Scopul și caracteristicile tehnologice ale prs și krs. Ordinea de acceptare a puțurilor după PRS, workover workover Workover și workover decoding

ORGANIZAREA LUCRĂRII CU FONDUL MECANIZAT

Procedura de determinare a cauzelor reparațiilor repetate și premature ale SRP, ESP.

1. Lucrări efectuate de GTS TsDNG înainte de punerea în reparație a sondei. În cazul scăderii sau lipsei debitului, serviciul tehnologic studiază istoricul lucrărilor efectuate la sondă (măsurători, motivele reparațiilor anterioare, tratarea sondei etc.), se ia diagramă dinamometrul, tubulatura este presiune. testat și puțul este spălat. După aceea, o echipă de foraj este plasată pe puț.

2. După ridicarea GNO se efectuează o investigație prealabilă la capul sondei. Președintele comisiei ITR a CDNG determină în mod independent membrii rămași ai comisiei CDNG. Rezultatele anchetei sunt documentate într-un act și anexate la pașaportul de garanție. Dacă sunt găsite motive evidente pentru eșecul GNO, se iau măsuri pentru prevenirea acestora. Echipamentul nu este demontat în timpul investigației inițiale, cu o pană se permite deșurubarea supapei de aspirație.

3. După aceea, echipamentul este trimis pentru analiza comisionului (la KTsTB).

4. După analiza comisiei, comisia desemnată prin ordinul inginerului șef, precum și reprezentanții organizațiilor care efectuează lucrări de reparație a puțului și reparații GNO, procedează la determinarea cauzei defecțiunii și a organizației vinovate.

5. Dacă părțile nu au ajuns la un consens în cadrul comisiei, atunci este numită o comisie centrală. Rezultatele lucrărilor comisiei centrale sunt documentate într-un protocol și comunicate tuturor părților interesate.

Procedura de investigare a rupurilor la reverele tijelor.

1. În caz de depistare a spargerii, rever al lansetelor în cazul prelucrării sau reparației, brigada depune cerere la CDNG.

2. Comisia de investigație condusă de tehnolog (sau inginer TsDNG) merge la tufiș, unde se verifică dacă reverul este rupt (se iau în considerare citirile indicatorului de greutate), dispunerea lansetelor, o probă de tijă spartă. element.

3. După aceea, se întocmește un act de forma stabilită.

4. După stabilirea motivului spargerii tijelor, comisia intenționează să ia măsuri adecvate (schimbarea dispoziției, coborârea tijelor cu centralizatoare etc.)

6. O mostră din elementul tijei sparte este trimisă spre investigare la KTsTB.

Procedura de reparare a puțurilor echipate cu NSV.

1. La repararea puțurilor cu NSW după ucidere, se efectuează testarea presiunii tubulaturii. Pe baza datelor de testare a presiunii și a parametrilor de funcționare, se ia decizia de a ridica tubulatura și de a schimba suportul de blocare.

2. Ridicarea tubulaturii și a suportului de blocare se efectuează în următoarele cazuri:

2.1. În absența testării de presiune a tubulaturii (cădere de presiune mai mare de 5 atm în 5 minute)

2.2. Dacă suportul de blocare nu se potrivește, pregătiți-vă pentru coborârea GNO.

2.3. Cu un timp de funcționare de peste 365 de zile și prezența unui Z.O conic.

3. Golirea NSV numai dacă la admisia pompei este instalat un filtru cu diametrul orificiului de 3 mm.

4. La coborârea tubulaturii, acestea sunt măsurate cu un șablon cu diametrul de 60 mm.

5. La sfârșitul reparației, GNO este testat presiunea cu o cădere de presiune mai mare de 5 atm în 5 minute, tehnologul TsDNG determină motivul lipsei testării presiunii folosind o diagramă cu dinamometru, completează un certificat de garanție, care indică motivul creșterii. Este interzis echipajelor PRS, KRS să ridice din nou SRP fără pașaport de garanție.

Ordinea de acceptare a puțurilor după PRS, reparație.

1. La pornirea unei sonde după reparație, se întocmește un act pentru testarea presiunii șirului de tubulaturi.

2. Dupa semnarea actului de testare la presiune, putul se considera acceptat dupa reparatie.

3. Dacă presiunea scade cu mai mult de 5 atm în 5 minute, tehnologul TsDNG determină motivul lipsei testării presiunii folosind o diagramă cu dinamometru, completează un certificat de garanție, în care indică motivul creșterii. Este interzis echipajelor PRS, KRS să ridice din nou SRP fără pașaport de garanție.

4. Dacă este necesar, echipa PRS, KRS determinată de CDNG este obligată să spăleze GNO și să testeze presiunea tubulaturii în termen de 2 zile de la finalizarea reparației.

5. Cu funcționarea optimă a GNO, după 2 zile de la momentul lansării, pentru SRP N - 44,N - 57 ESP, pentru SRP N-32, N-29 se semnează act de reparație subterană a puțurilor.

6. Actul pentru reparații subterane trebuie să aibă 3 semnături: șeful de producție responsabil pentru starea percuței puțului, completitatea echipamentului etc., tehnologul TsDNG responsabil de efectuarea GNO și șeful adjunct al TsDNG . Certificatul de reparatie se considera semnat, indiferent de prezenta unor note.

Reparația subterană are ca scop menținerea în stare de funcționare a echipamentelor subterane coborate într-un puț de petrol, de regulă, cu extragerea acestuia la suprafață pentru reparare sau înlocuire.

Este laborioasă și stresantă, deoarece necesită multă putere a echipamentelor speciale pentru a recupera dispozitivele coborâte din fântână și efort fizic. Trebuie remarcat faptul că PRS se efectuează în aer liber în orice condiții climatice.

În prezent, peste 70% din toate reparațiile sunt efectuate la puțuri cu SRP și mai puțin de 30% - pe ESP.

La repararea puţurilor se efectuează următoarele operaţii (vezi Figurile 81, 82): a) transport - livrarea echipamentelor la puţ (t 1); b) pregătitoare - pregătire pentru reparare (t 2); c) coborârea - ridicarea - ridicarea și coborârea echipamentelor petroliere din puț (t 3); d) operațiuni de curățare a puțului, înlocuire a utilajelor, eliminarea accidentelor minore (t 4); e) final - dezmembrarea echipamentului si pregatirea acestuia pentru transport (t 5).

Figura 81-Diagrama distribuției timpului la PRS în asociația „Bashneft”

Figura 82- Diagrama distribuției timpului la PRS în asociația „Bashneft”

Având în vedere graficele care înfățișează timpul relativ petrecut pe cicluri de operații, putem spune că principalele eforturi ale proiectanților ar trebui îndreptate spre reducerea timpului: a) operațiuni de transport (este nevoie de până la 50%) prin crearea de viteze mari, de mare viteză. unități de trecere; b) operatii pregatitoare prin realizarea de masini si unitati asamblabile; c) operațiuni de coborâre și ridicare datorită creării de mașini automate fiabile și chei mecanizate.

Caracteristica intensității muncii a ciclului de operații pentru ridicarea unei țevi este prezentată în Figura 83.

1-transfer tirbușon; 2-tibuson de incarcare; ridicare 3 coloane; 4-demontare, transfer, încărcare ascensoare; incarcare cu 5 taste; 6-deșurubare;

Figura 83-Caracteristică a complexității ciclului

Figura 83 arată că cea mai dificilă operație este deșurubarea țevilor, iar eforturile principale ale proiectanților ar trebui îndreptate aici.

Operațiuni efectuate în timpul lucrărilor de reparație a puțurilor subterane (WRS):

1. Curățarea fundului găurii, ridicarea snurului din parafină, depuneri de hidrat, săruri și dopuri de nisip.

2. Conservarea și reactivarea puțurilor.

3. Eliminarea scurgerilor de tuburi.

4. Repararea unei puțuri cu ajutorul echipamentelor de frânghie.

5. Lucrări experimentale privind utilizarea noilor echipamente de foraj și alte măsuri geologice și tehnice.

Operațiuni efectuate în timpul lucrărilor de reparare a sondei (WOC):

1. Extragerea din puțuri a echipamentului rămas în acesta (tubulatură, pompe, cablu, tijă, frânghie etc.).

2. Corectarea coloanelor în caz de rupere, strivire.

3. Fixarea rocilor din zona fundului găurii cu diverși lianți (ciment, rășină).

4. Lucrari de izolare.

5. Întoarce-te la orizonturile de deasupra sau de bază.

6. Demararea și forarea porcilor.

7. Repararea puțurilor echipate cu împachetare tăiate.

8. Repararea puțurilor de injecție.

9. Cresterea si refacerea debitelor si injectivitatii sondelor - tratare acid, fracturare hidraulica, hidronisip. perforare, spălare cu solvenți și agenți tensioactivi.

Industria petrolului și gazelor presupune utilizarea unui număr mare de echipamente diverse care sunt utilizate pentru extracția, depozitarea și transportul produselor petroliere, precum și pentru întreținere. Pentru măsurarea automată a debitului de petrol, gaze și apă produsă din puțuri, se folosesc unități de măsurare în grup, care sunt instalate direct pe câmp. Pentru restabilirea sănătății fântânilor se efectuează lucrări de reparații, inclusiv o revizie majoră a puțurilor pentru care...

Distribuiți munca pe rețelele sociale

Dacă această lucrare nu vă convine, există o listă de lucrări similare în partea de jos a paginii. De asemenea, puteți utiliza butonul de căutare

MINISTERUL EDUCAȚIEI ȘI ȘTIINȚEI AL FEDERATIEI RUSE

Eseu

dupa disciplina:

„Echipamente pentru câmpuri de petrol și gaze”

2015

Plan

Introducere ………………………………………………………………………………….….3

1. Echipamente USHGN……………………………………………………………...4

2. Echipament principal, schema memoriei principale și principiul de funcționare ..…………… 10

3. Echipament folosit pentru reparații…………………...14

Concluzie ………………………………………………………………………..20

Lista literaturii utilizate…………………………………………….21

Introducere

Industria petrolului și gazelor presupune utilizarea unui număr mare de echipamente diverse care sunt utilizate pentru extracția, depozitarea și transportul produselor petroliere, precum și pentru întreținere. Complexul, care combină toate echipamentele folosite în industria minieră, este denumit în mod obișnuit „echipamente pentru petrol și gaze”.

Gama de echipamente incluse în complexe este de sute de articole, iar ratele ridicate de dezvoltare ale industriei de petrol și gaze conduc la reînnoirea rapidă a acesteia, crearea de tipuri, dimensiuni și modele complet noi. Studiul acestei varietăți de mijloace tehnice face necesară sistematizarea acestora, a căror bază este clasificarea. Toate mașinile, echipamentele, mecanismele, structurile, uneltele de mecanizare și uneltele pentru toate scopurile pot fi clasificate prin împărțirea lor în opt grupe principale, fiecare dintre ele constând din mai multe subgrupe, care includ mijloace tehnice specifice acestei grupe.

Cea mai obișnuită modalitate de a ridica uleiul artificial este extragerea uleiului folosind pompe cu tije, ceea ce se explică prin simplitatea, eficiența și fiabilitatea acestora. Cel puțin două treimi din puțurile de producție existente sunt operate de unități SRP.

Pentru măsurarea automată a debitului de petrol, gaze și apă produsă din puțuri, se folosesc unități de măsurare în grup, care sunt instalate direct pe câmp.

Pentru restabilirea stării de sănătate a puțurilor se efectuează lucrări de reparații, inclusiv o revizie majoră a puțurilor, pentru care este necesară implicarea unor echipamente sofisticate, până la utilizarea platformelor de foraj.

Scopul studiului acestei lucrări este de a studia echipamentele câmpurilor petroliere utilizate pentru producerea petrolului; pentru măsurarea debitului de petrol, gaz și apă; pentru o pregătire bună.

Obiectivele cercetării:

• să studieze instalarea unei pompe cu tijă de ventuză folosită pentru producerea uleiului
• luați în considerare echipamentul principal, schema și principiul de funcționare al AGZU
• determinarea echipamentelor folosite la repararea sondelor

1. Echipamente instalații de pompă cu tijă de absorbție (UShGN)

Extracția uleiului cu pompe cu tijă de ventuză este cea mai comună metodă de ridicare artificială a uleiului. O caracteristică distinctivă a SPU este că o pompă cu piston (piston) este instalată în puț, care este antrenată de un antrenament de suprafață printr-un șir de tije.

Pompele de beton au următoarele avantaje față de alte metode mecanizate de producere a uleiului: randament ridicat; repararea este posibilă direct pe câmp; pot fi utilizate diferite acționări pentru motoare primare; Unitățile SRP pot fi utilizate în condiții complicate de funcționare - în puțuri producătoare de nisip, în prezența parafinei în uleiul produs, cu un GOR ridicat, la pomparea unui lichid coroziv.

Pompele cu tijă au și dezavantaje. Principalele dezavantaje includ: limitarea adâncimii de coborâre a pompei (cu cât este mai adâncă, cu atât este mai mare probabilitatea de rupere a tijei); debit scăzut al pompei; restricție privind înclinarea sondei și intensitatea curburii acestuia (nu se aplică în puțurile deviate și orizontale, precum și în cele verticale foarte deviate)

Din punct de vedere structural, echipamentele USHGN includ părți terestre și subterane.

Echipamentul de sol include:

• acționare (scaun de pompare a mașinii) este o acționare individuală a unei pompe cu tije de ventuză coborâtă în puț și conectată la antrenare printr-o legătură mecanică flexibilă cu un șir de tije;
• Fitingurile capului de sondă cu presetupe lustruite pentru tije sunt proiectate pentru etanșarea tijei și etanșarea capului puțului.

Echipamentele subterane includ:

• tubing (tubing), care este un canal prin care fluidul produs curge de la pompă la suprafața de lumină naturală.
• pompă submersibilă destinată pompării din fluidul de puț udat până la 99% cu o temperatură care nu depășește 130°C tip plug-in sau fără priză
• tijele sunt concepute pentru a transmite mișcarea alternativă la pistonul pompei de adâncime de la mașina balansoarului și este un fel de tijă a pompei cu piston.

Figura 1 prezintă o diagramă a unei unități de pompare a puțurilor de tije (USHPU).

Figura 1. Schema unei unități de pompare a puțului de tije (USHPU).

1 - șir de producție; 2 - supapă de aspirație; 3 - cilindru pompa; 4 - piston; 5 - supapa de livrare; 6 - tubulatura; 7 - tije de ventuză; 8 - cruce; 9 - conductă de ramificare a capului sondei; 10 - supapă de reținere pentru ocolirea gazului; 11 - tee; 12 - glanda cap de sondă; 13 - stoc cap de sondă; 14 - suspensie frânghie; 15 - cap de echilibrare; 16 - echilibrator; 17 - stand; 18 - greutatea echilibrului; 19 - biela; 20 - sarcina manivelă; 21 - manivelă; 22 - cutie de viteze; 23 - scripete antrenat; 24 - Transmisie cu curele trapezoidale; 25 - motor electric pe glisier rotativ; 26 - scripete de antrenare; 27 - cadru; 28 - unitate de control.

Instalarea funcționează după cum urmează. Pompa cu piston este antrenată de o unitate de pompare, unde mișcarea de rotație primită de la motor folosind o cutie de viteze, un mecanism de manivelă și un echilibru este transformată într-o mișcare alternativă transmisă pistonului pompei cu tije prin șirul tijei. Când pistonul se mișcă în sus, presiunea din cilindrul pompei scade și supapa inferioară (de aspirație) se ridică, deschizând accesul la fluid (procesul de aspirație). În același timp, coloana de lichid situată deasupra pistonului presează supapa superioară (de descărcare) pe scaun, se ridică și este aruncată din tub în galeria de lucru (proces de injecție).

Când pistonul se mișcă în jos, supapa superioară se deschide, supapa inferioară este închisă de presiunea fluidului, iar fluidul din cilindru curge prin pistonul gol în tub.

Unitatea de pompare (Figura 2) este o acţionare individuală a pompei de foraj.

Figura 2. Unitate de pompare tip SKD.

1 - suspensie tije cap de sondă; 2 - echilibrator cu suport; 3 - rack (piramida); 4 - biela; 5 - manivelă; 6 - cutie de viteze; 7 - scripete antrenat; 8 - centura; 9 - motor electric; 10 - scripete de antrenare; 11 - gard; 12 - placă rotativă; 13 - cadru; 14 - contragreutate; 15 - traversare; 16 - frana; 17 - suspensie frânghie.

Unitatea de pompare informează tijele despre o mișcare alternativă apropiată de sinusoidală. SC dispune de o suspensie de cablu flexibilă a tijei capului sondei și un cap rabatabil sau pivotant al balansierului pentru trecerea neobstrucționată a mecanismelor de declanșare (bloc de deplasare, cârlig, ascensor) în timpul reparațiilor subterane.

Echilibratorul se balansează pe o axă transversală, montată în rulmenți, și se articulează cu două manivele masive folosind două biele situate pe ambele părți ale cutiei de viteze. Manivela cu contragreutăți mobile se pot deplasa față de axa de rotație a arborelui principal al cutiei de viteze pe o anumită distanță de-a lungul manivelelor. Sunt necesare contragreutăți pentru echilibrarea unității de pompare.

Toate elementele unității de pompare: cremalieră, cutie de viteze, motor electric sunt atașate la un singur cadru, care este fixat pe o fundație de beton.

În plus, toate SC-urile sunt echipate cu un dispozitiv de frână necesar pentru a ține echilibrul și manivelele în orice poziție dată. Punctul de articulare al bielei cu manivela își poate modifica distanța față de centrul de rotație prin deplasarea știftului manivelei într-una sau alta gaură. Acest lucru realizează o modificare treptată a amplitudinii de balansare a barei de echilibrare, de ex. lungimea cursei pistonului.

Deoarece cutia de viteze are un raport de transmisie constant, o modificare a frecvenței de oscilație se realizează numai prin schimbarea raportului de transmisie al transmisiei curea trapezoidale și schimbarea scripetei de pe arborele motorului la un diametru mai mare sau mai mic.

Pompele cu tijă de fund sunt mașini hidraulice cu deplasare pozitivă, în care etanșarea între piston și cilindru este realizată datorită preciziei ridicate a suprafețelor de lucru și a jocurilor reglate.

Din punct de vedere structural, toate pompele de foraj constau dintr-un cilindru, un piston, supape, un blocaj (pentru pompele cu priză), piese de conectare și montare. La proiectarea pompelor, principiul unificării maxime posibile a unităților și pieselor specificate este respectat pentru comoditatea înlocuirii pieselor uzate și a reducerii gamei de piese de schimb necesare.

Pompele sunt utilizate în următoarele tipuri:

• neinserabil
• conecteaza.

Pompele fără inserție sunt coborâte semi-demontate. Mai întâi, cilindrul pompei este coborât pe tub. Și apoi un piston cu o supapă de reținere este coborât pe tije. Pompa fără inserție are un design simplu. Cilindrul unei pompe neinserate este montat direct pe șirul de tuburi, de obicei în partea sa inferioară. Sub cilindru se află un suport de blocare în care este blocată supapa de aspirație. După ce cilindrul și suportul de blocare sunt coborâte în puț, pistonul este coborât pe șirul tijei. Când numărul de tije este coborât în ​​puț, ceea ce este necesar pentru ca pistonul să intre în cilindru și supapa de aspirație să aterizeze pe suportul de blocare, înălțimea suspensiei pistonului este în sfârșit reglată. Supapa de aspirație este coborâtă în puț, fixată la capătul inferior al pistonului cu o tijă de prindere. Când supapa de aspirație acționează suportul de blocare, acesta din urmă îl blochează cu un blocaj mecanic sau colere de frecare. Pistonul este apoi eliberat din supapa de aspirație prin rotirea șirului de tije în sens invers acelor de ceasornic. După aceea, ansamblul pistonului este ridicat de la supapa de aspirație la înălțimea necesară pentru mișcarea liberă a pistonului în jos.

Prin urmare, dacă este necesară înlocuirea unei astfel de pompe, este necesar să ridicați mai întâi pistonul de pe tije din puț și apoi tubulatura cu cilindrul.

Pompele cu tijă plug-in sunt coborâte în puț în formă asamblată. Instrumentul este mai întâi coborât în ​​puț la sau lângă ultima țeavă.

În funcție de condițiile din puț, se coboară în el un blocaj mecanic inferior sau un blocaj de tip guler inferior, dacă pompa este cu un blocaj în partea inferioară, sau un blocaj superior mecanic sau un blocaj de tip guler superior, dacă pompa este cu lacăt în vârf. Apoi, întreaga unitate de pompare este coborâtă în puț pe un șir de tije cu o unitate de aterizare pe suportul de blocare. După fixarea pompei pe suportul de blocare, reglați înălțimea suspensiei pistonului astfel încât să fie cât mai aproape de baza inferioară a cilindrului. În puțurile cu un conținut ridicat de gaz, este de dorit să atârnați pompa astfel încât ansamblul pompei mobil să atingă aproape baza inferioară a cilindrului, de exemplu. Minimizați distanța dintre supapa de aspirație și de refulare pe cursa descendentă a pistonului. În consecință, pentru a schimba o astfel de pompă, nu este necesar să coborâți și să ridicați din nou conductele. Pompa plug-in funcționează pe același principiu ca și pompa plug-in.

Ambele tipuri de pompe au avantajele și dezavantajele lor. Pentru fiecare condiție specifică, se folosește tipul cel mai potrivit. De exemplu, dacă uleiul conține o cantitate mare de parafină, este de preferat să folosiți pompe neinserate. Parafina depusă pe pereții tubulaturii poate bloca posibilitatea de a ridica pistonul pompei. Pentru puțurile adânci, este de preferat să folosiți o pompă de inserție pentru a reduce timpul necesar pentru declanșarea tubulaturii la schimbarea pompei.

Există următoarele tipuri de pompe de foraj (Figura 3):

Plug-in HB1 cu lacăt în partea de sus;

Plug-in HB2 cu blocare în partea de jos;

HH neinserat fără prindere;

HH1 neconectabil cu tija de prindere;

НН2С neinserat cu catcher.

În simbolul pompei, de exemplu, NN2BA-44-18-15-2, primele două litere și un număr indică tipul pompei, următoarele litere designul cilindrului și pompei, primele două cifre pompa diametrul (mm), lungimea ulterioară a cursei pistonului (mm ) și capul (m), reduse de 100 de ori și grupul de aterizare cu ultima cifră.

Figura 3—Tipuri de pompe cu tije de fund.

Utilizarea pompelor HH este de preferat în puțuri cu debit mare, adâncime mică de coborâre și perioadă lungă de revizie, iar pompele HB în puțuri cu debit mic, la adâncimi mari de coborâre. Cu cât este mai mare vâscozitatea lichidului, cu atât grupul de aterizare este mai mare. Pentru pomparea lichidului cu temperatură ridicată sau conținut ridicat de nisip și parafină, se recomandă utilizarea pompelor din a treia grupă de aterizare. Cu o adâncime mare de coborâre, se recomandă utilizarea pompelor cu un spațiu liber mai mic.

Pompa este selectată luând în considerare compoziția lichidului pompat (prezența nisipului, gazului și apei), proprietățile sale, debitul și adâncimea coborârii sale și diametrul tubului în funcție de tipul și dimensiunea condiționată a pompa.

Principiul de funcționare al pompelor este următorul. Când pistonul se mișcă în sus, în spațiul interval al cilindrului se creează un vid, datorită căruia supapa de aspirație se deschide și cilindrul este umplut. Odată cu cursa descendentă ulterioară a pistonului, volumul intervalului este comprimat, datorită căruia supapa de refulare se deschide și lichidul care a intrat în cilindru curge în zona de deasupra pistonului. Mișcările periodice în sus și în jos efectuate de piston asigură pomparea fluidului din rezervor și injectarea acestuia la suprafață în cavitatea țevii. Cu fiecare cursă ulterioară a pistonului, aproape aceeași cantitate de fluid intră în cilindru, care trece apoi în țevi și se ridică treptat la capul sondei.

1. Echipamente de bază, schema memoriei principale și principiul de funcționare.

Instalațiile de măsurare în grup sunt construite pentru puțuri de pompare adâncă și fântână-compresoare.

Unitățile de măsurare în grup reprezintă o sursă de informații privind starea sondelor utilizate pentru controlul operațional asupra implementării sarcinilor curente de producție, planificarea măsurilor geologice și tehnice și controlul sistematic al modului de dezvoltare a câmpului petrolier. Informațiile sunt transmise prin canale telemecanice către punctul de control.

Unitățile de măsurare în grup sunt utilizate pentru a măsura automat debitul de petrol, gaz și apă produs din puțuri și pentru a conecta liniile de curgere de la puțuri la colectoarele de colectare pentru transportul ulterioar al produselor extrase la punctul de colectare, precum și pentru blocarea puțurilor în caz de urgență. starea procesului tehnologic sau la comanda din camera de control.

În sistemul de colectare a petrolului și gazelor, AGZU este instalat direct pe câmp. AGZU primește produse din mai multe puțuri de producție prin linii de curgere. La o instalație pot fi conectate până la 14 puțuri, în funcție de designul acesteia.

În același timp, debitul de lichid este măsurat pe rând pentru fiecare sondă. La ieșirea din AGZU, producția tuturor puțurilor intră într-o conductă - „colectorul de colectare” și este transportată la stația de pompare de rapel (BPS) sau direct la unitățile de tratare a petrolului și gazelor.

AGZU constă structural dintr-o unitate tehnologică (BT) și o unitate de automatizare (BA).

Gazdele BT:

• echipamente tehnologice principale: unitate de comutare puț, linie de bypass, rezervor de separare cu dispozitive pentru controlul modurilor de funcționare a acestuia, linie de lichid cu debitmetru de lichid, linie de gaz cu debitmetru de gaz, colector de evacuare, sistem de conducte cu supape de închidere și control;
• sisteme de susținere a vieții inginerești: sisteme de iluminat, încălzire, ventilație; instrumentare - instrumentare primară și control;
• sisteme de blocare si alarmare de urgenta: poluare cu gaze, incendiu, alarme de acces neautorizat.

BA are:

• dispozitiv de alimentare pentru echipamente AGZU: dulap de putere (PS) cu controlul actionarilor;
• un dispozitiv de colectare, prelucrare și indicare locală a semnalelor: echipamente secundare de instrumentare și control, un dulap de instrumente pentru colectarea și procesarea semnalelor de la echipamentele de instrumentare și control primare;
• dispozitiv pentru emiterea de informații: un dulap pentru echipamente de telemetrie și un canal radio, comunicații cu nivelul superior al sistemului de control al procesului zăcământului petrolier;
• sisteme de susținere a vieții inginerești și sisteme de alarmă de urgență: echipamente pentru iluminat, încălzire, ventilație, alarme de incendiu, acces neautorizat.

O diagramă schematică a unei instalații de contorizare în grup este prezentată în Figura 4.

Figura 4. Schema schematică a unei instalații automate de contorizare în grup.

Producerea puțurilor GZhS (amestec gaz-lichid format din țiței, apă de formare și gaz petrolier asociat) prin conductele 1 conectate la instalație, trecând secvențial supapa de reținere KO și robinetul de poartă ZD, intră în comutatorul sondei realizat pe PSM. (întrerupător de puțuri cu mai multe căi) sau pe PSM cu acţionare hidraulică GP-1, sau pe robinete cu bilă cu trei căi cu acţionare electrică cu acţionare hidraulică GP-1, sau pe robinete cu bilă cu trei căi cu acţionare electrică, după care intră în colectorul de colectare 3 conectat la sistemul de colectare printr-un colector comun 2 prin dispozitivul de întrerupere OKG-4. Unitatea de comutare a sondei direcționează fluxul de HCL din puțul selectat pentru măsurare prin ieșirea de dozare 4 cu freza OKG-3 către separatorul hidrociclon de măsurare cu capacitate dublă al HW, unde este separat în faze lichide și gazoase de către centrifugal- metoda gravitațională.

Când se utilizează un sistem mecanic pârghie-flot pentru comutarea modurilor de funcționare a separatorului, gazul trece prin conducta 5 prin robinetul fluture al SP, se amestecă cu lichidul măsurat și intră în colectorul comun de colectare 3 prin conducta 6. Faza lichidă separată în partea superioară a separatorului de gaz HS se acumulează în partea inferioară a separatorului de stocare. Pe măsură ce nivelul uleiului crește, plutitorul P crește și, la atingerea nivelului superior prestabilit, acționează asupra supapei rotative, blocând conducta de gaz 5. Presiunea din separator crește și lichidul din separator începe să fie deplasat prin flux. contorul TOR-1. Când lichidul ajunge la nivelul inferior, GR deschide conducta de gaz, presiunea din separator scade și începe un nou ciclu de acumulare de lichid în rezervorul inferior. Debitul măsurat al sondei (în m3) este înregistrat de contorul electromagnetic al unității de control. Semnalele către acest bloc provin de la contorul TOR-1.

În cazul dotării AGZU cu dispozitive de instrumentare și control, faza gazoasă (gaz petrolier asociat) din partea superioară a separatorului intră printr-o conductă de gaz echipată cu supape de închidere și control printr-un debitmetru de gaz către galeria de evacuare. . În acest caz, se măsoară debitul de gaz. Când nivelul de lichid superior setat (țiței, inclusiv apa de formare) este atins în separator, instrumentele și mijloacele de control dau un semnal pentru a schimba modul de funcționare a separatorului în modul de scurgere a lichidului. Ca urmare, conducta de lichid se deschide și conducta de gaz se închide pentru a crea un exces de presiune în separator, care asigură fluxul de lichid în conducta de lichid, echipată cu supape și un debitmetru de lichid, și apoi în galeria de evacuare. În acest caz, se măsoară debitul lichidului. La atingerea nivelului inferior de lichid în separator, instrumentele și mijloacele de control dau un semnal pentru schimbarea modului de funcționare a separatorului. În acest caz, linia de lichid se închide și conducta de gaz se deschide, separatorul trece din nou la modul de acumulare de lichid cu măsurarea debitului de gaz.

Comutarea puțurilor pentru măsurare este efectuată periodic de unitatea de control. Durata măsurării este determinată de setarea releului de timp.

Când releul de timp este declanșat, motorul electric al acționării hidraulice GP-1 este pornit, iar presiunea din sistemul de control hidraulic crește. Cilindrul hidraulic al comutatorului PSM-1, sub presiunea actuatorului hidraulic GP-1, mișcă conducta de ramificare rotativă a comutatorului, iar următoarea sondă este conectată pentru măsurare.

Unitatea de comutare a puțurilor vă permite să direcționați fluxul de GLS din toate puțurile conectate la instalație „la bypass” și apoi la galeria de ieșire. Acest mod vă permite să efectuați lucrări de service și reparații la echipamentul AGZU.

Separatorul este echipat cu o conductă de descărcare a presiunii de urgență, descărcare de gaz în lumânare prin SPPK (supapă de siguranță cu arc). Pentru a elimina contaminanții la curățarea separatorului prin spălare și abur, există conducte de drenaj cu supape de închidere și o trapă de inspecție.

Când se operează puțuri cu viteză scăzută, cu un factor de gaz scăzut, se folosesc AGPU-uri care nu folosesc separatoare. În acest caz, debitul de GZhM al sondei măsurate după unitatea de comutare a sondei este trimis la debitmetrul-contor de lichid de tip SKZH, care măsoară debitul de lichid, iar debitul de gaz este luat în considerare prin calcul.

Dacă este necesară măsurarea puțurilor marginale la distanță, se folosesc instalații de măsurare, numite BIUS, concepute pentru a măsura debitul unei sonde cu un debit de lichid de până la 100 m3/zi și un factor de gaz de până la 60 m3/m3. . Nu au o unitate de comutare a puțurilor, GLS este alimentat prin supapele de admisie la separator, apoi la conductele de măsurare a lichidului și gaz și la galeria de evacuare. Linie de bypass furnizată. Măsurarea debitului de lichid se realizează cu contoare mecanice cu indicație locală. Contabilitatea consumului de gaz se realizează prin metoda de calcul. CICS, de regulă, nu este echipat cu BA.

Durata măsurării este stabilită în funcție de condițiile specifice - debitul sondei, metodele de producție, starea dezvoltării câmpului.

1. Echipament folosit pentrureparație bine (WOC)

Well workover (WOC) un set de lucrări legate de refacerea șirurilor de tubaj, a inelului de ciment, a zonei de fund, instalarea și extragerea echipamentelor subterane, eliminarea accidentelor, complicații și conservarea și lichidarea puțurilor, precum și lucrări care necesită uciderea preliminară. de formațiuni productive (pentru puțuri de gaz), instalarea echipamentelor de prevenire a erupțiilor.

Reparațiile puțurilor includ lucrări de reparații, pentru care trebuie implicate echipamente mai sofisticate, până la utilizarea instalațiilor de foraj. Revizia este efectuată de echipe ale unui service specializat, care dispune de mijloace tehnice puternice și diverse și de specialiști relevanți.

Echipamentul de reparare a puțurilor este format din:

• Echipamente combinabile neagregate (turnuri, pompe, rotoare, sisteme de deplasare, palan).
• Echipamente agregate (instalare);
• Unelte de fund (dalte, tevi, unelte de pescuit);
• Instrumente pentru SPO (ascensoare, chei).

Principala diferență între tehnica de reparare a sondei și tehnica actuală constă în utilizarea pe scară largă a unui complex de echipamente de foraj.

Toate lucrările de revizie sunt însoțite de coborârea în puț și ridicarea țevilor, tijelor și diverselor unelte din aceasta. Prin urmare, deasupra capului sondei este instalată o structură de ridicare - un turn, un catarg cu echipament pentru operațiuni de declanșare (SPO). Turnurile și catargele staționare sunt folosite extrem de irațional, deoarece lucrările de reparație la fiecare puț se efectuează doar câteva zile pe an, în restul timpului aceste instalații sunt inactive. Prin urmare, este recomandabil să folosiți ascensoare care poartă propriile catarge în timpul reparațiilor subterane. Baza lor de transport sunt tractoare și mașini.

Unitățile de reparare sunt proiectate pentru a elimina încălcările etanșeității sau formei sondei (încălcarea etanșeității tubului și a inelului de ciment sau prăbușirea tubului), eliminarea accidentelor complexe în fundul puțului și pentru a repara partea filtrului sondei. Unitatea, spre deosebire de lift, este echipată cu un turn și un mecanism de ridicare și coborâre.

Troliu mecanic montat pe un tractor, mașină sau cadru separat. În primul caz, acționarea troliului este efectuată de la motorul de tracțiune al tractorului, mașini, în restul de la un motor independent cu ardere internă sau un motor electric.

Pentru dezvoltarea și repararea puțurilor se folosește o unitate autopropulsată A-50U, montată pe șasiul unui vehicul KrAZ-257, cu o forță de ridicare de 500 kN (Figura 5). Această unitate este concepută pentru:

• forarea unui dop de ciment în țevi cu diametrul de 146 și 168 mm și operațiunile legate de acest proces (coborârea și recuperarea țevilor de foraj, spălarea puțurilor etc.);
• tubulatura de coborâre și ridicare;
• instalarea echipamentelor operaționale la capul sondei;
• efectuarea de lucrări de reparații și lucrări de eliminare a accidentului;
• operațiuni de foraj.

Figura 5—Unitate A-50U pentru repararea sondei.

1 - suport frontal; 2 - suport intermediar; 3 - compresor; 4 - transmisie; 5 - arbore intermediar; 6 - cric hidraulic pentru ridicarea turnului; 7 - sistem de abordare; 8 - limitator de ridicare bloc de cursa; 9 - troliu; 10 -turn; 11 - panou de control; 12 - cricuri de sprijin; 13 - rotor.

În locul unității A-50U, a fost produsă o unitate A-50M modernizată, cu fiabilitate și capacitate de încărcare crescute.

Pentru operațiunile de declanșare cu așezarea țevilor și tijelor pe pasarele în timpul reviziei puțurilor de petrol și gaze care nu sunt echipate cu structuri de turn, se folosesc unități de ridicare de tip AzINmash-37 (Figura 6).

Unitățile de ridicare de acest tip sunt împărțite în AzINmash-37A, AzINmash-37A1, AzINmash-37B, montate pe baza vehiculelor de teren KrAZ-255B și KrAZ-260. Unitățile de ridicare AzINmash-37A și AzINmash-37A1 sunt echipate cu mașini APR pentru înșurubarea și deșurubarea tuburilor și o cheie automată de tip KSHE cu o acționare electrică pentru înșurubarea tijelor pompei.

Unitățile de ridicare sunt echipate cu un limitator de ridicare a blocului cu cârlig, un sistem de semnalizare sonoră și luminoasă pentru instalarea unui turn, instrumente de control și măsurare pentru funcționarea motorului și a sistemului pneumatic, precum și alte sisteme de blocare care asigură siguranța muncii la instalarea unității în apropierea puțului și operațiunile de declanșare.

Figura 6. Unitate de ridicare AzINmash-37.

1 - sistem de deplasare; 2 - turn; 3 - transmisie de putere; 4 - suport frontal; 5 - cabina operatorului; 6 - troliu; 7 - cilindru hidraulic pentru ridicarea turnului; 8 - suport spate.

Ascensoarele de tractor LPT-8, unitățile „AzINmash-43A”, „Bakinets-3M”, A50U, UPT, „AzINmash-37”, etc. sunt utilizate pe scară largă.

Pentru producerea operațiunilor de declanșare în timpul reparației puțurilor care nu sunt echipate cu structuri de forare, unitățile de ridicare APRS-32 și APRS-40 sunt proiectate pentru producerea de operațiuni de prindere, pentru curățarea dopurilor de nisip cu un baler și pentru excitarea puțurilor prin pistonare (swabbing).

Unitatea este o mașină autopropulsată pentru câmp petrolier, montată pe șasiul unui vehicul off-road cu trei osii URAL4320 sau KrAZ-260 și constă dintr-un troliu cu un singur tambur și un turn telescopic cu două secțiuni cu un sistem de fixare. Turnul unității are o rezistență sporită și este fabricat din oțel slab aliat rezistent la îngheț.

Pentru efectuarea lucrărilor subterane a puțurilor echipate cu instalații de ridicaretractor ascensor AzINmash-43P. Ascensorul este un troliu mecanizat autopropulsat montat pe un tractor de mlaștină pe șenile T-100MZBGS sau un T-100MZ convențional.

Unitățile de ridicare de tip UPT sunt proiectate pentru operațiuni de declanșare în timpul reviziei puțurilor de petrol și gaze. Acestea includ: UPT-32, UPT1-50, UPT1-50B. Unități autopropulsate montate pe tractoare caterpillar. Acestea constau din următoarele componente principale: un troliu cu un singur tambur instalat pe o bază specială pentru echipament, un turn cu sistem de deplasare, suporturi din spate și față ale turnului, o cabină pentru șofer. Instalațiile se completează cu mecanisme de înșurubare deșurubare a țevilor; echipat cu un dispozitiv de blocare cu cârlig anti-tragere și un sistem de iluminare antiexplozie pentru platforma de lucru la capul sondei și traseul de mișcare a blocului de cârlig.

Spre deosebire de UPT-32, unitățile UPT1-50 și UPT-50V sunt echipate cu o unitate de antrenare a rotorului și sunt, de asemenea, echipate cu un întrerupător hidraulic.

Figura 7. Unitate de ridicare UPT1-50. 1 - cutie de viteze; 2 - troliu cu un singur tambur; 3 compresoare de aer; 4 - suport frontal al turnului; 5 - far; 6 - turn cu sistem de deplasare; 7 - management; 8 - cabina soferului; 9 - cric hidraulic; 10 - suportul din spate al turnului.

Pentru distrugerea dopurilor de hidrat și parafină, injectarea fluidelor de proces în puț, cimentarea puțului în zona de fund, sondaje geofizice, se utilizează o unitate mobilă UPD-5M. UPD-5M este o mașină autopropulsată pentru câmp petrolier împreună cu o bază de asamblare, inclusiv un tambur cu un stivuitor pentru înfășurarea țevilor lungi, un alimentator de țevi în puț, montat pe șasiul unui vehicul KaAZ-65101/100 sau orice alt tip de șasiu, dacă dorește clientul. Acționarea tuturor mecanismelor instalației este efectuată de motoare hidraulice, pentru efectuarea lucrărilor auxiliare există un manipulator hidraulic cu o capacitate de încărcare de 300 kg.

Elevatoarele de conducte pentru captarea carcasei, forajului și tuburilor sunt utilizate în mai multe dimensiuni:

• ascensoare EZN single link (SPO cu ajutorul a doua ascensoare) cu o capacitate de transport de 15, 25 si 50 tone.Setul include: doua lifturi, un dispozitiv de prindere si o legatura.
• Elevatoarele EG single-link sunt proiectate să funcționeze cu pistoale-mitralieră și păianjeni APR-2VB cu o capacitate de încărcare de 16, 50 și 80 de tone.
• Elevatoare ECL pentru tuburi cu diametru nominal de la 48 la 114 mm, capacitate de încărcare 10 40 t.

Elevatoare cu tije ESHN (Figura 8) pentru captarea unei coloane de tije și menținerea acesteia în stare suspendată în timpul unei călătorii, cu o capacitate de încărcare de 5 și 10 tone. Designul lor prevede utilizarea a două perechi de căptușeli pentru bucșe, una este conceput pentru tije Zh12, 16, 19 și 22 mm, al doilea pentru tije Zh25.

Figura 8. Elevator de tijă ESP.

1 - mașină de spălat; 2 - știft; 3 - link; 4 - șurub; 5 - insert; 6 - bucșă; 7 - corp.

Cârligele de ridicare destinate suspendării ascensoarelor, pivotantelor și altor echipamente în timpul declanșării sunt realizate în două tipuri: cu un singur corn (versiunea I) și cu trei cornuri (versiunea II).

Legăturile sunt folosite pentru a atârna liftul pe un cârlig. Din punct de vedere structural, aceasta este o buclă de oțel închisă de formă ovală, puternic alungită de-a lungul unei axe. Sunt realizate laminate solide sau sudate cap la cap prin sudare de contact cu tratament termic ulterior. Pentru revizia puțurilor, sunt produse slinguri ShE-28-P-B și ShE-50-B cu o capacitate de ridicare de 28 și 50 de tone.

Pentru mecanizarea operațiunilor de înșurubare și deșurubare, precum și pentru automatizarea prinderii, menținerii greutății, eliberarea și centrarea șirului de tuburi, sunt proiectate mașini automate de tip APR.

Pentru a mecaniza procesul de înșurubare și deșurubare a tijelor de ventuză, se folosesc chei pentru tije AShKTM, KMShE, CARS (chei automate și mecanice), principiul este similar cu APR.

Păianjenii sunt proiectați pentru a automatiza operațiunile de captare, menținere a greutății, eliberare și centrare a unui șir de tuburi sau țevi de foraj în procesul de coborâre a acestora în puț.

Pentru înșurubarea și deșurubarea țevilor și țevilor de foraj în procesul de declanșare în timpul reparațiilor curente și majore ale puțurilor, se utilizează o cheie hidraulică mecanică KPR-12.

Se compune din următoarele unități principale: un clește de țeavă care alcătuiește și se deșurubează cu cuplul estimat; o stație de pompare hidraulică care creează debitul și presiunea de ulei necesare în sistemul hidraulic și o suspensie cu clește cu o ridicare hidraulică și un amortizor de șoc.

Cheia este o roată dințată cu două trepte cu un angrenaj de lucru divizat, în care sunt instalate prinderi înlocuibile. Se completează cu dispozitivul de blocare a volumului.

Pentru înșurubarea și deșurubarea țevilor de țevi (tubii) și a încuietorilor țevilor de foraj prin mecanizat, precum și manual, în timpul reparațiilor curente și majore ale puțurilor, se folosește o cheie pentru țevi de tip KTL. Oferă o prindere sigură a tubului, siguranța tubului împotriva deformarii.

Pentru a deșuruba tijele cu un piston fix al unei pompe cu puț adânc cu berbeci de prindere reglabili, se folosește o cheie circulară cu tije KSHK.

În timpul lucrărilor subterane ale puțurilor, când pistonul pompei de adâncime este blocat, este necesar să se ridice țevile împreună cu tijele. Deoarece conexiunile de cuplare ale țevilor nu coincid cu conexiunile tijelor, după deșurubarea următoarei țevi, un corp neted al tijei va fi amplasat deasupra cuplajului instalat pe ascensor, care nu poate fi prins cu o cheie de tijă. Într-o cheie circulară, tijele sunt capturate de matrițe cu decupaje unghiulare cu dinți. Una dintre matrițe este fixă, atașată cu două știfturi la interiorul cheii, iar cea de-a doua este mobilă, atașată la capătul interior al tijei de prindere.

Când înșurubați și deșurubați manual țevi de diferite diametre, se folosesc chei cu lanț. Cheia constă dintr-un mâner, doi obraji cu balamale cu dinți cu zale plate. Pentru a da putere, obrajii sunt prelucrați termic.

Pentru a sigila gura în timpul lucrărilor de reparații în puț, sunt proiectate sigilatoarele GU-48, GU-60, GU-73.

Concluzie

Procesul de producție pentru dezvoltarea și exploatarea câmpurilor petroliere este un ansamblu al tuturor acțiunilor oamenilor și echipamentelor de producție necesare pentru extragerea petrolului din subsol până la suprafață, numărarea produselor obținute din puțuri și transportarea lor în continuare pentru a obține produse comercializabile.

Încălcarea integrității echipamentelor zăcămintelor petroliere duce la încetarea funcționării sondei, la scăderea inevitabilă a producției de petrol sau gaze, ceea ce face necesară efectuarea așa-numitei lucrări de reparație a sondei - un proces lung, laborios și foarte costisitor; costul reparației unei puțuri este adesea proporțional, și uneori același, cu costul construcției acesteia. De aici principala cerință pentru calitatea echipamentului - fiabilitatea acestuia.

Echipamentul oricărui puț trebuie să asigure selecția produselor într-un mod dat, măsurarea produselor și posibilitatea efectuării operațiunilor tehnologice necesare, ținând cont de protecția subsolului, a mediului și prevenirea situațiilor de urgență.De asemenea, unitatile de masurareprezintă o sursă de informații despre starea sondelor, pentru planificarea măsurilor geologice și tehnice și monitorizarea sistematică a modului de dezvoltare a câmpului petrolier.

În legătură cu dezvoltarea industriei de petrol și gaze, piața rusă a echipamentelor de petrol și gaze se dezvoltă activ, ceea ce duce la o modernizare rapidă a echipamentelor, la crearea de tipuri, dimensiuni și modele complet noi.

Lista literaturii folosite

1. Calculul și proiectarea echipamentelor petroliere: manual pentru universități / M: Nedra / Chicherov L.G., Molchanov G.V., Rabinovich A.M., 1987
2. Dezvoltarea și exploatarea câmpurilor petroliere: un manual pentru universități / M.: Nedra / Boyko V.S., 1990.
3. Dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze / manual / Pokrepin B.V.
4. Ghid de referință pentru proiectarea dezvoltării și exploatării zăcămintelor de petrol și gaze. /M.: Nedra/ Gimatudinov Sh.K., Borisov Yu.P., Rlzenberg M.D./ 1983.
5. Carte de referință privind actualul și revizuirea sondelor de petrol și gaze / M: Nedra / Amirov A.D., Karapetov K.A., Lemberansky F.D. / 1979.
6. Sistemul de întreținere și reparații programate ale echipamentelor de foraj și câmpuri petroliere din industria petrolului. / M., VNIIOENG, / Usacheva G.N., Kuznetsova E.A., Koroleva L.M., 1982.
7. Tehnica si tehnologia de foraj puturi in crestere. /M.: Nedra/ Kolosov D.P., Gluhov I.F., 1988.
8. Bazele tehnologice ale tehnologiei / M.: Metalurgie / I.M. Glushchenko. GI. 1990.
9. Exploatarea sondelor de petrol si gaze. / M: Nedra / Muravyov V.M. 1978.

PAGINA \* MERGEFORMAT 3

Alte lucrări conexe care vă pot interesa.vshm>
10594.		Echipament de pilonare	269,41 KB
	Există ciocane cu acțiune simplă în care energia de antrenare este utilizată numai pentru a ridica piesa de impact, care apoi face o cursă de lucru sub propria greutate, și ciocane cu dublă acțiune, a căror energie de antrenare conferă o accelerație suplimentară piesei de impact în timpul cursa de lucru, în urma căreia energia de impact crește și ciclul de lucru se scurtează. Cele mai comune sunt ciocanele cu abur și aer care funcționează automat cu o frecvență de impact de până la 100 300 pe minut...
9437.		ECHIPAMENTE STAȚIILOR DE COMPRESOARE (CS)	5,53 MB
	Tipul de CS depinde de performanța acestuia, de cerințele de presiune a aerului comprimat și de disponibilitatea energiei electrice. Numarul de unitati este acceptat cu o rezerva de 50%. De obicei, sunt instalate 3 mașini, dintre care 2 funcționează și 1 în standby.
4948.		Echipamentul tehnologic al restaurantului Volgograd	48,95 KB
	Echipamentul tehnologic al restaurantului Volgograd. Caracteristicile restaurantului Volgograd. Spații comerciale ale restaurantului Volgograd Echipamente tehnologice ale magazinului cald. Calitatea mâncării gătite depinde direct de echipament, iar acesta este un indicator direct al nivelului restaurantului.
12401.		Dotarea stației cu dispozitive BMRC	69,3 KB
	Construcția și funcționarea circuitului de relee unghiulare. Comandă-secțională și relee de alarmă. Includerea blocului releului de direcții și scheme de grup. Schema releelor ​​unghiulare.
14684.		Echipamente pentru exploatarea puțurilor de ridicare cu gaz	83,35 KB
	1 Echipament pentru exploatarea puțurilor cu gaz-lift Sensul metodei de funcționare cu gaz-lift este de a asigura curgerea sondei prin furnizarea cantității necesare de gaz comprimat la fundul șirului de tuburi. Cu liftul de gaz al compresorului, spre deosebire de metoda de funcționare cu curgere, este necesar nu numai să existe o sursă de gaz comprimat, ci și un sistem de comunicații pentru transportul acestuia la capul sondei, echipamentul special al sondei și puțul în sine pentru gaz. livra. În plus, este necesar să se separe gazul din amestecul extras gaz-lichid pentru...
14683.		Echipamente pentru exploatarea puțurilor prin metoda curgerii	312,15 KB
	Acest lucru este valabil chiar și pentru câmpurile cu un regim pronunțat de antrenare a apei.1 Echipamente pentru puțuri curgătoare Necesitatea brazilor de Crăciun a apărut în legătură cu începerea utilizării unui lift și a dispozitivelor de control al debitului de lichid sau gaz într-o fântână folosind...
14636.		ECHIPAMENTE ŞI FACILITĂŢI PENTRU ALIMENTAREA CU APĂ PENTRU FERME ŞI PĂŞUNI	457,15 KB
	Utilizarea apei în creșterea animalelor Productivitatea și sănătatea animalelor și păsărilor depind nu numai de nivelul de hrănire, ci și de buna organizare a aprovizionării animalelor cu apă de bună calitate în ferme și pășuni. Calitatea apei utilizate pentru fermele de animale nu îndeplinește întotdeauna pe deplin cerințele sanitare și igienice. Cu privarea completă de apă, animalele mor după 48 de zile.
12704.		Dotarea gâtului stației cu dispozitive electrice de centralizare ETs-12-00	293,8 KB
	La împărțirea în secțiuni izolate ale gâtului stației, este necesar să se ghideze după următoarele reguli de bază: îmbinări izolatoare limitând circuitele șinei de comutare din partea punctelor ascuțite, săgețile sunt instalate la capătul șinei cadrului. ; rosturile izolante trebuie montate aliniat cu semafoare; mai mult de trei întrerupătoare simple sau două încrucișate nu pot fi incluse în secțiunea izolatoare; între săgețile de-a lungul cărora sunt posibile mișcări simultane independente, o izolație ...
17393.		ECHIPAMENTE MODERNE ALE UNUI LABORATOR DENTAR PENTRU FABRICAREA PROTEZELOR FIXE	167,37 KB
	Spațiile laboratorului dentar sunt împărțite în de bază și speciale. În incinta principală se lucrează la fabricarea protezelor dentare. Spațiile speciale sunt împărțite în gips, turnare, polimerizare, lipire, lustruire, turnătorie.
709.		Echipamente inginerești ale teritoriului așezării orașului Barnaul	266,17 KB
	În timpul construcției și exploatării zonelor populate și a structurilor arhitecturale individuale, apar inevitabil sarcini de îmbunătățire a proprietăților funcționale și estetice ale teritoriului

ADB— fluid de foraj aerat.

AHRP— presiune anormal de mare în rezervor.

ANPD— presiune de formare anormal de scăzută.

ACC- contor de ciment acustic.

ATC- magazin de transport auto.

BGS- mix rapid.

BKZ— sondaj lateral.

BKPS- bloc stații de pompare cluster.

BSV— forarea apelor uzate.

BPO- baza de servicii de productie. Ateliere de întreținere auxiliară (reparații etc.)

BOO- instalație de foraj.

VGK— contact apă-gaz.

VZBT- Uzina Volgograd de echipamente de foraj.

HDM- motor cu șuruburi de fund.

WRC- soluție bogată în calciu.

VKG— contur interior cu gaz.

VNKG— conturul exterior al purtătorului de gaz.

WPC— contur interior al lagărului de ulei.

VNKN- conturul exterior al rulmentului de ulei.

VIC- atelier de montaj.

VNK— contact ulei-apă.

ERW— impactul exploziei pneumatice.

RRP- lichid viscoplastic (Bingham).

GRP- punct de distributie a apei.

GGK— înregistrarea gamma gamma.

GGRP— fracturare hidraulică adâncă.

GDI— studii hidrodinamice. Studiul stării fântânii.

GZhS- amestec gaz-lichid.

GIV- indicator hidraulic de greutate.

GIS— studiul geofizic al puțurilor.

GZNU- grup de pompare dozare. La fel ca GZU + DNS. Acum se îndepărtează de asta, doar cei vechi au supraviețuit.

GZU— instalație de contorizare în grup. Măsurarea debitului de lichid care provine din mustață.

GC— înregistrarea cu raze gamma.

GKO- tratament cu argila.

GNO— echipamente de pompare la adâncime. Echipament scufundat în puț (pompă, tije, tubulaturi).

STS- statie principala de pompare a uleiului.

GSP- perforare hidro-sablare.

YPL— lichid de spălare cu gaz.

GPZ- Uzina de prelucrare a gazelor.

GPS- statie de pompare cap.

fracturare hidraulica— fracturare hidraulică.

combustibil și lubrifianți- combustibili si lubrifianti.

GSP- punct de colectare grup.

GTM— măsuri geologice și tehnice. Măsuri de creștere a productivității puțurilor.

GTN- tinuta geologica si tehnologica.

GTU— condiții geologice și tehnologice.

GER- solutie de emulsie hidrofoba.

CSN- statie de pompare rapel. Fluxul de petrol din puțuri prin GZU de-a lungul mustaței la BPS pentru amplificarea către parcul de mărfuri. Poate fi amplificat doar cu pompe de lichid sau cu procesare parțială (separarea apei și uleiului).

DU- nivel acceptabil.

ESG- sistem unificat de alimentare cu gaz.

JBR- rezervor din beton armat.

ZSO- zona de protectie sanitara.

ZCN- pompa centrifuga de fund.

KVD— curba de recuperare a presiunii. Caracteristici la punerea în funcțiune a puțului. Schimbarea presiunii în inel în timp.

HLC este curba de recuperare a nivelului. Caracteristici la punerea în funcțiune a puțului. Schimbarea nivelului în inel în timp.

CIN— factorul de recuperare a uleiului.

KIP- aparate de control si masura.

CMC- carboximetil celuloză.

KNS- statie de pompare cluster.

LA- revizie.

KO- tratament acid.

CRBC— cablu cauciuc blindat rotund.

bovine — . Reparația după „zboruri de echipamente”, încălcări ale carcasei, costă cu un ordin de mărime mai scump decât PRS.

KSSB— alcool sulfit condensat.

KSSK- un complex de carcase cu un receptor de miez detașabil.

LBT- tevi de foraj din aliaj usor.

LBTM— țevi de foraj din aliaj ușor de racord de cuplare.

LBTN— țevi de foraj din aliaj ușor de racord de niplu.

IGR- soluții cu conținut scăzut de argilă.

WMC- metilceluloză modificată.

MNP- conducta principală de petrol.

MNPP— conducta principală de produse petroliere.

MCI- perioada de revizie.

D-NA- mecanismul de aranjare a lumânărilor.

EOR- o metodă de creștere a recuperării petrolului.

NB- pompa de foraj.

NBT— pompă de foraj cu trei pistoane.

NGDU— departamentul producție de petrol și gaze.

NGK— Înregistrare cu raze gamma neutronice.

NKT- tubulatura. Conducte prin care petrolul este pompat la puțurile de producție, iar apa este pompată la puțurile de injecție.

CNE- conducta de petrol.

NPS- statie de pompare ulei.

OA- agenți de curățare.

OBR— fluid de foraj tratat.

OGM- Departamentul mecanic șef.

OGE- departamentul inginer-sef energetic.

OOS- protectia mediului.

WOC- asteptarea ca cimentul sa se intareasca.

DIN— tratarea zonei de fund.

OTB- departamentul de siguranta.

OPRS— în așteptarea lucrărilor de reparație subterană a puțului. Starea sondei în care este transferată din momentul în care se detectează o defecțiune și se închide până la începerea reparației. Puțurile de la puțul pilot la puțul pilot sunt selectate în funcție de prioritate (de obicei - debitul sondei).

OPS- bazin de pre-descărcare.

ORZ(E)— echipament pentru injecție separată (funcționare).

OTRS— în așteptarea actualizării actuale a puțului.

surfactant- substanță activă de suprafață.

PAA- poliacrilamida.

surfactant- surfactanți.

PBR— soluții polimer-bentonită.

MPE— emisia maximă admisă.

MPC- concentratia maxima admisa.

PDS- debit maxim admisibil.

pancreas- lichid de spalare.

PZP— zona de formare a găurii.

PNP— recuperare îmbunătățită a uleiului.

PNS— stație intermediară de pompare a uleiului.

RPL— lichid pseudoplastic (legea puterii).

PPR- planificare si munca preventiva. Lucrări de prevenire a defecțiunilor în puțuri.

profesori- statie intermediara de pompare.

PPU- instalatie de abur.

LA- unealtă de tăiat pietre.

PRS- reparatii puturi subterane. Repararea echipamentelor de sondă subterană în caz de defecțiuni.

PRTSBO— închiriere și atelier de reparații de echipamente de foraj.

PSD- documentatie de proiectare si deviz.

RVS— rezervor cilindric vertical din oțel.

RVSP- un rezervor cilindric vertical din otel cu ponton.

RVSPK— rezervor cilindric vertical din oțel cu acoperiș plutitor.

RIR- lucrari de reparatii si izolatii.

RITS— reparații și servicii tehnice.

RNPP- conductă de petrol ramificată.

RPAP— regulator electric de alimentare cu biți.

RTB— foraj turbină cu reacție.

RC- ciclu de reparatii.

SBT- tevi de foraj din otel.

SBTN— țevi de foraj din oțel de conectare cu niplu.

SG- un amestec de gudroane.

DE LA CATRE— prelucrare solar-distilat. Bine tratament.

Sistem de intretinere si PR— sistemul de întreținere și reparare programată a echipamentelor de foraj.

SQOL- contor de lichide. Contoare pentru măsurători lichide direct pe puțuri pentru controlul măsurătorilor la GZU.

SNA— efort de forfecare statică.

GNL- gaz natural lichefiat.

SPO- operatii de coborare si ridicare.

PRS- alcool sulfit.

SSC- un proiectil cu un receptor de miez detașabil.

T- Întreținere.

MSW- deșeuri solide municipale.

TGHV— efect termogaz-chimic.

TDSH— torpilă cu cordon detonant.

TC- compozitia rambleului.

MSW— torpilă acțiune axială cumulată.

ACEA- Întreținere.

TP- parc de mărfuri. Locul de colectare și prelucrare a uleiului (la fel ca UKPN).

TP- proces tehnologic.

TRS— reparație curentă a puțului.

TEP— indicatori tehnici și economici.

EEDN— grupul de Tehnici și Tehnologii de Producție a Petrolului.

UBT— gulerele de foraj laminate la cald sau modelate.

UBR— managementul operațiunilor de foraj.

ecografie- detectarea defectelor cu ultrasunete.

UKB— instalarea carotelor.

UKPN— instalarea tratamentului complex al uleiului.

USP- punct de colectare a incintei.

UCG- ciment ponderat pentru sonde de petrol.

USC- ciment de zgură ponderat.

USHR- reactiv carbon alcalin.

UPG— stație de tratare a gazelor.

UPNP— gestionarea recuperării îmbunătățite a petrolului.

UPTO și CO— gestionarea producției și a asistenței tehnice și configurarea echipamentelor.

UTT- managementul transportului tehnologic.

USHGN— instalarea unei pompe cu tije de aspirare.

ESP- instalarea unei electropompe centrifuge.

HKR- soluție de clorură de calciu.

CA- unitate de cimentare.

CDNG- magazin producție petrol și gaze. Pescuitul în cadrul NGDU.

CITS— serviciu central de inginerie și tehnică.

CKPRS— atelier de reparații și reparații subterane a puțurilor. Un atelier în cadrul OGPD care efectuează workover și workover.

CKS— magazin de tubaj de puțuri.

TsNIPR— magazin de lucrări de cercetare și producție. Atelier în cadrul NGDU.

CPPD— atelier de întreținere a presiunii rezervorului.

CA- sistem de circulatie.

DSP- punct central de colectare.

SHGN— pompă cu tije de ventuză. Cu balansoar, pentru puțuri cu cantități mici.

SHPM- ambreiaj anvelopă-pneumatic.

SPCA- ciment de zgură-nisip de măcinare a rosturilor.

ESU- soc electro-hidraulic.

ERĂ- unitate de reparatie electro-hidraulica.

ECP- protectie electrochimica.

ESP- pompa centrifuga electrica. Pentru sonde cu randament mare.

DISPOZIȚII GENERALE

Toate lucrările la punerea în funcțiune a puțurilor sunt asociate cu coborârea echipamentelor în ele: tubulaturi, pompe de fund, tije de aspirație etc.

În timpul funcționării puțurilor prin metoda curgerii, compresorului sau pompare, activitatea lor este întreruptă, ceea ce se exprimă într-o scădere treptată sau bruscă a debitului, uneori chiar și în oprirea completă a alimentării cu fluid.

Lucrările de restabilire a modului tehnologic de funcționare specificat al puțului sunt asociate cu ridicarea echipamentelor subterane pentru înlocuirea sau repararea acestuia, curățarea puțului de un dop de nisip cu un dispozitiv de spălare sau spălare, cu eliminarea ruperii sau deșurubarea pompei. tije și alte operațiuni.

O schimbare a modului tehnologic de funcționare a sondei necesită o modificare a lungimii șirului de conducte de ridicare, înlocuirea tubulaturii coborâte în puț cu țevi de un diametru diferit, ESP, USP, eliminarea tijelor rupte, înlocuirea echipamentului capului sondei etc. . Toate aceste lucrari sunt legate de lucrari subterane (actuale) ale sondelor si sunt efectuate de echipe speciale pentru lucrari subterane.

Lucrări mai complexe legate de lichidarea unui accident cu un șir de tubaj (ruperea, prăbușirea), cu izolarea apei apărute în fântână, trecerea la un alt orizont productiv, prinderea țevilor, cablurilor, liniilor de prindere sau orice unealtă sparte, aparțin categoriei de revizie.

Lucrările de revizie a puțurilor sunt efectuate de echipe speciale. Sarcina lucrătorilor de teren, inclusiv a lucrătorilor care lucrează la repararea sondei subterane, este de a reduce timpul de reparare a puțurilor subterane, pentru a maximiza perioada de revizie a funcționării sondei.

Reparația subterană de înaltă calitate este principala condiție pentru creșterea producției de petrol și gaze. Cu cât calitatea reparației este mai mare, cu atât perioada de revizie este mai lungă și funcționarea sondei este mai eficientă.

Prin perioada de revizie a funcționării sondei se înțelege durata funcționării efective a sondei de la reparație la reparație, adică. timpul dintre două reparații succesive.

Durata perioadei de revizie a unei sonde se determină de obicei o dată pe trimestru (sau jumătate de an) prin împărțirea numărului de zile de sondă lucrate într-un trimestru (șase luni) la numărul de reparații subterane pentru același timp de lucru într-un dat bine.

Pentru a prelungi perioada de revizie, o reparație cuprinzătoare este de mare importanță - repararea echipamentelor de suprafață și repararea puțurilor subterane. Pentru a menține perioada de garanție a sondei, reparația echipamentelor de suprafață trebuie combinată cu reparația subterană. Prin urmare, în teren, trebuie întocmite din timp programe complexe pentru reparațiile subterane și pentru repararea echipamentelor de suprafață.

Coeficientul de funcționare a sondei - raportul dintre timpul de funcționare efectivă a puțurilor și timpul calendaristic total al acestora pentru o lună, trimestru, an.

Factorul de operare este întotdeauna mai mic de 1, iar media pentru companiile de petrol și gaze este de 0,94 - 0,98, adică. de la 2 la 6% din timpul total revine lucrărilor de reparații în puțuri.

Reparația curentă este efectuată de echipa de reparații subterane. Organizare rotativa - 3 persoane: un operator cu un asistent la gura si un tractorist pe troliu.

Reviziile sunt efectuate de echipe de revizii care fac parte din întreprinderile de servicii ale companiilor petroliere.

Unitățile de reparații pentru diverse scopuri sunt:

 revizia puţului;

 repararea curentă a sondei;

 exploatarea puțului pentru a îmbunătăți recuperarea petrolului.

• Well workover (WOC) este un set de lucrări legate de restabilirea performanței șirurilor de tubaj, inelului de ciment, zonei de fund, eliminarea accidentelor, coborârea și ridicarea echipamentului în timpul funcționării separate și injectării.

  o Current Well Workover (TRS) este un set de lucrări care vizează restabilirea performanței echipamentului puțului și al puțului și lucrează pentru schimbarea modului de funcționare al sondei, precum și pentru curățarea șirului de ridicare și a găurii de fund de depozitele de parafină rășinoase, săruri și dopuri de nisip de către echipa TRS.

  o O intervenție de sondă pentru îmbunătățirea recuperării petrolului este un ansamblu de lucrări într-o sondă pentru a introduce agenți în rezervor care inițiază fluxul de procese fizice, chimice sau biochimice în adâncurile rezervorului, având ca scop creșterea factorului final de deplasare a petrolului în acest zona depozitului.

Unitatea lucrărilor de reparație a zonelor enumerate (reparație, exploatare puț) este un ansamblu de lucrări pregătitoare, principale și finale efectuate de echipă pentru repararea curentă, majoră a puțurilor sau unitatea de intensificare, de la transferul sondei. de către client până la finalizarea lucrării prevăzute de plan și acceptate prin act.

 În cazul în care, după finalizarea lucrării, puțul nu a funcționat timp de 48 de ore din perioada garantată sau nu a atins regimul stabilit din cauza performanței slabe a lucrărilor complexului planificat din vina echipei de reparații sau a stimulării unitate, atunci indiferent de ce echipă va efectua lucrări suplimentare la puț, luați în considerare continuarea lucrărilor efectuate fără înregistrarea unei a doua reparații sau a unei operațiuni de sondă asupra acestora.

o Operațiunile de reparare în puțuri din industrie sunt efectuate prin trei metode principale de livrare a sculelor, materialelor tehnologice (reactivi) sau dispozitivelor într-o zonă dată a sondei:

o cu ajutorul unui șir de țevi special coborât;

o prin pompare prin tuburi sau inelare;

o pe un cablu sau pe o frânghie.