ФНГ / РЭНГМ / Отчет по практике на НГДУ Ямашнефть Альметьевнефть
(автор - student, добавлено - 7-12-2012, 17:25)
СКАЧАТЬ:
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ и РТ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ Кафедра «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» ОТЧЕТ По 1-й учебной практике студента «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Место прохождения практики НГДУ «Ямашнефть», НГДУ «Альметьевнефть», учебный полигон ОАО «Татнефть» г. Альметьевск. Начало Окончание (дата) (дата) Руководитель практики от кафедры РиЭНГМ ст. преподаватель (должность) (ФИО) Составил студент (группа) (ФИО) Альметьевск 2012 г. КАЛЕНДАРНЫЙ ПЛАН Студента проходившего первую учебную практику с по в НГДУ «Ямашнефть», НГДУ «Альметьевнефть», на учебном полигоне НГДУ «Елховнефть», расположенного в г. Альметьевск № № Задание по сбору материала по теме отчета Сроки выполнения отдельных заданий отчета Примечание 11 Основные свойства коллекторов нефти и газа 12 Геологическая характеристика месторождений(стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеология) 23 Техника и технология добычи нефти 34 Фонтанная эксплуатация скважин 45 Эксплуатация скважин штанговыми насосами 56 Эксплуатация скважин электроцентробежными и винтовыми насосами 57 Основные операции, выполняемые при обслуживании механизированных скважин 78 Подземный и капитальный ремонт скважин 69 Методы воздействия на прискважинную часть пласта 710 Сбор и подготовка продукции скважин 111 Организация ППД на промысловых объектах. Виды рабочих реагентов для ППД 112 Краткая характеристика видов работ по обслуживанию и ремонту трубопроводов 113 Мера безопасности при выполнении работ по обслуживанию и ремонту скважин Составил студент группы Утвердил руководитель практики от кафедры РиЭНГМ ст. преподаватель: ДНЕВНИК прохождения первой учебной практики в НГДУ «Ямашнефть», НГДУ «Альметьевнефть», на учебном полигоне ОАО «Татнефть», расположенного в г.Альметьевск, студентом за период с ДАТА ВИД И СОДЕРЖАНИЕ РАБОТ Ознакомление с объектами НГДУ «Ямашнефть» Ознакомление с объектами НГДУ «Альметьевнефть» Ознакомление с объектами на учебном полигоне ОАО «Татнефть», расположенного в г.Альметьевск Сбор необходимых материалов к написанию отчета, оформление отчета по первой учебной практике Составил студент (группа) (ФИО) Утвердил руководитель практики от кафедры РиЭНГМ ст. преподаватель (должность) (ФИО) СОДЕРЖАНИЕ Введение…………………………………………………………………….5 1. Основные свойства коллекторов нефти и газа……………..….....6 2. Геологическая характеристика месторождений (стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеология)……………….…………...…...9 3. Техника и технология добычи нефти……………….…………….12 3.1 Фонтанная эксплуатация скважин. …………………….……........12 3.2 Эксплуатация скважин штанговыми насосами……..………..…..18 3.3 Эксплуатация скважин электроцентробежными и винтовыми насосами….............................................................................................................24 3.4 Основные операции, выполняемые при обслуживании механизированных скважин………….................................................................27 3.5 Подземный и капитальный ремонт скважин……………..…........28 3.6 Методы воздействия на прискважинную часть пласта…….........38 4. Сбор и подготовка продукции скважин………………………..…51 5. Организация ППД на промысловых объектах. Виды рабочих агентов для ППД (преимущества и недостатки)……………………..………..62 6. Краткая характеристика видов работ по обслуживанию и ремонту трубопроводов.………………………………………………………………..…65 7. Меры безопасности при выполнении работ по обслуживанию и ремонту скважин……………………………………………...………………….67 Список литературы……………………………………….………...………69 ВВЕДЕНИЕ Первая учебная практика является ознакомительной частью обучения нефтегазовому делу и способствует ознакомлению со своей профессией до начала изучения специальных предметов. Данная практика проходила в нефтегазодобывающих предприятиях «Ямашнефть», «Альметьевнефть», учебном полигоне «Елховнефть». Основными задачами практики являлись: 1. Ознакомление студентов с обустройством нефтяного месторождения и процессами бурения нефтяных и газовых скважин. 2. Ознакомление с основным оборудованием, которое применяется при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. 3. Ознакомление с нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью. 4. Получение определенных практических знаний и опыта, способствующих хорошему усвоению теоретического материала при дальнейшем обучении по своей специальности в ВУЗЕ. В ходе учебной практики мы посетили и ознакомились с обустройством ГЗНУ, ДНС, КНС, а также с кустом скважин предназначенных для 1-лифтовых ОРЭ, посетили буровую установку, машины КРС и тренировочные сектора по ремонту оборудования и проведения соревнований среди сотрудников. 1. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеет осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевролиты, песчаники и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы. Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обладать емкостью, т.е. системой пустот, пор, трещин и каверн. Однако далеко не все породы, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т.е. коллекторами. Поэтому при изучении коллекторских свойств горных пород определяют не только их пустотность, но и проницаемость. Проницаемость горных пород зависит от их поперечных (к направлению движения флюидов) размеров пустот в породе. Все коллектора по характеру пустот подразделяют на 3 типа: гранулярные или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы). Емкость порового коллектора называют пористостью. Для характеристики пористости употребляется коэффициент, который показывает, какую часть от общего объема породы составляют поры. По размерам все поры делятся на сверхкапиллярные (d зерен ≥ 0,508мм) – хорошие коллекторы, капиллярные (d зерен 0,508-0,002 мм) и субкапиллярные (d зерен ≤ 0,002мм). В сверхкапиллярных порах движение воды подчинено законам гидравлики. Вода, нефть и газ в них свободно перемещаются под действием гравитационных сил. В капиллярных порах движение жидкости затруднено вследствие проявления сил молекулярного сцепления. Субкапиллярные поры характерны для глинистых пород, которые являются водонефтегазоупорными. Фильтрация воды по таким породам невозможна. Движение нефти в пласте осуществляется лишь по сообщающимся поровым каналам размером меньше 0,2 мкм. Различают общую и открытую пористости. Общая (полная, абсолютная пористость) – это объем всех пор в породе. Соответственно, коэффициент общей пористости Kп представляет собой отношение всех пор к общему объему образца породы: где V1 – объем всех пор в породе, мі; V2 – общий объем породы, мі; При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание открытая пористость – объем только тех пор, которые связаны, сообщаются между собой. Она характеризуется коэффициентом открытой пористости Kп.о.. - отношение суммарного объема открытых пор к объему образца породы: где V0 – суммарный объем открытых пор, мі; V2 – общий объем породы, мі; Пористость измеряется в процентах %. Открытую пористость определяют при насыщении образца породы керосином. Эффективная пористость определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры. Коэффициент эффективной пористости нефтесодержащей породы К П.Эф. равен отношению объема пор, через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиенте давления к объему образца породы: где Vэф - объем пор, через которые возможно движение жидкости или газа, мі; V2 – общий объем породы, мі; Величина коэффициента пористости Kп горных пород может достигать 40%. Наиболее распространенное его значение нефтеносных песчаников Урало-Поволжья 17-24%. В глинах Kп достигает 40%, но глины, сложенные субкапиллярными породами, непроницаемы. Принципы количественной оценки емкостных свойств карбонатных пород (трещиноватых и кавернозных) такие же, как и в обломочных. Проницаемость - это важнейший показатель коллектора, характеризующий свойство породы пропускать нефть, газ и воду. За единицу проницаемости принят миллидарси – смі/сек. За единицу проницаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1мІ и длиной 1м при перепаде давления 0,1 МПа – расход жидкости вязкостью 1 сантипуаз составляет 1мі/с. Проницаемость нефтеносных песчаников изменяется в широком диапазоне от 0,05 до 3 мкмІ, трещиноватость известняков от 0,005 до 0,02 мкмІ, она зависит от размера и конфигурации пор (величины зерен), от плотности укладки и взаимного расположения частиц. Коллекторские свойства пород очень часто резко меняются на незначительном расстоянии в одном и том же пласте. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеология) Описывая геологические характеристики месторождений, изучим общие понятия самих характеристик по отдельности (стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеология) и рассмотрим, в качестве примера, конкретное месторождение - Ромашкинское. Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в проницаемых пористых или трещиноватых коллекторах. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому. В категории региональных скоплений углеводородов включаются зоны нефтегазонакопления. Зона нефтегазонакопления представляет собой совокупность смежных и сходных по своему геологическому строению местоскоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе генетически связанных между собой локальных ловушек. Нефть и газ крайне неравномерно распределены в недрах. В связи с этим прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентраци¬ей месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства гео¬тектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим райониро¬ванием. Стратиграфия изучает последовательность формирования комплексов горных пород в разрезе земной коры и первичные их соотношения в пространстве. Стратиграфия обеспечивает историзм всех других отраслей геологии, создаёт геохронологическую основу для изучения геологических процессов, развития геологических объектов, регионов и земной коры в целом, а также для карт геологического содержания. Стратиграфия тесно связана с палеонтологией, геохронологией, литологией, геологией полезных ископаемых осадочного генезиса, в т.ч. с геологией нефти и газа, угольной геологией. Объект стратиграфии - нормально пластующиеся геологические тела, сложенные осадочными, вулканогенными и метаморфическими породами. Стратиграфическое подразделение - совокупность горных пород, составляющих определённое единство и обособленных по признакам, позволяющим установить последовательность их формирования и положение в стратиграфическом разрезе. Основные задачи стратиграфии: расчленение разрезов и установление местных стратиграфических подразделений; корреляция стратиграфических подразделений и составление стратиграфических схем; создание общей стратиграфической шкалы с учётом периодизации геологической истории земной коры. Стратиграфия является основой при регионально-геологических исследованиях, позволяющих понять особенности тектоники территории, определить направление поисков и разведки полезных ископаемых; особенно это относится к пластовым месторождениям (нефть, уголь, железные и марганцевые руды, фосфориты, бокситы, каменные и калийные соли, чёрные урансодержащие сланцы и др.), которые строго приурочены к определённым стратиграфическим уровням. Без детального изучения стратиграфического разреза не могут быть составлены геологические карты и проведены различные инженерно-геологические работы. Геологическая тектоника изучает строение, движения, деформации литосферы и верхней мантии и ее развитии в связи с развитием Земли в целом. Сама геотектоника состоит из нескольких разделов: морфологическая геотектоника, региональная геотектоника , историческая геотектоника, экспериментальная тектоника. Гидрогеология же изучает происхождение, условия залегания, состав и закономерности движений подземных вод. Также изучается взаимодействие подземных вод с горными породами, поверхностными водами и атмосферой. Данные гидрогеологии используются, в частности, для решения вопросов водоснабжения, мелиорации и эксплуатации месторождений. Ромашкинское нефтяное месторождение входит в десятку супергигантских месторождений мира. Расположено на южной вершине Татарского свода, в пределах крупного полого куполовидного поднятия. Его высота по отложениям девона составляет 60м. Общая мощность осадочного чехла около 2 км. Первый фонтан нефти на местоскоплении был получен в 1948 году в (скважине №3) из отложений франского яруса верхнего девона. Залежи выявлены в терригенной толще девона и нижнего карбона. Промышленная нефтеносность установлена также в карбонатных отложениях девона и карбона. Наиболее богатая нефтяная залежь связана с терригенным пластом Д(1) пашийского горизонта франского яруса верхнего девона. В состав пласта Д(1) выделяется пять нефтенасыщенных прослоев с общей мощностью коллекторов 30-50м. Пористость песчаников колеблется от 15 до 26 %, проницаемость составляет от 40 до 2000 мД. Дебиты отдельных скважин из пласта Д(1) составляли до 400 т/сут. Режим залежей водонапорный и упруговодонапорный. Основные залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления (внутриконтурное и законтурное заводнение), механизированным способом. Центр добычи — Альметьевск. В настоящее время на Ромашкинском местоскоплении пробурено более 8 тысяч скважин. Геологические запасы нефти, оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд тонн. Нефтесодержащие песчаники девона и карбона . Залежи на глубине 1,6—1,8 км. Начальный дебит скважин — до 200 т/сут. Плотность нефти 0,80—0,82 г/см³, содержание серы 1,5—2,1 %. 3. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ 3.1. Фонтанная эксплуатация скважин Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости. Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство: где Рс - давление на забое скважины; Рг, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно. Различают два вида фонтанирования скважин: - фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа - артезианское фонтанирование; - фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование. Артезианский способ встречается при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины. Поскольку присутствие пузырьков свободного газа в жидкости уменьшает плотность последней и, следовательно, гидростатическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно меньше, чем при артезианском фонтанировании. Фонтанирование за счет энергии газа - это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости, забойное давление должно быть достаточно высоким. При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью давление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится равным давлению насыщения Рнас, а выше - ниже давления насыщения. В зоне, где Р Рнас), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ. Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Рс < Рнас). При этом на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса свободного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также увеличивается за счет его расширения. В результате газонасыщенность потока возрастает, а его плотность соответственно снижается. Таким образом, фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое Рс выше или ниже давления насыщения Рнас. В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению, газ делает двойную работу: выделяясь в пласте, он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность. Для некоторых режимов характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. В этом случае по мере подъема жидкости в скважине, давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, и из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность. Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое. Рассмотрим устройство скважины для фонтанной добычи (рис. 3.1.1) и ее отдельные компоненты: 1 – эксплуатационная колонна; 2 – НКТ; 3 – башмак, 4 – фланец, 5 – фонтанная арматура, 6-штуцер Рисунок 3.1.1. Устройство скважины для фонтанной добычи: Фонтанная арматура предназначена: для подвески одной или двух колонн фонтанных труб; для герметизации и контроля пространства между фонтанными трубами и обсадной колонной; для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины; для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку; для регулирования режима работы скважины и осуществления глубинных исследований. После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. 3.1.2). 1 – корпус головки; 2, 7 – муфта; 3 – кольца резиновые; 4, 6 – фланец; 5 – полукольца; 8 – манометр, 9 – кран; 10 – обсадная колонна. Рис. 3.1.2 Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной колонны Корпус головки навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора. Обсадная колонна вворачивается в специальную муфту (7). Герметичность соединения корпуса головки и муфты (7) достигается муфтой (2) и двумя кольцам из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами и фланцем (4), который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта (7) заканчивается фланцем (6) для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления и манометром. Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры (рис. 3.1.3) является крестовина (6) с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. 3.1.4) характерным узлом являются тройники (1), к которым присоединяются выкидные линии - верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя - запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал - песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. 1 - вентиль, 2 - задвижка, 3 - крестовина, 4 - катушка для подвески НКТ, 5 - штуцер, 6 - крестовины ёлки, 7 - буфер, 8 - патрубок для подвески НКТ, 9 – катушка Рис. 3.1.3 Фонтанная крестовая арматура (4АФК-50-700) высокого давления (70 МПа) Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ширина до 3,3 м. Фонтанные арматуры шифруются следующим образом: - АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабочего давления. - АФК-50-210 - арматура фонтанная крестовая диаметром 50 мм на рабочее давление 21 МПа. 1 - тройник; 2 - патрубок для подвески второго ряда НКТ; 3 - патрубок для подвески первого ряда НКТ Рис. 8.10. Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ (2АФТ-60 x 40 х КрЛ-125) Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с трубопроводом, подающим продукцию скважины на замерную установку. Применяются различные схемы таких обвязок в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы не стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов заводского изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры не предусматривает обвязку выкидов межтрубных пространств и предполагает наличие только одной выкидной линии, соединяющей скважину с трапной или замерной установкой. 3.2. Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами Штанговые скважинные насосы (ШСН) обеспечивают откачку из скважин углеводородной жидкости, обводненностью до 99 % , абсолютной вязкостью до 100 мПа•с, содержанием твердых механических примесей до 0.5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0.1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130ºС. ШСНУ включает: - Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья. -Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. Штанговая глубинная насосная установка (рис. 3.2.1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1. Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин. Рисунок 3.2.1. Схема установки штангового скважинного насоса Штанговые скважинные насосы. По способу крепления насосов к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы (рис. 3.2.2 и рис. 3.2.3). У не вставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН — сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. 1 — впускной клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан; 4 — плунжер; 5 — штанга; 6 — замок. Рис. 3.2.2 — Насосы скважинные вставные В НСН для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом главное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2-2.5 раза ускоряются спускоподъемные операции при ремонте скважин, и существенно облегчается труд рабочих. Однако производительность вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше производительности не вставного. 1 — всасывающий клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан; 4 — плунжер; 5 — захватный шток; 6 — ловитель Рис. 3.2.3 - Невставные скважинные насосы Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска. Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом. Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжер насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах (рис. 3.2.4). Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м — для нормальных условий эксплуатации. Штанги соединяются муфтами. Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика, отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20 %. Рис. 3.2.4 - Насосная штанга и соединительная муфта Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ (Рис. 3.2.5). 1 — колонный фланец; 2 — планшайба; 3 — НКТ; 4 — опорная муфта; 5 — тройник, 6 — корпус сальника, 7 — полированный шток, 8 — головка сальника, 9 — сальниковая набивка Рис. 3.2.5 - Типичное оборудование устья скважины для штанговой насосной установки Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны. Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. 1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 —противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска. Рис. 3.2.6 - Станок-качалка типа СКД Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т.е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотных раме-салазках. Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска (17). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса или выход плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования. Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т.д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии. Выпускают СК с грузоподъемностью на головке от 2 до 20 т. 3.3 Эксплуатация скважин электроцентробежными и винтовыми насосами. Установка УЭЦН (Рис. 3.3.1) состоит из: -погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6; -наземного электрооборудования – трансформаторной комплектной подстанции; Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидроза-щитой), спускается в скважину на колонне НКТ 4. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает её на поверхность по колонне НКТ. Кабель обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и НКТ металлическими поясами (клямсами) 3, входящие в состав насоса. Рис 3.3.1 -Установка УЭЦН Обратный клапан 1 предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана. Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины. Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый. Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки входного модуля, к насосу подключают насосный модуль - газосепаратор. К бесштанговым также относятся винтовые, гидропоршневые, вибрационные, диафрагментные и струйные насосные установки. Недостатками ШСНУ и УЭЦН являются сложность в обслуживании, неустойчивость в работе при добыче жидкости с высоким содержанием механических примесей и газа, а также низкая степень надежности при работе в кустовых скважинах. С целью устранения отмеченных недостатков, а также для решения проблемы откачки жидкости повышенной вязкости были предложены установки винтовых насосов, обладающие целым рядом преимуществ перед насосами других типов. По сравнению с УЭЦН при эксплуатации УВН имеет место весьма малое перемешивание перекачиваемой жидкости, что предотвращает образование стойких эмульсий из нефти и воды. Отсутствие клапанов и сложных проходов определяет простоту конструкции и снижает гидравлические потери. Насосы обладают повышенной надежностью (особенно при откачке жидкостей с механическими примесями) вследствие того, что имеют минимальное число движущихся деталей, просты в изготовлении и эксплуатации, более экономичны. При перекачке жидкости повышенной вязкости снижаются перетоки через уплотняющую контактную линию между винтом и обоймой, что улучшает характеристику насоса. Благодаря нечувствительности к свободному газу винтовые насосы идеальны для перекачки высокогазированных нефтей. Они являются более износоустойчивыми при добыче нефти, содержащей механические примеси, так как твердые частицы, проходя через насос, вдавливаются в эластомер обоймы (статора), который деформируется, но не истирается. Основной рабочий орган винтового насоса (рис. 3.3.2) состоит из двух стальных полированных и хромированных одно-заходных винтов 2 и 4 с плавной нарезкой, вращающихся в резинометаллических обоймах 1 и 5, изготовленных из нефтестойкой резины особого состава. Внутренняя полость обойм представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза больше, чем шаг винта. Винты соединены с ПЭДом и между собой валом с промежуточной эксцентриковой муфтой 3. Оба винта имеют одинаковое направление вращения, но один винт имеет правое направление спирали, а другой - левое. Поэтому верхний винт подает жидкость сверху вниз, а нижний - снизу вверх. Это позволяет уравновесить винты, так как силы, действующие на них от перепада давления со стороны выкида и приема, будут взаимно противоположны. 1, 5 – резинометаллические обоймы; 2, 4 – однозаходные винты; 3 – муфта Рис. 3.3.2 – Винтовой насос 3.4. Основные операции, выполняемые при обслуживании механизированных скважин. Комплекс работ по обслуживанию скважин: • Проверка настройки и регулировок системы автоматики и состояния расширительного бака. • Профилактические работы на магистрали водопровода от насоса до входного крана в дом. • Профилактические работы на электромагистрали от электрощита до насоса в кессоне скважины. • Проверка герметичности оголовка скважины. • Антикоррозийная обработка металлических поверхностей обсадной трубы и кессона. • Срочный ремонт насоса с заменой его на время ремонта аналогичным агрегатом • Подбор субподрядной организации и контроль за проведением работ при возникновении неисправности обсадной колонны скважины. Оператор по добыче нефти и газа должен уметь: • участвовать в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти и газа, газового конденсата различными способами эксплуатации. • Участвовать в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромыслового оборудования, установок и трубопроводов. • Производить снятие показаний контрольно-измерительных приборов. • Производит отбор проб для проведения анализа. • Участвовать в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ. • Принимать и сдавать смену. • Убирать рабочее место, приспособления, инструмент, а также содержать их в надлежащем состоянии. • Вести установленную техническую документацию. • Экономно расходовать материалы и электроэнергию. • Соблюдать требования правил и норм по охране труда, производственной санитарии и противопожарной безопасности и внутреннего распорядка, оказывать первую помощь при несчастных случаях. Оператор по добыче нефти и газа должен знать: • Конструкцию нефтяных и газовых скважин. • Назначение, правила обслуживания наземного оборудования скважин, применяемого инструмента, приспособлений, контрольно-измерительных приборов. • Основные сведения о технологическом процессе добычи, сбора, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбор газа. • Основные химические свойства применяемых реагентов. • Принцип действия индивидуальных средств защиты. • Современные методы организации труда и рабочего места. • Производственную, должностную инструкцию и правила внутреннего трудового распорядка. • Правила пользования средствами индивидуальной защиты. • Требования, предъявляемые к качеству выполняемых работ (услуг). • Виды брака и способы его предупреждения и устранения. • Производственную сигнализацию. • Требования по рациональной организации труда на рабочем месте. 3.5 Подземный и капитальный ремонт скважин Для подземного ремонта скважин необходимы подъемные сооружения и механизмы, а также специальный инструмент. Применяют подъемные сооружения двух видов: стационарные и передвижные. Стационарные подъемные сооружения - это специальные эксплуатационные вышки и стационарные мачты. Вышки (ВЭТ22 x 50 - вышка эксплуатационная трубчатая, высотой 22 м, грузоподъемной силой 500 кН) изготавливаются из труб и устанавливаются на скважине вместо буровой вышки. Мачты - двуногие, также изготавливаемые из отработанных НКТ, высотой 15 и 22 м, грузоподъемной силой 150 и 250 кН. (МЭСН15 - 15 и МЭСН22 - 25) имеют опоры в виде трубчатых ферм, соединяемые вместе кронблоком в верхней части. Мачты оборудуются маршевыми лестницами, иногда устройствами для подвески штанг и площадкой для верхового рабочего. При установке на скважине мачты укрепляются растяжками. Стационарные вышки и мачты используются лишь 2 - 3 % календарного времени, поэтому их установка может быть оправдана только тогда, когда скважина слишком часто ремонтируется. В противном случае это приводит к неоправданным расходам металла и денежных ресурсов. Поэтому на промыслах используются передвижные мачты, передвижные агрегаты с телескопическими мачтами или складными вышками. Передвижная мачта на колесном или гусеничном ходу (например, телескопическая мачта ПТМТ-40), широко применяемая на промыслах Башкирии и Татарии, монтируется над центром скважины и для устойчивости расчаливается в два яруса канатными оттяжками (рис. 3.5.1). Секции мачты раздвигаются с помощью лебедки трактора. Высота мачты при выдвижении первой секции - 15 м, грузоподъемная сила 400 кН, при выдвижении двух секций - 20 м и грузоподъемная сила 250 кН. При этих грузоподъемностях можно выполнять подавляющую часть работ по ремонту скважин. Рис 3.5.1 - Передвижная мачта для подземного ремонта в рабочем положении Агрегат А - 50У (рис. 3.5.2) состоит из двух барабанной лебедки с приводом от трансмиссии, раздвижной вышки рамной конструкции с талевой системой, ротора с гидроприводом, насосного блока и системы управления. Тяговый четырехтактный восьмицилиндровый дизель ЯМЗ-238 автомобиля мощностью 177 кВт при частоте вращения вала 2100 мин-1 используется для привода подъемной лебедки, насосного агрегата, компрессора и других элементов установки. Грузоподъемная сила агрегата на крюке при оснастке талевой системы 4 x 3 при работе на первой скорости составляет 500 кН, на второй - 345 кН, на третьей - 126 кН и на четвертой - 75 кН. Высота вышки от уровня земли до оси кранблока 22,4 м. На двухосном колесном прицепе установлен промывочный насос 9МГР-61, развивающий наибольшее давление 16 МПа при подаче 6,1 л/с и давление 6 МПа при наибольшей подаче 10 л/с. Насос приводится в действие с помощью карданного вала от двигателя автомобиля. Масса насосного блока с прицепом 4,1 т. Масса всего агрегата 31 т. На агрегате имеется ограничитель подъема крюка, автоматически отключающий лебедку при затаскивании талевого блока. Вышка агрегата - двухсекционная телескопическая, поднимаемая в рабочее положение гидродомкратами и опирающаяся на опорные винтовые домкраты. Верхняя секция вышки выдвигается при помощи талевой системы и фиксируется на механически управляемых упорах. Вышка для работы расчаливается четырьмя оттяжками к якорям, зарытым в землю, и двумя - к передней части автомобиля. Агрегат устанавливается у скважины на специальную бетонированную площадку, как и все передвижные агрегаты, предназначенные для ремонта скважин. 1 - передняя опора, 2 - промежуточная опора, 3 - компрессор, 4 - трансмиссия, 5 - промежуточный вал, 6 - гидродомкрат для подъема вышки, 7 - талевая система, 8 - ограничитель подъема талевого блока, 9 - лебедка, 10 - вышка, 11 - пульт управления, 12 - опорные домкраты, 13 – ротор рис. 3.5.2. Агрегат А-50У для ремонта скважины Управление всеми механизмами агрегата при установке вышки в рабочее положение, как и при спускоподъемных операциях, осуществляется с открытого пульта управления, расположенного на раме агрегата у задней опоры вышки, слева по ходу автомобиля. Другим типичным представителем самоходных агрегатов для подземного ремонта скважин может служить агрегат «Бакинец» (рис.3.5.3), предназначенный для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки. Агрегат смонтирован на гусеничном тракторе Т-100МЗ. Он имеет коробку передач, однобарабаннную лебедку, телескопическую вышку с талевой системой, кулисный механизм подъема вышки, систему управления агрегатом и другие вспомогательные механизмы. Агрегат имеет собственную систему освещения для работы в ночное время с питанием от электрооборудования трактора. Вышка высотой 17,4 м поднимается в рабочее положение кулисным механизмом с винтовым приводом. Верхняя секция выдвигается с помощью талевой системы. В рабочем положении вышка расчаливается шестью оттяжками к якорным петлям, врытым в землю. Всеми механизмами агрегата управляет машинист из кабины трактора. Агрегат «Бакинец-ЗМ» имеет максимальную грузоподъемную силу 370 кН при семиструнной оснастке талевой системы и 320 кН при шестиструнной оснастке на первой скорости подъема крюка, равной соответственно 0,17 и 0,15 м/с. На высшей (четвертой) скорости подъема крюка, равной 0,7 и 0,6 м/с, грузоподъемная сила снижается до 76 и 89 кН при шестиструнной и семиструнной оснастке талевой системы, соответственно. Тяговый двигатель - четырехцилиндровый дизель Д-108 мощностью 66 кВт при частоте вращения вала 1070 мин-1. Масса агрегата 20 т. Кроме названных, существуют другие самоходные агрегаты, как например, «Азинмаш 37А» грузоподъемной силой 280 кН с 18-метровой телескопической вышкой, смонтированной на трехосном автомобиле КрАЗ-255Б высокой проходимости, или «Азинмаш 43А» грузоподъемной силой 280 кН также с 18-метровой телескопической вышкой, смонтированной на гидрофицированном гусеничном тракторе Т-100МБТС мощностью 75 кВт. Этот агрегат оснащен автоматом ДПР-2ВБ для свинчивания и развинчивания НКТ с электроинерционным приводом и переключателем. Разработан также тяжелый самоходный комплекс оборудования КОРО-80 на четырехосном автомобиле-тягаче МАЗ-537 высокой проходимости. Комплекс включает самоходную подъемную установку УПА-80 с телескопической вышкой грузоподъемной силой до 1000 кН и высотой 28 м, насосный, блок, смонтированный на двухосном прицепе, передвижные приемные мостки на колесном ходу с рабочей площадкой и инструментальной тележкой. 1 - опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки; 4 - кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении; 6 - талевый блок и кронблок; 7 - верхнее звено раздвижной мачты Рис. 3.5.3. Агрегат "Бакинец" В комплект механизмов для ремонта входят: - промывочные вертлюги грузоподъемной силой до 600 кН для промывки скважины через подвешенные на крюке трубы при одновременном их вращении с помощью ротора; - облегченные талевые блоки грузоподъемной силой от 150 до 500 кН с количеством шкивов до четырех; - эксплуатационные облегченные крюки КрЭ грузоподъемной силой от 125 до 500 кН, - допускающие свободное вращение рога крюка относительно его серьги и снабженные амортизационной пружиной. Существенным элементом оборудования для подземного ремонта скважин являются автоматические ключи для свинчивания и развинчивания муфтовых соединений труб и штанг, созданные впервые Г. В. Молчановым и в дальнейшем усовершенствованные. Наибольшей трудоемкостью при ремонте скважин отличаются спускоподъемные операции. Для облегчения этих работ и уменьшения их опасности разработан автомат для свинчивания и развинчивания труб АПР-2ВБ (рис. 3.5.4), который одновременно выполняет функции захвата и удержания труб в подвешенном состоянии и автоматического их освобождения при подъеме. Автомат состоит из вращателя с червячной передачей, клиновой подвески труб (спайдера), центратора, балансира с грузом для уравновешивания клиньев спайдера и электропривода с переключателем. Вращатель имеет водило 7, передающее вращательное усилие облегченному малогабаритному трубному ключу, одеваемому на тело трубы. Блок клиновой подвески состоит из основания подвески и трех шарнирно подвешенных клиньев, удерживающих колонну труб в подвешенном состоянии. Клинья и их плашки сменные и устанавливаются в зависимости от диаметра поднимаемых труб. Блок клиновой подвески вверх и вниз перемещается с по мощью балансира с грузом. Электродвигатель мощностью 2,8 кВт взрывобезопасного исполнения снабжен электроинерционным приводом, представляющим собой отключаемый маховик, установленный на валу двигателя. За счет инерции маховика удается значительно увеличить момент на водиле при отвинчивании труб, а также при завинчивании труб большого диаметра при малой мощности электродвигателя. 1 - корпус автомата; 2 - червячное колесо; 3 - клиновая подвеска; 4 - корпус клина; 5 - плашка; 6 - опроный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика; 9 - электроинерционный привод; 10 - стопорный винт; 11 - направляющая планка клиновой подвески; 12 - центратор; 13 - пьедестал центратора; 14 - фиксатор центратора Рис. 3.5.4 Автоматический ключ для труб АПР-2БВ Автоматизация свинчивания и развинчивания штанг при спускоподъемных операциях осуществляется автоматическим штанговым ключом АШК (рис. 3.5.5). Ключ АШК состоит из блоков ключа, устьевого кронштейна и реверсивного переключателя. В свою очередь блок ключа состоит из электродвигателя 1 мощностью 0,8 кВт во взрывобезопасном исполнении, редуктора 10, муфты 2, тормозного барабана 7, узла штангового захвата 8 и системы контрключа 6 с вилкой 4. Блок устьевого кронштейна 5 крепится на муфте насосной трубы на устье скважины, а сам ключ подвешивается к кронштейну на пружинной подвеске 9. Блок реверсивного переключателя 3 предназначен для реверсирования двигателя при свинчивании или развинчивании штанг. Автоматический ключ АШК (система Ногаева) управляется вручную или от ножной педали, имеет разрезной вращатель, надвигаемый на квадрат штанги. Под редуктором расположен контрключ, удерживающий подвешенную колонну штанг от вращения. Масса блока ключа составляет 36 кг, масса всего комплекса с блоком устьевого кронштейна - 105 кг. Максимальный вращающий момент на захватном органе ключа равен 800 Н-м. Применение автоматического ключа АШК, кроме облегчения ручных операций и ускорения работ, обеспечивает постоянный крутящий момент для затяжки муфтовых соединений штанг, что способствует сокращению аварий и предотвращает самопроизвольный отворот штанг. 1 – электродвигатель; 2 – муфта; 3 - блок реверсивного переключателя; 4 – вилка; 5 - блок устьевого кронштейна; 6 – контрключ; 7 – тормозной барабан; 8 – узел штангового захвата; 9 – пружинная подвеска; 10 – редуктор Рис. 3.5.5. Автоматический ключ для свинчивания штанг АШК Скважины, в которых нельзя провести ремонтные работы силами бригад текущего ремонта и выполнение которых требует специального оборудования и инструмента, передаются в капитальный ремонт. Обычно капитальный ремонт проводится специализированным управлением, организуемым в объединении, которому передаются все работы на скважинах, связанные с повышением нефтеотдачи пластов. Поэтому оно называется Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и КРС). В нем сосредоточены все технические средства, оборудование, материалы, транспортные средства, квалифицированная инженерно-техническая служба и бригады. В некоторых случаях, когда на данном месторождении отдельные виды работ носят массовый характер, как, например, кислотные обработки, то их передают специализированному цеху, выполняющему только эти работы. Такая специализация повышает качество работ, их эффективность и способствует сокращению производственного травматизма. Особое место в работах по капитальному ремонту скважин занимают ловильные работы, необходимость в которых возникает при обрыве или отвороте подземного оборудования, НКТ, штанг, кабеля и при других осложнениях. При обрыве и ударе о забой оторвавшаяся часть оборудования сминается, расклинивается в обсадной колонне и зачастую выводит скважину из строя. Для ликвидации таких аварий после надежного глушения скважины в нее сначала опускают так называемую печать для обследования места обрыва. На свинцовом или алюминиевом диске печати, спускаемой в скважину и прижимаемой к месту обрыва, отпечатываются следы оторванной части, по которым удается распознать характер обрыва, его положение в обсадной колонне и, таким образом, решить вопрос о выборе ловильного инструмента (овершота, пауков, труболовок, отводных крючков, ловильных колоколов). Захват ловильным инструментом оборванного конца, даже если он удается, не всегда заканчивается полным извлечением оборвавшейся части оборудования и очисткой скважины. Иногда приходится прибегать к помощи гидравлических домкратов (когда натяжение талевой системы превышает грузоподъемность подъемных сооружений) и с их помощью по частям извлекать оборванное оборудование. Если такая попытка очистки скважины снова кончается повторным обрывом спущенного инструмента (бурильных труб), то для восстановления работоспособности скважины забуривают второй ствол и эксплуатируют его как новую скважину. Эта работа выполняется бригадой капитального ремонта с использованием специальной фрезы и легкого бурового оборудования. Не менее сложны работы по изоляции обсадных колонн, в которых обнаружены дефекты в результате коррозии или смятия, по отвороту и извлечению труб, прихваченных цементом; когда приходится обуривать эти трубы специальными коронковыми долотами или трубными фрезами. При интенсивном обводнении скважины возникает проблема изоляции того пропластка или того места, через которое произошел прорыв воды в скважину. Такой прорыв может произойти по затрубному пространству в результате нарушения целостности цементного камня. В этом случае вода водоносных горизонтов попадает на забой и препятствует притоку нефти из продуктивного пласта. Источником обводнения может быть хорошо проницаемый пропласток, залегающий в пределах вскрытой толщины пласта, по которому вода от нагнетательной скважины проникает на забой добывающей скважины и снижает ее продуктивность. Обводнение может произойти и по нижней части продуктивного горизонта с образованием в призабойной зоне водяного конуса. Конкретное выполнение работ по капитальному ремонту скважин регламентируется проектом и различными инструктивными картами, в которых указываются последовательность операций, используемые технические средства и оборудование. Эффективность выполненных работ определяется сравнением результатов исследования скважины до и после капитального ремонта, сравнения ее обводненности, коэффициента продуктивности и других показателей. По мере старения фонда скважин, роста обводненности их продукции и увеличения доли механизированной добычи необходимость в ремонте возрастает и выполнение этих работ традиционными методами становится трудно осуществимой задачей. В связи с этим разработаны новые технологические приемы, сокращающие трудовые и материально-технические средства на ремонт скважин. 3.6 Методы воздействия на прискважинную часть пласта. Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине. Очень важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы достаточно мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Само бурение скважины уже вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременным воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействуют на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и продолжительности существования, может либо тормозить, либо способствовать фильтрации (явление осмоса), влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта. В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость - нефть, вода и газ - проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода - через ПЗС нагнетательных скважин. Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости (или газы) были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты (смолы, асфальтены, парафины и др.), так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия. Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта. Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые. Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка. Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП. Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых пли очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями. Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении. Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий. В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества. Такие породы соляная кислота хорошо растворяет, при этом происходят следующие основные реакции. При воздействии на известняк: При воздействии на доломит: Хлористый кальций (CaCl2) и хлористый магний (MgCl2) - это соли, хорошо растворимые в воде - носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (CO2) также легки удаляется из скважины, либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде. Однако в кислоте всегда присутствуют примеси, которые при взаимодействии с ней могут образовать не растворимые в растворе нейтрализованой кислоты осадки. Выпадение этих осадков в порах пласта снижает проницаемость ПЗС. К числу таких примесей относятся следующие. 1. Хлорное железо (FeCl3), образующееся в результате гидролиза гидрата окиси железа [Fе(ОН)3], выпадающего в виде объемистого осадка. 2. Серная кислота H2SO4 в растворе при ее взаимодействии с хлористым кальцием СаСl2 образует гипс (CaSO4×2H2O), который удерживается в растворе лишь в незначительпых количествах. Основная масса гипса выпадает в осадок в виде волокнистой массы игольчатых кристаллов. 3. Некоторые реагенты, вводимые в раствор кислоты в качестве антикоррозионных добавок (например, ингибитор ПБ-5). 4. Фтористый водород и фосфорная кислота, которые при некоторых технологических схемах производства соляной кислоты в ней присутствуют и при реагировании с карбонатами образуют в пласте нерастворимые осадки фтористого кальция (CaF2) и фосфорнокислого кальция [Сa3 (РO4)2]. Для обработки скважин обычно готовится раствор соляной кислоты с содержанием чистой НСl в пределах 10 - 15%, так как при большом ее содержании нейтрализованный раствор получается очень вязким, что затрудняет его выход из пор пласта. Температура замерзания 15 %-ного раствора НСl равна минус 32,8 °С. Рецептуру приготовления раствора отрабатывают либо в промысловых лабораториях, либо в исследовательских институтах. К раствору НСl добавляют следующие реагенты: - ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НСl транспортируют, перекачивают и хранят. -интенсификаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3 - 5 раз поверхностное натяжение па границе нефти - нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты. -стабилизаторы - вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НСl с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария. На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проектируются кислотные обработки скважин (СКО), как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещениями для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время. На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 м³ или УР-20 емкостью 17 м³. Для перевозки концентрированных неингибированных кислот емкости должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. На скважинах часто используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 м³, которые в зимних условиях работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для перекачки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м³/ч и напора от 8 до 30м. Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт используется, например, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси - "Азинмаш-30А", (рис. 3.6.1) с гуммированной резиной цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7 м3 и 5,3 м³, а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 м³ каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 4НК500 одинарного действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в 1/мин). 1 - кабина машиниста (пульт управления); 2 - коробка отбора мощности; 3 - емкость для реагента; 4 - насос 4НК-500; 5 - выкидной трубопровод; 6 - редуктор; 7 - шланг для забора раствора кислоты из цистерны; 8 - цистерна для раствора кислоты; 9 - комплект присоединительных шлангов; 10 - ящик для инструментов; 11 - горловина цистерны. Рис. 3.6.1. Насосный агрегат для кислотных обработок Азинмаш - 30А Наряду с этим основным агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700. Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при прокачке даже ингибированного раствора кислоты необходима обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ. В промывочную воду желательно добавлять тринатрийфосфат в количестве 0,3 - 0,5 % для лучшей нейтрализации остатков кислоты. Схема обвязки скважины при простых кислотных обработках пли в ваннах показана на рис. 3.6.2. Силовой насос агрегата «Азинмаш-30А» может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе и из передвижных емкостей. При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш ЗОА». Кроме того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при введении в них различных реагентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних емкостей в другие. 1 - устье скважины; 2 - обратный клапан; 3 - задвижка высокого давления; 4 - насос 4НК-500; 5 - агрегат Азинмаш 30А; 6 - емкость для кислоты на агрегате; 7 - емкость для кислоты на прицепе; 8 - емкость для продавочной жидкости; 9 - емкость для кислоты; 10 - линия для обратной циркуляции. Рис. 3.6.2. Схема обвязки скважины при проведении простых кислотных обработок Ротационный на Похожие статьи:
|
|