Состав работ при подготовке скважин к ремонту

Комплекс подготовительных работ перед производством ремонта производится в следующей последовательности:

• производится выдача задания (плана) на ремонт скважины;

• производится прием скважины в ремонт;

• производится планировка территории вокруг скважины для расстановки оборудования, сооружают, при необходимости, якоря;

• останавливают скважину и производят ее глушение;

• производится передислокация оборудования ремонтной бригады;

• расставляют оборудования и производят монтаж подъемного агрегата;

• производится подъем мачты подъемного агрегата и монтаж рабочей площадки;

• производится разборка устьевого оборудования и монтаж ПВО.

Глушение скважин

Перед началом ремонтных работ подлежат глу­шению:

• скважины с пластовым давлением выше гидростатического;

• скважины с пластовым давлением ниже гид­ростатического, но в которых согласно расчетам со­храняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.

Глушение скважины осуществляется заменой скважинной жидкости на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при пол­ной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости не до­пустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение.

Рисунок 31 – Промывка скважины

Глушение фонтанных (газлифтных) и нагне­тательных скважин производят закачиванием жидко­сти глушения методом прямой или обратной промыв­ки эксплуатационной колонны до выхода циркуляци­онной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обес­печения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1—2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.

Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сби­вания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, рав­ный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя.

Рисунок 32 – Схема расстановки агрегатов при глушении скважины

Рисунок 33 - Схема расположения оборудования, агрегатов, приспособлений при освоении и ремонте скважин при одиночном расположении скважины

Лекции № 16, 17 Сбор и подготовка скважинной продукции

К числу основных требований, предъявляемых к системам сбора, транспортирования и подготовки нефти, газа и воды на промыслах относятся:

1. Автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине.

2. Обеспечение герметизированного сбора продукции на всем пути движения.

3. Доведение нефти, газа и воды до норм товарной продукции.

4. Автоматический учет товарной нефти и газа и передача их товарно- транспортным организациям.

5. Возможность ввода в эксплуатацию части большого месторождения с полной утилизацией нефтяного газа.

6. Обеспечение высоких экономических показателей по капитальным затратам, снижению металлоемкости и экономичных расходов.

7. Надежность и маневренность эксплуатации технологических установок и возможность их полной автоматизации.

8. Изготовление оборудования технологических установок и основных узлов системы сбора индустриальным способом в блочном и мобильном исполнении.

В настоящее время обустройство нефтяных месторождений осуществляется с применением напорных герметизированных систем сбора и подготовки скважин, основными элементами которых являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС) или сепарационные установки с насосной от­качкой, а также центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН). Элементы системы связаны между собой с помощью трубопроводов: от добывающих скважин к АГЗУ газожидкостная смесь подается по выкидным линиям диамет­ром 73-114 мм, дальнейшая транспортировка продукции осу­ществляется по коллекторам большого диаметра.

Схема сбора и подготовки зависит от площади месторожде­ния, дебитов скважин, физико-химических свойств перекачи­ваемой жидкости, рельефа местности и природных условий. Так, в одних случаях продукция разделяется на АГЗУ на обвод­ненную и безводную, а в других она транспортируется после АГЗУ по единому коллектору. На некоторых месторождениях к ДНС подходят коллекторы от нескольких АГЗУ, на других на каждой АГЗУ установлен сепаратор первой ступенни, и жидкость транспортируется на ЦППН либо дожимными насо­сами, либо за счет давления в линии. На небольших по пло­щади месторождениях АГЗУ и ЦППН могут быть расположе­ны на одной площадке.

Рисунок 34 – Принципиальная схема сбора продукции в Западной Сибири

1 – добывающая скважина; 2 – выкидная линия; 3 – АГЗУ; 4 – сборный коллектор; 5 – КНС; 6 – нагнетательная скважина; 7 – УПВ; 8 – УПН; 9 – автоматизированная замерная установка; 10 – газопровод; 11 – ГПЗ; 12 – ДНС; 13 – магистральный нефтепровод; 14 – насосная станция; 15 – парк товарных резервуаров; 16 – товарный коллектор нефти

Принцип работы элементов системы на всех месторождени­ях одинаковый: на АГЗУ фазы не разделяются. Первая ступень сепарации осуществляется на ДНС, в ре­зультате газ отводится по отдельному коллектору. Кроме того, может проводиться предварительный сброс воды с закачкой ее в нагнетательные или поглощающие скважины, а вторая - на ЦППН. Технологические процессы подготовки нефти для всех сис­тем сбора аналогичны: сепарация или разделение фаз, де-эмульсация продукции, обессоливание, стабилизация нефти. Последний процесс обычно осуществляется параллельно с деэмульсацией и обессоливанием. Исходя из физических процессов, протекающих при подго­товке нефти, оборудование для систем изготовляют в блочном исполнении; вместо деэмульсационных и обессоливающих ус­тановок, в которых процессы нагрева и отстоя совмещены, сейчас выпускают нагреватели и отстойники. Комбинируя на­греватели и отстойники разной пропускной способности и различного исполнения, находят рациональный процесс подго­товки нефти для условий данного месторождения. Основным оборудованием системы сбора являются: выкид­ные линии и коллекторы, автоматизированные групповые за­мерные установки, путевые подогреватели, дожимные насосные станции.