El orden de aceptación de pozos después de PRS, reacondicionamiento. Proyecto de información para empleados de la industria de petróleo y gas y estudiantes de instituciones educativas de petróleo y gas.

La reparación subterránea está diseñada para mantener en condiciones de trabajo el equipo subterráneo que se baja a un pozo de petróleo, por regla general, con su extracción a la superficie para su reparación o reemplazo.

Requiere mucha mano de obra y es estresante, ya que requiere mucha potencia de equipos especiales para recuperar los dispositivos caídos del pozo y esfuerzo físico. Cabe señalar que la PRS se realiza al aire libre bajo cualquier condición climática.

Actualmente, más del 70% de todas las reparaciones se realizan en pozos con SRP y menos del 30% en ESP.

Al reparar pozos, se realizan las siguientes operaciones (ver Figuras 81, 82): a) transporte - entrega de equipos al pozo (t 1); b) preparatorio - preparación para la reparación (t 2); c) bajar - levantar - levantar y bajar equipos petroleros del pozo (t 3); d) operaciones para limpiar el pozo, reemplazar equipos, eliminar accidentes menores (t 4); e) final - desmontaje del equipo y preparación para el transporte (t 5).

Figura 81-Diagrama de la distribución del tiempo en el PRS en la asociación "Bashneft"

Figura 82- Diagrama de la distribución del tiempo en el PRS en la asociación "Bashneft"

Teniendo en cuenta los gráficos que representan el tiempo relativo dedicado a los ciclos de operaciones, podemos decir que los principales esfuerzos de los diseñadores deben dirigirse a reducir el tiempo: a) operaciones de transporte (se necesita hasta un 50%) mediante la creación de alta velocidad, alta velocidad unidades de paso; b) operaciones preparatorias creando máquinas y unidades ensamblables; c) operaciones de descenso y elevación debido a la creación de máquinas automáticas fiables y llaves mecanizadas.

La característica de la intensidad de trabajo del ciclo de operaciones para levantar una tubería se muestra en la Figura 83.

1-transferencia de sacacorchos; 2 sacacorchos de carga; levantamiento de 3 columnas; 4-retiro, transferencia, carga de ascensores; carga de 5 teclas; 6-desatornillar;

Figura 83-Característica de la complejidad del ciclo

La Figura 83 muestra que la operación más difícil es desatornillar las tuberías, y los principales esfuerzos de los diseñadores deben dirigirse aquí.

Operaciones realizadas durante el reacondicionamiento de pozos subterráneos (WRS):

1. Limpieza de fondo de pozo, levantamiento de sarta de parafina, depósitos de hidratos, sales y tapones de arena.

2. Conservación y reactivación de pozos.

3. Eliminación de fugas de tubería.

4. Reparación de un pozo con la ayuda de equipos de cable.

5. Trabajo experimental sobre el uso de nuevos equipos de fondo de pozo y otras medidas geológicas y técnicas.

Operaciones realizadas durante el reacondicionamiento de pozos (WOC):

1. Extracción de los pozos de los equipos remanentes en el mismo (tubos, bombas, cable, varilla, cuerda, etc.).

2. Corrección de columnas en caso de rotura, aplastamiento.

3. Fijación de rocas de la zona de fondo de pozo con varios aglutinantes (cemento, resina).

4. Trabajos de aislamiento.

5. Volver a los horizontes suprayacentes o subyacentes.

6. Saqueo y perforación del cerdo.

7. Reparación de pozos equipados con obturadores cut-off.

8. Reparación de pozos de inyección.

9. Aumento y restauración de caudales e inyectividad de pozos - tratamiento ácido, fracturación hidráulica, hidroarena. perforación, lavado con disolventes y tensioactivos.

La industria del petróleo y el gas implica el uso de una gran cantidad de equipos diversos que se utilizan para la extracción, el almacenamiento y el transporte de productos derivados del petróleo, así como para el mantenimiento de pozos. Para medir automáticamente el caudal de petróleo, gas y agua producido en los pozos, se utilizan unidades de medición de grupo, que se instalan directamente en el campo. Para restaurar la salud de los pozos, se llevan a cabo trabajos de reparación, incluida una revisión general de los pozos para lo cual ...

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MINISTERIO DE EDUCACIÓN Y CIENCIA DE LA FEDERACIÓN DE RUSIA

resumen

por disciplina:

"Equipos de campo de petróleo y gas"

2015

Plan

Introducción

La industria del petróleo y el gas implica el uso de una gran cantidad de equipos diversos que se utilizan para la extracción, el almacenamiento y el transporte de productos derivados del petróleo, así como para el mantenimiento de pozos. El complejo, que combina todos los equipos utilizados en la industria minera, se denomina comúnmente "equipo de petróleo y gas".

La gama de equipos incluidos en los complejos es de cientos de artículos, y las altas tasas de desarrollo de la industria del petróleo y el gas conducen a su rápida renovación, la creación de tipos, tamaños y diseños completamente nuevos. El estudio de esta variedad de medios técnicos hace necesaria su sistematización, cuya base es la clasificación. Todas las máquinas, equipos, mecanismos, estructuras, herramientas de mecanización y herramientas para todos los usos pueden clasificarse dividiéndolas en ocho grupos principales, cada uno de los cuales consta de varios subgrupos, que incluyen medios técnicos específicos de este grupo.

La forma más común de levantar petróleo artificialmente es extraer petróleo usando bombas de varilla, lo que se explica por su simplicidad, eficiencia y confiabilidad. Al menos dos tercios de los pozos de producción existentes son operados por unidades SRP.

Para medir automáticamente el caudal de petróleo, gas y agua producido en los pozos, se utilizan unidades de medición de grupo, que se instalan directamente en el campo.

Para restaurar la salud de los pozos, se realizan trabajos de reparación, incluida una revisión general de los pozos, para lo cual es necesario involucrar equipos sofisticados, hasta el uso de equipos de perforación.

El objeto de estudio de este trabajo es estudiar los equipos petroleros utilizados para la producción de petróleo; para medir el caudal de petróleo, gas y agua; para reparación de pozos.

Investigar objetivos:

• estudiar la instalación de una bomba de varilla de bombeo utilizada para la producción de petróleo
• considerar los principales equipos, esquema y principio de funcionamiento de la AGZU
• determinar el equipo utilizado en el reacondicionamiento de pozos

1. Equipo instalaciones de bomba de varilla de bombeo (UShGN)

La extracción de petróleo con bombas de varilla es el método más común de extracción artificial de petróleo. Una característica distintiva de SPU es que se instala una bomba de émbolo (pistón) en el pozo, que es impulsada por una unidad de superficie a través de una serie de varillas.

Las bombas de hormigón tienen las siguientes ventajas sobre otros métodos mecanizados de producción de petróleo: alta eficiencia; la reparación es posible directamente en los campos; se pueden utilizar diferentes accionamientos para motores primarios; Las unidades SRP se pueden usar en condiciones operativas complicadas: en pozos productores de arena, en presencia de parafina en el petróleo producido, con un alto GOR, cuando se bombea un líquido corrosivo.

Las bombas de varilla también tienen desventajas. Las principales desventajas incluyen: limitación en la profundidad de descenso de la bomba (cuanto más profundo, mayor probabilidad de rotura de la varilla); flujo de bomba bajo; restricción en la inclinación del pozo y la intensidad de su curvatura (no aplicable en pozos desviados y horizontales, así como en los verticales muy desviados)

Estructuralmente, el equipo USHGN incluye partes terrestres y subterráneas.

El equipo terrestre incluye:

• accionamiento (máquina de bombeo): es un accionamiento individual de una bomba de varilla de bombeo, bajado al pozo y conectado al accionamiento mediante una conexión mecánica flexible: una cadena de varillas;
• Los accesorios de boca de pozo con casquillos de varilla pulidos están diseñados para sellar varillas y sellar cabezas de pozo.

El equipo subterráneo incluye:

• tubería (tubería), que es un canal a través del cual el fluido producido fluye desde la bomba hasta la superficie de la luz del día.
• bomba sumergible destinada a extraer de un pozo líquido regado hasta en un 99 % con una temperatura que no supere los 130 °C, del tipo enchufable o no enchufable
• varillas - diseñadas para transferir el movimiento alternativo al émbolo de la bomba profunda de la máquina - mecedora y es una especie de varilla de bomba de pistón.

La Figura 1 muestra un esquema de una unidad de bombeo de pozo de varilla (USHPU).

Figura 1. Esquema de una unidad de bombeo de pozo de varilla (USHPU).

1 - cadena de producción; 2 - válvula de succión; 3 - cilindro de bomba; 4 - émbolo; 5 - válvula de entrega; 6 - tubería; 7 - varillas de bombeo; 8 - cruz; 9 - tubería de derivación de boca de pozo; 10 - válvula de retención para derivación de gas; 11 - camiseta; 12 - glándula de boca de pozo; 13 - stock en boca de pozo; 14 - suspensión de cuerda; 15 - cabezal equilibrador; 16 - equilibrador; 17 - soporte; 18 - peso de equilibrio; 19 - biela; 20 - carga de manivela; 21 - manivela; 22 - caja de cambios; 23 - polea conducida; 24 - Transmisión por correa trapezoidal; 25 - motor eléctrico en un carro giratorio; 26 - polea de transmisión; 27 - marco; 28 - unidad de control.

La instalación funciona de la siguiente manera. La bomba de émbolo es impulsada por una unidad de bombeo, donde el movimiento de rotación recibido del motor mediante una caja de cambios, un mecanismo de manivela y un equilibrador se convierte en un movimiento alternativo transmitido al émbolo de la bomba de varillas a través de la sarta de varillas. Cuando el émbolo se mueve hacia arriba, la presión en el cilindro de la bomba disminuye y la válvula inferior (succión) sube, lo que abre el acceso al fluido (proceso de succión). Al mismo tiempo, la columna de líquido ubicada sobre el émbolo presiona la válvula superior (de descarga) contra el asiento, se eleva y es expulsada de la tubería al colector de trabajo (proceso de inyección).

Cuando el émbolo se mueve hacia abajo, la válvula superior se abre, la válvula inferior se cierra por la presión del fluido y el fluido en el cilindro fluye a través del émbolo hueco hacia la tubería.

La unidad de bombeo (Figura 2) es un accionamiento individual de la bomba de pozo.

Figura 2. Unidad de bombeo tipo SKD.

1 - suspensión de varilla de cabeza de pozo; 2 - equilibrador con soporte; 3 - estante (pirámide); 4 - biela; 5 - manivela; 6 - caja de cambios; 7 - polea conducida; 8 - cinturón; 9 - motor eléctrico; 10 - polea de transmisión; 11 - valla; 12 - placa giratoria; 13 - marco; 14 - contrapeso; 15 - transversal; 16 - freno; 17 - suspensión de cuerda.

La unidad de bombeo informa a las varillas de un movimiento alternativo cercano a sinusoidal. El SC tiene una suspensión de cuerda flexible de la varilla de cabeza de pozo y una cabeza plegable o giratoria del balanceador para el paso sin obstrucciones de los mecanismos de disparo (bloque de viaje, gancho, elevador) durante las reparaciones subterráneas.

El equilibrador gira sobre un eje transversal, montado sobre cojinetes, y se articula con dos manivelas macizas mediante dos bielas situadas a ambos lados de la caja de cambios. Las manivelas con contrapesos móviles pueden moverse en relación con el eje de rotación del eje principal de la caja de cambios durante una cierta distancia a lo largo de las manivelas. Se necesitan contrapesos para equilibrar la unidad de bombeo.

Todos los elementos de la unidad de bombeo: bastidor, caja de cambios, motor eléctrico están unidos a un solo marco, que se fija sobre una base de hormigón.

Además, todos los SC están equipados con un dispositivo de freno necesario para mantener el balanceador y las bielas en cualquier posición dada. El punto de articulación de la biela con la manivela puede cambiar su distancia con respecto al centro de rotación moviendo la muñequilla en uno u otro orificio. Esto logra un cambio gradual en la amplitud de oscilación de la barra de equilibrio, es decir, longitud de carrera del émbolo.

Dado que la caja de engranajes tiene una relación de transmisión constante, solo se logra un cambio en la frecuencia de oscilación cambiando la relación de transmisión de la transmisión de correa en V y cambiando la polea en el eje del motor a un diámetro mayor o menor.

Las bombas de varilla de fondo de pozo son máquinas hidráulicas de desplazamiento positivo, donde el sello entre el émbolo y el cilindro se logra debido a la alta precisión de sus superficies de trabajo y holguras reguladas.

Estructuralmente, todas las bombas de pozo constan de un cilindro, un émbolo, válvulas, un bloqueo (para bombas enchufables), piezas de conexión y montaje. Al diseñar bombas, se observa el principio de la máxima unificación posible de las unidades y partes especificadas para la conveniencia de reemplazar las partes desgastadas y reducir la gama de repuestos necesarios.

Las bombas se utilizan en los siguientes tipos:

• no insertable
• enchufar.

Las bombas sin inserto se bajan semidesmontadas. Primero, el cilindro de la bomba se baja sobre la tubería. Y luego se baja un émbolo con una válvula de retención sobre las varillas. La bomba sin inserto tiene un diseño simple. El cilindro de una bomba no insertada se monta directamente sobre la sarta de tubería, generalmente en su parte inferior. Debajo del cilindro hay un soporte de bloqueo en el que se bloquea la válvula de aspiración. Después de que el cilindro y el soporte de la cerradura se bajan al pozo, el émbolo se baja en la sarta de varillas. Cuando se baja el número de varillas en el pozo, lo cual es necesario para que el émbolo entre en el cilindro y la válvula de succión aterrice en el soporte de bloqueo, finalmente se ajusta la altura de suspensión del émbolo. La válvula de succión se baja al pozo, se fija en el extremo inferior del émbolo con una varilla de agarre. Cuando la válvula de succión acciona el soporte de bloqueo, este último lo bloquea con un bloqueo mecánico o collares de fricción. Luego, el émbolo se libera de la válvula de succión al girar la sarta de varillas en el sentido contrario a las agujas del reloj. Después de eso, el conjunto del émbolo se eleva desde la válvula de succión hasta la altura necesaria para el libre movimiento del émbolo hacia abajo.

Por lo tanto, si es necesario reemplazar una bomba de este tipo, primero debe levantar el émbolo de las varillas del pozo y luego la tubería con el cilindro.

Las bombas de varilla enchufables se bajan al pozo en forma ensamblada. La herramienta se baja primero al pozo en o cerca de la última tubería.

Dependiendo de las condiciones en el pozo, se baja un bloqueo inferior mecánico o un bloqueo tipo collar inferior, si la bomba tiene un bloqueo en el fondo, o un bloqueo superior mecánico o un bloqueo tipo collar superior, si la bomba tiene un bloqueo en la parte superior. Luego, toda la unidad de bombeo se baja al pozo en una cadena de varillas con una unidad de aterrizaje en el soporte de la cerradura. Después de fijar la bomba en el soporte de bloqueo, ajuste la altura de la suspensión del émbolo para que quede lo más cerca posible de la base inferior del cilindro. En pozos con alto contenido de gas, es conveniente colgar la bomba de modo que el conjunto móvil de la bomba casi toque la base inferior del cilindro, es decir, Minimice la distancia entre la válvula de succión y descarga en la carrera descendente del émbolo. En consecuencia, para cambiar una bomba de este tipo, no es necesario volver a bajar y subir las tuberías. La bomba enchufable funciona según el mismo principio que la bomba enchufable.

Ambos tipos de bombas tienen sus ventajas y desventajas. Para cada condición específica, se utiliza el tipo más adecuado. Por ejemplo, si el aceite contiene una gran cantidad de parafina, es preferible utilizar bombas no insertables. La parafina depositada en las paredes de la tubería puede bloquear la posibilidad de levantar el émbolo de la bomba de tapón. Para pozos profundos, es preferible usar una bomba de inserción para reducir el tiempo requerido para disparar la tubería al cambiar la bomba.

Existen los siguientes tipos de bombas de pozo (Figura 3):

HB1: complemento con un candado en la parte superior;

HB2: complemento con bloqueo en la parte inferior;

NN - no insertado sin receptor;

HH1 - no insertado con barra de agarre;

HH2S - no insertado con un receptor.

En el símbolo de la bomba, por ejemplo, NN2BA-44-18-15-2, las dos primeras letras y un número indican el tipo de bomba, las siguientes letras indican el diseño del cilindro y la bomba, los dos primeros dígitos indican el diámetro de la bomba (mm), la longitud de la carrera del émbolo posterior (mm) y la cabeza (m), se reducen 100 veces y el último dígito es el grupo de aterrizaje.

Figura 3—Tipos de bombas de varilla de fondo de pozo.

Es preferible el uso de bombas HH en pozos de gran caudal, pequeña profundidad de descenso y largo período de overhaul, y bombas HB en pozos de pequeño caudal, con gran profundidad de descenso. Cuanto mayor sea la viscosidad del líquido, mayor será el grupo de aterrizaje. Para bombear líquidos a alta temperatura o con alto contenido de arena y parafina, se recomienda utilizar bombas del tercer grupo de aterrizaje. Con una gran profundidad de descenso, se recomienda utilizar bombas con una holgura menor.

La bomba se selecciona teniendo en cuenta la composición del líquido bombeado (presencia de arena, gas y agua), sus propiedades, el caudal y la profundidad de su descenso, y el diámetro de la tubería depende del tipo y tamaño condicional de la bomba.

El principio de funcionamiento de las bombas es el siguiente. Cuando el émbolo se mueve hacia arriba, se crea un vacío en el espacio interválico del cilindro, debido a lo cual se abre la válvula de succión y se llena el cilindro. Con la carrera descendente subsiguiente del émbolo, se comprime el volumen del intervalo, debido a lo cual se abre la válvula de descarga y el líquido que ha entrado en el cilindro fluye hacia el área por encima del émbolo. Los movimientos periódicos hacia arriba y hacia abajo realizados por el émbolo proporcionan el bombeo del fluido de formación y su inyección a la superficie en la cavidad de la tubería. Con cada golpe subsiguiente del émbolo, casi la misma cantidad de fluido ingresa al cilindro, que luego pasa a las tuberías y sube gradualmente a la boca del pozo.

1. Equipo básico, esquema de memoria principal y principio de funcionamiento.

Las instalaciones de medición grupal están construidas para pozos de bombeo profundo y compresores de fuente.

Las unidades de medición del grupo son una fuente de información sobre el estado de los pozos utilizados para el control operativo sobre la implementación de las tareas de producción actuales, la planificación de medidas geológicas y técnicas y el control sistemático del modo de desarrollo del campo petrolero. La información se transmite a través de canales telemecánicos al punto de control.

Las unidades de medición de grupo se utilizan para medir automáticamente la tasa de flujo de petróleo, gas y agua producidos por los pozos y conectar las líneas de flujo de los pozos a los colectores de recolección para el transporte posterior de los productos producidos hasta el punto de recolección, así como para bloquear los pozos en caso de emergencia. estado del proceso tecnológico o por comando desde la sala de control.

En el sistema de recolección de petróleo y gas, AGZU se instala directamente en el campo. El AGZU recibe productos de varios pozos de producción a través de líneas de flujo. Se pueden conectar hasta 14 pozos a una instalación, dependiendo de su diseño.

Al mismo tiempo, el caudal de líquido se mide a su vez para cada pozo. A la salida de AGZU, la producción de todos los pozos ingresa a una tubería: el "colector colector" y se transporta a la estación de bombeo de refuerzo (BPS) o directamente a las instalaciones de tratamiento de petróleo y gas.

AGZU se compone estructuralmente de una unidad tecnológica (BT) y una unidad de automatización (BA).

Anfitriones de BT:

• principales equipos tecnológicos: unidad de conmutación de pozo, línea de derivación, tanque de separación con dispositivos de control para sus modos de operación, línea de líquido con medidor de flujo de líquido, línea de gas con medidor de flujo de gas, colector de salida, sistema de tubería con válvulas de cierre y control;
• ingeniería de sistemas de soporte vital: iluminación, calefacción, sistemas de ventilación; instrumentación - instrumentación y control primarios;
• Sistemas de enclavamiento y alarma de emergencia: contaminación por gases, incendio, alarmas de acceso no autorizado.

La BA tiene:

• dispositivo de alimentación para equipos AGZU: armario de potencia (PS) con control de actuadores;
• un dispositivo para recolectar, procesar e indicar localmente señales: equipo secundario de instrumentación y control, un gabinete de instrumentación para recolectar y procesar señales de equipos primarios de instrumentación y control;
• dispositivo de emisión de información: un gabinete para equipos de telemetría y un canal de radio, comunicaciones con el nivel superior del sistema de control de procesos del campo petrolero;
• ingeniería de sistemas de soporte vital y sistemas de alarma de emergencia: equipos de iluminación, calefacción, ventilación, alarmas contra incendios, accesos no autorizados.

En la Figura 4 se muestra un diagrama esquemático de una instalación de medición grupal.

Figura 4. Diagrama esquemático de una planta de dosificación grupal automatizada.

La producción de pozos GZhS (mezcla gas-líquido compuesta por crudo, agua de formación y gas de petróleo asociado) a través de los ductos 1 conectados a la instalación, pasando secuencialmente por la válvula de retención KO y la válvula ZD, ingresa al interruptor de pozo realizado en el PSM (multi interruptor de pozo de dos vías) o en PSM con accionamiento hidráulico GP-1, o en válvulas de bola de tres vías con accionamiento eléctrico con accionamiento hidráulico GP-1, o en válvulas de bola de tres vías con accionamiento eléctrico, después de lo cual ingresa al colector de recolección 3 conectado al sistema de recolección a través de un colector común 2 a través del dispositivo de corte OKG-4. La unidad de conmutación de pozos dirige el flujo de HCL desde el pozo seleccionado para la medición a través de la rama de medición 4 con el cortador OKG-3 hasta el separador de hidrociclón de medición de doble capacidad del HW, donde se separa en fases líquida y gaseosa por el centrífugo -método gravitatorio.

Cuando se utiliza un sistema mecánico de flotador de palanca para cambiar los modos de operación del separador, el gas pasa a través de la tubería 5 a través de la válvula de mariposa del SP, se mezcla con el líquido medido y entra al colector de recolección común 3 a través de la tubería 6. La fase líquida se separa en la parte superior del separador de gas HS se acumula en la parte inferior del separador de almacenamiento. A medida que sube el nivel de aceite, el flotador P sube y, al alcanzar el nivel superior especificado, actúa sobre la válvula rotativa, bloqueando la línea de gas 5. La presión en el separador sube y el líquido del separador comienza a ser desplazado a través del flujo metro TOR-1. Cuando el líquido alcanza el nivel inferior, el GR abre la línea de gas, baja la presión en el separador y comienza un nuevo ciclo de acumulación de líquido en el tanque inferior. El caudal medido del pozo (en m3) es registrado por el contador electromagnético de la unidad de control. Las señales a este bloque provienen del contador TOR-1.

En el caso de equipar el AGZU con dispositivos de instrumentación y control, la fase gaseosa (gas de petróleo asociado) de la parte superior del separador ingresa a través de una línea de gas equipada con válvulas de corte y control a través de un medidor de flujo de gas al colector de salida . En este caso, se mide el flujo de gas. Cuando se alcanza el nivel de líquido superior establecido (petróleo crudo que incluye agua de formación) en el separador, los medios de instrumentación y control dan una señal para cambiar el modo de operación del separador al modo de drenaje de líquido. Como resultado, la línea de líquido se abre y la línea de gas se cierra para crear un exceso de presión en el separador, lo que asegura el flujo de líquido hacia la línea de líquido, equipada con válvulas de cierre y control y un medidor de flujo de líquido, y luego en el colector de salida. En este caso, se mide el caudal del líquido. Al alcanzar el nivel de líquido inferior en el separador, los medios de instrumentación y control dan una señal para cambiar el modo de funcionamiento del separador. En este caso, la línea de líquido se cierra y la línea de gas se abre, el separador cambia nuevamente al modo de acumulación de líquido con medición de flujo de gas.

La unidad de control realiza periódicamente el cambio de pozos para la medición. La duración de la medición está determinada por el ajuste del relé de tiempo.

Cuando se activa el relé de tiempo, se enciende el motor eléctrico del accionamiento hidráulico GP-1 y aumenta la presión en el sistema de control hidráulico. El cilindro hidráulico del interruptor PSM-1, bajo la presión del actuador hidráulico GP-1, mueve el ramal giratorio del interruptor y el siguiente pozo se conecta para la medición.

La unidad de conmutación de pozos le permite dirigir el flujo de GLS desde todos los pozos conectados a la instalación "al bypass" y luego al colector de salida. Este modo le permite realizar trabajos de servicio y reparación en el equipo AGZU.

El separador está equipado con una línea de alivio de presión de emergencia, descarga de gas a la vela a través del SPPK (válvula de alivio de resorte). Para eliminar los contaminantes al limpiar el separador mediante lavado y vapor, hay tuberías de drenaje con válvulas de cierre y una trampilla de inspección.

Cuando se operan pozos de baja tasa con un factor de gas bajo, se utilizan AGPU que no usan separadores. En este caso, el flujo de GZhM del pozo medido después de la unidad de cambio de pozo se envía al medidor de flujo-contador de líquido del tipo SKZH, que mide el caudal de líquido, y el caudal de gas se tiene en cuenta para el cálculo.

Si es necesario medir pozos marginales remotos, se utilizan instalaciones de medición denominadas BIUS, diseñadas para medir el caudal de un pozo con un caudal de líquido de hasta 100 m3/día y un factor de gas de hasta 60 m3/m3. No tienen una unidad de conmutación de pozos, el GLS se alimenta a través de las válvulas de entrada al separador, luego a las líneas de medición de líquido y gas, y al colector de salida. Línea de derivación proporcionada. La medida del caudal de líquido se realiza mediante contadores mecánicos con indicación local. La contabilidad del consumo de gas se lleva a cabo mediante el método de cálculo. CICS, por regla general, no está equipado con BA.

La duración de la medición se establece según las condiciones específicas: tasa de flujo del pozo, métodos de producción, estado de desarrollo del campo.

1. Equipo utilizado parareparación de pozos (WOC)

Well workover (WOC) es un conjunto de trabajos relacionados con la restauración del desempeño de sartas de revestimiento, anillo de cemento, zona de fondo de pozo, instalación y extracción de equipos subterráneos, eliminación de accidentes, complicaciones y conservación y liquidación de pozos, así como trabajo requiriendo eliminación preliminar de formaciones productivas (para pozos de gas), instalación de equipo de prevención de reventones.

Los reacondicionamientos de pozos incluyen trabajos de reparación, para los cuales se deben involucrar equipos más sofisticados, hasta el uso de equipos de perforación. La revisión es realizada por equipos de un servicio especializado, que cuenta con medios técnicos potentes y diversos y especialistas relevantes.

El equipo de reparación de pozos consta de:

• Equipos combinables no agregados (torres, bombas, rotores, sistemas de viaje, polipastos).
• Equipo agregado (instalación);
• Herramientas de fondo de pozo (cinceles, tubos, herramientas de pesca);
• Herramientas para SPO (ascensores, llaves).

La principal diferencia entre la técnica de reacondicionamiento de pozos y la técnica actual radica en el uso generalizado de un complejo de equipos de perforación.

Todo el trabajo de revisión va acompañado del descenso al pozo y la subida de tuberías, varillas y diversas herramientas. Por lo tanto, se instala una estructura de elevación sobre el cabezal del pozo: una torre, un mástil con equipo para operaciones de disparo (SPO). Las torres y mástiles estacionarios se utilizan de manera extremadamente irracional, porque los trabajos de reparación de cada pozo se realizan solo unos pocos días al año, el resto del tiempo estas instalaciones están inactivas. Por lo tanto, es recomendable utilizar ascensores con sus propios mástiles durante las reparaciones subterráneas. Su base de transporte son tractores y automóviles.

Las unidades de reacondicionamiento están diseñadas para eliminar las violaciones de la estanqueidad o la forma del pozo (violación de la estanqueidad de la sarta de revestimiento y el anillo de cemento o el colapso de la sarta de revestimiento), la eliminación de accidentes de fondo de pozo complejos y la reparación de la parte del filtro del pozo. . La unidad, a diferencia del ascensor, está equipada con una torre y un mecanismo para subirla y bajarla.

El polipasto es un cabrestante mecánico montado en un tractor, automóvil o en un marco separado. En el primer caso, el accionamiento del cabrestante se realiza desde el motor de tracción del tractor, automóviles, en el resto desde un motor de combustión interna independiente o un motor eléctrico.

Para el desarrollo y reparación de pozos se utiliza una unidad autopropulsada A-50U, montada sobre el chasis de un vehículo KrAZ-257, con una fuerza de elevación de 500 kN (Figura 5). Esta unidad está diseñada para:

• perforación de un tapón de cemento en tuberías de 146 y 168 mm de diámetro y operaciones relacionadas con este proceso (descenso y recuperación de tuberías de perforación, lavado de pozos, etc.);
• tubos de descenso y elevación;
• instalación de equipos operativos en boca de pozo;
• realizar trabajos de reparación y trabajos para eliminar el accidente;
• operaciones de perforación.

Figura 5—Unidad A-50U para reparación de pozos.

1 - soporte frontal; 2 - soporte intermedio; 3 - compresor; 4 - transmisión; 5 - eje intermedio; 6 - gato hidráulico para levantar la torre; 7 - sistema de aparejos; 8 - limitador de elevación del bloque de viaje; 9 - cabrestante; 10 -torre; 11 - panel de control; 12 - gatos de soporte; 13 - rotor.

En lugar de la unidad A-50U, se produjo una unidad A-50M modernizada con mayor confiabilidad y capacidad de carga.

Para las operaciones de tropiezo con tendido de tuberías y varillas en pasarelas durante la revisión de pozos de petróleo y gas que no están equipados con estructuras de torre, se utilizan unidades de elevación tipo AzINmash-37 (Figura 6).

Las unidades de elevación de este tipo se subdividen en AzINmash-37A, AzINmash-37A1, AzINmash-37B, montadas sobre la base de los vehículos todoterreno KrAZ-255B y KrAZ-260. Las instalaciones de elevación AzINmash-37A y AzINmash-37A1 están equipadas con máquinas automáticas APR para atornillar y desatornillar tubos y una llave automática de tipo KSHE con accionamiento eléctrico para atornillar varillas de bomba.

Las unidades de elevación están equipadas con un limitador de elevación del bloque de gancho, un sistema de señalización de luz y sonido para la instalación de una torre, instrumentos de control y medición para el funcionamiento del motor y el sistema neumático, así como otros sistemas de bloqueo que garantizan la seguridad del trabajo. al instalar la unidad cerca del pozo y operaciones de viaje.

Figura 6. Unidad de elevación AzINmash-37.

1 - sistema de viaje; 2 - torre; 3 - transmisión de potencia; 4 - soporte frontal; 5 - cabina del operador; 6 - cabrestante; 7 - cilindro hidráulico para levantar la torre; 8 - soporte trasero.

Los elevadores de tractor LPT-8, las unidades "AzINmash-43A", "Bakinets-3M", A50U, UPT, "AzINmash-37", etc. son ampliamente utilizados.

Para la producción de operaciones de disparo durante la reparación de pozos no equipados con estructuras derrick, Las unidades de elevación APRS-32 y APRS-40 están destinadas a la producción de operaciones de amarre, para la limpieza de tapones de arena con un achicador y para la excitación de pozos por pistón (swabbing).

La unidad es una máquina de campo petrolero autopropulsada montada en el chasis de un vehículo todoterreno de tres ejes URAL4320 o KrAZ-260, y consta de un cabrestante de un solo tambor y una torre telescópica de dos secciones con un sistema de aparejo. La torre de la unidad tiene mayor resistencia y está hecha de acero resistente a las heladas de baja aleación.

Para llevar a cabo reparaciones subterráneas de pozos equipados con instalaciones de elevacióntractor elevador AzINmash-43P. El elevador es un cabrestante mecanizado autopropulsado montado en un tractor pantanoso sobre orugas T-100MZBGS o en un T-100MZ convencional.

Las unidades de elevación del tipo UPT están diseñadas para operaciones de disparo durante la revisión de pozos de petróleo y gas. Estos incluyen: UPT-32, UPT1-50, UPT1-50B. Unidades autopropulsadas montadas sobre tractores oruga. Se componen de las siguientes unidades principales: un cabrestante de un solo tambor instalado en una base especial para equipos, una torre con un sistema de desplazamiento, soportes traseros y delanteros de la torre, una cabina del conductor. Las instalaciones están equipadas con mecanismos para atornillar - desatornillar tuberías; equipado con un dispositivo de bloqueo de gancho anti-arrastre y un sistema de iluminación a prueba de explosiones para la plataforma de trabajo en la cabeza del pozo y la trayectoria de movimiento del bloque de gancho.

A diferencia de UPT-32, las unidades UPT1-50 y UPT-50V están equipadas con un conjunto de transmisión de rotor y también están equipadas con un martillo hidráulico.

Figura 7. Unidad de elevación UPT1-50. 1 - caja de cambios; 2 - cabrestante de un solo tambor; 3 compresor de aire; 4 - soporte frontal de la torre; 5 - faro; 6 - torre con sistema de desplazamiento; 7 - gestión; 8 - cabina del conductor; 9 - gato hidráulico; 10 - soporte trasero de la torre.

Para la destrucción de tapones de hidratos y parafinas, inyección de fluidos de proceso al pozo, cementación de pozos en la zona de fondo, levantamientos geofísicos, se utiliza una unidad móvil UPD-5M. UPD-5M es una máquina de campo petrolero autopropulsada junto con una base de instalación, que incluye un tambor con un apilador para enrollar tuberías largas, un alimentador de tuberías en el pozo, montado en el chasis de un vehículo KaAZ-65101/100, o cualquier otro tipo de chasis, si lo desea el cliente. El accionamiento de todos los mecanismos de la instalación se realiza mediante motores hidráulicos, para realizar trabajos auxiliares existe un manipulador hidráulico con una capacidad de carga de 300 kg.

Elevadores de tubería: se utilizan varios tamaños para capturar tubería de revestimiento, perforación y tubería:

• ascensores EZN - de un solo enlace (SPO que utiliza dos ascensores) con una capacidad de carga de 15, 25 y 50 toneladas El kit incluye: dos ascensores, una pinza y un enlace.
• elevadores EG - monobarra proyectados para trabajar con máquinas automáticas APR-2VB y arañas, con capacidad de carga de 16, 50 y 80 toneladas.
• Elevadores ECL para tubería con un diámetro nominal de 48 a 114 mm, una capacidad de carga de 10 - 40 toneladas.

Elevadores de varillas ESHN (Figura 8) - para capturar una columna de varillas y mantenerla en estado suspendido durante un viaje, con una capacidad de carga de 5 y 10 toneladas Su diseño prevé el uso de dos pares de revestimientos para casquillos, uno está diseñado para varillas ZH12, 16, 19 y 22 mm, el segundo - para varillas ZH25.

Figura 8. Elevador de varillas ESP.

1 - arandela; 2 - pasador de chaveta; 3 - enlace; 4 - tornillo; 5 - insertar; 6 - buje; 7 - cuerpo.

Los ganchos de elevación destinados a la suspensión de ascensores, giratorios y otros equipos durante el viaje se fabrican en dos tipos: de un solo cuerno (versión I) y de tres cuernos (versión II).

Los eslabones se utilizan para colgar el ascensor en un gancho. Estructuralmente, este es un bucle de acero cerrado de forma ovalada, fuertemente alargado a lo largo de un eje. Se fabrican macizos laminados o soldados a tope mediante soldadura por contacto con tratamiento térmico posterior. Para la revisión de pozos, se fabrican eslingas ShE-28-P-B y ShE-50-B con una capacidad de elevación de 28 y 50 toneladas.

Para la mecanización de las operaciones de atornillado y desatornillado, así como para la automatización de las operaciones de agarre, sujeción de peso, liberación y centrado de la sarta de tubería, se diseñan máquinas automáticas del tipo APR.

Para mecanizar el proceso de atornillado y desatornillado de varillas de bombeo, se utilizan llaves de varilla AShKTM, KMShE, KARS (llaves automáticas y mecánicas), el principio es similar al APR.

Las arañas están diseñadas para automatizar las operaciones de captura, retención de peso, liberación y centrado de una serie de tuberías o tuberías de perforación en el proceso de bajarlas al pozo.

Para el atornillado y desatornillado de tubing y drill pipes en el proceso de operaciones de tripping durante reparaciones actuales y mayores de pozos, se utiliza una llave hidráulica mecánica KPR-12.

Consta de las siguientes unidades principales: una pinza para tubos que arma y desenrosca con el par estimado; una estación de bombeo hidráulico que crea el flujo de aceite y la presión necesarios en el sistema hidráulico, y una suspensión de pinzas con un elevador hidráulico y un amortiguador.

La clave es un engranaje recto de dos velocidades con un engranaje de trabajo dividido, en el que se instalan pinzas reemplazables. Se completa con el dispositivo de bloqueo de volumen.

Para atornillar y desatornillar tubos de tubería (tubing pipes) y bloqueos de tubería de perforación por mecanizado, así como manualmente, durante las reparaciones actuales y mayores de pozos, se utiliza una llave de tubo del tipo KTL. Proporciona un agarre confiable de la tubería, la seguridad de la tubería contra la deformación.

Para desatornillar las varillas con un émbolo fijo de una bomba de pozo profundo con cilindros de sujeción ajustables, se utiliza una llave de varilla circular KSHK.

Durante el reacondicionamiento subterráneo de pozos, cuando el émbolo de la bomba profunda se atasca, es necesario levantar las tuberías junto con las varillas. Dado que las conexiones de acoplamiento de las tuberías no coinciden con las conexiones de las varillas, después de desatornillar la siguiente tubería, se ubicará un cuerpo liso de la varilla sobre el acoplamiento instalado en el elevador, que no se puede agarrar con una llave de varilla. En una llave circular, las varillas son capturadas por matrices con cortes angulares con dientes. Una de las matrices es fija, unida con dos pasadores al interior de la llave, y la segunda es móvil, unida al extremo interior de la varilla de sujeción.

Al atornillar y desatornillar manualmente tuberías de varios diámetros, se utilizan llaves de cadena. La llave consta de un mango, dos mejillas articuladas con dientes con eslabones articulados planos. Para dar fuerza, las mejillas se procesan térmicamente.

Para sellar la boca durante los trabajos de reparación en el pozo, están diseñados los selladores GU-48, GU-60, GU-73.

Conclusión

El proceso de producción para el desarrollo y operación de campos petroleros es un conjunto de todas las acciones de personas y equipos de producción necesarios para extraer petróleo de las entrañas a la superficie, contabilizar los productos producidos en los pozos y transportarlos posteriormente para obtener productos comercializables.

La violación de la integridad de los equipos del campo petrolero lleva al cese de la operación del pozo, a la inevitable disminución de la producción de petróleo o gas, lo que hace necesario realizar el llamado reacondicionamiento del pozo, un proceso largo, laborioso y muy costoso; el costo de reparar un pozo a menudo es proporcional, ya veces el mismo, al costo de su construcción. Por lo tanto, el principal requisito para la calidad de los equipos es su fiabilidad.

El equipamiento de cualquier pozo debe asegurar la selección de productos en un modo dado, la medición de productos y la posibilidad de realizar las operaciones tecnológicas necesarias, teniendo en cuenta la protección del subsuelo, el medio ambiente y la prevención de situaciones de emergencia.Unidades de medida tambiénson una fuente de información sobre el estado de los pozos, para la planificación de medidas técnicas y geológicas y el seguimiento sistemático del modo de desarrollo del campo petrolero.

En relación con el desarrollo de la industria del petróleo y el gas, el mercado ruso de equipos de petróleo y gas se está desarrollando activamente, lo que conduce a una rápida actualización de los equipos, la creación de tipos, tamaños y diseños completamente nuevos.

Lista de literatura usada

1. Cálculo y diseño de equipos para yacimientos petrolíferos: libro de texto para universidades / M: Nedra / Chicherov L.G., Molchanov G.V., Rabinovich A.M., 1987
2. Desarrollo y operación de campos petroleros: un libro de texto para universidades / M.: Nedra / Boyko V.S., 1990.
3. Desarrollo de campos de petróleo y gas / libro de texto / Pokrepin B.V.
4. Guía de referencia para el diseño del desarrollo y operación de campos de petróleo y gas. /M.: Nedra/ Gimatudinov Sh.K., Borisov Yu.P., Rlzenberg M.D./ 1983.
5. Libro de referencia sobre corriente y revisión de pozos de petróleo y gas / M: Nedra / Amirov A.D., Karapetov K.A., Lemberansky F.D. / 1979.
6. El sistema de mantenimiento y reparaciones programadas de equipos de perforación y yacimientos petrolíferos en la industria petrolera. / M., VNIIOENG, / Usacheva G.N., Kuznetsova E.A., Koroleva L.M., 1982.
7. Técnica y tecnología para la perforación de pozos ascendentes. /M.: Nedra/ Kolosov D.P., Glukhov I.F., 1988.
8. Fundamentos tecnológicos de la tecnología / M.: Metalurgia / I.M. Glushchenko. SOLDADO AMERICANO. 1990.
9. Explotación de pozos de petróleo y gas. / M: Nedra / Muravyov V.M. 1978.

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PROVISIONES GENERALES

Todo el trabajo de puesta en servicio de los pozos está asociado con el descenso de equipos en ellos: tuberías, bombas de fondo de pozo, varillas de bombeo, etc.

Durante la operación de pozos por el método de flujo, compresor o bombeo, se interrumpe su trabajo, lo que se expresa en una disminución gradual o brusca del caudal, a veces incluso en el cese completo del suministro de fluido.

La restauración del modo tecnológico dado de operación del pozo está asociada con el levantamiento de equipos subterráneos para su reemplazo o reparación, limpieza del pozo de un tapón de arena con un achicador o lavado, con la eliminación de una rotura o desatornillado de las varillas de bombeo. y otras operaciones.

Un cambio en el modo tecnológico de operación del pozo requiere cambiar la longitud de la sarta de tubería de elevación, reemplazar la tubería bajada al pozo con tuberías de un diámetro diferente, ESP, USP, eliminar las roturas de varilla, reemplazar el equipo de cabeza de pozo, etc. Todos estos trabajos están relacionados con el reacondicionamiento subterráneo (actual) de pozos y son realizados por equipos especiales para reacondicionamiento subterráneo.

Obras más complejas relacionadas con la liquidación de un accidente con una sarta de revestimiento (rotura, derrumbe), con el aislamiento del agua que apareció en el pozo, la transición a otro horizonte productivo, la captura de tuberías rotas, cable, soga o cualquier herramienta, pertenecen a la categoría de revisión.

Los trabajos de revisión de pozos son realizados por equipos especiales. La tarea de los trabajadores de campo, incluidos los trabajadores de reacondicionamiento subterráneo de pozos, es reducir el tiempo de reacondicionamiento subterráneo para maximizar el período de reacondicionamiento de la operación del pozo.

La reparación subterránea de alta calidad es la principal condición para aumentar la producción de petróleo y gas. Cuanto mayor sea la calidad de la reparación, mayor será el período de revisión y más eficiente será la operación del pozo.

Bajo el período de revisión de la operación del pozo se entiende la duración de la operación real del pozo desde la reparación hasta la reparación, es decir el tiempo entre dos reparaciones sucesivas.

La duración del período de revisión de un pozo generalmente se determina una vez por trimestre (o medio año) dividiendo el número de días de pozo trabajados durante un trimestre (seis meses) por el número de reparaciones subterráneas para el mismo tiempo de trabajo en un dado bien.

Para prolongar el período entre revisiones, una reparación integral es de gran importancia: reparación de equipos de superficie y reparación de pozos subterráneos. Para mantener el período de garantía del pozo, la reparación de los equipos de superficie debe combinarse con la reparación subterránea. Por lo tanto, en el campo, se deben elaborar con anticipación cronogramas complejos para reparaciones subterráneas y para la reparación de equipos de superficie.

Coeficiente de operación de pozos: la relación entre el tiempo de operación real de los pozos y su tiempo calendario total durante un mes, trimestre o año.

El factor operativo siempre es menor que 1 y el promedio para las empresas de petróleo y gas es 0,94 - 0,98, es decir. del 2 al 6% del tiempo total recae en trabajos de reparación en pozos.

La reparación actual la lleva a cabo el equipo de reparación subterráneo. Organización rotativa - 3 personas: un operador con un asistente en la boca y un conductor del tractor en un cabrestante.

Las revisiones son realizadas por equipos de revisión que forman parte de las empresas de servicios de las compañías petroleras.

Las unidades de trabajo de reparación para diversos fines son:

 revisión del pozo;

 reacondicionamiento actual del pozo;

 operación de pozos para mejorar la recuperación de petróleo.

• Un well workover (WOC) es un conjunto de trabajos relacionados con la restauración del desempeño de sartas de revestimiento, anillo de cemento, zona de fondo de pozo, eliminación de accidentes, descenso y levantamiento de equipos durante la operación separada y la inyección.

  o Well workover (TRS) es un conjunto de trabajos destinados a restaurar el rendimiento del pozo y del equipo de boca de pozo, y trabaja para cambiar el modo de operación del pozo, así como para limpiar la sarta de elevación y el fondo del pozo de depósitos resinosos de parafina, sales y tapones de arena por el equipo de TRS.

  o Una intervención de pozo para mejorar la recuperación de petróleo es un conjunto de trabajos en un pozo para introducir agentes al yacimiento que inician el flujo de procesos físicos, químicos o bioquímicos en las profundidades del yacimiento, con el objetivo de aumentar el factor último de desplazamiento de petróleo en este. área del depósito.

La unidad de trabajo de reparación en las áreas anteriores (reparación, operación de pozo) es un conjunto de trabajos preparatorios, principales y finales realizados por el equipo para el reacondicionamiento mayor actual de pozos o la unidad de intensificación, desde la transferencia del pozo. por el cliente hasta la finalización del trabajo previsto por el plan y aceptado por el acto.

 Si luego de concluida la obra, el pozo no funcionó durante 48 horas del período garantizado o no alcanzó el modo establecido por mala ejecución de la obra del complejo planificado por culpa del equipo de reacondicionamiento o de la estimulación unidad, entonces, independientemente de qué equipo realizará trabajo adicional en el pozo, considerar su continuación del trabajo realizado sin registro de una segunda reparación u operación de pozo en ellos.

o Las operaciones de reparación de pozos en la industria se llevan a cabo mediante tres métodos principales de entrega de herramientas, materiales de proceso (reactivos) o dispositivos a un área determinada del pozo:

o con la ayuda de una cadena de tuberías especialmente bajada;

o bombeando a través de tubería o espacio anular;

o en un cable o en una cuerda.

ORGANIZACIÓN DEL TRABAJO CON EL FONDO MECANIZADO

El procedimiento para determinar las causas de las reparaciones repetidas y prematuras de SRP, ESP.

1. Trabajo realizado por GTS TsDNG antes de la reparación del pozo. En caso de disminución o falta de suministro, el servicio tecnológico estudia la historia de los trabajos que se están realizando en el pozo (mediciones, motivos de reparaciones previas, tratamiento del pozo, etc.), se toma un diagrama dinamométrico, la tubería se presuriza probado, y el pozo se enjuaga. Después de eso, se coloca un equipo de perforación en el pozo.

2. Después de levantar el GNO, se realiza una investigación preliminar en la boca del pozo. El presidente de la comisión ITR de la CDNG determina de forma independiente a los demás miembros de la comisión de la CDNG. Los resultados de la investigación se documentan en un acta y se adjuntan al certificado de garantía. Si se encuentran razones obvias para la falla del GNO, se toman medidas para prevenirlas. El equipo no se desmonta durante la investigación inicial, con una cuña se permite desenroscar la válvula de succión.

3. Después de eso, el equipo se envía para análisis de comisión (a KTsTB).

4. Después del análisis de la comisión, la comisión designada por orden del ingeniero jefe, así como los representantes de las organizaciones que realizan el reacondicionamiento de pozos y la reparación de GNO, proceden a determinar la causa de la falla y la organización culpable.

5. Si las partes no llegaron a un consenso en la comisión, se nombra una comisión central. Los resultados del trabajo de la comisión central se documentan en un protocolo y se comunican a todas las partes interesadas.

El procedimiento para investigar roturas en las solapas de las varillas.

1. En caso de detección de rotura, solapamiento de las varillas en caso de reacondicionamiento o workover, la brigada presenta una solicitud a la CDNG.

2. La comisión de investigación encabezada por el tecnólogo (o ingeniero TsDNG) va al monte, donde se verifica si la solapa está rota (se tienen en cuenta las lecturas del indicador de peso), la disposición de las varillas y una muestra de la elemento roto de la varilla.

3. Acto seguido, se redacta un acta de la forma establecida.

4. Después de determinar el motivo de la rotura de las varillas, la comisión prevé realizar las medidas oportunas (cambio de trazado, descenso de las varillas con centralizadores, etc.)

6. Se envía una muestra del elemento de varilla rota para su investigación al KTsTB.

El procedimiento para reparar pozos equipados con NSV.

1. Cuando se reparan pozos con NSW después de matarlos, se realizan pruebas de presión de la tubería. Con base en los datos de la prueba de presión y los parámetros operativos, se toma la decisión de levantar la tubería y cambiar el soporte de bloqueo.

2. El izado de la tubería y del soporte de bloqueo se realiza en los siguientes casos:

2.1. En ausencia de prueba de presión de la tubería (caída de presión de más de 5 atm en 5 minutos)

2.2. Si el soporte de bloqueo no coincide, preparado para la bajada del GNO.

2.3. Con un tiempo de funcionamiento de más de 365 días y la presencia de un Z.O. cónico.

3. Drenaje de la NSV solo si hay un filtro instalado en la entrada de la bomba con un diámetro de orificio de 3 mm.

4. Al bajar los tubos, se calibran con una plantilla de 60 mm de diámetro.

5. Al final de la reparación, se prueba la presión del GNO con una caída de presión de más de 5 atm en 5 minutos, el tecnólogo de TsDNG determina el motivo de la falta de prueba de presión utilizando un gráfico de dinamómetro, completa un certificado de garantía, que indica el motivo de la subida. Está prohibido que las tripulaciones del PRS, KRS vuelvan a izar el SRP sin un pasaporte de garantía.

El orden de aceptación de pozos después de PRS, reacondicionamiento.

1. Al iniciar un pozo después de la reparación, se redacta un acta para la prueba de presión de la sarta de tubería.

2. Después de firmar el acta de prueba de presión, el pozo se considera aceptado después de la reparación.

3. Si la presión cae más de 5 atm en 5 minutos, el tecnólogo del TsDNG determina el motivo de la falta de prueba de presión mediante un dinamómetro, completa un certificado de garantía, en el que indica el motivo del aumento. Está prohibido que las tripulaciones del PRS, KRS vuelvan a izar el SRP sin un pasaporte de garantía.

4. De ser necesario, la cuadrilla del trabajador de reacondicionamiento, determinada por la CDNG, está obligada a enjuagar el GNO y probar la presión de la tubería dentro de los 2 días posteriores a la finalización de la reparación.

5. Con operación óptima de GNO, a los 2 días del momento de botadura, para SRP N - 44,N - 57 ESP, para SRP N-32, N-29 se firma acta de reacondicionamiento subterráneo de pozos.

6. El acta de reparaciones subterráneas debe tener 3 firmas: el capataz de producción responsable del estado de la plataforma del pozo, la integridad del equipo, etc., el tecnólogo del TsDNG responsable de la ejecución de la GNO y el subjefe de la TsDNG. El certificado de reparación se considera firmado, independientemente de la presencia de notas.

BAD— fluido de perforación aireado.

AHRP— presión del yacimiento anormalmente alta.

ANPD— presión del depósito anormalmente baja.

CAC- medidor acústico de cemento.

ATC- taller de autotransporte.

BGS- mezcla rapida.

BKZ— sondeo de perfilaje lateral.

BKPS- Bloque de estaciones de bombeo de racimo.

BSV— perforación de aguas residuales.

BPO- base de servicios de producción. Talleres auxiliares de mantenimiento (reparación, etc.)

ABUCHEO- La plataforma de perforación.

VGK— contacto agua-gas.

VZBT- Planta de equipos de perforación de Volgogrado.

HDM- motor de fondo de pozo de tornillo.

CMR- Solución rica en calcio.

VKG— contorno interno que contiene gas.

VNKG— contorno externo del cojinete de gas.

WPC— contorno interior de aceite.

VNKN- el contorno exterior del cojinete de aceite.

VIC- taller de montaje.

VNK— contacto agua-aceite.

REG— impacto de explosión neumática.

PVP- fluido viscoplástico (Bingham).

PRFV- punto de distribución de agua.

GGK— registro gamma gamma.

GGRP— fracturación hidráulica de penetración profunda.

GDI— estudios hidrodinámicos. Estudio del estado del pozo.

GZhS- mezcla gas-líquido.

GIV- indicador de peso hidráulico.

SIG— estudio geofísico de pozos.

GZNU- unidad de bombeo de dosificación del grupo. Igual que GZU + DNS. Ahora se están alejando de esto, solo los antiguos han sobrevivido.

GZU— instalación de medida colectiva. Medición del caudal de líquido procedente del bigote.

CG— registro de rayos gamma.

GKO- tratamiento de arcilla.

GNO— equipo de bombeo profundo. Equipo sumergido en el pozo (bomba, varillas, tubería).

STS- estación principal de bombeo de petróleo.

SGP- Perforación con hidroarenado.

YPL— Líquido de lavado de gas.

GPZ- Planta de Procesamiento de Gas.

GPS- estación de bombeo de cabecera.

fracturamiento hidráulico- fracturamiento hidráulico.

combustible y lubricantes- combustibles y lubricantes.

SGP- Punto de recogida de grupos.

GTM— medidas geológicas y técnicas. Medidas para aumentar la productividad de los pozos.

GTN- equipo geológico y tecnológico.

GTU— condiciones geológicas y tecnológicas.

Alemania- solución de emulsión hidrofóbica.

CSN- estación de bombeo de refuerzo. El flujo de petróleo de los pozos a través de la GZU a lo largo del bigote hasta el BPS para impulsar el parque de productos básicos. Solo puede ser impulsado por bombas de líquido o con procesamiento parcial (separación de agua y aceite).

DU- nivel aceptable.

ESG- sistema unificado de suministro de gas.

JBR- Tanque de hormigón armado.

ZSO- zona de protección sanitaria.

ZCN- bomba centrífuga de fondo de pozo.

KVD— curva de recuperación de presión. Características cuando el pozo se pone en operación. Cambio de presión en el espacio anular a lo largo del tiempo.

LLC es la curva de recuperación de nivel. Características cuando el pozo se pone en operación. Cambio en el nivel en el espacio anular a lo largo del tiempo.

NIC— factor de recuperación de petróleo.

DORMIR- dispositivos de control y medida.

CMC- carboximetilcelulosa.

KNS- estación de bombeo de racimo.

Para- revisión.

KO- tratamiento ácido.

CRBC— cable de goma redondo blindado.

vacas — . La reparación después de "vuelos de equipo", violaciones de la carcasa, cuesta un orden de magnitud más caro que el PRS.

KSSB— vinaza condensada de alcohol al sulfito.

KSSK- un complejo de carcasas con un receptor de núcleo extraíble.

LBT- tubos de perforación de aleación ligera.

LBTM— tubos de perforación de aleación ligera de conexión de acoplamiento.

LBTN— tubos de perforación de aleación ligera con conexión de niple.

IGR- soluciones bajas en arcilla.

WMC- metilcelulosa modificada.

MNP- oleoducto principal.

MNPP— oleoducto principal de productos petrolíferos.

ICM- período de revisión.

SRA- el mecanismo para arreglar velas.

EOR- un método para aumentar la recuperación de petróleo.

nótese bien- bomba de perforación.

NBT— bomba perforadora de tres pistones.

NGDU— departamento de producción de petróleo y gas.

NGK— Registro de rayos gamma de neutrones.

NKT- tubería. Tuberías a través de las cuales se bombea petróleo en los pozos de producción y se bombea agua en los pozos de inyección.

central nuclear- tubería de aceite.

NPS- estación de bombeo de aceite.

OA- agentes de limpieza.

OBR— fluido de perforación tratado.

OGM- Departamento del jefe de mecánica.

OGE- departamento del ingeniero jefe de energía.

OOS- protección del medio ambiente.

WOC- esperar a que el cemento se endurezca.

DESDE— tratamiento de la zona de fondo de pozo.

OTB- Departamento de Seguridad.

OPRS— esperando el reacondicionamiento subterráneo del pozo. El estado del pozo en el que se transfiere desde el momento en que se detecta un mal funcionamiento y se cierra hasta que se inicia la reparación. Los pozos del pozo piloto al pozo piloto se seleccionan por prioridad (por lo general, la tasa de flujo del pozo).

operaciones- sumidero de predescarga.

ORZ(E)— equipo para inyección separada (funcionamiento).

OTRS— esperando el reacondicionamiento actual del pozo.

surfactante- sustancia tensioactiva.

AAP- poliacrilamida.

surfactante- tensioactivos.

PBR— soluciones de polímero-bentonita.

MPE— emisión máxima admisible.

MPC- concentración máxima admisible.

PDS- caudal máximo admisible.

páncreas- liquido para lavar.

PZP— zona de formación de fondo de pozo.

PNP- recuperación mejorada de petróleo.

SNP— estación intermedia de bombeo de petróleo.

RPL— Líquido pseudoplástico (ley de potencia).

ppr- Planificación y trabajo preventivo. Trabajos de prevención de fallas en pozos.

personal docente- estación de bombeo intermedia.

UPP- planta de vapor.

EN- herramienta de corte de roca.

PRS- Reparación de pozos subterráneos. Reparación de equipos de pozos subterráneos en caso de mal funcionamiento.

PRTSBO— alquiler y taller de reparación de equipos de perforación.

PSD- Documentación de diseño y presupuesto.

rvs— depósito cilíndrico vertical de acero.

RVSP- un tanque cilíndrico de acero vertical con un pontón.

RVSPK— tanque cilíndrico vertical de acero con techo flotante.

RIR- trabajos de reparación y aislamiento.

RITMOS— ingeniería de reparación y servicio técnico.

RNPP- oleoducto ramificado.

RPAP— regulador eléctrico de avance de brocas.

RTB— Perforación con turbina a chorro.

RC- ciclo de reparación.

SBT- tubos de perforación de acero.

SBTN— tubos de perforación de acero de conexión de niple.

SG- una mezcla de alquitranes.

DESDE HASTA— procesamiento de destilados solares. Bien trato.

Sistema de mantenimiento y relaciones públicas— sistema de mantenimiento y reparación programada de equipos de perforación.

SQOL- contador de líquidos. Medidores para mediciones de líquidos directamente en los pozos para controlar las mediciones en la GZU.

SCN— esfuerzo cortante estático.

GNL- gas natural licuado.

OPP- operaciones de descenso y elevación.

PRS- vinaza de alcohol al sulfito.

SSC- un proyectil con un receptor de núcleo extraíble.

T- Mantenimiento.

RSU- residuos sólidos urbanos.

TGHV— efecto termogas-químico.

TDSH— torpedo con cordón detonante.

CT- composición del relleno.

RSU— acción axial acumulativa de torpedos.

ENTONCES- Mantenimiento.

TP- parque de productos básicos. Lugar de recolección y procesamiento de aceite (igual que UKPN).

TP- proceso tecnológico.

TRS— reacondicionamiento actual del pozo.

TEP— indicadores técnicos y económicos.

EEDN— grupo de Técnicas y Tecnologías de la Producción de Petróleo.

UBT— collares de perforación laminados en caliente o conformados.

UBR— gestión de operaciones de perforación.

ultrasonido— detección de defectos por ultrasonidos.

Reino Unido— instalación de perforación de núcleo.

UKPN— instalación de tratamiento de aceite complejo.

USP- punto de recogida del recinto.

UCG- Cemento pesado para pozos de petróleo.

USC- cemento de escoria pesado.

USHR- reactivo alcalino de carbono.

UPG— planta de tratamiento de gases.

UPNP— gestión de la recuperación mejorada de petróleo.

hasta y CO— gestión de producción y soporte técnico y configuración de equipos.

UTT- gestión del transporte tecnológico.

USHGN— instalación de una bomba de varilla de bombeo.

ESP- instalación de una electrobomba centrífuga.

HKR- solución de cloruro de calcio.

California- unidad de cementación.

CDNG- Taller de producción de petróleo y gas. La pesca en el marco de la NGDU.

CITS— ingeniería central y servicio técnico.

CKPRS— taller de overhaul y workover subterráneo de pozos. Un taller en el marco de la OGPD que realiza workover y workover.

CKS— taller de revestimiento de pozos.

TsNIPR— taller de trabajos de investigación y producción. Taller en el marco de la NGDU.

CPPD— taller de mantenimiento de la presión del yacimiento.

California- sistema de circulación.

DSP- Punto central de recogida.

SHGN— bomba de varilla de bombeo. Con mecedora, para pozos de bajo caudal.

SHPM- neumático-embrague neumático.

SPCA- Cemento escoria-arena de trituración conjunta.

ESU- choque electrohidráulico.

ERA- unidad de reparación electrohidráulica.

PAE— protección electroquímica.

ESP- bomba centrífuga eléctrica. Para pozos de alto rendimiento.