Подземный ремонт

Комплекс работ связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины и воздействием на призабойную зону пластов называется подземным ремонтом.

Подземный ремонт скважин в зависимости от вида и сложности работ условно подразделяется на текущий и капитальный ремонты.

К текущему ремонту относятся: смена нососных штанг и труб, смена НКТ или штанг, изменение глубины погружения насоса или НКТ, удаление со стенок труб парафина, очистка скважин от печатных пробок.

Более сложные работы, связанные с изоляцией отдельных пластов с ликвидацией аварий с подземного оборудования, исправление поврежденных эксплуатационных колонн, переходом на другой эксплуатационный горизонт, обработкой призабойних зон пластов и др. называется капитальным ремонтом.

МРП (межремонтный период)

Продолжительность работы скважины в сутках от предыдущего до следующего ремонта.

Подъемник – механическая лебедка смонтированная на тракторе, машине или определенной раме. Привод лебедки может осуществляться от двигателя трактора или машины, или от отдельного двигателя.

Подъемный агрегат дополнительно оснащен вышкой и дополнительно механизмом для ее подъема.

В талевую систему входит кронблок, установленный в верхней системе вышки, талевый блок, крюк, стальной канат.

Методы и средства добычи нефтяного газа.

Разгазированная нефть – смесь жидких углеводородных компонентов и неуглеводородных примесей, получаемые при извлечении пластовой нефти из недр отделением части растворенных в ней углеводородных компонентов и примесей при снижении давления или повышения температуры.

Нефтяной газ – смесь газо и парообразных углеродных и неуглеводородных компонентов выделяющихся из пластовой нефти при ее разгазировании.

Разгозирование нефти при определенных регулируемых давлениях и температурах называется сепарацией. Сепарацию нефти осуществляется в несколько ступеней. Ступенью сепарации называется определения газа от нефти при определенном давлении и температуры. Нефтегазовую, нефтегазоводную смесь сепарируют сначала при высоком давлении на первой ступени сепарации, где выделяется основная масса газа, затем нефть поступает на сепарацию при среднем и низком давлении, где она окончательно разгазируется. Иногда для получения нефти необходимого качества на одной из ступеней сепарации нефть разгазируется под вакуумом, в этом случае сепарация называется вакуумная. Если при разгазировании нефть подогревается сепарация называется горячей.

Подготовка газа – технологические процессы осуществления с целью привидения качественного газа в соответствии с требованиями при соблюдении которых обеспечивается бесперебойная транспортировка его по газопроводам, а также эффективное и безопасное использование потребителями.

Подготовка газа охватывает ряд технологических процессов. К этим процессам относятся:

• Осушка газа, применяется для удаления из газа капельной влаги и уменьшение содержания в нем водяных паров с целью предотвращения образования кристаллогидратов и ледяных пробок в газопроводах при транспорте газа.

• Очистка газа от сероводорода и двуокиси углерода применяется для удаления из газа указанных компонентов с целью предотвращения их кородируещего воздействия на оборудование и трубопроводные коммуникации и приведение их содержание в газе в соответствии с требованиями санитарных норм.

• Отбензинивание газа полное или частичное применяется для удаления из газа пропанобутановых и более тяжелых углеводородных компонентов с целью предотвращения образования в газопроводах жидкостных пробок и получение сырья для нефтехимических и химических производств.

Транспорт газа – комплекс технологических процессов обеспечивающих доставку газа по газопроводам на пункты его подготовки и потребителям. Исходя из технологических соображений рекомендуется подразделять газопроводы для транспорта нефтяного газа на внутрипромысловые, межпромысловые, местные, магистральные и технологические.

Внутрипромысловые газопроводы – предназначены для сбора газа с сепарационных установок одного среднего или крупного нефтяного месторождения.

Межпромысловые газопроводы – предназначены для сбора газа и группы месторождений и доставки его на центральные пункты подготовки или ГПЗ.

Внутрипромысловые и межпромысловые в совокупности образуют газосборные сети.

Местные или тупиковые газопроводы – предназначен для подачи газа отдельным местным потребителям.

Магистральные газопроводы – газотранспортные системы предназначенне для подачи газа, рассредоточенными промышленными и коммунально-бытовым потребителям.

Технологические газопроводы – предназначены для подачи газа на собственные нужды нефтегазодобывающий предприятий с целью обеспечения заданных параметров технологических процессов добычи нефти и газа и разработки месторождений.

Транспорт газа осуществляется за счет давления сепарации или при необходимости с помощью компрессора.

Физико-химические свойства нефтяного газа.

Нефтяной газ добывается в разных районах характеризуется разными количественными и качественными показателями.

Газовый фактор по отдельным месторождений колеблется в значительных пределах. Западная Сибирь 71 м³/т, Свердловская область 218 м³/т, Татария 41 м³/т, Куйбышевск 60 м³/т, Украина 360 м³/т, Чечено-Ингушская 344 м³/т.

Газовый фактор постоянно меняется. Важной характеристикой нефтяного газа является теплота сгорания – это количество теплоты, выделяемое при полном сгорании единицы массы или объема топлива.

Теплота сгорания выражается в Джоулях.

Зависит от состава газа и колеблется в широких пределах. Различают высшую Q₃

и низшую Q₄ теплоту сгорания.

При сгорании водородотоплива получается вода, которая может находиться в жидком или парообразном состоянии. Поскольку для превращения воды в пар необходимо затратить определенное количество теплоты равное скрытой теплоте испарения, то при сгорании водорода с образованием воды будет больше теплоты, чем при сгорании его с образованием водяного пара.

Теплота сгорания газообразного топлива определенная с образованием воды высшая теплота, а с образованием пара – низшая. Теплоту сгорания газообразного топлива определяют непосредственным измерением количества теплоты.

Ресурсами нефтяного газа является объем газа, извлеченного вместе с нефтью из недр при эксплуатации нефтяных месторождений за определенный период (месяц, квартал, год) с учетом качественной его характеристики. Объем извлеченного газа определяется как произведение газового фактора на количество нефти добытой за расчетный период. Следует различать пластовые и рабочие ресурсы нефтяного газа, которые определяются соответствием пласта и рабочим газовым фактором.

Пластовый газовый фактор (или газосодержащие нефть) – количество нефтяного газа, приведенный к стандартным условиям и отнесенный к одной тонне нефти, разгазированный при однократном снижении давления от пластового.

Рабочий газовый фактор – количество нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям и отнесенный к одной тонне добытой нефти, разгазированной по ступеням сепарации, принятым для данного месторождения включая горячую и вакуумную сепарацию с учетом газа выделяющегося из нефти при его стабилизации.

Рабочие ресурсы нефтяного газа – произведение рабочего газового фактора на количество добытой нефти, то есть количество нефтяного газа, которое фактически добывается на нефтегазодобывающих предприятиях за расчетный период.

Трубы и материалы, применяемые в газовом хозяйстве.

Трубы для подземных газопроводов.

Для сооружения газопроводов применяют стальные трубы из малоуглеродистой (содержание углерода менее 0,27%) и низколегированной стали обладающей хорошей свариваемостью.

Трубы выпускают бесшовными и электросварными.

Трубы бесшовные для больших диаметров изготавливают горячекатаными, для малых размеров холоднокатаными и холоднотянутыми.

Трубы сварные для больших диаметров имеют продольный или спиральный шов, для малых размеров – продольный.

Для трубопроводов фасонных частей и арматуры по ГОСТ – 35668 установлены давления условное Р_у, рабочее Р_р, пробное Р_пр. Давление условное соответствует рабочему давлению при температуре среды до 200^о С. Р_у от 1 до 64 /см² .

Толщина стенок подземных газопроводов не менее 3 мм, надземное не менее 2 мм. Для сооружения подземных газопроводов применяют трубы с минимальным условиями диаметром 50 мм и толщиной стенки 3 мм.

Для прокладки ответственный используют трубы диаметром 25 мм. Все трубы должны иметь сертификаты, паспорта завода изготовителя, в которых указывают номинальные размеры труб, ГОСТы по которым они изготовлены, марки стали, результаты гидро и механических испытаний, номер партии труб и отметка ОТК.

Выбор марки стали зависит от расчетной температуры районов, до - 30 из стали КП и ПС, до – 40 из стали СП, ниже – 40 из легированной стали.

Неметаллические трубы выпускают асбестоцементные, полиэтиленовые. Асбоцемент из которого формируют трубы представляет собой строительный материал, состоящий из водной смеси цемента и минерального заполнения асбеста. Асбоцементные трубы имеют небольшой коэффициент линейного расширения почти в 1,5 раза меньше чем у стали, обладает достаточной теплоемкостью и высокой коррозийной стойкостью, благодаря чему не требуется изоляция от воздействия агрессивных грунтов.

Наибольшее распространение получили полиэтиленовые и винипластовые трубы. Полиэтиленовые трубы выпускают на давление 0,25; 0,6 и 1 МПа диаметром от 6 до 300 мм и длиной 6-12 м.

Полиэтиленовые трубы легкие. В 8 раз легче стальных и в 2 раза винипластовых.

Винипластовые трубы выпускают на давление 0,25; 0,6 и 1 МПа и диаметром 6-150 м и длиной 5-8 м.

Фасонные части.

Фитинги предназначены для соединения труб на цилиндрической резьбе. По материалу он разделяются на стальные и ковкого чугуна. Условные давления для фитингов всех размеров диаметром до 50 мм. 16 кг/см² от диаметра 50-100 мм 10 кг/см²

Ковкий чугун – угольник прямой, тройник прямой, крест прямой, муфта прямая короткая и длинная, гайка соединений, пробки, угольник переходной, тройник переходной, крест переходной, муфта переходная.

Сталь – муфта прямая короткая, контргайка, сгон, отводы гнутые гладкие, крутогнутые и сварные, переходы, фланцевые соединения.

Уплотнительные материалы для резьбовых фланцевых и сальниковых соединений.

Соединения стальных газопроводов производит сваркой. В местах установки отключающих устройств, компенсаторов, контрольно измерительных трубок и приборов применяют резьбовые и фланцевые соединения.

Фланцевые соединения устанавливают на газопроводах диаметром более 50 мм, плотность фланцевых соединений достигается установкой прокладок и затяжкой болтами. Наибольшее распространение получили поранитовые прокладки. Поранит изготавливают из смеси асбестовых волокон, растворителя, каучука и наполнителя. Применяют поранит марки ПМБ. При давлении не более 16 кг/см²

при температуре от -40 до +60.

Поранит изготавливают от 0,4 до 3 мм толщиной.

Перед установкой поранитовые прокладки смазывают маслографитовой смазкой.

Прокладки изготавливают из резины, алюминия, меди, полиэтилена и фторопласта.

Трубы малых диаметров соединяют с помощью резьбовых соединении. В качестве уплотнения для резьбовых соединений применяют льняную прядь пропитанную свинцовым суриком или белилами, замотанными на олифе. Допускается применение ленты фум, маслографитову пасту. Для уплотнения сальниковых устройств применяют специальные набивки, которые изготавливают из волокнистых материалов (хлопчатобумажных, пеньковых, асбестовых пропитанных антифрикционным составом).

Набивки изготавливают трех видов: плетенные, скатанные, кольцевые.

Для газопроводов применяют плетенные набивки марок: ХБС (хлопчатобумажная сухая), ХБП (пропитанная), ПП (пеньковая пропитанная), АП (асбестовая пропитанная), АПП (прорезиненная пропитанная), АПС (прорезиненная пропитанная), АСТ (асбестовая пропитанная суспензией фторопласта).

Запорная арматура применяется в газовом хозяйстве.

К трубопроводной арматуре относят устройства, предназначенные для включения – отключения распределения и регулирования газового потока в газопроводах. При выборе газовой арматуры необходимо учитывать следующие свойства металлов и сплавов: газ не воздействует на черные металлы поэтому арматуру изготавливают из стали и чугуна. Из-за более низких механических свойств чугуна арматура применяется при давлении не более 16 кг/см²

Установку чугунной арматуры необходимо производить так, чтобы ее фланцы не работали на изгиб. При существующих допустимых нормах содержания сероводорода в газе ( 2 г. на 100 м³) последний практически не действует на медные сплавы, поэтому для внутридомового газового оборудования применяют детали из медных сплавов. В арматуре на наиболее ответственных участках необходимо использовать стальные уплотнительные кольца из нержавеющей стали. По назначению существующие виды арматуры подразделяются на: запорную для периодических отключений отдельных участков газопроводов, аппаратуры и приборы, предохранительную для предупреждения возможности повышения давления в газопроводах аппаратах и приборах сверхустановленных приделов.

Арматура обратного действия для предотвращения движения газа в обратном направлении аварийную и отсечную для автоматического отключения движения газа к аварийному участку при нарушении заданного режима.

Конденсато-отводящую для удаления конденсата из конденсато-сборников.

По принятому условному обозначению шифр каждого типа арматур состоит из 4-х частей. Первые две цифры обозначают вид арматуры, соответствует специальным условным обозначениям: краны пробко спуски – 10, краны для трубопроводов – 11, вентели запорные – 14 и 15, задвижки запорные – 30 и 31. Далее ставятся буквы, далее класс: подъемные – 16, поворотные – 19, клапоно-передохранительные - 17, конденсато-отводящие – 45.

Материал из которого изготовлены корпус арматуры сталь углеродистая С, сталь кислотостойкая и нержавеющая – НЖ, чугун серый – Ч, чугун ковкий – КЧ, латунь и бронза – Б и БР, винипласт ВЧ.

Последние буквы обозначают материалы уплотнительных колец Бр – бронза, НЖ – нержавейка, Э – эбонит, Бт – баббит, Р – резина.

Большинство видов арматуры состоит из запорного или дроссельного устройства, представляющего собой закрытый крышкой корпус внутри которого перемещается затвор. Перемещение затвора внутри корпуса происходит относительно седла, изменяя процент проходного сечения для газа, что сопровождается изменением гидродинамического соединения.

Установленная на газопроводах запорная арматура подвергается ежегодному техническому обслуживанию. Сведения о замене задвижек должны заполняться в паспорте газопроводов.

Система сбора нефти газа и воды на нефтяном месторождении – это совокупность трубопроводов, коммуникаций предназначенные для сбора продукции и доставки ее до пункта подготовки нефти, газа и воды.

Система сбора и подготовки предназначена для выполнения следующих функций:

1. измерение продукции из каждой скважины,

2. доставка продукции до сборных пунктов,

3. сепарация газа от нефти,

4. дегидрация (обезвоживание),

5. стабилизация

6. очистка газового потока.

Принципиальные схемы нефтесбора.

1. По месту расположения замерной установки различают индивидуальные и групповые системы сбора.

2. По степени герметизации – герметизированные системы сбора и открытые

3. По наличию дожимных насосов

4. По конфигурации сборных коллективов: линейная, лучевая, кольцевая.

По содержанию воды 1 гр. – 0, 5%, 243 гр. – 1 %, по содержанию хлористых солей мг/л 1 гр. не более 100 мл/л, 2 гр. 300 мл/л, 3 гр. 1800 мл/л содержание механических примесей 0, 05% давление насыщенных паров не более 66650 Па.

К трубопроводной арматуре относят устройства, предназначенные для включения, отключения, распределения и регулирования потоков в трубопроводах. По способу присоединения запорные устройства делятся на 3 вида: фланцевые, муфтовые, под сварку.

Наиболее распространенным видом запорной арматуры являются задвижки в которой регулирование потока или его перемещения затвора относительно уплотняющих плоскостей. Запорные утройства классифицируются по расположению уплотняющих плоскостей наклонному или параллельному.

По этому признаку задвижки подразделяют на параллельные и клиновые.

Обратные клапана.

Для чего служит обратный клапан.

Подъемные агрегаты в ПРС.

Азильмаш (32 т) 37А – КрАЗ, Азильмаш (28 т) 43А – болотоход Т100 мЗ, Бакинец 3м – трактор, УПТ 1-50 – трактор.

Фонтанная арматура.

Ф.а предназначена для герметизации фонтанных скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации. Ф.а устанавливают на колонную обвязку скважин в процессе их освоения, опробование, а также на весь период фонтанирования. Через Ф.а осуществляют технологические операции и спуск скважинного оборудования, инструментов и приборов. Фонтанная елка состоит из запорных устройств распределителей, дросселей, разделителей, винтелей, манометров и крестовика.

Для обозначения Ф.а принята система шифрования. Шифр зависит от схемы арматуры, конструкции, способа управления задвижками, условного прохода, давления, климатического исполнения и коррозионной стойкости. Полностью шифр Ф.а представляется в виде:

АФХ₁ Х₂ Х₃ Х₄ Х₅ Х₆ Х₇,

где А – арматура

Ф – фонтанная

Х₁ – конструктивное исполнение

Х₂ – номер схемы арматур от 1 – 6

Х₃ – способ управления задвижками

Х₄ – условный проход мм

Х₅ – рабочее давление в МПа

Х₆ – климатическое исполнение

Х₇ – исполнение по коррозийной стойкости.

Одним из основных узлов Ф.а является запорное устройство. В зависимости от конструкции запорных устройств различают арматуры с пробковыми кранами и прямоточными задвижками двух типов с одно и двух пластинчатыми шиберами. Для обозначения запорных устройств принята система шифрования. КППС – кран пробковый проходной со смазкой, 65х14, 65 – условный проход в мм, 14 – рабочее давление.

В условном обозначении задвижки указываются ЗМС – 65х21, где З – задвижка, М – уплотнение шибера металл по металлу, С – со смазкой, 65 – условный проход мм, 21 – условное давление в МПа.

1 МПа = 10 кг/см²

Пробковый кран состоит из корпуса, канонической пробки, регулировочного винта, нажимного болта, рукоятки, шпинделя, кулачковой муфты, толкателя.

Задвижка состоит из корпуса, седла, шпинделя, масленки, маховика, гаек регулировочной и ходовой, крышки подшипника, гайки нажимной, кольца нажимного, манжет, кольца опорного, крышки, тарельчатых пружин, клапана нагнетательного, клапана разрядного и шибера.

Герметичность затвора обеспечивается за счет создания давления на уплотняющих плоскостях шибера и седел, предварительное давление создается тарельчатыми пружинами.

Для смазок задвижек используют смазки АЗ – 162, Арматор – 238

Смазка выполняет следующие функции:

• Обеспечивает герметичность затвора,

• Предохраняет уплотнительные поверхности от коррозии и износа.

Ф.а рассчитанная на 14 МПа укомплектовывают пробковыми кранами, а на давление 21; 35; 70 МПа укомплектовывают задвижками с однопластинчатым шибером типа ЗМС. На давление, рассчитанное на 70 МПа с - двух пластинчатым шибером типа ЗМАД.

Станки – качалки.

Основными приводными механизмами штанговых насосов являются станки-качалки типа СКД или СК, устанавливаемые у устья скважины. Станки-качалки типа СКН -1,2 – 630; СК5-3 -2500; СК6-2,1 – 2500; СК8-3,5 – 4000; СКН2 -615; СКН 3-1515; СКН 5-3015; СКН 10-33-15; СКН 10-3012; СК8-3,5-5600; СК10-3-5600; СК 12-2,5-4000 различаются грузоподъемностью и основными параметрами работы насосной установки – длиной хода сальникового штока и максимальный окрутящий момент на выходном валу редуктора.

Обозначение станков-качалок расшифровывают: СК – станок-качалка; первая цифра – грузоподъемность, тонн; цифры после дефиса – максимальная длина хода, м и максимальный крутящий момент на выходном валу редуктора.

Станок-качалка монтируется на стальной раме. Вращательное движение электродвигателя при помощи клиноременной передачи и редуктора с шестеренчатой передачей передается кривошипно-шатунному механизму.

При вращении кривошипа в колебательное движение балансир, качающейся на опоре. Головка балансира, к которой присоединены штанги посредством канатной подвески, сообщает возвратно-поступательное движение плунжеру насоса. Уравновешение с-к во время работы осуществляется с помощью роторного противовеса и балансирного противовеса.

Во всех станках-качалках предусмотрена возможность изменения длины хода сальникового штока в соответствии с заданными параметрами работы штанговых насосов. С этой целью на кривошипах делают дополнительные отверстия для крепления шатуна.

Число качаний балансира изменяют подбором двигателя с соответствующей характеристикой или изменением диаметра шкива на валу электродвигателя.

Станок-качалка – балансирный, индивидуальный, механический привод ШГИ.

СК -8-3500-4000 (4000 максимальный крутящий момент на выходном валу редуктора).

Конструкция скважин и оборудования их забоя.

Скважины по своему назначению на нефтедобывающие, газодобывающие, газо или водонагнетательные и наблюдательные.

Конструкция скважины должна отвечать следующим требованиям:

1. Устойчивость стенок ствола и надежное разобщение нефтеносных, газоносных, водоносных пластов друг от друга.

2. Надежное сообщение ствола скважины с нефтеносным пластом (продуктивным)

3. герметизацию устья и направления извлекаемой жидкости в систему сбора и подготовки или нагнетания жидкости и газа в пласт.

4. возможность спуска в скважину подъемных средств для извлечения из пласта нефти и газа.

5. возможность проведения различных скважинных исследований и ремонтно-профилактических работ со спуском приборов и специального оборудования с целью обеспечения высоких добывающих характеристик скважины.

Для обеспечения устойчивости стенок скважины и разобщение пластов друг от друга в скважину спускают стальные трубы – обсадные. Межтрубное пространство – образования между внешними стенками обсадных труб и стенкой скважины – заполняют цементным раствором под давлением. После затворения раствора образуется цементный камень, который надежно разобщает пласты. В зависимости от свойств пород в разрезе и величины пластового давления в нефтегазоносность и водоносность пластах конструкция скважины может быть одно, двухколонной и т.д. Последняя колонна называется эксплуатационной. В качестве эксплуатационных колонн применяют обсадные трубы диаметром 114, 127, 140, 146, 168 мм с толщиной стенок 6-12 мм.

Скважина в зависимости от литологической характеристики продуктовых пластов может быть оборудовано с открытым или закрытым забоями.

Открытый забой применяют в том случае, когда продуктивный пласт представлен крепкими однородными породами (известняк, песчаник).

Для этого скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну с последующим ее цементированием, а затем продуктивный пласт вскрывают долотом диаметром меньшим внутреннего диаметра обсадной колонны.

Если продуктивный пласт представлен неоднородными породами с прослоями глин, песка или неустойчивыми и слабоцементированными песчаниками, забой выполняют закрытым. Для этого скважину бурят до проектной глубины, обсанневают эксплуатационной колонной с последующим цементированием и избирательно перфорируют только против нефти - или газонасыщенных участков пласта.