Анализ деятельности нефтяной компании ОАО "Самотлорнефтегаз"

Тип работы:
Отчет
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость новой

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Тюменский государственный нефтегазовый университет

филиал в г. Нижневартовске

Кафедра «Нефтегазовое дело»

Отчет

по 2-ой учебной практике

с «6» января 2013 г. по «2» февраля 2014 г.

на предприятии ОАО «Самотлорнефтегаз»

Нижневартовск 2013

Оглавление

  • Введение
  • 1. Организационная структура ОАО «Самотлорнефтегаз»
  • 1.1 История создания и развития ОАО «Самотлорнефтегаз»
  • 1.2 Цель и виды деятельности ОАО «Самотлорнефтегаз»
  • 2. Краткая характеристика разрабатываемых месторождений; освоение и перспективы их разработки
  • 2.1 Характеристика месторождений нефти, разрабатываемых НГДУ
  • 2.2 Тектоника и стратиграфия месторождения
  • 3. Конструкция скважин, спуск обсадных калонн
  • 3.1 Конструкция нефтяных и газовых скважин
  • 3.2 Обсадные трубы, конструкции забоев скважин
  • 4. Способы эксплуатации нефтяного месторождения, применяемые в ОАО «Самотлорнефтегаз»
  • 4.1 Фонтанная эксплуатация
  • 4.2 Газлифтная эксплуатация
  • 4.3 Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами (ЭЦН)
  • 4.4 Эксплуатация скважин штанговыми насосами
  • 5. Подземный и текущий и капитальный ремонт скважин
  • 6. Технология и техника поддержания пластового давления заводнением
  • 6.1 Водоснабжение систем ППД. Качество нагнетаемой воды
  • 6.2 Водоснабжение с использованием поверхностных и грунтовых вод
  • 7. Сбор, подготовка и переработка нефти и газа
  • 7.1 Системы сбора нефти и газа
  • 8. Мероприятия по охране окружающей среды
  • Заключение
  • Список используемой литературы

Введение

Самотлорское нефтегазовое месторождение округлой формы площадью 3000 км2 находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 километрах к северо-востоку от г. Тюмени и в 30 километрах от г. Нижневартовска. В непосредственной близости к месторождению располагаются разрабатываемые — Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения (рис. 1. 1).

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, Ватинского Егана и правых притоков реки Обь. Рельеф слабо пересеченный. Абсолютные отметки поверхности изменяются от плюс 45 до плюс 75 метров. Заболоченная на 80% площадь представлена четвертичными аномальными и озерно-суглинистыми песчаниками мощностью до 20 метров, грунтами с прослойками и линзами мелкозернистых песков, торфа. На глубине от 200 до 350 метров распространены многолетние мерзлые горные породы с температурой от 00С до 0,50С, их общее влияние на бурение и эксплуатацию незначительно. При относительном уровне грунтовых вод проявляется в разной степени сезонное пучение глинистых грунтов, иногда песчаных грунтов, с прослойками глин. Допускаемые нагрузки на талый грунт составляют 0,5−1 кг/см2, на мерзлом 4−5 кг/см2. На площади месторождения отмечаются многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь равна 62 км2), Кымыл-Эмтор, Белое, Окуневое, Калач, Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и кустарников, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.

нефтяная компания газ месторождение

Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет — 30С. наиболее холодным месяцем года является февраль (-250С). Самым теплым — июль (+200С). Абсолютный минимум температур — 500С, абсолютный максимум +470С. Ледостав на реках начинается в конце октября и ледоход — в конце мая.

По характеру выпадающих атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет 580 мм. Основная их часть (390 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега с июня по ноябрь, что составляет 70% от годовой нормы. Внутри этого периода наибольшее количество осадков (30% годовой нормы) приходится на июль и август. Снеговой покров проявляется в октябре, а сходит в конце апреля. Высота его на открытых участках в среднем достигает 33 см., а на заледенелых участках может достигать 120−160 см. Промерзание почв начинается в конце октября и достигает своего максимума в середине апреля, при этом глубина промерзания достигает на открытых участках до 1,7 м. В середине июля почва полностью оттаивает.

Населенные пункты непосредственно на месторождении отсутствуют. Ближайшие населенные пункты — г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие — расположены на берегу реки Обь в 35 и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района — русские, ханты и манси.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтегазодобывающая промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, автомобильное хозяйство и другие.

В Нижневартовске имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства и станция железной дороги. В настоящее время население города Нижневартовска составляет около 400 тысяч человек.

1. Организационная структура ОАО «Самотлорнефтегаз»

1.1 История создания и развития ОАО «Самотлорнефтегаз»

ТНК-ВР является одной из ведущих нефтяных компаний России и входит в десятку крупнейших частных нефтяных компаний в мире по объемам добычи нефти. Компания была образована в 2003 году в результате слияния нефтяных и газовых активов компании ВР в России и нефтегазовых активов консорциума Альфа, Аксесс/Ренова (ААР). ВР и ААР владеют компанией ТНК-ВР на паритетной основе. Акционерам ТНК-ВР также принадлежит около 50% акций компании «Славнефть».

ТНК-ВР — вертикально интегрированная нефтяная компания, в портфеле которой ряд добывающих, перерабатывающих и сбытовых предприятий в России и Украине. Добывающие активы компании расположены, в основном, в Западной Сибири (Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа, Тюменская область), Восточной Сибири (Иркутская область) и Волго-Уральском регионе (Оренбургская область).

ТНК-BP является одной из ведущих нефтяных компаний в России по объему добычи нефти. В 2006 году добыча нефти в компании составила в среднем 1,5 млн барр. /сут. В баррелях нефтяного эквивалента среднесуточная добыча нефти и газа в 2006 году составила 1,7 млн барр., а с учетом доли в компании «Славнефть» — 1,9 млн барр. /сут.

На территории г. Нижневартовска функционируют следующие компании, входящие в структуру ТНК-ВР: ООО СП «Ваньеганнефть», ОАО «Корпорация Югранефть», ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск».

ОАО «ТНК-Нижневартовск» является дочерней компанией ТНК-ВР, осуществляющей нефтегазодобывающую деятельность на территории ХМАО.

ОАО «ТНК-Нижневартовск» (прежнее название — НГДУ «Черногорнефть») было образовано в январе 1985 года и входило в состав Производственного объединения Нижневартовскнефтегаз. НГДУ «Черногорнефть» в 1991 году стало первым арендным предприятием в нефтяной отрасли.

Сегодня производственно-хозяйственный комплекс ТНК-Нижневартовск обеспечивает разработку и эксплуатацию шести месторождений (северная часть Самотлорского, Тюменское, Гун-Еганское, Новомолодежное, Никольское и Лор-Еганское) с ежегодной добычей более 8 млн тонн нефти. В состав компании входит крупнейший в регионе Белозерный центральный товарный парк с объемами сдачи нефти в систему Транснефти около 32,5 млн т/год.

ТНК-Нижневартовск придерживается концепции достижения максимальных объемов производства при минимально возможных удельных затратах. Основной компонент сохранения и увеличения уровня добычи нефти — ввод новых скважин из бурения, проведение операций гидроразрыва пласта, зарезка наклонных и горизонтальных боковых стволов Также Компания намерена создать эффективную систему поддержания пластового давления на Самотлорском месторождении.

В 2005 году предприятие стало победителем в региональном конкурсе «Лучшее природоохранное предприятие Ханты-Мансийского автономного округа». ТНК-Нижневартовск первым в регионе среди нефтегазодобывающих предприятий внедрило «Систему экологического менеджмента», получило сертификат соответствия международному стандарту ISO 14 001: 2004.

1.2 Цель и виды деятельности ОАО «Самотлорнефтегаз»

Цель компании — это основополагающий элемент корпоративной культуры. Определяет стратегическое видение компании своего места на рынке и задает общий вектор развития.

Основной целью Общества, как коммерческой организации, является получение прибыли.

Предметом (видами) деятельности Общества являются:

разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений;

бурение параметрических, поисковых, разведочных, структурных, наблюдательных и эксплуатационных скважин на углеводородное сырье, воду;

добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализация углеводородного сырья и продуктов его переработки;

добыча подземных вод, общераспространенных полезных ископаемых (песок и др.);

ведение государственного баланса запасов нефти, газа, конденсата, попутных компонентов и учет совместно с ними залегающих полезных ископаемых в границах лицензионных участков;

обустройство нефтяных и газовых месторождений;

производство товаров народного потребления, продовольствия, продукции производственно-технического назначения, оказание услуг населению;

производство топографо-геодезических и картографических работ в составе маркшейдерских работ;

транспортная деятельность, в том числе:

перевозка грузов, пассажиров, ремонт и техническое обслуживание автотранспортных средств;

перевозка опасных грузов;

производство, ремонт и прокат оборудования на региональном и межрегиональном уровнях;

материально-техническое обеспечение нефтяного производства;

инвестиционная деятельность, включая операции с ценными бумагами;

управление всеми принадлежащими Обществу акциями акционерных обществ и иными ценными бумагами;

выполнение проектных и строительно-монтажных работ, производство строительных материалов, конструкций и изделий;

ремонт и содержание внутрипромысловых и межпромысловых автомобильных дорог и дорог общего пользования;

ведение аварийных, восстановительных и спасательных работ;

выполнение изыскательских, проектных, строительно-монтажных, научно-исследовательских, опытно-конструкторских, технологических, инжиниринговых и других работ;

организация выполнения заказов и поставок для государственных нужд и региональных потребителей производимой продукции;

изучение конъюнктуры рынка товаров и услуг, проведение исследовательских, социологических и иных работ;

организация рекламно-издательской деятельности, проведение выставок, выставок — продаж, аукционов;

посредническая, консультационная, маркетинговая деятельность, другие виды деятельности;

оказание услуг связи;

внешнеэкономическая деятельность, осуществление экспортно-импортных операций;

благотворительная, культурно-просветительная и иная некоммерческая деятельность;

обеспечение экономической безопасности Общества, сохранение его собственности, защита коммерческой тайны;

осуществление любых иных видов деятельности, не запрещенных российским законодательством.

Отдельными видами деятельности, перечень которых определяется федеральными законами, Общество может заниматься только при получении специального разрешения (лицензии).

Общество рассматривает разработку и добычу нефти как свой базовый бизнес и намерено достичь максимального прогресса на основных направлениях этого бизнеса. Для достижения своих целей общество ведет работы по внедрению передовых технологий в области интенсификации добычи нефти и нефтеотдачи пластов, разработке и внедрению комплексной программы по экологии, а так же обучению персонала новейшим методам производства и организации работ.

Стратегическими целями развития Общества, как и всего нефтяного комплекса, в соответствии с энергетической стратегией России до 2020 года являются:

стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на нефть и продукты её переработки;

обеспечение стабильно высоких поступлений в доход консолидированного бюджета;

обеспечение политических интересов России в мире;

формирование устойчивого платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей российской экономики (обрабатывающей промышленности, сферы услуг, транспорта и т. п.).

Для достижения этих целей предусматривается решение следующих основных задач развития нефтяного комплекса:

рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности;

ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспорте и переработке нефти;

углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных и растворенных в ней компонентов;

формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей;

развитие транспортной инфраструктуры комплекса для повышения эффективности экспорта нефти и нефтепродуктов, ее диверсификация по направлениям, способам и маршрутам поставок на внутренние и внешние рынки; своевременное формирование транспортных систем в новых нефтедобывающих

2. Краткая характеристика разрабатываемых месторождений; освоение и перспективы их разработки

2.1 Характеристика месторождений нефти, разрабатываемых НГДУ

Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые — Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Мыхпайское (с юга) месторождения.

Рисунок 2.1 — Обзорная карта-схема района работ

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков р. Оби. Рельеф слабопересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 метров. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются: Самотлор (его площадь 62 км2), Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.

Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет — 3С. Наиболее холодным месяцем года является февраль (-23С), самым теплым — июль (+18С).

Населенные пункты непосредственно на площади месторождения отсутствуют. Ближайшие населенные пункты — г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие — расположены на берегу р. Оби в 35-ти и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района — русские, ханты и манси. В мало населенном прежде районе в настоящее время быстро увеличивается численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов страны.

Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота.

2.2 Тектоника и стратиграфия месторождения

В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту «Б» Самотлорская площадь расположена в Центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тахорского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры III порядка. /2/

Наиболее крупная из них собственно Самотлорская, расположенная в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой минус 2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее в плане 12×15 км, амплитуда структуры около 80 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части. Белозерная структура по кровле пласта БВ10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130 м Общие размеры структуры 6×15 км в пределах изогипсы минус 2130 м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко.

В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус 2200 м имеет размеры 32×40 км, амплитуду 150 м.

В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968 году в городе Сургуте.

Рисунок 2.2 — Характеристика продуктивных пластов

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ14−22, а БВ19−22 являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80 м. Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8−12. Песчаники светло-серые, серые, мелко — и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей. На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ10 и БВ8. Мощность свиты 326 370 м.

Горизонт АВ2−3 отличается высокой степенью литологической неоднородности, обусловленной частым чередованием глинистых и песчано-алевролитовых слоев переменной толщины с линзовидными обособлениями карбонатных пород. По площади распространения горизонта АВ2−3 наблюдается замещение песчано-алевролитовых отложений глинистыми в северо-западных и южных участках месторождения. На остальной территории опесчанивание или глинизация кровли, подошвы, либо средней части горизонта характеризуется незакономерным локально-пятнистым распределением. По характеру взаимоотношения песчано-алевритовых и глинистых слоев в горизонте АВ2−3 выделяется два типа разреза.

3. Конструкция скважин, спуск обсадных калонн

3.1 Конструкция нефтяных и газовых скважин

Крепление скважин необходимо для следующих целей:

1. Создания герметичного и долговечного канала для подачи жидкости от эксплуатационных горизонтов на поверхность и в обратном направлении;

2. Надежного изолирования горизонтов с различными пластовыми давлениями для охраны недр и исключения осложнений;

3. Закрепления стенок скважины на весь период ее службы;

4. Обеспечения условий для прочного размещения на устье скважины противовыбросового и эксплуатационного оборудования.

Основной способ крепления — спуск в скважину колонны специальных труб и цементирование пространства между колонной труб и стенками скважины.

Конструкции скважин

Под конструкцией скважины следует понимать как совокупность данных о числе и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных труб, ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.

Конструкция скважины состоит из следующих элементов:

Направление-первая труба или колонна труб, предотвращающая размыв или разрушение пород, которые залегают около поверхности, а также служащая для разобщения ствола скважины, сооружаемой в акватории водного бассейна, и окружающих вод и для соединения устья с очистной системой буровой установки.

Кондуктор-колонна, спускаемая в скважину после направления для стенок ствола в неустойчивых породах и для перекрытия зон осложнений, а также для изоляции артезианских и целебных вод.

Промежуточные колонны — все колонны труб между кондуктором и эксплуатационной колонной. Ими перекрывают относительно глубоко залегающие неустойчивые породы. Эксплуатационная колонна — самая внутренняя колонна труб — служит не только для изоляции и укрепления соответствующих горизонтов, но и каналом для доставки жидкости или газа из пласта иди же в пласт.

изолируют продуктивные горизонты, расположенные выше проектной глубины, а также породы, агрессивно воздействующие на промывочную жидкость.

Чаще всего верхний конец колонны труб устанавливают на устье скважин. Если верхний конец колонны располагают в скважине на значительной глубине от устья, такую колонну называют хвостовиком.

Фильтр — та часть колонны, которая состоит из труб со специально просверленными или профрезерованными отверстиями или в которой после спуска в скважину делают перфорацию

3.2 Обсадные трубы, конструкции забоев скважин

Обсадные трубыпредназначены для крепления стенок скважины после бурения и разобщения нефтеносных, газоносных и водоносных пластов.

Обсадные трубы изготавливают из сталей групп прочности С, Д, К, Е, Л, М и Р. Трубы выпускают длиной от 9,5 до 13 м с нормальной и удлиненной резьбой. В комплекте может быть не более 20% труб длиной 8 — 9,5 м и не более 10% длиной 5 — 8 м. Трубы групп прочности К, Е, Л, М, Р подвергают термообработке. Резьбы обсадных труб выполняются конусностью 1: 16; резьба муфт должна быть оцинкована и фосфатирована. На каждой трубе на расстоянии 40 — 60 м от её конца, свободного от муфты, наносится клеймо с указанием условного диаметра в мм, группы прочности, длины резьбы, толщины стенки в мм, товарного знака завода-изготовителя, месяца и года выпуска.

Отечественная промышленность выпускает также трубы повышенной прочности и герметичности: ОТТМ — 1 (обсадные муфтовые трубы с трапецеидальной резьбой, выдерживающие наибольшие нагрузки); ОТТГ — 1, ТБО — 4, ТБО — 5 (обсадные трубы с соединениями, обеспечивающие герметичность при давлении газа до 50МПа).

4. Способы эксплуатации нефтяного месторождения, применяемые в ОАО «Самотлорнефтегаз»

4.1 Фонтанная эксплуатация

В скважину с фонтанной эксплуатацией спускают НКТ. Их следует подвесить на устье скважины и направить через них продукцию скважины, для чего необходимо герметизировать пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Для поддержания оптимального режима фонтанирования необходимо регулировать степень использования пластовой энергии, для чего создают противодавление, как правило, на устье. Кроме того, оборудование устья должно предусматривать возможность замера давлений в затрубном пространстве и на выкиде, ввода в скважину газа или жидкости.

Эти задачи решает фонтанное устьевое оборудование, называемое фонтанной арматурой.

Условия работы фонтанной арматуры определяются:

давлением газов и газонефтяной среды со стороны скважины;

наличием мехпримесей и скоростью его движения в арматуре;

характером фонтанирования;

химическим составом газа и нефти и их температурой.

Основным фактором, влияющим на тип применяемого оборудования, является давление газа и газонефтяной смеси.

При спущенных до забоя НКТ и наличии на забое свободного газа затрубное пространство будет заполнено сжатым газом, и давление будет равно забойному давлению (без учета веса столба газа). При закрытии скважины это давление будет близко к пластовому. Следовательно, при эксплуатации пласта, содержащего свободный газ, рабочее давление фонтанной арматуры следует принимать близким к пластовому.

В первом приближении пластовое давление принимают равным гидростатическому.

Глубина вскрываемых пластов, а следовательно, и пластовое давление колеблется в широких пределах.

Для удовлетворения различным условиям фонтанирования по ГОСТ 13 846–84 арматуру изготовляют по разным схемам (рис. 3. 1). Основные параметры фонтанной арматуры приведены в табл. 3.1 Зарубежные фирмы изготовляют фонтанную арматуру по стандарту АНИ6Т, что в основном соответствует нашему ГОСТу. По заказу потребителя арматура может быть изготовлена, например, на давление 210 МПа. Устье скважины заканчивается колонной головкой, которая обвязывает, т. е. соединяет между собой техническую и обсадную (эксплуатационную) колонны, и герметизирует пространство между ними. На верхний фланец колонной головки устанавливают фонтанную арматуру с манифольдом. В свою очередь, фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки.

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, а также позволяет выполнять технологические операции при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе или муфте. В первом случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на стволовой катушке; при двухрядной внутренний ряд труб — на стволовой катушке, а наружный — на тройнике трубной головки. Во втором случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на муфтовой подвеске, устанавливаемой в крестовике трубной головки; при двухрядной для внутреннего ряда труб муфтовую подвеску устанавливают в тройнике трубной головки, а для наружного — в крестовике.

Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.

Елка араматуры выполняется тройниковой (одно — или двухструнной) либо крестовой (двухструнной). Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержатся механические примеси.

В тройниковой двухструнной арматуре рабочая струна — верхняя, а в крестовой может быть любая. Запасные струны используют при смене штуцера или запорного устройства.

Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению и схеме (тройниковая или крестовая) с учетом подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб.

На заводе-изготовителе фонтанную арматуру подвергают пробному гидравлическому испытанию, при котором для арматуры, рассчитанной на рабочее давление до 70 МПа, давление испытания Рисп = 2Рр, а от 70 МПа и выше Рисп =1,5 Рр

Фонтанная арматура с выкидной линией соединяется мани-фольдом, который включает запорные и предохранительные устройства, тройники и другие элементы. Запорные устройства в фонтанной арматуре применяют двух типов: прямоточные задвижки с уплотнительной смазкой и пробковые краны.

В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготовляют для некоррозионных и коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны.

Шифр фонтанной арматуры определяет ее схему, конструкцию, способ управления задвижками, условный проход по стволу и боковым отводам, давление, климатическое исполнение и коррозиестойкость.

Полный шифр фонтанной арматуры (ГОСТ 13 846−84) условно представляется в виде:

АФХ1Х2Х3 — Х4Х5Х6Х7,

где, А — арматура; Ф — фонтанная; X1 — конструктивное исполнение: с фланцевыми соединениями — без обозначения (наиболее распространенное); подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки — К; подвеска подъемной колонны на муфте в трубной головке — без обозначения; для эксплуатации скважин УЭЦН — Э; Х2 — номер схемы арматуры; при двухрядной концентричной подвеске к номеру схемы добавляется буква «а»; Х3 — способ управления задвижками:

вручную — без обозначения; дистанционно и автоматически — В; автоматически — А; X4, — условный проход (в мм) по ГОСТ 13 846–84; когда условные проходы ствола елки и ее боковых отводов отличаются, цифровое обозначение указывают дробной величиной; Х5 — рабочее давление, МПа; Х6 — климатическое исполнение по ГОСТ 15 150–69: для умеренной климатической зоны — без обозначения; для умеренной и холодных климатических зон — ХЛ; Х7 - исполнение по коррозиестойкости: для обычных сред — без обозначения; для сред, содержащих: до 6% СО2 — К1; до 6% Н2S и СО2; - К2; до 25% Н2S и СО2; - КЗ.

На фонтанную арматуру введены изменения в ГОСТ 13 846–89. Стандарт разработан на устьевую фонтанную и нагнетательную арматуру, состоящую из устьевой елки и трубной обвязки, независимо от области применения по климатическому району и рабочей среде. Настоящий стандарт не распространяется на устьевую арматуру с параллельным подвешиванием НКТ, для добычи и нагнетания теплоносителя, а также на скважины с подводным расположением устья.

Типовые схемы фонтанных елок по ГОСТ 13 846–89 аналогичны ГОСТ 13 846–84. Основное отличие нового стандарта в том, что в нем предусмотрена не одна, а две схемы трубных обвязок. Первая схема трубной обвязки по ГОСТ 13 846–89 аналогична ГОСТ 13 846–84, а вторая схема трубной обвязки позволяет подвешивать две колонны НКТ по схеме «труба в трубе» (рис.)

Необходимая схема фонтанной арматуры подбирается путем сочетания необходимой схемы фонтанной елки с требуемой схемой трубной обвязки.

Фонтанную арматуру на 14 МПа изготовляют тройникового и крестового типов с крановыми запорными устройствами для скважин, эксплуатируемых фонтанным способом и погружными центробежными электронасосами. Арматура предназначена для работы с некоррозионной средой, с объемным содержанием механических примесей до 0,5%. Температура рабочей среды 120 °C.

Трубная головка фонтанной арматуры с пробковыми кранами позволяет проводить различные технологические операции при давлении до 20 МПа. Фонтанную арматуру с пробковыми кранами выпускают по схемам 1, 3 и 5 ГОСТ 13 846–84.

На боковых струнах фонтанной елки установлены регулируемые дроссели.

Запорными устройствами фонтанной арматуры на 14 МПа являются пробковые краны типа КППС.

Уменьшение усилий при повороте пробки, предохранение уплотняющих поверхностей от коррозии и износа, а также обеспечение герметичности затвора крана достигаются за счет специальной конструкции и уплотнительной смазки. Смазку ЛЗ-162 закладывают в кран через канал шпинделя при вывернутом нажимном болте. Под действием нажимного болта при его ввертывании смазка продавливается по четырем вертикальным канавкам пробки и поступает в нижний кольцевой канал. В результате каналы со смазкой находятся под давлением и окружают замкнутым кольцом проходные отверстия крана, создавая тем самым необходимую герметичность.

Фонтанную арматуру, рассчитанную на рабочее давление 21 и 35 МПа, изготовляют по тройниковой схеме для подвески одного или двух рядов подъемных насосно-компрессорных труб на резьбовой подвеске патрубка.

Запорным устройством в такой фонтанной арматуре является прямоточная задвижка ЗМС1 с затвором, герметичность которого обеспечивается плотным контактом шибера с седлами.

Для регулирования дебита скважины фонтанную арматуру оснащают дросселем регулируемого или нерегулируемого типа.

На боковых отводах елки и трубной головки могут быть предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки, карманы для замера температуры среды, а также вентили для замера давления.

В прямоточных задвижках ЗМС1 герметичность создается плотным контактом шибера с седлами как на входе, так и на выходе.

Фонтанную арматуру на рабочее давление 70 МПа изготовляют по схеме 6 ГОСТ 13 846–84. В качестве запорного устройства применяются прямоточные задвижки ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шибером, с уплотнением «металл по металлу», с автоматической подачей смазки в затвор.

Арматура в зависимости от типа комплектуется различными задвижками: АФбаВ — с ручным, дистанционным и автоматическим управлением; АФ6А — с ручным и автоматическим управлением; АФ6 — с ручным управлением.

Задвижки ЗМАДП с дистанционным и автоматическим управлением пневмоприводные имеют дублирующее ручное управление.

4.2 Газлифтная эксплуатация

Газлифтная скважина — это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 4). По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.

Рисунок 4.4 — Принципиальная схема газлифта.

Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р1 в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р1 = hсg. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р1 и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба ДР1 и потери давления на трение газа в трубе ДР2, причем ДР1 увеличивает давление внизу Р1, а ДР2 уменьшает. Таким образом:

(1)

В реальных скважинах ДР1 составляет несколько процентов от Р1, а ДР2 еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Р1 мало отличаются друг от друга. Таким образом, достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.

Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима. Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха — эрлифтной.

Применение воздуха способствует образованию в НКТ очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя. Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь. Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу.

Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу. Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое. Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется. Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями. При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении.

Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.

Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника. Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя. Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта. Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 — 10 МПа. Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам. Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром.

В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.

Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта. Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.

Конструкции газлифтных подъемников.

Два канала, необходимых для работы газлифтной скважины в реальных условиях, создаются двумя рядами концентрично расположенных труб, т. е. спуском в скважину первого (внешнего) и второго (внутреннего) рядов труб. Внешний ряд труб большего диаметра (обычно 73 — 102 мм) спускается первым. Внутренний, меньшего диаметра (обычно 48, 60, 73 мм) спускается вторым внутрь первого ряда. Образуется так называемый двухрядный подъемник, в котором, как правило, сжатый газ подается в межтрубное пространство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС поднимается по внутреннему, второму ряду труб (рис. 5, а). Первый ряд труб обычно спускается до интервала перфорации, а второй под динамический уровень на глубину, соответствующую рабочему давлению газа, так как погружение башмака НКТ под динамический уровень, выраженное в единицах давления, всегда равно рабочему давлению газа. В газлифтной скважине, оборудованной двухрядным подъемником, реальный динамический уровень устанавливается во внешнем межтрубном пространстве — между обсадной колонной и первым рядом труб. Если межтрубное пространство перекрыто II там имеется некоторое давление газа, то действительное, а следовательно, и рабочее давление будет складываться из погружения под уровень и гидростатического давления газа во внешнем межтрубном пространстве:

(2)

Рисунок 4.5 — Схема конструкций газлифтных подъемников:

а — двухрядный подъемник; б — полутораряздный подъемник; в — однорядный подъемник; г — однорядный подъемник с рабочим отверстием

Двухрядные подъемники раньше применялись широко, особенно когда эксплуатация скважин осложнялась выделением песка, который нужно было выносить на поверхность. Скорость восходящего потока при движении по первому ряду труб больше, чем при движении по обсадной колонне. Поэтому башмак первого ряда спускался, как правило, до забоя. В то же время при необходимости можно было легко изменять погружение второго ряда труб в связи с изменением динамического уровня, увеличением отбора или по другим причинам. При таком изменении первый ряд труб остается на месте. Однако двухрядный подъемник — сооружение металлоемкое, а поэтому дорогое. Лишь при отсутствии герметичности обсадной колонны его применение оправдано как вынужденная мера. Разновидностью двухрядного подъемника является полуторазрядный (рис. 2, б) в котором для экономии металла трубы первого ряда имеют хвостовую часть (ниже башмака второго ряда) из труб меньшего диаметра. Это существенно уменьшает металлоемкость конструкции, позволяет увеличить скорость восходящего потока, но осложняет операцию по увеличению погружения, т. е. по допуску второго ряда, так как для этого необходимо предварительно изменить подвеску первого ряда труб. Схема однорядного наименее металлоемкого подъемника приведена на рис. 2, в. Газ подается в межтрубное пространство и ГЖС поднимается по одному ряду труб, диаметр которых определяется дебитом скважины и техническими условиями ее эксплуатации. Реальный уровень жидкости всегда устанавливается у башмака подъемных труб. Уровень не может быть выше, так как в этом случае газ не будет поступать в НКТ. Он не может быть и ниже башмака, так как тогда в НКТ не будет поступать жидкость. Однако при пульсирующем режиме работы газожидкостного подъемника уровень жидкости колеблется у башмака, периодически его перекрывая. Видимого погружения и динамического уровня жидкости при однорядном подъемнике нет, а гидростатическое давление у башмака подъемных труб, создаваемое погружением его под динамический уровень, заменяется давлением газа Р1.

Положение динамического уровня (называемого иногда условным) как обычно определяется рабочим давлением газа Pi, пересчитанным в соответствующую высоту столба жидкости (см. рис. 2, в). На рис. 2, в показан пьезометр, присоединенный к скважине. В таком пьезометре устанавливается реальный динамический уровень, соответствующий рабочему давлению. Недостатком однорядного подъемника является низкая скорость восходящего потока между забоем и башмаком, глубина спуска которого определяется рабочим давлением газа, отбором жидкости, а также коэффициентом продуктивности скважины. Однако при этом упрощается допуск труб или вообще изменение глубины их подвески, если возникает такая необходимость. Поэтому существует разновидность однорядного подъемника — подъемник с рабочим отверстием (см. рис. 2, г). Один ряд труб необходимого диаметра спускается до забоя (или до верхних дыр перфорации), но на расчетной глубине, т. е. на глубине, где должен быть башмак (глубина места ввода газа в НКТ), устанавливается рабочая муфта с двумя-четырьмя отверстиями диаметром 5 — 8 мм. Сечение отверстий должно обеспечить пропуск расчетного количества газа при перепаде давлений у отверстий, не превышающем 0,1 — 0,15 МПа. Перепад давления у отверстий удерживает уровень жидкости ниже отверстия на 10 — 15 м и обеспечивает более равномерное поступление газа в трубы. Однорядный подъемник с рабочим отверстием (или муфтой) создает наибольшие скорости восходящего потока, является наименее металлоемким, однако требует подъема колонны труб при необходимости изменения погружения. Положение условного динамического уровня и погружение определяются рабочим давлением газа у рабочих отверстий, пересчитанным в столб жидкости. Однорядная конструкция газлифта, при котором используются 60 или 73-мм трубы, создает широкое межтрубное пространство, размеры которого играют решающую роль в случае использования различных клапанов, широко применяемых в настоящее время. В однорядном подъемнике вместо рабочей муфты с рабочими отверстиями может применяться так называемый концевой рабочий клапан, поддерживающий постоянный перепад давления при прохождении через него газа, равный 0,1 — 0,15 МПа, достаточный для того, чтобы постоянно удерживать уровень жидкости ниже клапана на 10 — 15 м. Концевой клапан обычно приваривается к спецмуфте с внешней стороны и имеет пружинную регулировку необходимого перепада давления и расхода газа. Такой клапан снабжается еще специальным шариковым клапаном, который закрывает рабочее отверстие и позволяет осуществлять обратную промывку скважины до забоя (рис. 6).

Рисунок 4.6 — Принципиальная схема концевого клапана:

1 — конический клапан; 2 — рабочее отверстие, 3 — регулировочная головка для изменения натяжения пружин; 4 — шариковый клапан для промывки скважин

Необходимо отметить, что любая конструкция газлифтного подъемника может работать по двум схемам. В одном случае сжатый газ подается в межтрубное пространство, а ГЖС движется по центральной колонне труб. Эта схема обычная (см. рис. 2, а, б, в, г) и называется кольцевой, так как газ направляется в кольцевое пространство.

В другом случае сжатый газ можно подавать в центральную колонну труб, а ГЖС в этом случае будет подниматься по кольцевому пространству. Такая схема называется центральной, так как газ закачивается в центральные трубы. Почти все газлифтные скважины работают по кольцевой схеме, так как поперечное сечение кольцевого пространства, как правило, больше сечения центральных труб и оптимальные условия работы по нему могут быть достигнуты только при больших дебитах. Кроме того, при отложении парафина его удаление с внутренних стенок обсадной колонны пли первого ряда труб практически невозможно.

Оборудование газлифтных скважин Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение — герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр.

На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и более легкая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном. Часто арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы. Когда эксплуатация газлифтных скважин сопровождается интенсивным отложением парафина, арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, через который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борьбы с отложением парафина применяются и другие методы, как, например, остеклованные или эмалированные трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удерживается и уносится потоком жидкости. На устье газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура — обычно клапан-регулятор давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим давление после себя, для поддержания постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так как в магистральных линиях часто наблюдаются колебания давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда вызывающие и их остановку. В системах централизованного газоснабжения регуляторы давления, различные расходомеры, а также запорная арматура устанавливаются на газораспределительных пунктах (ГРП). При такой централизации контроля и управления за работой газлифтных скважин улучшается надежность и качество их обслуживания.

Важнейшим достижением в области газлифтной эксплуатации было создание н освоение так называемой техники и технологии спуска н извлечения газлифтных клапанов через НКТ, устанавливаемых в специальных эксцентричных камерах, размещенных на колонне насосно-компрессорных труб на расчетных глубинах. Это исключило необходимость извлечения колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе или поломке.

В расчетных местах на колонне труб устанавливаются специальные эксцентричные камеры с карманом для ввода в него газлифтного клапана. В посадочном кармане спускаемый в него клапан уплотняется с помощью верхних и нижних колец из нефтестойкой резины и стопорной пружинной защелки. На внешней стороне эксцентричной камеры в месте расположения клапана между его уплотнительными кольцами делаются сквозные отверстия. Через эти отверстия газ из межтрубного пространства проходит в посадочный карман, а затем через боковые отверстия в самом клапане и его седло — в насосно-компрессорные трубы. Эксцентричная камера делается таким образом, что проходное сечение колонны труб и их соосность полностью сохраняются. В верхней части эксцентричной камеры (рис. 7) устанавливается специальная направляющая втулка, ориентирующая инструмент, на котором спускается клапан так, чтобы он при отклонении точно попадал в посадочный карман. На нижнем конце сборки посадочного инструмента имеется захватное пружинное устройство, которое освобождает головку клапана после его посадки в карман.

Рисунок 4.7 — Последовательность операций при извлечении газлифтного клапана

Посадочный инструмент, имеющий шарнирные соединения, после того как он будет правильно ориентирован направляющей втулкой, переламывается в этих шарнирных соединениях с помощью пружинных устройств с тем, чтобы продольная ось спускаемого клапана совпала с продольной осью посадочной камеры. Посадочный инструмент спускается в НКТ на стальной проволоке диаметром от 1,8 до 2,4 мм через устье скважины. Клапаны извлекаются также с помощью канатной техники. Для этого в скважину спускается экстрактор, который, попадая в эксцентричную камеру, после последующего небольшого подъема ориентируется там направляющей втулкой в плоскости посадочной камеры клапана. После ориентации экстрактора его звенья под действием пружин переламываются в сочленениях так, что становятся в положение перед ловильной головкой клапана. Захватное пружинное приспособление на конце экстрактора при посадке на ловильную головку клапана захватывает ее и при подъеме вырывает сам клапан из посадочной камеры. Для замены газлифтных клапанов в эксцентричных камерах или установки вместо газлифтных клапанов просто заглушек, не прибегая при этом к глушению или остановке скважины, на устье скважины устанавливается специальное оборудование устья газлифта ОУГ-80Х350 с проходным диаметром 80 мм и рассчитанное на давление 35 МПа, представляющее собой лубрикатор особой конструкции (рис. 8). На фланец верхней крестовины 1 газлифтной арматуры или на фланец буферной задвижки устанавливается малогабаритный перекрывающий механизм — превентор 2 с ручным приводом, имеющий эластичные (резиновые) уплотняющие элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже в том случае, когда в ней остается проволока. На превентор с помощью быстросъемных соединений крепятся секции лубрикатора 3, на верхнем конце которого имеется сальник 4 для пропуска проволоки 5 или тонкого каната и ролик 6. Внизу арматуры укрепляется натяжной шкив 7, через который канатик направляется на барабан лебедки с механическим приводом. Параллельно лубрикатору крепится небольшая съемная мачта 8 с полиспастом 9 для облегчения поднятия и сборки лубрикатора и ввода в него необходимого инструмента или извлечения поднятых клапанов. Натяжной шкив связан механически с датчиком 10, преобразующим силу натяжения канатика в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 11 на индикаторное устройство. Датчик показывает натяжение канатика и дает информацию о захвате и извлечении газлифтного клапана из посадочной камеры. Вообще при использовании канатной техники по натяжению канатика можно судить о проводимых операциях на глубине. В связи с этим точности определения натяжения канатика, предотвращению его обрыва придается особое значение при использовании канатной техники. В качестве привода для барабана лебедки используется гидравлический двигатель для более точного и плавного осуществления этих операций. Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются с помощью гидравлической лебедки, смонтированной в кузове микроавтобуса, либо на специальной раме, переносимой вертолетом при использовании на заболоченных территориях. Такой агрегат (ДГТА-4) разработан проектной организацией Азинмаша. Агрегат смонтирован на шасси автомобиля УАЗ-452 и состоит из масляного насоса с приводом от двигателя автомобиля, двухскоростной лебедки с приводом от гидродвигателя, системы гидрооборудования, включающей клапанные и золотниковые устройства, а также гидросистему управления лебедкой. Перед оператором в кабине установлены индикатор натяжения проволоки и указатель глубины.

Показать Свернуть
Заполнить форму текущей работой