Файл: 1. Характеристика организации 6 Приоритетные направления деятельности 9.docx

1. Включение и отключение электродвигателя насосной установки.

2. Работу электродвигателя насосной установки в режимах «ручной» и «автоматический».

Работа в режиме «автоматический», обеспечивает:

а) автоматическое включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени от 2,5 до 60 мин при подаче напряжения питания;

б) автоматическое повторное включение электродвигателя после его отключения защитой от недогрузки с регулируемой выдержкой времени от 3 до 1200 мин;

в) возможность выбора режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от недогрузки или без автоматического повторного включения;

г) возможность выбора режима работы с защитой от турбинного вращения двигателя и без защиты;

д) блокировка запоминания срабатывания защиты от перегрузки при отклонении напряжения питающей сети выше 10 % или ниже 15 % от номинального с автоматическим самозапуском при восстановлении напряжения питания;

е) разновременность пуска установок, которые подключены к одному фидеру;

ж) автоматическое повторное включение электродвигателя после его отключения защитой от превышения температуры с выдержкой времени, определяемой временем появления сигнала на включение от термоманометрической системы и выдержкой времени.

3. Управление установкой с диспетчерского пункта.

4. Управление установкой от программного устройства.

5. Управление установкой в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам контактного манометра.

Устройства обеспечивают функции защиты, сигнализации и измерения:

1. Защиту от короткого замыкания в силовой цепи напряжением 380 В.

2. Защиту от перегрузки любой из фаз электродвигателя с выбором максимального тока фазы.

3. Защиту от недогрузки при срыве подачи по сигналу, характеризующему загрузку установки, с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45 с.

4. Защиту от снижения напряжения питающей сети.

5. Защиту от турбинного вращения погружного электродвигателя при включении установки.

6. Возможность защиты от порыва нефтепровода по сигналам контактного манометра.

7. Запрещение включения установки после срабатывания защиты от перегрузки

8. Непрерывный контроль сопротивления изоляции системы «погружной электродвигатель - кабель».

9. Контроль тока электродвигателя в одной из фаз.

10. Возможность регистрации тока электродвигателя в одной из фаз самопишущим амперметром.

11. Сигнализацию состояния установки с расшифровкой причины отключения.

---

12. Наружную световую сигнализацию об аварийном отключении установки.

13. Отключение установки при появлении от термоманометрической системы сигнала на отключение в результате превышения температуры электродвигателя.

14. Отключение электродвигателя при появлении от термоманометрической системы сигнала на отключение в результате достижения средой, окружающей электродвигатель, давления, соответствующего заданному минимальному значению.

КТППН предназначены для питания электроэнергией, управления и защиты электродвигателей погружных насосов из одиночных скважин.

КТППНКС предназначены для электроснабжения, управ­ления и защиты четырех центробежных электронасосов (ЭЦН) с электродвигателями мощностью 16 - 125 кВт для добычи нефти из кустов скважин, питания до четырех электродвига­телей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ.

КТППНКС рассчитаны на применение, в условиях Край­него Севера и Западной Сибири.

ОО «Борец» предлагает станции управления серии «БОРЕЦ-01» для погружных электродвигателей мощностью до 160 кВт, на токи силовой цепи 250 А и 400 А. Главное преимущество новых станций - большой набор функций защиты и управления, а также удобство эксплуатации.

Существует множество и других модификаций станций управления: «Электон», МАСУ, СУПЭН-1, СУРС-1, ИРБИ и другие.

Нефтяная скважина месторождения Карамовское АО «Газпромнефть-ННГ» для добычи нефти в диаметре может составлять от 75 до 400 мм. Всё зависит от конкретных условий бурения, от типа залегающих на глубине пород, а также от размеров нефтеносного слоя. То есть больший диаметр позволяет вести выкачку нефти из недр земли с большей скоростью.

Скважина состоит из трёх основных частей: устья, ствола и забоя. Устье – это верхняя часть скважины, которая предназначена для предотвращения обвалов и разрушений неплотных пород поверхностных слоёв, а также для защиты от размытия буровым раствором. Ствол определяет направление бурения и служит для удаления разрушенных пород из скважины. Забой служит для укрепления колонн на глубине и для добычи нефти из продуктивного пласта.


Рисунок 10 – Конструкция скважины месторождения Карамовское

АО «Газпромнефть-ННГ»
Последовательность операций при бурении скважин месторождения Карамовское АО «Газпромнефть-ННГ» следующая:

Производится заглубление ствола скважины путём разрушения пород при помощи буровой установки.

---

Удаление разрушенных частей породы из скважины на поверхность земли.

Во время погружения нефтяная скважина укрепляется специальными обсадными колоннами.

Изучение размеров нефтяного слоя путём геологических и геофизических исследований.

Спуск завершающей колонны на рабочую глубину, с которой и предполагается эксплуатировать скважину.

На начальном этапе пробуривают ствол с небольшой глубиной до 30 метров и диаметром до 40 см. Затем на его дно опускают трубу, которая будет задавать направление для бурения. Стенки между трубой и грунтом цементируют. Затем заглубляют скважину примерно на уровень 500-800 м с меньшим диаметром. Этот участок называют кондуктором, так как он предназначен для изоляции неустойчивых и рыхлых слоёв грунта при бурении. Внешние стенки труб также подвергают цементированию, чтобы трубы были защищены от возможных смещений пластов.

Затем процедура бурения существенно усложняется и не во всех случаях удаётся достичь проектной глубины предполагаемого нефтеносного слоя. Это связано с тем, что продуктивные слои могут располагаться не в виде единого пласта, а нескольких, и добыча должна производиться из более заглублённого участка. В таких ситуациях монтируют промежуточную колонну, которую также цементируют по наружной поверхности.

После того, как был достигнут необходимый уровень устанавливают эксплуатационную колонну. Она предназначена для добычи нефти и газа, а также для подачи воды с целью создания необходимого давления. Конструктивно она отличается от обычных колонн наличием в боковых стенках отверстий, а также в цементном слое. Кроме того, в ней применяется специальная дополнительная оснастка: пакеры, центратор, обратный клапан, обсадные кольца и т. д.

При бурении в скважину необходимо опускать колонны, для закрепления горных пород, окружающих ствол. Делают это последовательно отдельными секциями. При сложных бурениях осуществляют многоколонные выработки. Это существенно усложняет техпроцесс и следствием этого является существенный износ обсадных труб и буровых. Чтобы снизить влияние фактора износа применяют защитные кольца, выполненные в виде металлического каркаса с двумя резиновыми оболочками, закреплёнными на стальные штыри. Их устанавливают над ротором буровой при выполнении операций спуска или подъёма.

Разделяют горные пласты при помощи цементирования специальными растворами. Поскольку требуется обеспечить не только высокую прочность, а и работу в сложных условиях, то при их замешивании добавляют ингибиторы и реагенты. Они ускоряют процесс набора прочности бетона и в результате не приходится ждать по 30 дней пока он будет пригоден к эксплуатации. Другое название раствора – тампонажные. Они являются ключевыми в конструкции нефтяной скважины, так как служат для закрепления колонн и предотвращении его деформации при смещениях плотных пород.

---

6. Изучение типов буровых растворов, применяемых на скважине. Ознакомление с материалами для буровых растворов, химреагентами, приборами для измерения свойств растворов. Изучение элементов циркуляционной системы и механизмов для очистки бурового раствора от шлама

---

При бурении нефтяных скважин на Карамовском месторождении в качестве промывочных жидкостей используются:

• агенты на водной основе (техническая вода, естественные буровые растворы, глинистые и неглинистые растворы);

• агенты на углеводородной основе;

• агенты на основе эмульсий;

• газообразные и аэрированные агенты.

Техническая вода - наиболее доступная и дешевая промывочная жидкость. Имея малую вязкость, она легко прокачивается, хорошо удаляет шлам с забоя скважины и лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото. Однако она плохо удерживает частицы выбуренной породы (особенно при прекращении циркуляции), не образует упрочняющей корки на стенке скважины, хорошо поглощается низконапорными пластами, вызывает набухание глинистых пород, ухудшает проницаемость коллекторов нефти и газа.

Естественным буровым раствором называют водную суспензию, образующуюся в скважине в результате диспергирования шлама горных пород, разбуриваемых на воде.

Основное достоинство применения естественных буровых растворов состоит в значительном сокращении потребности в привозных материалах на их приготовление и обработку, что ведет к удешевлению растворов. Однако их качество и свойства зависят от минералогического состава и природы разбуриваемых глин, способа и режима бурения, типа породоразрушающего инструмента. Нередко в них велико содержание абразивных частиц. Поэтому естественные буровые растворы применяют в тех случаях, когда по геолого-стратиграфическим условиям не требуется промывочная жидкость высокого качества. Глинистые буровые растворы получили наибольшее распространение при бурении скважин. Для бурового дела наибольший интерес представляют три группы глинистых минералов: бентонитовые (монтмориллонит, бейделлит, нонтроиит, сапонит и др.), каолиновые (каолинит, галлуазит, накрит и др.) и гидрослюдистые (иллит, бравиазит и др.). Наилучшими качествами с точки зрения приготовления бурового раствора обладают монтмориллонит и другие бентонитовые минералы. Так, из 1 тонны бентонитовой глины можно получить около 15 м³ высококачественного глинистого раствора, тогда как из глины среднего качества - 4...8 м

---