратор в автоматическом режиме необходимо:

-произвести регулировку автоматики при работе скважин по обводному трубопроводу (байпасной линии).

-включить блок питания установки, затем тумблером СЕТЬ включить блок БУИ

Через 1,5-2 минуты должен включится привод ГП-1М, переключиться переключатель ПСМ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА и ПОДАЧИ.

поставить рукояткой ручного управления поворотный патрубок переключателя ПСМ на первую скважину положение поворотного патрубка определить по указателю положения на ПСМ. На блоке БУИ загорится лампа Н1 КОНТРОЛЬ ЗАМЕРА

замкнуть и разомкнуть контакты электроконтактного манометра поворотом стрелки контакта. Загорится лампа АВАРИЯ. Кнопкой СБРОС АВАРИИ снять аварийный сигнал. 1,5-2 минуты должен сработать гидропривод ГП-1М, а ПСМ переключится на следующую скважину.

открыть задвижки первого ряда (18)

открыть задвижки (28,22,23)

закрыть задвижку (24) и задвижки (19) второго ряда.

открыть краны под манометрами.

задвижки (26), (20) должны быть закрыты.

Техническое обслуживание

Техническое обслуживание установок производится в зависимости от способа обслуживания в следующие сроки;

· при посещении обслуживающим персоналом, но не реже одного раза в 3 дня.

o проверка показаний счетчиков и исправности работы всех блоков (при отсутствии телемеханики)

o проверка герметичности наружных фланцев.

o проверка герметичности технологического оборудования.

o проверка герметичности соединения ГП-1М и других приборов.

o средств автоматики.

o проверка давления в сепараторе.

o проверка предохранительного клапана.

o проверка работы регулятора расхода и заслонки.

o проверка фиксации каретки ПСМ.

o слив грязи из замерного сепаратора.

o уборка помещений от грязи.

· один раз в три месяца.

o проверка давления на подводящих трубопроводах (при наличии манометров).

o -проверка контактов реле и магнитных пускателей.

o -проверка хода рейки ПСМ.

o -проверка хода и фиксации каретки ПСМ.

o -осмотр трущихся частей регулятора расхода.

o -проверка герметичности каретки ПСМ.

o проверка ТОР1-50,счетчика АГАТ-Пи влагомера ЦВН-2С

· один раз в шесть месяцев.

o проверка датчика положения ПСМ.

o проверка работы ПСМ

o проверка работы блока БУИ, или пункта контроля и управления блока влагомера, блока счетчика газа АГАТ-П (при наличии)

o осмотр уплотнений средств автоматики.

При техническом осмотре и проверке работоспособности установки и ее узлов производится техническое обслуживание, при котором проводятся работы, указанные в таблице №25

Таблица 25

Содержание работ и методика их проведения	Технические требования	Приборы, инструмент, материалы
1.	2.	3.
1.Проверка показания счетчиков и регистрация	Замеры скважин, счетчиков, на которых горят лампы контроля замера и подачи, следует браковать
2.Проверка герметичности наружных фланцев; при пропуске нефти во фланцевом соединении подтянуть болты. При прорыве прокладки заменить ее.	Не допускается пропуск нефти во фланцевых соединениях.	Набор гаечных ключей 1 комп.
3.Герметичность технологического оборудования, герметичность соединений привода ГП-1М и других средств автоматики, при пропусках в соединениях подтянуть их. При прорыве уплотнительных элементов заменить их.	Не допускается пропуск нефти, жидкостей, газа в соединениях и т.п.	Набор гаечных ключей 1 комп.
4.Проверка работы или замена предохранительного клапана (4). Проверка производится вручную рукояткой клапана. Замена предохранительного клапана производится следующим образом; переключить скважины на общий трубопровод, стравить давление из сепараторной емкости в дренажную емкость, либо в факельную линию, убедившись в отсутствии давления в сепараторной емкости, отвернуть гайки на фланцах СППК и произвести замену СППК. Установку СППК и запуск в работу сепарационной емкости произвести в обратном порядке.	Заеданий клапана не должно быть
5.Проверка работы устройства регулятора расхода производится в течении 3-4 срабатываний регулятора. При наличии заеданий смазать трущиеся детали смазкой ЦИАТИМ-201	Ход поплавка и штока клапанов регулятора расхода и заслонки должны быть свободны без заеданий.
6.Проверка контактов реле и магнитных пускателей. Прочистить контакты при их загрязнении.	Пленка окислов на контактах не допускается.
7.Проверка хода рейки переключателя ПСМ; установить скважину, стоящую на замере с помощью тумблера на автоматический пропуск. Каретка переключится на следующую скважину. Проверить рукояткой фиксацию каретки, она должна стоять точно против отвода. Если каретка не доходит до отвода или переходит его, отвернуть заглушку(27), повернуть регулировочный винт по часовой стрелке в том случае, если ролики каретки перешли за углубление кольцевых канавок корпуса и против часовой стрелки, если не дошли. Производить регулировку до тех пор, пока рейка обеспечит фиксацию роликов каретки в углублениях канавок. Проверить фиксацию каретки на нескольких скважинах, завернуть пробку в случае нормальной каретки.	Ход рейки должен обеспечивать установку каретки точно против отводов переключателя ПСМ.	1.Рукоятка переключателя ПСМ. 2.Отвертка.
8.Проверка хода каретки повернуть каретку рукояткой ручного управления на 1-2 оборота. Разобрать ПСМ в случае заедания каретки и при отсутствии фиксации. Провести работы в этом случае следующим образом. Переключить скважины на общий трубопровод. Установить каретку переключателя ПСМ рукояткой ручного управления на любой отвод. Отвернуть четыре болта и снять крышку датчика положения, отсоединить датчик положения от труб электропроводки, отключить провода от клемника и вытянуть провода из датчика, предварительно промаркировав их. Снять датчик положения, предварительно отвернув четыре винта (30) и ослабив винт (28) Отвернуть болты корпуса храпового механизма (17) и снять его, снять пружину (26) и ведущую шестерню (25), храповик (23) с кольцом. Отвернуть гайки шпилек крышки (3) и снять ее Установить съемник, закрепив его за каретку и накинув предохранительную скобу. Винтом съемника, упираясь в поворотный патрубок,отжать пружину из пазов. Вынуть поворотный патрубок. Очистить корпус (1),каретку (6) и отводы (2).Заменить пружину если она сломана или дала слишком большую усадку. С помощью съемника установить на место поворотный патрубок. Снять съемник, поставить крышку. Одеть на вал кольцо, храповик, ведущую шестерню и пружину. Установить корпус поршневого привода. Присоединить трубку привода ГП-1М к цилиндру управления, трубопровод к замерному патрубку, установить каретку на первый отвод и закрепить указатель (10) на валу так чтобы магнит указателя совпадал с герконом датчика положения с соответствующим положением патрубка.Завести провода в датчик положения и присоединить к клемнику. Установить крышку датчика положения. Перевести установку на работу через замерный сепаратор.		1.Ключи газовые №2-2шт. 2.Спецключи. 3.Съемник. 4.Отвертка. 5.Комплект гаечных ключей
9.Наличие смазки ПСМ; Проверить наличие смазки на трущихся частях ПСМ, вращая каретку ПСМ ручной рукояткой управления по легкости вращения каретки. Разобрать ПСМ для смазки храповика, шестерни и рейки.	Применять смазку ЦИАТИМ-201	1.Ключи газовые №2 -2шт. 2.Спецключи. 3.Отвертка. 4.Ключи гаечные S=24-2шт.
10.В случае сбоя указателя положения датчика ПСМ или после разборки ПСМ регулировать положение указателя. Установить каретку на 1-й отвод и закрепить указатель (10) так,чтобы магнит указателя совпадал с герконом датчика положения с соответствующим положением патрубка. Установить корпус датчика положения, соединить датчик положения проводами к клемнику, закрыть крышкой.		1.Спец.ключ. 2.Ключи газовые №2-2шт.
11.Уплотнение средств автоматики. Проверке подлежат; ПСМ, ГП-1М, ТОР1-50,регулятор расхода, заслонка. При разборке ПСМ для проверки по п.8,9 в случае выхода из строя уплотнительных колец произвести их замену. Привод ГП-1М. Отсоединить крышку с электродвигателем для емкости. Снять насос шестеренчатый с корпуса, предварительно отвернув четыре болта. Снять полумуфту с вала. Отвернуть гайку уплотнительной манжеты, заменить манжету. Собрать ГП-1М в порядке обратном разборке. Регулятор расхода; Снять хомуты, узел фиксаторов с крышкой мембранной коробки, снять корпус мембраны вместе со штоком и клапаном. Удалить конденсат с мембраной из корпуса. Износившиеся кольца заменить.		1.Ключи гаечные S=20-2шт. 2.Спец.ключ.
12.Проверку уплотнительных колец заслонки провести следующим образом; убедившись в отсутствии давления в сепараторной емкости, отсоединить и снять заслонку. Снять с вала тягу. Отвернуть четыре винта и снять шайбу. Отвернуть стопорные винты, вынуть вал из корпуса и заменить износившиеся уплотнительные кольца. Сборку производить в обратном порядке.		Набор гаечных ключей -1комп.
13.Техническое обслуживание счетчика жидкости ТОР1-50, счетчика газа АГАТ-II, влагомера ЦВН-2С и насоса-дозатора производится по собственным РЭ и ТО (при наличии этих приборов)

Отогрев оборудования в зимнее время

В период эксплуатации установок возникает необходимость

· пропарки трубопроводов от скважин до установки,

· пропарки замерного сепаратора и переключателя ПСМ.

Пропарку трубопроводов от скважин до установки производить при работающей скважине, чтобы температура образовавшейся смеси была не более 100^оС;

· открыть задвижку второго ряда той скважины, трубопровод от которой подлежит пропарке.

· закрыть задвижку первого ряда этой же скважины.

· произвести пропарку выкидной линии от скважины через обводной трубопровод в общий коллектор

· после пропарки открыть задвижку 1-го ряда и закрыть задвижку 2-го ряда.

Пропарка переключателя ПСМ (рис. 19)

· перевести все скважины (за исключением той, которая имеет патрубок с задвижкой для ППУ) на обводной трубопровод.

· подключить ППУ к этой задвижке.

· отключить блок БУИ или пункт контроля и управления.

· установить каретку ПСМ на любую скважину, исключая скважину, к трубопровода которого подключена ППУ.

· закрыть задвижки (20,21,22,28).

· открыть задвижку (18) первого ряда той скважины, к которой подключена ППУ.

· произвести пропарку ПСМ и общий коллектор (при открытой задвижке 23)

· отключить ППУ.

· пустить установку в работу на любой из трех режимов.

Пропарка сепаратора (рис 1).

· перевести все скважины (за исключением той, которая имеет патрубок с задвижкой для ППУ) на общий коллектор.

· подключить ППУ к задвижке.

· отключить блок БУИ или пункт контроля и управления.

· установить каретку ПСМ на скважину, к которой подключена ППУ.

· закрыть задвижки (22,23).

· открыть задвижки (28,20 или 21).

· произвести пропарку замерного сепаратора при открытой задвижке первого ряда, к которой подключена ППУ.

отключить ППУ и закрыть задвижку первого ряда.

· пустить установку в работу через сепаратор или обводной трубопровод согласно разделу 12.

ВНИМАНИЕ!!! На время пропарки сепаратора снять счетчик ТОР1-50 и заменить его катушкой.

Таблица 26. Характерные неисправности и методы их устранения.

Наименование неисправностей, их признаки.	Вероятная причина	Метод устранения
1.Повышение давления в манифольдах. Определяются по манометру.	Запарафинивание манифольдов.	Пропарить манифольды.
2.Повышение давления в сепараторе. Определяется по манометру.	Запарафинился или засорился счетчик.	Снять и очистить счетчик
3.Утечка в гидроприводе подтеки масла в уплотнениях	Не герметичность резьбовых соединений. Износ уплотняющего элемента вала насоса.	Подтянуть соединения. Сменить уплотнение.
4.Привод ГП-1М не создает давления. Не переключается каретка ПСМ.	В масляном баке мало жидкости. Излом вала ведущей шестерни. Нет питания на двигателе.	Долить масло. Сменить насос. Проверить наличие напряжения, электропроводку.
5.Заедание каретки ПСМ Тугой ход каретки или каретка не переключается.	Нарушены зазоры в насосе и насос не создает давления. Попадание постороннего предмета между кареткой и корпусом.	Отрегулировать прокладками. Разобрать переключатель ПСМ и убрать посторонний предмет.
6.Не фиксируется каретка ПСМ.	Излом или большая усадка пружины каретки, запарафинивание корпусов.	Заменить пружину. Про- парить или вскрыть и прочистить ПСМ.
7.Переключение ПСМ произошло, но на БУИ или контроля и управления переключение не произошло.	Неправильно установлены указатель датчика управления.	Отрегулировать установку указателя.
8.При автоматическом пропуске скважины система переключения ПСМ не успевает вернуться в исходное положение.	Недостаточное время между переключениями.	Увеличить емкость конденсаторной батареи.
9.Реле времени не возвращается в исходное положение при отключении муфты сцепления.	Мал ход якоря электромагнита. Неисправна возвратная пружина.	Отрегулировать ход якоря. Устранить неисправность.
10.Не открывается или не возвращается в исходное положение регулятор расхода.	Порвана мембрана, ослабла возвратная пружина.	Разобрать, заменить мембрану Подтянуть или заменить пружину, отрегулировать фиксатор.

Указание мер безопасности

Замерная установка относится к помещениям зоны №1 (по взрывоопасности), с допускаемой взрывоопасной смесью ТЗ щитовое помещение к помещениям с нормальной средой. Установку щитового помещения или пункта контроля и управления произвести на расстоянии не ближе 12 метров от замерной установки, т.е. вне взрывоопасной зоны.

В установках имеются следующие взрывозащищенные приборы и оборудование;

· Вентилятор центробежный; взрывозащищенность электродвигателя обеспечивается его конструкцией взрывозащищенное исполнение 1ЕхdПВТ5, 2ЕхdПСТ5.

· Датчик положения переключателя ПСМ-взрывозащищенное исполнение 1ЕхdПАТ3.

· Электродвигатель привода ГП-1М взрывозащищенное исполнение ВЗТ4.

· Счетчик ТОР1-50 - исполнение датчика электромагнитного - взрывозащищенное 1ЕхidПАТ4,исполнение датчика магнитноиндукционного - взрывозащищенное 1ЕхdПАТ3.

· Манометр ВЭ16-РБ-- электроконтактный- взрывозащищенное исполнение 1ЕхdПВТ4

· Светильник ВЗГ-200АМС-взрывозащищенное исполнение ВЗГ

· Обогреватель электрический ОЭВ-4 взрывозащищенное исполнение ЕхdПАТ3.

· Электропроводка в помещении замерно-переключающих установок выполнена кабелем согласно ПУЭ-85 г && 7.3.92-7.3.131 во взрывоопасных установках (в помещениях и наружных)

Вскрытие и ремонт взрывозащищенных приборов и оборудования, а также электропроводки должны производиться при снятом напряжении специально обученными лицами, имеющими право производство работ (ЦАП)

Операторы добычи не имеют права производить ремонт взрывозащищенных приборов и оборудования.

· Условные обозначение взрывозащиты, предупредительные надписи и знаки заземления должны быть всегда чистыми, четко окрашены красной краской.

· Устранение загазованности в помещении замерной установки обеспечивается вентиляцией с забором воздуха из нижней зоны помещения. Приток свежего воздуха идет через жалюзийные решетки, расположенные в нижней и верхней частях двери, что обеспечивает удаление газа из всего объема помещения. Пуск и остановка вентилятора производится с помощью кнопок, расположенных на блоке питания, установленном в щитовом помещении.

Перед входом в замерную установку включить вентилятор не менее чем за 15 минут и только после этого входить в помещение. При длительном пребывании внутри помещения и при проведении работ с вынужденным разливом нефти вентилятор должен работать постоянно.

При отсутствии электроэнергии вентиляция помещения замерной установки, в период пребывания там обслуживающего персонала, обеспечивается открытием обеих дверей.

На помещении установки красной краской должна быть выполнена надпись

Для удаления нефти, разлившейся через неплотности, в основании замерной установки имеются патрубки. Сброс нефти производить в дренажную емкость или колодец, предусматриваемые проектом привязки установки.

При разработке проекта привязки установок учитывать возможность скопления газа в рабочей зоне установки (нельзя размещать установку в котловане и т.п.)

ПРОМЫВКА СКВАЖИН И НЕФТЕСБОРНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Промывки используются в следующих случаях:

· Для ликвидации парафинистых отложений или гидратных пробок в насосно-компрессорных трубах и нефтесборных коллекторах;

· При заклинивании насоса или подвески штанг в колонне нкт;

· При снижении эффективности работы штангового глубинного насоса вследствие попадания песка и различных мех. частиц под клапана насоса.

· При снижении эффективности работы ЭЦН вследствие засорения приемной части насоса песком и различными мех. частицами.

Различают

· прямую,

· обратную и

· специальные способы промывки.

Прямая промывка. При прямой промывке промывочная жидкость закачивается в спущенные в скважину трубы, а подъем воды с размытым песком происходит по кольцевому пространству. В процессе промывки трубы находятся на весу и спускаются с той или иной скоростью в зависимости от плотности пробки и количества жидкости, необходимой для подъема размытого песка на поверхность.

Обратная промывка отличается от прямой промывки тем, что промывочная жидкость поступает в кольцевое пространство, а подъем с размытым песком происходит по насосно-компрессорным трубам. Для герметизации устья скважины при обратной промывке обязательно применение специальной головки с резиновым манжетом-сальником, плотно охватывающим тело трубы.

В качестве жидкости для промывки используют нефть, пластовую воду, специальные растворы или сеноман. При ликвидации парафинистых отложений или пробок нефть подогревают с помощью АДП.

Процесс промывки:

1. Производится расстановка техники и оборудования согласно схеме:

Рис № 1.

Передвижные установки депарафинизации (АДП) допускается устанавливать с наветренной стороны на расстоянии не менее 25м от устья скважины и не менее 10м от другого оборудования, при этом кабины автомашин и прицепы емкостей должны быть обращены в сторону от устья скважины.

Промывочный агрегат и автоцистерны следует располагать с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. При этом кабина агрегата и автоцистерн должны быть обращены в сторону противоположную от устья скважины, выхлопные трубы агрегата и автоцистерн должны быть оборудованы искрогасителями, расстояние между ними должно быть не менее 1.5 м.

К промывке скважин допускается обученный персонал, после проверки знаний по ОТ и ТБ.

Ответственным за проведение промывки является мастер или старший оператор по добыче нефти и газа.

Территория, на которой устанавливается агрегаты, должна быть расчищена и освобождена от посторонних предметов.

Запрещается устанавливать агрегаты под силовыми и осветительными линиями, находящимися под напряжением.

На насосе промывочного агрегата должен быть установлен манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры.

В зависимости от способа промывки производится сборка нагнетательных и выкидных линий. Рассмотрим основные схемы подключения промывочного оборудования:

Рис. 20. Схема прямой промывки скважины.

Для проведения прямой промывки скважины на буферную задвижку скважины устанавливается лубрикатор. Лубрикатор должен быть опрессован на полуторократное давление от ожидаемого. При проведении прямой промывки буферная, центральная, внутренняя затрубная и линейная задвижки открыты; трубная и внешняя затрубная закрыты.

Если скважина оборудована ШГН прямая промывка проводится в исключительных случаях. Схема промывки несколько отличается от представленной выше (отсутствует лубрикатор).



Рис. 21. Схема обратной промывки.

Обратная промывка производится через патрубок, присоединенный к внешней затрубной задвижке. При проведении обратной промывки внешняя затрубная, центральная, трубная и линейная задвижки открыты; внутренняя затрубная и буферная задвижки закрыты.

При проведении промывки нефтесборных коллекторов подключение к ним производится через специальный патрубок на обвязке скважины, замерную установку или гребенку задвижек на линии нефтепровода.

Перед началом промывки необходимо:

Проверить наличие и исправность манометра и предохранительного устройства предотвращения разрыва насоса, нагнетательной линии, шланга и запорной арматуры. Выкид от предохранительного устройства должен быть направлен под пол агрегата и укреплен.

Систему промывочного агрегата и промывочную линию до устья скважины следует опрессовать на полуторократное давление от ожидаемого. При этом все рабочие должны быть удалены в безопасное место.

· Проверить на всех задвижках промывочного оборудования наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.

· Проверить исправность всех задвижек, фланцевых соединений фонтанной арматуры и ГЗУ, включая обратный клапан в ГЗУ, наличие протока жидкости по выкидной линии от скважины до замерной установки и при его отсутствии работы на скважине прекратить до выяснения и устранения причин, убедиться, что нефтесборный коллектор не заморожен. В зимнее время для отогрева задвижек, фонтанной арматуры и трубопроводов используется ППУ.

· Для контроля за давлением на скважине и промываемом трубопроводе установить манометры.

Проведение промывки

После опрессовки промывочной линии (при герметичности системы) необходимо открыть рабочую задвижку на фонтанной арматуре. Вызвать циркуляцию на малой скорости, убедившись, что параметры (давление на нагнетательной линии, расход выходящей жидкости) промывки соответствуют расчетным постепенно довести подачу насоса до плановой. При отсутствии циркуляции необходимо проверить все ли задвижки, согласно выбранной схемы открыты и исправны. В зимнее время следует убедиться в наличии прохода жидкости через фонтанную арматуру и выкидную линию скважины или нефтесборный коллектор. Если все неполадки устранены, но циркуляция не восстановлена, необходимо сменить схему промывки.

· Промывка скважины разрешается только в светлое время суток. В исключительных случаях при работе в ночное время должна быть обеспечена освещенность рабочих мест в соответствии с установленными нормами.

· При промывке скважины и трубопроводов надо знать максимальное рабочее давление, допускаемое для данного типа оборудования и не превышать его.

· Объем промывочной жидкости и схема промывки определяются технологом ЦДНГ. Замер объема промывочной жидкости производится при заправке АЦН. При использовании дополнительной доливной емкости объем промывочной жидкости определяется при помощи уравнемера и градуировочной шкалы. Емкость должна быть чистая, без шлама и льда.

· При промывке выкидного трубопровода находится на расстояние менее 10м от трубопровода и устья скважины ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

· В процессе промывки скважины запрещается крепление каких-либо узлов агрегата или обвязки устья скважины и трубопровода. В процессе глушения необходимо вести наблюдение за показаниями манометров, за линией обвязки, за местонахождением людей.

· При промывке пробки промывочную жидкость следует отводить в промысловую канализацию или в амбар.

· Персонал бригады должен находится в безопасной зоне и следить за процессом промывки, в случае обнаружения отклонений от процесса дать сигнал руководителю работ.

· Промывка ЭЦН производится в присутствии представителя организации, поставляющей ЭПУ.

· Во время промывки нефтью на установке депарафинизации должен находиться исправный огнетушитель.

Заключительные работы после промывки

Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом

задвижку фонтанной арматуры со стороны нагнетания надо закрыть.

Разборку промывочной линии после проведения депарафинизации с помощью АДП следует проводить убедившись, что температура нагрева разбираемого оборудования и приспособлений безопасна для здоровья человека.

При проведении разборки трубопроводов под разбираемые соединения устанавливаются специальные поддоны для сбора нефти.

В случае загрязнения окружающей среды необходимо немедленно принять меры по устранению загрязнения.

После окончания промывки, в случае положительного результата, скважина или нефтепровод запускаются в работу.

ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА. КИСЛОТНАЯ ОБРАБОТКА ПЗП

Призабойная зона пласта (ПЗП) (критическая зона) - это часть нефтяного коллектора в непосредственной близости от прострелянной зоны пласта, где в процессе добычи происходит наибольшее изменение давления. Эта зона наиболее всего подвержена процессам засорения коллектора, которое в значительной степени определяет продуктивность скважины в процессе добычи (скин- эффект).

Естественные коллекторские свойства пласта характеризуются нулевым скин, при загрязнении по различным причинам ПЗП скин имеет положительное значение, после проведение специальных работ (ГРП) скин может достичь отрицательных значений.

Обработка (стимуляция) призабойной зоны пласта- это комплекс мероприятий, необходимый для восстановления или улучшения коллекторских свойств ПЗП (0.5 - 2.0м)

Различают 5 методов стимуляции:

гидроразрыв

очистка забоя

контроль песка

контроль воды

обработки призабойной зоны

гидроразрыв- различают кислотный разрыв

механический разрыв

очистка забоя - включает в себя химическую очистку и промывку, в обоих случаях жидкость закачивается в ствол скважины, но не в пласт.

контроль песка служит при неукрепленных пластах и контролирует добычу чрезмерных количеств песка. Применяется резино- тканевый гравел- пак, экраны, хвостовики, расфасованные экраны.

контроль воды - служит для исключения чрезмерной добычи воды, которая не помогает для добычи нефти.

Достигается - Системами на базе полимеров

Неорганические гели

На базе резины

На базе цемента

Закачки полимеров

Механическими методами

Давление закачек должно контролироваться и быть ниже давления гидроразрыва.

Уменьшение притока жидкости может быть

на забое

в ПЗП

из-за низкой природной проницаемости пласта.

На забое

осадки

закупорка песком

загрязнение перфорации

загрязнение парафином

асфальтены

подобные проблемы

Призабойная Зона Пласта может быть засорена

буровым раствором

цементом

жидкостью заканчивания

при добыче, или

илом, глиной.

Сокращение природного притока

применение разрыва для некоторых пластов в которых течение жидкости невозможно из-за низких коллекторских свойств пласта.

Кислотная обработка применяется в песчаниках для очистки порового пространства, в известняках - как и для очистки порового пространства, так для создания новых каналов и увеличения размеров имеющихся.

Скин - все причины, которые создают экран для течения жидкости.

Суммарный скин - сумма всех скинов в скважине- всех ущербов в пласте и всех псевдо-скинов.

Псевдо-скин - складываются все скины, которые возникают вне пласта при самом высоком значении продуктивности пласта. К ним относятся

турбулентный режим или нарушение лифта

частичное проникновение

частичная или забитая перфорация

проблемы с погружным насосом

штуцер

освоение скважины

Настоящий курс определяет технологическую схему, порядок подготовки и последовательности проведения работ по приготовлению растворов кислот, концентрацию и рецептуры необходимых реагентов, транспортировку и закачку в скважину для обработки призабойных зон пласта, влияние на окружающую среду, меры безопасного ведения работ.

Проведение кислотных обработок должно быть обязательно при освоении скважин после бурения, при подготовке скважин к проведению работ по программе ИДН.

Технические средства, необходимые для осуществления работ

Для проведения работ по приготовлению и закачке кислот необходимо следующее оборудование:

Насосный агрегат типа ЦА-320 в случае отсутствия кислотного агрегата.

Кислотный агрегат АзИНМАШ-30А.

Автоцистерна типа АЦН для подвоза технической воды.

Осреднительная емкость.

Реагенты, применяемые для приготовления кислотных растворов, условия хранения, влияние на организм человека.

Товарная ингибированная соляная кислота (HCl) 31, 27, 24 % концентрации. Поставляется в цистернах. Перевозка и транспортировка производится специальными кислотными агрегатами. Хранение обязательно в гуммированных емкостях на площадках с обвалованием. Соляная кислота (HCl) - раствор хлористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман. Пары соляной кислоты сильно раздражают дыхательные пути и слизистые оболочки, длительное воздействие паров соляной кислоты может вызвать катар дыхательных путей, помутнение роговицы глаз. При воздействии на кожу вызывает ожоги и раздражение.

Плавиковая кислота (HF) 40 % концентрации, плотностью 1,15г/см³. Транспортировать и хранить плавиковую кислоту необходимо в пластмассовой таре.

Плавиковая кислота - раствор фтористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман. Пары плавиковой кислоты сильно раздражают дыхательные пути и слизистые оболочки, длительное воздействие паров плавиковой кислоты может вызвать катар дыхательных путей, помутнение роговицы глаз. При воздействии на кожу вызывает долго незаживающие ожоги.

Бифторид фторид аммония (БФА) (NH₄F*HF+NH₄F), его кислотность в пересчете на плавиковую кислоту составляет 25%, плотность реагента 1,27 г/см³. Несмотря на то, что использование БФА требует повышенного расхода соляной кислоты для приготовления рабочего раствора (часть HCl участвует в реакции превращения БФА в HF), реагент особенно удобен в труднодоступных районах, т.к. может храниться и транспортироваться обычными методами. БФА поставляется в полиэтиленовых мешках, вложенных в четырех- пятислойные бумажные мешки, массой не более 36 кг. БФА хранят в крытых складских помещениях, предохраняя от попадания влаги. Продукт токсичен. При концентрации в воздухе выше предельно-допустимой нормы (0,2 мг/м³) может вызывать нарушение деятельности центральной нервной системы, заболевания костных тканей, глаз кожных покровов.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ), обычно используются дисолван, сульфонол, превоцелл, прогалит. Сульфонол поставляется в двойных крафт-мешках, а остальные ПАВ перевозятся и хранятся в стальных бочках. Жидкие ПАВ (дисолван, превоцелл) растворены в этиловом спирте, поэтому являются токсичными легковоспламеняющимися веществами.

Уксусная кислота (СН₃-COOH). Для приготовления рабочих растворов при СКО используются: кислота уксусная синтетическая; кислота лесохимическая техническая очищенная(ГОСТ 6968-76), плотностью 1,049г/см³. Товарную уксусную кислоту перевозят и хранят в стальных гуммированных емкостях или в специальных алюминиевых емкостях или цистернах. Небольшие объемы кислоты перевозят и хранят в стеклянной таре. Уксусная кислота оказывает сильно раздражающее и прижигающее действие на дыхательные пути, слизистые оболочки, кожные покровы.

Бензолсульфокислота (БСК) (C₆H₆=SO₃H), с 92 % содержанием активной монобензолсульфокислоты. Плотность реагента - 1,3 г/см³. БСК - кристаллическая кислота, поставляется в оцинкованных бочках в количестве 115 кг, что соответствует 105 кг активной БСК. БСК оказывает раздражающее и прижигающее действие слизистые оболочки, кожные покровы.

В местах хранения химреагентов необходимо установить, таблички с указанием соответствующих реагентов, и предупредительные знаки “Ядовито”.

Все перечисленные выше вещества должны храниться в хорошо вентилируемых закрытых помещениях.

Приготовление растворов кислот

Приготовление раствора необходимо производить на базе в месте хранения и приготовления кислотных растворов в следующем порядке:

· В кислотный агрегат (АзИНМАШ-30А) заливается чистая техническая вода в объеме из расчета долива концентрированной кислоты для приготовления раствора требуемой концентрации.

Концентрированная соляная кислота перекачивается агрегатом тонкой струей в емкость кислотника с водой.

Если вместо соляной кислоты используется бензолсульфокислота, то в кислотник с определенным количеством чистой технической воды насыпается расчетное количество измельченной кристаллической бензолсульфокислоты и хорошо перемешивается насосом кислотного агрегата.

При приготовлении глинокислоты в раствор соляной кислоты наливается расчетное количество плавиковой кислоты или высыпается измельченный бифторид аммония, все хорошо перемешивается насосом кислотника.

В приготовленный раствор кислоты заливается требуемое количество ПАВ и уксусной кислоты.

Рецептуры, содержание компонентов, объемы на метр вскрытой мощности пласта, время реакции в призабойной зоне пласта должно соответствовать “Технологической карте по приготовлению растворов реагентов для обработки призабойной зоны пласта.”

Рецептура подбирается согласно геолого-технических данных по скважине, плану-заказу. Составляется специальный план на кислотную обработку.

Приготовленный раствор транспортируется на скважину в кислотном агрегате, из которого собственным насосом раствор кислоты закачивается в пласт.

Закачка растворов кислот в скважину

Работы по нагнетанию в скважину растворов кислот проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

При закачке растворов кислот на нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан.

Нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторократное ожидаемое рабочее давление.

При гидравлическом испытании нагнетательных систем обслуживающий персонал должен быть удален за пределы опасной зоны, установленной планом работ. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.

Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10м от устья скважины, расстояние между ними должно быть не менее 1м. Другие установки для выполнения работ должны размещаться на расстоянии не менее 25м от устья скважины. Агрегаты устанавливаются кабинами от устья скважины.

Перед закачкой кислоты в пласт закачать буфер-1- 1% водный раствор ПАВ в объеме равным 0.5м³ на метр вскрытой эффективной мощности.

Для обработки коллекторов месторождений ОАО «Томскнефть» рекомендуется использовать глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (12%) и плавиковой кислот (3-5%). В композицию для предотвращения выпадения в осадок нерастворимых солей железа необходимо добавить уксусную (лимонную или муравьиную) кислоту (1%). В воду для растворения кислоты необходимо ввести ПАВ(1%). Возможно применение вместо плавиковой кислоты бифторид фторид аммония (10%), при этом происходит следующая реакция

NH₄HF₂(Y-1) + X HCl 2HF + (x-1)HCl + NH₄Cl

Закачка раствора кислоты производится на минимальной скорости. При этом происходит одновременное растворение карбонатного и глинистого цементов в пласте. Время реакции в пласте ограничивается 6-8 минутами т.к. после основной реакции может продолжаться реакция с продуктами реакции которые образуют водонерастворимые продукты, блокирующие продуктивную зону пласта. Эти продукты прокачиваются за пределы критической зоны пласта (1.5-2.5м) буфером-2.

Буфер-2 представляет собой 12% раствор соляной кислоты в воде, обработанной 1% ПАВ, его закачивают для предотвращения выпадения в осадок нерастворимых солей железа в призабойной зоне пласта ( зона пласта, где происходит наибольшее падение пластового давления при работе скважины - радиусом 1.5-2.5м от центра скважины. Объем 1-1.5куб.м

На проведение кислотных обработок составляются акты по определенным формам.

Обработка коллекторов растворами только соляной кислоты не рекомендуется, опыт работ показал, что они не производят должного эффекта.

Меры безопасности при приготовлении растворов и проведении кислотных обработок скважин, охрана окружающей среды

Приготовление растворов и обработка скважин ядовитыми веществами должны производиться в соответствии с данной инструкцией и разработанными ведомственными инструкциями.

Работы по приготовлению рабочих растворов кислот рекомендуется производить в закрытых емкостях с использованием грузоподъемных механизмов, стоя с наветренной стороны, группой рабочих не менее 2-х человек.

Работы по приготовлению и закачке рабочих растворов кислот производить в резиновых фартуках, прорезиненных перчатках и очках.

На рабочих местах необходимо иметь 3% раствор соды, запас пресной воды и комплект спецодежды (аварийный запас).

При попадании кислот на кожу или в глаза необходимо хорошо промыть пораженные участки содовым раствором, затем большим количеством воды, при необходимости обратиться к врачу.

Не допускать разлива химреагентов, попадания сыпучих ядовитых веществ на рельеф.

После закачки рабочих растворов кислот трубы, оборудование, бочки необходимо хорошо промыть водой, остатки слить в специальную емкость, нейтрализовать известью и вывезти в отведенное место, бочки также вывезти в отведенное место.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Формы динамограмм по характерным неисправностям

№	Характерные неисправности	Вероятная величина	Метод устранения	Вид динамограммы
1	2	3	4	5
1	Утечка жидкости в нагнетательной части	Гидравлический износ пары «седло-шарик», корпуса клапана, седла конуса или наконечника	Заменить изношенные составные части новыми, насос пустить заново
2	Утечка жидкости в приемной части	то же	То же
3	Одновременная утечка жидкости в нагнетательной и приемной части	то же	То же
4	Утечка жидкости из подъемных труб или замковой опоры	Негерметичность резьб, трещина в теле труб, гидроабразивный износ конуса насоса или кольца опоры	Устранить течь в трубах, заменить изношенные детали; насос спустить заново
5	Влияние газа на работу насоса, неполное заполнение цилиндра	Выделение газа у приема насоса и попадание с жидкостью в цилиндр	Применять газовый якорь, увеличить глубину подвески насоса
6	Высокая посадка плунжера типа НВ1 и НВ2	Удар верхнего конца плунжера о цилиндр насоса и срыв цилиндра с опоры	Опустить колонну насосных штанг на величину запаса хода насоса
7	Заедание плунжера в цилиндре насосов типа НН2	Попадание механических примесей между плунжером и цилиндром	Поднять насос, очистить и применить песочный якорь
8	Прихват плунжера в цилиндре насосов типа НН2	то же	То же
9	Снижение динамического уровня до всасывающего клапана или малый приток из пласта	Недостаточная глубина подвески или производительность не соответствуют характеристике	Увеличить глубину подвески насоса и установить соответствующий режим подачи
10	Обрыв, отворот или слом клетки плунжера, штока или штанг	Слабая затяжка резьбовых соединений, большая нагрузка на колонну штанг	Устранить отворот или обрыв штанг, проверить состояние насоса, заменить поломанные детали, насос опустить заново
11	Влияние газа, утечки жидкости в нагнетательной части	Гидроабразивный износ пары «седло-шарик» клапана, попадание газа в полость цилиндра	Заменить изношенные составные части, применить газовый якорь
12	Влияние газа, утечки жидкости в приемной части	то же	То же
13	Утечка жидкости через зазор пары «цилиндр-плунжер»	Увеличение зазора между цилиндром и плунжером из- за чрезмерного износа	Поднять насос и списать
14	Естественное фонтанирование скважин	Большое забойное давление
	Низкая посадка плунжера	Удар нижнего конца плунжера о цилиндр	Приподнять колонну штанг на величину запаса хода насоса

Размещено на Allbest.ru