Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Эксплуатация нефтяных скважин. Учебное пособие. Курс лекций
.pdf
111
8. До начала ремонтных работ электропривод должен быть от-
ключен, а на пусковом устройстве укреплен плакат: «Не включать –
работают люди». На скважинах с автоматическим и дистанционным
управлением у пускового устройства должен быть укреплен щит
с надписью: «Внимание! Пуск автоматический».
При обслуживании электропривода персонал должен работать
в диэлектрических перчатках. Глубинно-насосная установка перед
пуском в эксплуатацию должна быть заземлена. В качестве заземлителя электрооборудования должен быть использован кондуктор
скважины. При этом кондуктор должен быть связан с рамой станка
двумя заземляющими проводниками (сечение каждого 50 мм2),
приваренными в разных точках кондуктора и рамы, доступных для
осмотра. Заземляющим проводником может быть круглая, полосовая, угловая и другого профиля сталь, кроме каната. Для защиты от
поражения электрическим током при обслуживании станка-качалки
применяют изолирующие подставки.
13.4. Обслуживание установок электроцентробежных насосов
Перед монтажом установки центробежного электронасоса
скважину необходимо тщательно подготовить. Для этого ее промывают, то есть очищают от грязи и песчаной пробки, и шаблонируют
(проверяют проходимость ствола) колонну от устья до глубины,
превышающей глубину спуска агрегата на 100–150 м. Длина шаблона составляет 10 м, а диаметр на 3 мм превышает максимальный
диаметр погружного агрегата.
Погружной ЭЦН спускают на НКТ с использованием вышки
или мачты. Для этого применяют также специальный пьедестал и
хомут-элеватор. Погружное оборудование монтируют непосредственно на устье скважины. Во время спуско-подъемных операций
на скважине используется кабельный ролик, через который кабель
направляется к устью. Его подвешивают на поясе вышки или мачты
на высоте 4–5 м. Для самопогрузки и транспортировки кабельных
барабанов, насосов и двигателей, станций управления и трансформаторов используются автомобильные агрегаты типа АТЭ-6. Перемотку кабеля, погрузку, выгрузку и транспортировку кабельных
барабанов осуществляют с помощью установки типа УПК-200 (санный и колесный варианты).
112
При свинчивании НКТ необходимо следить, чтобы подвешенная
колонна не проворачивалась. В противном случае кабель, закрученный
вокруг труб, увеличивает общий диаметральный размер погружной
части установки и при спуске может получить механическое повреждение. В процессе спуска через каждые 300 м необходимо измерять
сопротивление изоляции двигателя с кабелем. При резком снижении
сопротивления изоляции спуск агрегата необходимо прекратить. Минимальное допустимое сопротивление изоляции всей установки после
спуска агрегата в скважину составляет 10 МОм.
Для измерения электрических параметров УЭЦН и их технического обслуживания имеются автомобильные полевые лаборатории
бесштанговых насосов типа ПЛБН-64, а для ремонта средств телемеханики и автоматики нефтепромыслов – автомобильный агрегат
типа АРСТА-1.
Монтаж заканчивают установкой оборудования устья скважины и всего поверхностного оборудования.
В процессе эксплуатации погружные электронасосы не требуют постоянного ухода за ними. Наблюдение заключается в следующем:
– не реже одного раза в неделю измеряют подачу насоса;
– еженедельно измеряют напряжение и силу тока электродви-
гателя;
– периодически очищают аппаратуру станции управления от
пыли и грязи, подтягивают ослабевшие и защищают подгоревшие
контакты, проверяют затяжку болтов на клеммах трансформатора
(обесточенных).
Неполадки в работе скважины могут быть вызваны отложениями песка, парафина и солей, вредным влиянием газа.
Для борьбы с вредным влиянием газа увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень, в результате чего возрастает давление на приеме и, как следствие, уменьшается объемный расход свободного газа за счет сжатия, т. е. увеличивается растворимость газа в нефти. На глубине, где давление на приеме насоса равно давлению насыщения нефти, весь газ растворен в нефти и
его вредное влияние прекращается. Однако для этого дополнительно требуется НКТ, кабель, насос, развивающий большой напор.
В настоящее время научно-технический прогресс развивается
в направлении использования ЭЦН, предназначенных для работы
113
при повышенном входном газосодержании. Для этого в ЭЦН первые 10–15 рабочих ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов) устанавливают на повышенную подачу газожидкостной смеси. В промысловых условиях это легко осуществить, использовав
рабочие ступени от насоса тех же габаритов, но с большей подачей.
Испытываются насосы с газовыми центробежными сепараторами на
приеме. При этом отделившийся газ поступает в затрубное пространство и перепускается на устье в выкидную линию.
Для эксплуатации скважин при наличии агрессивной среды используют установки в коррозионно-стойком исполнении. В целом
УЭЦН в зависимости от количества агрессивных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, выпускают обычного исполнения (механических примесей до 0,1 г/л), износостойкого (механических примесей до 0,5 г/л) коррозионностойкого (сероводорода до 1,25 г/л и рН = 6,0–8,5). Содержание воды в продукции должно быть не более 99 %.
Для районов с холодным климатом остановки комплектуются
соответствующими трансформаторами. При нарушении работы
скважины (резком снижении или прекращении подачи насосом),
а также при снижении сопротивления изоляции до 0,05 МОм погружной агрегат извлекают из скважины. Для этого выключают
установку и рубильник-предохранитель, отсоединяют кабель от
станции управления и приступают к ремонту скважины. При необходимости заглушить скважину применяют только обратную промывку. Для освобождения НКТ от жидкости перед подъемом в колонну НКТ сбрасывают ломик диаметром 53 мм. Ломик ударяет по
удлиненному концу штуцера сливного клапана, отламывает его
в месте надреза и открывает отверстие для слива жидкости из НКТ.
Тогда подъем труб проводится без разлива жидкости.
Контрольные вопросы
1. Обслуживание фонтанных скважин и техника безопасности
при их обслуживании.
2. Обслуживание газлифтных скважин.
3. Обслуживание глубинно-насосных скважин.
4. Обслуживание установок ЭЦН.
114
14. ВИДЫ КАПИТАЛЬНОГО И ТЕКУЩЕГО
РЕМОНТА СКВАЖИН
Капитальный ремонт скважин включает в себя операции, связанные с ремонтом собственно скважины и воздействием на призабойную зону и пласт. Кроме того, обычно к ним относятся сложные
вынужденные операции текущего ремонта, например, извлечение
оборванных штанг и труб.
Для начала работ по капитальному ремонту скважины необходимо обследовать ее устье и в случае неисправности – отремонтировать. Особенно это важно перед ремонтом газовой скважины,
у которой давление в верхней части эксплуатационной колонны
может достигать значительной величины.
Помимо обследования скважин и уточнения номенклатуры предстоящих к выполнению операций, капитальный ремонт включает:
1. Ремонтно-исправительные работы (герметизация устья, исправление и замена поврежденной части колонны, перекрытие дефектов в колонне, установка и разбуривание цементных пробок).
2. Изоляционные работы.
3. Крепление пород призабойной зоны.
4. Очистку фильтра.
5. Переход на другой продуктивный горизонт.
6. Зарезку и бурение второго ствола.
7. Ловильные работы.
К капитальному ремонту могут быть также отнесены и работы,
связанные с воздействием на призабойную зону пласта:
1. Кислотные обработки скважины.
2. Гидравлический разрыв пласта.
3. Тепловое воздействие на призабойную зону.
4. Виброобработка призабойной зоны скважины.
5. Обработка призабойной зоны ПАВ.
14.1. Основные виды текущего ремонта
Работы текущего подземного ремонта нефтяных скважин:
1) смена насосов и его деталей;
2) ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг;
3) смена насосно-компрессорных труб и штанг;
4) изменение подвески НКТ;
115
5) чистка или промывка песчаной пробки;
6) очистка подъёмных труб от парафина;
7) спуск или подъём ЭЦН;
8) спуск или замена пакера;
9) обработка призабойной зоны пакера и другие геолого-
технические мероприятия, связанные с подъёмом и спуском подземного оборудования.
14.2. Подготовка скважин к ремонту
База производственного обслуживания по заказу промысла
обязана до проведения работы по капитальному ремонту скважины
провести следующие операции:
а) проложить водяную линию и провести линию электропередачи, отремонтировать подъездные пути, фундамент под ноги вышки или мачты и подготовить площадку для установки подъемного
агрегата;
б) в соответствии с характером предстоящих работ соорудить
новую или отремонтировать имеющуюся вышку или мачту, проверить состояние оттяжек у вышки или мачты и заменить пришедшие
в негодность, установить оттяжной ролик;
в) доставить на скважину необходимый комплект НКТ;
г) разобрать станок-качалку и поднять из скважины трубы и
штанги.
О состоянии передаваемой на капитальный ремонт скважины
составляется двусторонний акт.
Все остальные работы по подготовке рабочего места выполняет
цех по капитальному (текущему) ремонту скважины.
Мастер по капитальному ремонту скважины обязан до подхода
бригады осмотреть скважину, подготавливаемую к ремонту, заблаговременно совместно с прорабом устранить все недостатки в её
подготовке.
По прибытию на скважину бригада устанавливает передвижной
агрегат с последующей подготовкой рабочего места в соответствии
с существующими требованиями. При наличии на скважине оттяжного ролика трактор – подъемник устанавливают на расстоянии,
превышающем на 10 м высоту наземного сооружения. При работе
без оттяжного ролика для предотвращения опрокидывания вышки
или мачты трактор – подъемник устанавливают вплотную к рамному брусу так, чтобы исключить трения ходового конца талевого каната о фермы вышки.
116
В дневное время необходимо организовать работы по установке талевой системы. В зависимости от глубины скважины и характера работ применяют следующие оснастки: 2×3, 3×4, 4×5 и 5×6.
Ходовой конец талевого каната крепят на барабане подъемного
механизма, а неподвижный конец – к рамному брусу вышки или
специальному приспособлению; при креплении неподвижного конца к рамному брусу канат следует обвить вокруг него не менее трех
раз, завязать специальным узлом и закрепить тремя зажимами.
Кроме того, следует смонтировать промывочное оборудование,
при этом шланг соединяют с промывочной линией через стояк,
снабженный манометром; собрать машинные ключи и на специальных подвесках через блоки с противовесами, отрегулировать для
свободной работы. Верхний машинный ключ должен быть свободно подвешен, а нижний привязан к ноге вышки или мачты. Подтаскиванием ручного и вспомогательного инструмента к устью подготовка скважины к ремонту в основном завершается.
14.3. Системы сбора и подготовки нефти и газа
Системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для
выполнения следующих операций:
1) измерение количеств нефти и газа, поступающих из каждой
скважины в единицу времени (расходов или дебитов);
2) транспорт нефти, газа и воды от скважин к сборным пунктам;
3) сепарация нефтяного газа от нефти;
4) отделение от нефти свободной пластовой воды;
5) деэмульсация (обезвоживание) и обессоливание нефти;
6) стабилизация нефти;
7) очистка и осушка нефтяного газа;
8) очистка и ингибирование пластовой воды.
Системы сбора и подготовки нефти и газа состоят из разветвленной сети трубопроводов, замерных установок, сепарационных
пунктов, резервуарных парков, установок комплексной подготовки
нефти, установок подготовки воды, насосных и компрессорных
станций. Трубопроводы от скважин до замерных установок называют выкидными линиями. Иногда сбор безводной и обводненной
нефти, легкой и тяжелой осуществляется по разным нефтесборным
коллекторам, чтобы исключить их смешивание.
117
Выбор системы сбора определяется условиями добычи нефти и
газа на данном месторождении – составом и физическими свойствами нефти, устьевыми давлениями и температурами, газовым
фактором, сеткой расположения скважин, рельефом местности.
Контрольные вопросы
1. Виды капитального и текущего ремонта скважин.
2. Подготовка скважин к ремонту.
3. Системы сбора и подготовки нефти и газа.
118
15. ДРУГИЕ СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
Современные методы разработки нефтяных месторождений и
интенсификации добычи нефти, осложнение условий эксплуатации
скважин по ряду объективных причин потребовало разработки новых технологических средств подъема продукции скважин и технологий их применения.
Одним из новых и перспективных для нефтепромысловой
практики видов добывающего оборудования являются установки
струйных насосов (УСН). Струйные аппараты нашли широкое применение в самых различных отраслях, что связано с простотой их
конструкции, отсутствием движущихся частей, хорошей надежностью и способностью работать в очень сложных условиях: при высоком содержании в откачиваемой жидкости механических примесей и свободного газа, в условиях повышенных температур и агрессивности инжектируемой продукции.
Струйные насосные установки (СНУ). Работы по созданию
cтруйных насосных установок для эксплуатации скважин относятся
к 70-м годам XX в. В настоящее время струйная техника широко
применяется для добычи нефти на месторождениях Западной Сибири в России, в Белоруссии, Украине, США.
Фирмы США применяют струйные насосы для опробования
пластов и освоения скважин (Trico Industries), при добыче нефти
с высоким газовым фактором и механическими примесями (Trico
Industries, Dresser Industries, National Supply и др.), при эксплуатации горизонтальных скважин с применением непрерывной колонны
труб (Jet Production Systems), для подъема тяжелых нефтей на морских месторождениях, для эксплуатации отдаленных скважин и
с большим содержанием в продукции сероводорода, для очистки
скважин от песчаных пробок (Nowsco) и т. д.
В Российской Федерации разработкой струйных насосов для эксплуатации скважин занимаются РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина,
Гипротюменнефтегаз, фирма «Инжектор» (Западная Сибирь) и другие научные и производственные организации. В настоящее время
разработаны струйные установки с наземным и погружным силовым приводом, при этом струйный насос может быть стационарным
или вставным (сбрасываемым). Струйные насосные установки с погружным силовым приводом, как правило, однотрубные без пакера.
119
Каждая система имеет преимущества, недостатки и свою область
рационального применения. Особое место занимают струйные
насосные установки с погружным приводом, в качестве которого
используется УЭЦН. Такие установки получили название тандемных установок: они обладают рядом преимуществ перед любыми
другими способами механизированной эксплуатации скважин, выводя технологию эксплуатации скважин на более высокий уровень.
Наземное оборудование струйных насосных установок выпускается как для одной скважины (индивидуальный привод), так и для
группы (куста) скважин (групповой привод) и содержит, как правило, блок силовых насосов, емкость для рабочей жидкости и гидроциклонный аппарат для ее очистки от механических примесей. Сепарация газа от добываемой жидкости происходит либо в специальной емкости, либо в емкости, совмещающей функции газосепаратора и хранилища рабочей жидкости. В последнем случае в компоновку наземного оборудования входит подпорный насос, который
производит рециркуляцию очищенной рабочей жидкости через гидроциклон.
Устье скважины оборудуется четырехходовым клапаном, позволяющим менять схему циркуляции рабочей жидкости в скважине
при спуске и подъеме струйного насоса.
Во многих случаях источником рабочей жидкости служит вода
из системы ППД.
Схема и принцип действия струйного насоса. Строго говоря,
струйный насос не является насосом в обычном понимании этого
слова, так как он не создает избыточного напора на выходе. В нем
происходит двойное преобразование гидравлической энергии: сначала потенциальная энергия рабочей жидкости преобразуется
в сопле в кинетическую энергию, за счет чего в поток рабочей жидкости, подмешивается инжектируемая жидкость. Смешанный поток
рабочей и инжектируемой жидкости, проходя через камеру смешения, поступает в диффузор, где происходит преобразование кинетической; энергии смешанного потока в потенциальную энергию.
Принципиальная схема струйного насоса представлена на рис. 15.1.
Насос состоит из следующих элементов: канала подвода рабочего
агента, активного сопла 2, канала подвода инжектируемой жидкости 3 (в области сопла этот канал часто называют приемной камерой), камеры смешения 4 и диффузора 5.
120
Рис. 15.1. Принципиальная схема струйного насоса: 1 – канал подвода
рабочего агента; 2 – активное сопло; 3 – канал подвода
инжектируемой жидкости; 4 – камера смешения; 5 – диффузор
Принцип работы струйного насоса заключается в следующем:
рабочий агент, обладающий значительной потенциальной энергией,
подводится к активному соплу 2, в котором происходит преобразование части потенциальной энергии в кинетическую.
Струя рабочего агента, вытекающая из сопла 2, понижает давление в приемной камере, вследствие чего часть инжектируемой
жидкости (продукция скважины) подмешивается к рабочему агенту
и поступает в камеру смешения 4. В камере смешения рабочий
агент и инжектируемая жидкость перемешиваются, выравниваются
их скорости и давления, и смешанный поток поступает в диффузор
5. В диффузоре происходит плавное снижение кинетической энергии смешанного потока и рост его потенциальной энергии. На выходе из диффузора смешанный поток должен обладать потенциальной энергией, достаточной для подъема его на поверхность. Несмотря на достаточно известный и понятный принцип работы этого
насоса, расчет его основных элементов является чрезвычайно сложным, что связано со сложностью продукции скважины (инжектируемого потока). К настоящему времени преодолены практически все
трудности проектирования таких насосов, и они используются
в возрастающем объеме для эксплуатации скважин с осложненными
условиями. Серийное производство струйных насосов, используемых при эксплуатации скважин, освоено Лебедянским машиностроительным заводом (ЛеМаЗ).
Основные закономерности работы струйных насосов на
вязких жидкостях. Принципиальная возможность применения
струйных насосов для эксплуатации добывающих скважин с осложненными условиями эксплуатации ставит вопрос об эффективности
работы таких насосов на жидкостях различных вязкостей. Если закономерности работы струйных насосов на жидкостях малой вязкости исследованы достаточно подробно, то их работа при инжекти-
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]