Отчет по практике в ООО АНК «Башнефть»

    Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами, соединяемыми болтовыми шпильками. Концы валов имеют шлицевые соединения,

    Рис. 9 Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса

которые стыкуются  при сборке всей установки. При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400. Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит все ступени и покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому сопротивлению. УПЦЭН отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к. п. д., возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом.

    5.Автоматизация производственных процессов

    5.1. Схема автоматизации нефтяных скважин

    Основную  функцию автоматизации скважины оборудованной типа СКН выполняют  СУ (станции управления), которые  обеспечивают взаимосвязанную работу технологического оборудования глубинно-насосной скважины с ЭКМ (электро-контактный манометр).

    СУ  автоматически отключает электродвигатель при перегрузках по току, при коротких замыканиях, при обрыве одной из фаз и при повышении или  понижении давления на выкидной линии. Позволяет запуск как в ручном, так и в автоматическом режиме. Для работы в периодическом режиме установлен реле программного управления и время паузы.

    Схема состоит из силовой цепи, питается напряжением 380 В. Цепь защиты питается напряжением 24 В.

    5.2. Блоки местной автоматики АГЗУ «Спутник»

    На  диспетчерский пункт поступает  информация с АГЗУ о дебитах жидкости по скважинам, срабатыванию защиты от повышения или понижения давления, при отсутствии элекроэнергии.

    Блоки местной автоматики установлены  в щитовом помещении и представляют собой блок блок питания,блок сигнализации и контроля КП-1.

    Также в АГЗУ «Спутник» установлены  ГП-1 (гидропривод) для поочередного переключения скважин на замер. ПСМ (переключатель скважин многоходовой)  - для автоматического перевода скважин. ГП-1 и ПСМ работают на пару. Счетчик ТОР-1 (тахометрический объемный расходомер) предназначен для измерения количества жидкости поступающей со скважины после сепарации газа в  гидроциклонном сепараторе.

    5.3. Автоматизация УПС, СУН

    На  УПС и СУН установлены следующие  приборы:

1. Счетчики  типа «Норд», «Миг-50» - предназначены для измерения жидкости при перекачке на НСП. Состоит из первичного турбинного датчика и вторичного, где установлен электромеханический счетчик и стрелочный индикатор мгновенного расхода.
2. ВСН (Влагомер сырой нефти), где вычесляется средняя влажность с функцией телепередачи количества и воды и чистой нефти.
3. СГН-10 (Сигнализатор довзрывоопасных концентраций), для контроля и сигнализации загазованности в насосной, которая автоматически включает вентилятор
4. Проба -1М – автоматический пробоотборник для отбора проб от перекачиваемой жидкости.
5. ЭКМ – для контроля и сигнализации заданных значений давления.
6. Датчики ДУЖ-1М; ДПУ-1М – для сигнализации заданных уровней жидкости в емкостях и уровня раздела двух несмешивающихся жидкостей посредством выдачи электросигнала.
7. Х-1600, предназначен для контроля за уровнем жидкости в резервуарах.

    6. Система сбора

    Схема сбора включает в себя скважины, автоматизированные замерные установки и сепарационные установки и пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. Давление на устьях скважин регулируется таким образом, чтобы исключить установку промежуточных перекачивающих станций или другими слова ми ДНС (дожимная насосная станция).

    1 - продуктивный пласт; 2 - насос; 3 - НКТ; 4 - обсадная колонна; 5 - устье 
добывающей скважины; 6 - ГЗУ; 7 - КНС; 8 - УПСВ; 9 - ДНС; 10 - газосборная сеть; 11- нефтесборный коллектор; 12 - УКПН; 13 - узел подготовки воды; 14 - нагнетательный трубопровод; 15 - обсадная колонна нагнетательной скважины; 16 - НКТ; 17 - пакер; 18 - пласт 

    Рис. 10. Схема сбора  и подготовки продукции  на промысле

    Нефть добываемая со скважин  по выкидной линии поступает в групповую замерную установку, где определяется объем перекачиваемой жидкости. Для поочередного переключения скважин на замер используется ПСМ (переключатель скважин многоходовой). Далее нефть по сборному нефтепроводу направляется в УПС (установка предварительной сепарации), где происходит разделение трех фаз. Нефть с 5 % содержанием воды направляется в НСП (Нефтесборный пункт), где происходит обессоливание нефти и обезвоживание, газ поступает также в НСП, а соленая вода через ПП-1,6 (Путевой подогреватель) частично на ППД скважины, а остальная часть на БКНС, где под большим давлением воду направляют по ППД скважинам

    Список  использованных источников

    1.В.И.Кудинов  «Основы нефтегазопромыслового  дела»

    2.Баймухаметов К.С., Владимиров Б.М. Комплексный проект разработки Кузбаевского нефтяного месторождения. Отчет. Кн.1. Текст отчета. Башнипинефть. Уфа, 1975 г.

    3.Усенко  В.Ф. Уточненный проект разработки  Кузбаевского месторождения. Башнипинефть. Уфа, 1986 г.

    4.Чуносов  П.И., Губайдуллина Ф.М. Проект  разработки Кузбаевского месторождения. Башнипинефть. Уфа, 1978 г.

    5.Подсчет  запасов нефти и газа Кузбаевского  месторождения. Отчет. Кн.1. Текст  отчета. Башнипинефть. Уфа, 1998 г.

    6.Проект  разработки Кузбаевского месторождения.  Отчет. Кн.1. Текст отчета. Башнипинефть. Уфа, 2006 г.

    7.Проект  разработки Кузбаевского месторождения.- Янаул, 2008 г.

    8.Геологические  отчеты за 2007, 2008 годы. – Янаул.

    9.Сафонов  Е. Н., Алмаев Р. Х. Методы  извлечения остаточной нефти  на месторождениях Башкортостана.  – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997 г.

    10.Абрикосов  И.Х., Гутман И.С. «Общая, нефтяная  и нефтепромысловая геология».

    11.Технологический  проект разработки Кузбаевского  нефтяного месторождения, 2008 г., Коваль И.В.

    12.Геологическое  строение и разработка нефтяных  и газовых месторождений Башкортостана /Баймухаметов К.С.,Викторов П.Ф.,Гайнуллин К.Х.,Сыртланов А.Ш.-Уфа:РИЦ АНК «Башнефть», 1997 г.