- •Глава I
- •Подземный ремонт скважин
- •§ 1. Нефтяные и газовые залежи
- •§ 2. Конструкция скважин
- •§ 3. Способы эксплуатации скважин
- •§ 4. Подземный ремонт скважин
- •§ 2. Оборудование газлифтных скважин
- •§ 3. Штанговые скважинные насосные установки
- •§ 4. Установки центробежных электронасосов
- •§ 5. Оборудование нагнетательных скважин
- •§ 1. Особенности оборудования для
- •§ 2. Инструмент и приспособления для спуско-подъемных операций
- •§ 3. Оборудование для механизации тяжелых ручных операций
- •Техническая характеристика ключа ашк
- •§ 4. Стационарное оборудование
- •§ 5. Агрегаты для ремонта нефтяных и газовых скважин
- •§ 6. Агрегаты для гидроразрыва, гидропескоструйной перфорации и солянокислотной обработки
- •Техническая характеристика
- •§ 7. Канатная техника
- •§ 8. Противовыбросовое оборудование
- •§ 9. Агрегаты для исследования скважин
- •§ 10. Оборудование для вспомогательных операций и ремонта техники
- •§ 11. Ловильные инструменты
- •§ 12. Оборудование для ремонта скважин под давлением
- •Глава IV
- •§ 1. Классификация операций, выполняемых при подземном ремонте скважин
- •§ 2. Подготовка скважин к ремонту
- •§ 3. Спуско-подъемные операции
- •§ 4. Смена штангового насоса и изменение глубины подвески
- •§ 5. Ремонт скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами
- •§ 6. Чистка и промывка песчаных и гидратных пробок
- •§ 7. Термическая очистка труб от парафина
- •§ 8. Гидравлический разрыв пласта
- •§ 9. Гидропескоструйная перфорация
- •§ 10. Кислотная обработка скважин
- •§ 11. Ловильные работы
- •Извлечение упавших труб
- •§ 12. Ремонтно-изоляционные работы
- •§ 13. Зарезка скважин вторым стволом
- •§ 14. Ремонтноисправительные работы
§ 2. Оборудование газлифтных скважин
В зависимости от конкретных условий эксплуатации скважины используют различные схемы газлифтных установок. Все они включают устьевое оборудование и внутрискважинное.
Наиболее часто в качестве устьевого оборудования используют фонтанную арматуру, в которой для подвески второго ряда труб устанавливают вторую катушку. В редких случаях применяют специальную, упрощенную и более легкую арматуру, изготовляемую в промысловых мастерских и предназначенную только для нагнетания газа в трубы или межтрубное пространство. Если эксплуатация скважины сопровождается интенсивным отложением парафина, то на арматуре устья устанавливают дополнительно лубрикатор, через который на проволоке в скважину опускают скребок для механического удаления парафина.
На устье газлифтных скважин устанавливают клапан-регулятор с исполнительным механизмом для стабилизации давления, подаваемого в скважину рабочего агента, поскольку в магистральных линиях часто происходят его колебания, нарушающие нормальную работу скважин.
При выборе конструкции подъемника учитывают, в частности, характерные особенности его эксплуатации. Двухрядный подъемник обеспечивает более равномерную работу скважин — пульсация потока жидкости, поднимающейся по трубам, мала, поскольку объем кольцевого пространства, заполненного газом, меньше, чем объем подъемных труб, а столб жидкости в затрубном пространстве играет роль компенсатора и обеспечивает равномерное поступление жидкости к башмаку подъемных труб.
Для однорядного подъемника характерна пульсация, что зат-
30
рудняет регулирование подачи рабочего агента и способствует образованию песчаных пробок и отложению парафина. Вместе стем однорядный лифт требует использования меньшего количества насосно-компрессорных труб. Для равномерного поступления рабочего агента в полость подъемных труб используют рабочие клапаны.
При однорядном подъемнике (рис. II.3) рабочий агент подают в затрубное пространство скважины. При использовании пусковых клапанов пластовая жидкость вытесняется в подъемные трубы до тех пор, пока давление не достигнет величины, соответствующей регулировке верхнего клапана, после чего он открывается и пропускает газ во внутреннюю полость колонны подъемных труб. По мере его подъема верхняя часть столба жидкости газируется и начинает двигаться вверх — часть ее вытекает из колонны подъемных труб. В результате давление в колонне уменьшается, уровень жидкости в затрубном пространстве понижается до тех пор, пока не достигнет следующего, нижерасположенного клапана. После этого (в соответствии с регулировкой клапанов) верхний клапан закрывается, а нижний открывается и начинается процесс газирования нижерасположенного объема пластовой жидкости,
Рис. П.З. Схема газлифтной установки:
1 — устьевое оборудование (фонтанная арматура); 2— скважинная камера; 3 — газлифтный клапан; 4 — пакер; 5 — приемный клапан
находящегося во внутренней полости колоны подъемных труб.
Этот процесс повторяется до
тех пор, пока весь объем жидкости во внутренней полости подъемных труб не будет газирован. После этого пусковые клапаны закроются, а газ будет поступать через башмак подъемных труб или рабочий клапан. Для замены пусковых или рабочих клапанов с целью их регулировки, при отказе или поломке без подъема колонны труб клапаны устанавливают
в специальных эксцентричных скважинных камерах, располагаемых по длине колонны на расчетных глубинах. Спускаемый в карман скважинной камеры клапан в рабочем положении уплотняется специальными кольцами и фиксируется пружинной защелкой. Скважинную камеру изготавливают таким образом, чтобы проходное сечение колонны и соосность труб полностью сохранялись. Это позволяет извлекать и устанавливать клапаны в любой последовательности независимо друг от друга.
Клапаны устанавливают или извлекают инструментом, спускаемым в скважину с помощью лебедки на канате или проволоке.
К характерным особенностям работы газлифтных установок с точки зрения проведения подземных ремонтов следует отнести следующее: отложения парафина в компрессорных скважинах по сравнению с фонтанными при одинаковом составе нефти значительнее, что объясняется более интенсивным охлаждением нефти в процессе ее подъема по колонне труб. Признаком запарафинивания труб является постепенное повышение давления рабочего агента при одновременном уменьшении дебита. Парафин из подъемных труб удаляют теми же методами, что и при фонтанной эксплуатации, поскольку арматура устья в обоих случаях идентична, внутренняя полость подъемных труб свободна от какого-либо оборудования. Аналогичные признаки характерны и при отложении солей на стенках насосно-компрессорных труб. Интенсивность их отложения зависит от содержания воды в пластовой жидкости, ее химического состава, наличия углекислого газа. Для уменьшения интенсивности отложения солей в струю рабочего агента, направляемого в скважину, вводят специальные химические реагенты.
При газлифтной эксплуатации, когда в качестве рабочего агента применяют воздух, а продукция скважин содержит большое количество воды и сероводорода, происходит интенсивная коррозия колонны подъемных труб и деталей устьевой арматуры, соприкасающихся с пластовой жидкостью. Коррозия может быть настолько интенсивной, что через месяц в насосно-компрессорных трубах образуются сквозные свищи, что приводит к необходимости замены колонны. В кольцевом пространстве двухрядного подъемника из продуктов коррозии труб могут образовываться пробки, перекрывающие поперечное сечение и вызывающие прихваты внутреннего ряда труб.
Для предупреждения подобных явлений к наиболее эффективным профилактическим средствам относятся использование в качестве рабочего агента нефтяного газа, а также насосно-компрессорных труб с внутренним покрытием. Положительный эффект достигается также при подаче в поток рабочего агента различных ингибиторов коррозии.