книги / Эксплуатация оборудования для бурения скважин и нефтегазодобычи

снимают медную прокладку и помещают в установку для термостатирования, где выдерживают его 20 мин при температуре 15,5 °С для того, чтобы клапан (а следовательно, и азот в силь­ фонной камере) имел при тарировке температуру 15,5 °С. Для этого в емкость термостата заливают дистиллированную воду, на контактном термометре устанавливают необходимую температу­ ру термостатирования и клапаны погружают в ячейки. Затем подключают блок автоматики к сети (220 В). Если температура в термостатической ванне ниже или выше необходимой (15,5 °С), то срабатывает магнитопускатель и на нагревательный элемент или холодильный агрегат подается напряжение. Вода нагревается или охлаждается до установленной температуры, после чего сра­ батывает цепь магнитопускателя и нагревательный элемент от­ ключается. Как только температура понизится на 0,1 °С, цикл повторяется. Во время термостатирования вода в емкости непре­ рывно автоматически перемешивается мешалкой.

Для дальнейшей тарировки и зарядки клапан возвращают на стенд. При этом устанавливают давление открытия клапана на 0,1-0,2 МПа выше заданного (способом, описанным выше). За­ тем клапан повторно помещают в термостат на 20 мин при тем­ пературе 15,5 °С и вновь возвращают на стенд для окончатель­ ной зарядки на заданное давление открытия. После этого клапан полностью собирают. При сборке газлифтного клапана все его резьбовые соединения необходимо смазывать графитовой конси­ стентной смазкой.

ПОДГОТОВКА СКВАЖИННЫХ КАМЕР И ПАКЕРА

Заключительным этапом подготовки газлифтного клапана перед спуском в скважину являются посадка его в сква­ жинную камеру и опрессовка на герметичность. Для этого сква­ жинную камеру устанавливают в шарнирном зажиме 20 устаНов-

Рис. 22.4. Схема оборудования лаборатории газлифтных клапанов:

/ - установка для зарядки и тарировки газлифтных клапанов; II - камера высо­ кого давления; III - гидравлическая система; IV - установка для опрессовки скважинных камер с газлифтными клапанами; V - устройство для термостатиро­ вания клапанов; 1 - верстак; 2 - стенд для тарировки клапанов; 3 - стенд ддЯ зарядки клапанов; 4 - ключ ленточный; 5 ~ баллон с азотом; 6 - баллон со сжа­ тым воздухом; 7 - трубопровод высокого давления; 8 - емкость для опресс0 вочной жидкости (трансформаторного масла); Я 14. 22, 24, 25, 28 - вентили; ю - насос масляный шестеренчатый; 11, 12, 13 - трубопровод низкого давления; 75 - насос дозаторный высокого давления типа НД 16/400; 16 - трубопровод высоко­

ванна; 27 - масляный фильтр

ки для опрессовки скважинных камер (рис. 22.4). Собирают стандартный набор спуско-подъемного инструмента (инструмент для спуска клапана, шарнир, механический ясс и ударная штан­ га). В спускной инструмент вставляют кулачковый фиксатор с газлифтным клапаном, уплотнительные манжеты которого обильно смазывают техническим солидолом, и устанавливают два латунных (или алюминиевых) срезных штифта. Инструмент в собранном виде вкладывают в скважинную камеру. Ударами механического ясса устанавливают клапан в кармане скважинной камеры. Резкая отдача при ударе означает, что клапан зафикси­ рован в кармане скважинной камеры. Обратными ударами меха­ нического ясса срезают штифты на спускном инструменте и из­ влекают его.

Далее вворачивают в скважинную камеру опрессовочные го­ ловки (18 к 21) и с помощью быстросборной гайки соединяют од­ ну из них с гидравлической системой. Затем устанавливают под­ вижный контакт электроконтактного манометра на необходимое давление опрессовки. Открывают вентили 9, 17, 22, 25. Вентили 14 и 24 закрывают. Включают шестеренчатый насос 10. При этом опрессовочная жидкость из емкости 8 по нагнетательному трубо­ проводу низкого давления 12 через вентили 25 и 22 нагнетается в скважинную камеру. Появление жидкости из вентиля 17 опрессовочной головки указывает на то, что камера заполнена и сле­ дует выключить шестеренчатый насос. После этого, закрыв вен­ тили 17 и 25, открывают вентиль 24. Включают насос 15, кото­ рый начинает нагнетать опрессовочную жидкость из емкости по нагнетательному трубопроводу высокого давления 16 и через вен­ тили 24 и 22 в скважинную камеру 19. В скважинной камере соз­ дается давление 10 МПа, которое выдерживается в течение 15 мин, после чего скважинная камера освобождается от масла. Для этого открывают вентиль 17. Затем отворачивают опрессовочную голов­ ку 2 1 и, наклонив скважинную камеру, при помощи шарнира сли­ вают опрессовочную жидкость в сливную ванну 26. Закрыв вен­ тиль 9 и открыв вентили 28 и 14, включают шестеренчатый насос 10 и перекачивают опрессовочную жидкость из сливной ванны через всасывающий трубопровод в емкость. После отключения шестеренчатого насоса следует отвернуть опрессовочные головки и извлечь скважинную камеру из специального шарнира 20. (Сп­ рессованная скважинная камера с установленным в ней газлифт­ ным клапаном готова к спуску в скважину. На ней проставляют с помощью трафарета нитрокраской номер (в порядке спуска в скважину, снизу вверх) и давление открытия клапана. Скважин­ ные камеры устанавливают на специальный стеллаж. Данные о газлифтном оборудовании заносят в лабораторный журнал.

Перед спуском в скважину пакер должен быть тщательно под­ готовлен. Плохая подготовка пакера может привести к осложне­ ниям и повторному подземному ремонту скважины. При осмотре пакера необходимо убедиться в отсутствии деформированных шлипсов, ослабленных срезных штифтов и поврежденных дета­ лей. Проверяют состояние резиновых элементов, а также затяжку резьбовых соединений. Движущиеся части не должны быть за­ клинены. Внутреннее сечение пакера шаблонируют на проходи­ мость.

Все дополнительное оборудование, спускаемое в скважину (пробки глухие, циркуляционные клапаны и ниппель), опрессовывают на соответствующее давление. Проверяют число срезных штифтов и их состояние на башмачном клапане. Все оборудова­ ние проверяют на проходимость шаблоном. Шаблон выбирают в соответствии с внутренним диаметром применяемых насосно­ компрессорных труб и обычно меньше его на 2,4 мм.

Для спуска газлифтного оборудования из насосно-компрес­ сорных труб изготавливают патрубки с двусторонней внешней резьбой, длиной 400-500 мм. Эти патрубки перед спуском наво­ рачивают на скважинные камеры, скользящие гильзы, пакер и другое оборудование для присоединения их к насосно-компрес­ сорным трубам.

ПОДГОТОВКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Перед спуском и установкой газлифтного оборудова­ ния эксплуатационную колонну скважины тщательно подготав­ ливают к этим работам. Скважина не должна быть засорена. Па­ рафин, цементные и солевые корки, куски резины и другие мате­ риалы мешают нормальному спуску оборудования. Нарушения в колонне могут повредить уплотняющие элементы пакера и при­ вести к заклиниванию оборудования. Засоренная скважина должна быть очищена. Эксплуатационная колонна должна быть очищена скребком в месте посадки пакера и при необходимости по стволу эксплуатационной колонны.

Однако следует учесть, что в новых, выходящих из бурения скважинах, подготовка к спуску газлифтного оборудования начи­ нается еще до спуска эксплуатационной колонны в скважину. Перед спуском обсадные трубы шаблонируют соответствующим шаблоном и опрессовывают.

Резьбовые соединения труб при спуске герметизируют уплот­ нительной смазкой. После цементной заливки внутренние стенки эксплуатационной колонны прорабатывают скребком или райбе-

пакера следует на устье уточнить число и характеристику срез­ ных штифтов на срезном клапане и корпусе пакера.

Особые опасения при посадке пакера представляют скважины с низким статическим уровнем жидкости. При заполнении на­ сосно-компрессорных труб водой, когда седло срезного клапана перекрыто шариком, уровень жидкости в трубах может оказаться достаточным, чтобы срезать седло клапана. В этом случае при­ дется поднять пакер, так как его гидропривод, оказавшись без давления, при передаче на пакер осевой нагрузки не способен удерживать плашки в верхнем положении. Поэтому перед спус­ ком пакера необходимо знать глубину статического уровня жид­ кости в скважине для расчетов срезного усилия штифтов при посадке пакера.

В скважине с низким статическим уровнем возможен также преждевременный срез седла срезного клапана от удара шара, сбрасываемого с устья. Для предотвращения этого следует уста­ новить на 10 м выше срезного клапана упор (втулку с внутрен­ ним диаметром 46 мм). При падении шарик, ударившись о торец упора, потеряет скорость и плавно (без удара) опустится на седло.

Перед спуском оборудования в скважину вышка должна быть отцентрирована, крюк зафиксирован защелкой.

При свинчивании труб резьба должна смазываться графи­ товой смазкой. Для повышения надежности уплотнения резьбо­ вых соединений НКТ применяют ленту ФУМ. Она применяется для уплотнения соединений, работающих при температуре до 100 °С.

Технология намотки ленты ФУМ следующая: резьбовое со­ единение (муфта и ниппель) очищается от грязи металлической щеткой; на ниппель наворачивается (по часовой стрелке) лента ФУМ в два слоя; ниппель трубы устанавливается в муфту и ак­ куратно наворачивается на трубу до необходимого усилия. Лента ФУМ уплотняет резьбовые соединения труб при внутреннем давлении 25-30 МПа.

Газлифтное оборудование компонуется согласно расчетной схеме и спускается в скважину с точным замером глубины со скоростью не более 0,3 м/с.

Предварительное исследование инклинограмм позволяет при­ нимать необходимые меры предосторожности при спуске обору­ дования на глубинах резкого изменения угла наклона и в местах больших отклонений обсадной колонны. Скважинные камеры ориентируются таким образом, чтобы максимальный диаметр всех спускаемых камер находился постоянно в одной плоскости. Практически это достигается ориентацией бокового кармана

скважинной камеры на одну из ног вышки или же на риску, предварительно нанесенную на тройник трубной головки.

Колонна насосно-компрессорных труб с оборудованием при спуске не должна проворачиваться вокруг оси. За этим следует тщательно следить. По окончании спуска следует произвести расхаживание набора оборудования и зафиксировать его вес (ди­ намические нагрузки) при ходе вверх, вниз и без движения. По­ лученные результаты заносят в документацию скважины. Эта процедура крайне необходима при спуске оборудования в на­ клонно направленные скважины. Значения нагрузок потребуются при подъеме оборудования из скважины.

Далее производят посадку пакера. На устье монтируют фон­ танную арматуру. Перед посадкой арматуры переводник трубной подвески проверяют на проходимость соответствующим шаб­ лоном.

При стандартных арматурах насосно-компрессорные трубы целесообразнее подвешивать на планшайбе без тройника. Такая компоновка позволяет уменьшить высоту арматуры и обеспечи­ вает беспрепятственное извлечение эксцентричных скважинных камер и пакера из скважины.

Следует заметить, что отклонение глубины фактической уста­ новки газлифтных клапанов в скважине от расчетной допускает­ ся в пределах до 10 м. Эта разница возникает всякий раз при монтаже скважинных камер на насосно-компрессорных трубах, но существенного влияния на пуск скважины не оказывает.

22.3. Т Е Х Н И Ч Е С К О Е О Б С Л У Ж И В А Н И Е

СК В А Ж И Н Н О Й Г А З Л И Ф Т Н О Й

УС Т А Н О В К И

Обслуживание газлифтного оборудования включает анализ его работы и устранение неисправностей установки.

Режим эксплуатации газлифтной установки устанавливают На основе обеспечения рационального расхода энергии пласта. Нор­ мальная эксплуатация газлифтной установки заключается в по­ лучении максимального дебита при небольшом газовом факторе, наименьших количествах воды и песка, бесперебойном фонтани­ ровании.

При наблюдении за работой газлифтной установки и ее об­ служивании замеряют буферное и затрубное давления, рабочие давления на замерных установках, определяют дебит Нефти, содержание воды и песка в продукции скважины и т.п. Кр0ме того, проверяют исправность устьевого оборудования; выки^ных

линий; скребков, применяемых для борьбы с образованием отло­ жений парафина. Желательно все ремонтные работы с образова­ нием отложений парафина проводить без остановки скважины.

Результаты наблюдений записывают в специальный журнал. Эти данные служат исходным материалом для установления оп­ тимального режима эксплуатации других скважин, работающих в аналогичных условиях.

Для борьбы с отложениями парафина проводят следующие мероприятия:

уменьшение пульсации фонтанирования при максимальном снижении газового фактора;

применение механической очистки НКТ различными скреб­ ками;

покрытие внутренней поверхности НКТ стеклом, эпоксидны­ ми смолами, эмалями, бакелитовым лаком и др. (футерование);

расплавление парафина; растворение парафина различными растворителями.

При использовании скребков на устьевой арматуре монтиру­ ют лубрикатор с сальником. Для спуска скребков на проволоке и их подъема применяют депарафинизационные установки типа АДУ, которые состоят из лебедки с электродвигателем и станции управления.

Для расплавления парафина применяют прогрев НКТ закач­ кой пара, горячей нефти или нефтепродуктов.

Подача теплоносителя в виде пара в затрубное пространство и выход его через насосно-компрессорные трубы обеспечивают расплавление и вынос парафина потоком нефти.

Для обработки скважин паром применяют передвижные паро­ генераторные установки.

Для борьбы с пескопроявлением используют: фильтры для закрепления призабойной зоны;

ограничение депрессии для предотвращения разрушения ске­ лета нефтесодержащих пород;

конструкции подъемных лифтов и режимы их работы, при которых обеспечивается полный вынос песка.

Для борьбы с парафином, гидратами, солеотложением, обра­ зованием эмульсии, используют несмотря на повышенную ме­ таллоемкость установки, иногда второй ряд НКТ, что позволяет закачивать в кольцевое пространство между ними растворители и химреагенты без остановки скважины.

Образование гидратных пробок в скважинах устраняют сле­ дующими методами:

уменьшением перепада давления на клапане; вводом ингибитора в нагнетаемый газ.

Важнейшим достижением в области газлифтной эксплуатации является освоение технологии спуска и извлечения через НКТ газлифтных клапанов, устанавливаемых в специальных эксцен­ тричных камерах, размещенных на колонне насосно-компрессор­ ных труб на расчетных глубинах. Это исключает необходимость извлечения колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе или повреждении.

В расчетных местах на колонне труб устанавливают спе­

в него клапан уплотняют с помощью верхних и нижних колец из нефтестойкой резины и стопорной пружинной защелки. На внешней стороне эксцентричной камеры в месте расположе­ ния клапана между его уплотнительными кольцами делают сквозные отверстия. Через эти отверстия газ из межтрубного пространства проходит в посадочный карман, а затем через бо­ ковые отверстия в самом клапане - в насосно-компрессор­ ные трубы.

Эксцентричную камеру делают таким образом, что проходное сечение колонны труб и их соосность полностью сохраняются. В верхней части эксцентричной камеры (рис. 22.6) устанавлива­ ют специальную направляющую втулку, ориентирующую инст­ румент, на котором спускается клапан так, чтобы он при от­ клонении точно попадал в посадочный карман. На нижнем конце сборки посадочного инструмента имеется захватное пружин­ ное устройство, которое освобождает головку клапана после его посадки в карман. Посадочный инструмент, имеющий шарнир­ ные соединения, после того как он будет правильно ориентиро­ ван направляющей втулкой, переламывается в этих шарнирных соединениях с помощью пружинных устройств, чтобы продоль­ ная ось спускаемого клапана совпала с продольной осью поса­ дочной 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 посадоч­ ной камеры клапана. После ориентации экстрактора его звенья под действием пружин переламываются в сочленениях так, Что становятся в требуемое положение перед ловильной головкой клапана. Захватное пружинное приспособление на конце экс­ трактора при посадке на ловильную головку клапана захватывает ее и при подъеме вырывает сам клапан из посадочной камеры.