8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Подготовка к ремонту скважин


§ 2. Подготовка скважин к ремонту

Скважину (эксплуатационную или нагнетательную) считают подготовленной для подземного ремонта, если создана возмож­ность проведения всех необходимых операций при условии соблю­дения безопасности рабочего персонала, исключения загрязнения окружающей среды и потерь нефти.

Подготовка скважины состоит из двух основных частей:

  1. собст­венно подготовки скважины к проведению планируемых работ

  2. подготовки используемого при этом оборудования.

К первой группе относятся работы, связанные с:

Ко второй — установка или ремонт мостков,

  • проверка якорей,

  • установка передвижною агрегата подземного ремонта

  • приведение в порядок стацио­нарной вышки (ремонт полов и мостков, проверка состояния крон-блока и мачты, смазка шкивов, оснастка талевой системы, уста­новка оттяжного ролика),

  • подвешиваение ролика к поясу вышки при работе на скважинах, оборудованных ЭЦН,

  • расстановка обо­рудования на площадке.

Помимо этого, к подготовительным работам относят, доставку к скважине труб, насосных штанг, каната, талевого блока, подъ­емного крюка, укладку труб и штанг в стеллажи, райберовку труб, крепление муфт на трубах, работы, связанные с исследованием состояния скважины (определение уровня жидкости, места распо­ложения пробки, глубины забоя и т. п.). Необходимость подготов­ки скважин, эксплуатирующихся механизированными способами, обусловлена возможностью ее проявления при подземном ремонте, причем вероятность самоизлива скважины тем выше, чем большая депрессия создавалась на забое в процессе ее эксплуатации. Это объясняется следующим образом. Большинство месторождений раз­рабатывают с поддержанием пластового давления. При высокой обводненности и работе скважин в режиме форсированных отбо­ров перепады между пластовым и забойным давлением весьма ве­лики. Если после остановки такой скважины не заглушить ее, то через сравнительно небольшой промежуток времени давление вос­становится и статический уровень жидкости поднимется настоль­ко, что начнется самоизлив скважины.

Для фонтанирующих скважин глушение обязательно, пос­кольку в противном случае начнется ее открытое фонтаниро­вание.

Для эксплуатационных скважин подготовка их к ремонту мо­жет быть выполнена несколькими способами.

1. Наиболее рационально перекрытие клапана-отсекателя, ус­тановленного выше перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. Для этого необходима предварительная установка кла­пана-отсекателя, позволяющего проводить ремонт без глушения скважины.

2. Промывка скважины в сочетании с глушением.

3. Оснащение устья скважины оборудованием, позволяющим проводить работы под давлением.

Глушение скважины заключается в замене жидкости в скважи­не, состоящей из нефти, газа и воды, на задавочную жидкость с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавяения на пласт.

Для удаления из скважины пластовой жидкости с малым удель­ным весом применяют прямую и обратную циркуляцию жидкости. При прямой технологическую жидкость закачивают по колонне насосно-компрессорных труб, а вытесняемая пластовая жидкость дви­жется по кольцевому каналу между НКТ и эксплуатационной колонной. При обратной циркуляции технологическую жидкость за­качивают в кольцевое пространство, а вытесняемая пластовая жид­кость движется по НКТ.

Промывка с прямой и обратной циркуляцией обеспечивает га­рантированное замещение столба пластовой жидкости лишь до глубины спуска насоса или НКТ. Для замещения всего объема жидкости поступают следующим образом: при обратной промывке после появления технологической жидкости на устье скважины, что определяется по периодическим отборам проб из контрольно­го вентиля, центральную задвижку закрывают, а закачку техноло­гической жидкости не прекращают.

При условии повышения давления закачиваемой технологиче­ской жидкости по сравнению с пластовым столб жидкости, распо­лагающийся ниже колонны промывочных труб или НКТ, будет за­давлен обратно в пласт.

Гарантировать полное замещение всего столба пластовой жид­кости на технологическую при промывке нельзя, поэтому плот­ность пластовой жидкости выбирают такой, чтобы противодавле­ние на пласт превышало пластовое давление на 5—10%- Соотно­шение противодавления и пластового давления называют коэффи­циентом запаса.

В качестве технологической жидкости при подземном ремонте обычно используют:

  • сточную воду, получаемую в процессе промысловой подготов­ки продукции нефтяных скважин, плотностью 1080—1120 кг/м3,

  • высокоминерализованную пластовую воду плотностью 1180— 1230 кг/м3,

  • специальные утяжеленные растворы плотностью до 1450 кг/м3.

После завершения промывки и задавливания скважины (в тех случаях, когда это необходимо) вокруг нее размещают и монти­руют оборудование для выполнения подземного ремонта.

В зависимости от способа эксплуатации, особенностей конст­рукции оборудования, спущенного в скважину, целей подземного ремонта состав и размещение оборудования могут быть различны­ми. Общим для большинства работ (рис. IV.2) является наличие У скважины приемных мостков со стеллажами для насосно-комп-рессорных труб и штанг (при эксплуатации скважины ШСН), яко­рей для соединения со страховочными оттяжками, площадки для подъемника. При ремонте сква­жины, оборудованной УЭЦН, размещение оборудования не­сколько иное (рис. IV.3).

Порядок выполнения подгото­вительных работ следующий.

1. Установка передвижных мостков у устья скважины (в тех случаях, когда отсутствуют ста­ционарные).

2. Проверка якорей для креп­ления оттяжек.

3. Устройство площадки для опоры домкрата вышки и агре­гата.

4. Установка агрегата у устья скважины.

5. Установка вышки в верти­кальное положение, выдвижение ее секции вверх.

6. Центровка мачты и натя­жение оттяжек.

7. Установка настила рабо­чей площадки.

Рассмотрим более подробно выполняемые операции при мон­таже агрегата Азинмаш-37А. В них участвуют оператор, помощ­ник оператора, машинист подъ­емного агрегата и тракторист ходового трактора.

По сигналу оператора тракто­рист подгоняет ходовой трактор к передвижным мосткам, .опера-гор зацепляет их к фарк опу и наблюдает за точной установкой мостков у устья. Вместе с помощником он отцепляет мостки после их установки.

Оператор вместе с трактористом проверяет качество крепления якорей. Для этого тракторист последовательно подводит трактор к каждой петле, оператор цепляет петлю якоря за фаркоп и да­ет сигнал на натяжку якоря. После проверки на усилие 45 кН трактор переезжает к следующему якорю.

В это время помощник наблюдает за подгонкой агрегата к ус­тью скважины со стороны, противоположной мосткам. Не доез­жая 10 м до устья, агрегат останавливается, оператор с помощ­ником разматывают оттяжки и растаскивают их в стороны. Затем они подготавливают площадку под брусья и подъемный агрегат, укладывают брусья под домкраты

Машинист, руководствуясь сигналами оператора, стоящего на мостках, подгоняет агрегат к устью скважины таким образом, что­бы продольная ось агрегата совпадала с осью устья скважины. Одновременно с этим помощник следит за движением агрегата и, когда расстояние между плоскостью ног задней опоры мачты и устьем скважины составляет 1,5 м, дает сигнал на прекращение движения.

Машинист затормаживает агрегат, ставит его на ручной тормоз, присоединяет заземление к кондуктору и вынимает выносной пульт управления.

Оператор с помощником устанавливают ноги задней опоры мачты в нижнее положение. Для этого вытаскивают пальцы, фик­сирующие их в верхнем положении, и после опускания ног их ус­танавливают в отверстие, соответствующее нижнему положению.

После этого вращением винтовых домкратов прижимают опорные плиты ног к фундаменту, устанавливают боковые откидные опо­ры, после чего разносят стяжные винты к якорям и цепляют их за петли.

После проверки исправности узлов подъема и работы упоров верхней секции вышки машинист заполняет маслом полость гид­равлических домкратов для подъема мачты. По сигналу оператора, находящегося в 15—20 м от агрегата, машинист, работая за вы­носным пультом управления, начинает подъем до тех пор, пока мачта не сядет в гнезда задней опоры.

Оператор с помощником прикрепляют нижнюю секцию мачты к задней опоре и открепляют верхнюю секцию от нижней. Маши­нист по сигналу оператора начинает выдвижение секции вышки до появления светового сигнала на пульте, после чего опускает ее вниз, сажая на упоры.

агрегата. При подъеме оператор с помощником наблюдают за подъемом секции и оттяжкой канатов. После выдвижения секции вышки они растаскивают оттяжки и зацепляют их за стяжные винты, ранее прикрепленные к петлям якорей.

Центрируют мачту вращением винтовых домкратов таким об­разом, чтобы ось вращения спущенного крюка совпадала с осью скважины. После центровки оператор с помощником натягивают оттяжки мачты винтами. Затем устанавливают и настилают рабо­чую площадку.

После размещения и монтажа оборудования бригада присту­пает к монтажу приспособлений для спуско-подъемочных опера­ций: устанавливают инструментальный столик, монтируют, если они используются при ремонте, штанговый или трубные механи­ческие ключи и т. п.

Указывать общий для подземных ремонтов всех видов перечень работ не представляется целесообразным, поскольку он опреде­ляется не только целью ремонта, применяемыми инструментами и механизмами, но и традициями выполнения этих операций, су­ществующими в НГДУ или объединениях.

Перед ремонтом скважины, эксплуатируемой ЭЦН, рядом с ней в поле зрения тракториста устанавливают кабеленаматыва-тель и пульт управления им. Ось барабана должна быть перпен­

дикулярна к линии, соединяющей его середину с осью скважины. Кабель должен сбегать с верхней части барабана и через подвес­ной ролик направляться к устью скважины.

У устья скважины располагают инструмент для спуско-подъ-емных работ, вспомогательное оборудование.

Проведению спуско-подъемных операций, расхаживанию труб и всех операций, связанных с применением или извлечением внут-рискважинного оборудования, предшествует разборка устьевой ар­матуры.

Фонтанную арматуру разбирают следующим образом: вначале отсоединяют боковые фланцы, снимают буферный и вместо него устанавливают подъемный патрубок. После отвинчивания болтов,крепящих тройник к центровой задвижке, элеватор подводят под муфту подъемного патрубка и осторожно поднимают арматуру вверх.

studfile.net

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К РЕМОНТУ

Тема 1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ О ПОДЗЕМНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К РЕМОНТУ.

Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных, сопряжено с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин.

Классификация операций, выполняемых при подземном ремонте скважин

Подземным ремонтом скважины (ПРС) называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.

Межремонтным периодомработы скважины (МРП) называют продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта.

МРП различают на:

· плановый;

· фактический.

Плановый МРП каждой скважины проектируют, исходя из запланированного числа планово-предупредительных ремонтов, с учетом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта.

Фактический МРП исчисляется исходя из фактических ремонтов данной скважины. Отношения фактически отработанного скважиной времени календарному называется коэффициентом эксплуатации.

При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.

ПРС условно можно разделить на:

1) текущий

2) капитальный.

Рисунок 1-Классификация операций подземного ремонта: 1 - транспортные операции; 2 - подготовительные операции; 3 - спускоподъемные операции; 4 - тартание и др.; 5 - депарафинизация; 6 - чистка пробок; 7 - закачка теплоносителя; 8 - закачка кислоты; 9 - закачка специальной жидкости; 10 - заливка цемента; 11 - цементирование ствола; 12 - разбуривание

1. Текущий ремонт скважин (ТРС) - комплекс работ направленных:

· на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования,

· на изменение режима эксплуатации скважины,

· на очистку скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).

· на геолого-технические и другие мероприятия в скважинах по восстановлению и повышению их нефтеотдачи.

Цель текущего ремонта – устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, подготовка к освоению новых скважин после бурения и КРС.

К основным работам при ТРС относятся:

· спуско-подъемные операции (СПО),

· монтаж и демонтаж устьевого оборудования.

ТРС подразделяют на:

а) планово-предупредительный (или профилактический)

б) восстановительный (аварийный)

в) технологические работы.

Планово-предупредительный ремонт (ППР) скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе, как подземного оборудования, так и самих скважин. ППР планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой по разным причинам (пробкообразование, забивание труб парафином, солями, обрыв штанг, труб, отказ насоса, пропуск клапана при газлифтной добыче и др.)

2. Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ:

1) связанных с восстановлением работоспособности:

· обсадных колонн,

· цементного кольца,

· призабойной зоны (ПЗП),

2) ликвидацией сложных аварий,

3) спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

В настоящее время около 90 % всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и 5 % - с УЭЦН.

При КРС проводятся следующие операции:

а) транспортные - доставка оборудования на скважину;

б) подготовительные - подготовка к ремонту.

в) спускоподъемные (СПО) - подъем и спуск нефтяного оборудования;

г) операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;

д) заключительные - демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.

 

ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К РЕМОНТУ

Скважину (эксплуатационную или нагнетательную) считают подготовленной для подземного ремонта если:

1) создана возмож­ность проведения всех необходимых операций при условии:

· соблю­дения безопасности рабочего персонала,

· исключения загрязнения окружающей среды

· исключения потерь нефти.

Выполнение ПРС возлагается на предприятия, оказывающие сервисные услуги (технический сервис) для добывающих предприятий нефти и газа.

Предприятия по ПРС имеют в качестве основных подразделений несколько цехов, количество которых ориентировано на количество обслуживаемых месторождений. В каждом цеху находится от 15 до 30 бригад КРС, в состав каждой из которых включается:

1) Персонал (двух вахт):

· Мастер бригады КРС (ИТР)

· Вахта - две смены, в составе каждой 4 рабочих: один бурильщик, два помощника бурильщика и один оператор-машинист подъемного агрегата

2) Оборудование – подъемный агрегат.

Подготовка скважины состоит из двух основных частей:

1. Собст­венно подготовки скважины к проведению планируемых работ.

2. Подготовки используемого при этом оборудования.

К первой группе относятся работы, связанные с глушением скважины и предупреждением ее фонтанирования или каких-либо проявлений в процессе проведения работ.

Ко второй: 1) установка или ремонт мостков,

2) проверка якорей,

3) установка передвижного агрегата подземного ремонта либо приведение в порядок стацио­нарной вышки:

· ремонт полов и мостков,

· проверка состояния кронблока и мачты,

· смазка шкивов, оснастка талевой системы,

· уста­новка оттяжного ролика,

4) подвешивание ролика к поясу вышки при работе на скважинах, оборудованных ЭЦН,

5) расстановка обо­рудования на площадке.

Помимо этого, к подготовительным работам относят:

· доставку к скважине труб, насосных штанг, каната, талевого блока, подъ­емного крюка,

· укладку труб и штанг в стеллажи,

· райберовку труб,

· крепление муфтна трубах,

· работы, связанные с исследованием состояния скважины (определение уровня жидкости, места распо­ложения пробки, глубины забоя и т. п.).

Глушение скважин

 

Необходимость подготов­ки скважин, эксплуатирующихся механизированными способами при ПРС, обусловлена возможностью ее проявления из-за того, что:

1) большинство месторождений раз­рабатывают с поддержанием пластового давления, причем вероятность самоизлива скважины тем выше, чем большая депрессия создавалась на забое в процессе ее эксплуатации.

2) при высокой обводненности и работе скважин в режиме форсированных отбо­ров перепады между пластовым и забойным давлением весьма ве­лики. Если после остановки такой скважины не заглушить ее, то через небольшой промежуток времени давление вос­становится и статический уровень жидкости поднимется настоль­ко, что начнется самоизлив скважины.

Для фонтанирующих скважин глушение обязательно, пос­кольку в противном случае начнется ее открытое фонтаниро­вание!!!

Для эксплуатационных скважин подготовка их к ремонту мо­жет быть выполнена несколькими способами.

1. Наиболее рационально перекрытие клапана-отсекателя, установленного выше перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. Для этого необходима предварительная установка кла­пана-отсекателя, позволяющего проводить ремонт без глушения скважины.

2. Промывка скважины в сочетании с глушением.

3. Оснащение устья скважины оборудованием, позволяющим проводить работы под давлением.

Глушение скважины заключается в замене жидкости в скважи­не, состоящей из нефти, газа и воды, на задавочную жидкость с плотностью, обеспечивающей создание необходимого противодавления на пласт.

Для удаления из скважины пластовой жидкости с малым удель­ным весом применяют прямую и обратную циркуляцию жидкости.

При прямойтехнологическую жидкость закачивают по колонне НКТ, а вытесняемая пластовая жидкость дви­жется по кольцевому каналу между НКТ и эксплуатационной колонной (затрубному пространству).

При обратной циркуляции технологическую жидкость за­качивают в кольцевое пространство, а вытесняемая пластовая жид­кость движется по НКТ.

Промывка с прямой и обратной циркуляцией обеспечивает га­рантированное замещение столба пластовой жидкости лишь до глубины спуска насоса или НКТ.

Для замещения всего объема жидкости поступают следующим образом: при обратной промывке после появления технологической жидкости на устье скважины (определяется по периодическим отборам проб из контрольно­го вентиля) центральную задвижку закрывают, а закачку техноло­гической жидкости не прекращают.

При условии повышения давления закачиваемой технологиче­ской жидкости по сравнению с пластовым столб жидкости, распо­лагающийся ниже колонны промывочных труб или НКТ, будет за­давлен обратно в пласт.

Гарантировать полное замещение всего столба пластовой жид­кости на технологическую при промывке нельзя, поэтому плот­ность пластовой жидкостивыбирают такой, чтобы противодавле­ние на пласт превышало пластовое давление на 5—10%. Соотно­шение противодавления и пластового давления называют коэффи­циентом запаса.

В качестве технологической жидкости при КРС используют:

· сточную воду, получаемую в процессе промысловой подготов­ки продукции нефтяных скважин, плотностью 1080—1120 кг/м3,

· высокоминерализованную пластовую воду плотностью 1180—1230 кг/м3,

· специальные утяжеленные растворы плотностью до 1450 кг/м3.

После завершения промывки и задавливания скважины (в тех случаях, когда это необходимо) вокруг нее размещают и монти­руют оборудование для выполнения подземного ремонта.

Читайте также:


Рекомендуемые страницы:

Поиск по сайту

poisk-ru.ru

Состав работ при подготовке скважин к ремонту — Студопедия

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

studopedia.ru

Подготовка глубиннонасосных скважин к ремонту. — Студопедия.Нет

ОБЩИЙ ХАРАКТЕР КРС Коэффициент эксплуатации скважин. Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Причины могут быть самые разнообразные, связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, с изменениями пластовых условий, с прекращением подачи электроэнергии или газа для газлифтных скважин, с прекращением откачки и транспортировки жидкости на поверхности и пр. Так или иначе часть времени скважины простаивают либо в ожидании ремонта, либо в течение самого ремонта. Частота ремонта скважин и относительная длительность их работы оцениваются определенными показателями, характеризующими состояние организации и технологии добычи нефти на данном нефтедобывающем предприятии наряду с другими технико-экономическими показателями.   Коэффициентом эксплуатации Кэ представляет собой отношение суммарного времени работы данной скважины Тi в сутках к общему календарному времени Tкi анализируемого периода (год, квартал, месяц).                                    Kэ=Ti / Tк                 Коэфициент эксплуатации скважин колеблется в пределах 0,95-0,98.   2. Показателим работы скважин. Межремонтный период. МРП определяется как отношение суммы продолжительностей работы этих скважин к сумме числа ремонтов по каждой i - й скважине: где αi - число ремонтов по каждой скважине в течение анализируемого времени. Если продолжительность анализируемого (календарного) времени по каждой скважине различна, то средний МРП удобнее определять по формуле        (4) где Tкi - календарное время работы i - й скважины, сут; Tpi - продолжительность пребывания i - й скважины в ремонте в течение ее календарного времени Tкi, сут.    3. Последовательность выполнения работ при КРС.   4. Технологический процесс подземного ремонта скважин. Технологический процесс подземного ремонта можно разбить на три последовательных этапа: 1) подготовительные работы 2) спускоподъемные операции (СПО) 3) заключительные работы   Подготовительные работы проводят до начала ремонта скважины с целью обеспечения бесперебойной работы бригады. К этим работам относятся: 1) проверка состояния вышки (мачты), центрирующие ее по устью скважины; 2) проверка состояния кронблока; 3) доставка необходимого оборудования (труб, штанг, талевого блока, каната и т.д.) 4) укладка труб на стеллажах у скважины; 5) оснастка и разоснастка талевой системы; 6) доставка к скважине передвижного агрегата или подъемника, ее установка; 7) подвешивание подвесного ролика к поясу вышки для скважины оборудованных ЭЦН; 8) подготовка площадки для кабельного барабана.   5. Подготовка к ремонту фонтанных и компрессорных скважин.Подготовка глубиннонасосных скважин к ремонту. Подготовка к ремонт. скважин, эксплуатирующихся центробежными погружными электронасосами. Подготовка глубиннонасосных скважин к ремонту.

Подготовка к ремонту фонтанных и компрессорных скважин.

Подлежащие ремонту фонтанные и компрессорные скважины с возможными фонтанными проявлениями во избежание выбросов при спуско-подъемных операциях должны быть предварительно заглушены.

Для этого к затрубному пространству присоединяют промысловый агрегат, с помощью которого в скважину прокачивают воду или глинистый раствор соответствующей плотности. Агрегат все время должен быть присоединен к затрубному пространству скважины.

До начала ремонта скважины должны быть оборудованы стояком, вертлюгом и шлангом, а на стеллажах уложено необходимое количество труб разных типоразмеров.

После прокачки жидкости, когда давление в кольцевом, затрубном пространствах и на буфере упадет до нуля, можно приступать к разработке фонтанной арматуры.

А в компрессорных скважинах перед разработкой арматуры необходимо прекратить подачу сжатого газа (воздуха) в скважину, а затем постепенно выпустить газ (воздух) из кольцевого пространства, то есть снизить давление в нем.После этого приступают к разборке арматуры: отвинчивают болты арматуры у штуцерных патрубков на выкидах и у нижнего фланца елки, с помощью специального приспособления снимают арматуру с устья скважины и отводят в угол вышки, чтобы не мешала работе.

В фонтанных скважинах задвижку с присоединенной к ней катушкой и двухтрубкой следует соединить с вертлюгом и шлангом. При первых признаках фонтанирования сажают переводной фланец тройника (или крестовик) и закрепляют болтами.

Сборка фонтаннор-компрессорной арматуры производится в обратном порядке.

Подготовка глубиннонасосных скважин к ремонту.

Для этого останавливают станок-качалку, отсоединяют выкидную линию от тройника-сальника, отсоединяют полированный шток и откидывают головку балансира в крайнее верхнее положение, закрепляют ее тормозом. На полированном штоке, несколько выше крышки тройника-сальника, устанавливают штанговый зажим.

После этого плавно спускают колонну насосных штанг, до тех пор, пока зажим не сядет плотно на крышку тройника-сальника, отсоединяют канатную подвеску и разбирают оборудование на устье скважины. В зависимости от предстоящего вида ремонта и конструкции тройника-сальника способы разборки оборудования несколько видоизменяются.

 

studopedia.net

Подготовка к ремонту фонтанных и компрессорных скважин. — Студопедия.Нет

Подлежащие ремонту фонтанные и компрессорные скважины с возможными фонтанными проявлениями во избежание выбросов при спуско-подъемных операциях должны быть предварительно заглушены.

Для этого к затрубному пространству присоединяют промысловый агрегат, с помощью которого в скважину прокачивают воду или глинистый раствор соответствующей плотности. Агрегат все время должен быть присоединен к затрубному пространству скважины.

До начала ремонта скважины должны быть оборудованы стояком, вертлюгом и шлангом, а на стеллажах уложено необходимое количество труб разных типоразмеров.

После прокачки жидкости, когда давление в кольцевом, затрубном пространствах и на буфере упадет до нуля, можно приступать к разработке фонтанной арматуры.

А в компрессорных скважинах перед разработкой арматуры необходимо прекратить подачу сжатого газа (воздуха) в скважину, а затем постепенно выпустить газ (воздух) из кольцевого пространства, то есть снизить давление в нем.После этого приступают к разборке арматуры: отвинчивают болты арматуры у штуцерных патрубков на выкидах и у нижнего фланца елки, с помощью специального приспособления снимают арматуру с устья скважины и отводят в угол вышки, чтобы не мешала работе.

В фонтанных скважинах задвижку с присоединенной к ней катушкой и двухтрубкой следует соединить с вертлюгом и шлангом. При первых признаках фонтанирования сажают переводной фланец тройника (или крестовик) и закрепляют болтами.

Сборка фонтаннор-компрессорной арматуры производится в обратном порядке.

Подготовка глубиннонасосных скважин к ремонту.

Для этого останавливают станок-качалку, отсоединяют выкидную линию от тройника-сальника, отсоединяют полированный шток и откидывают головку балансира в крайнее верхнее положение, закрепляют ее тормозом. На полированном штоке, несколько выше крышки тройника-сальника, устанавливают штанговый зажим.

После этого плавно спускают колонну насосных штанг, до тех пор, пока зажим не сядет плотно на крышку тройника-сальника, отсоединяют канатную подвеску и разбирают оборудование на устье скважины. В зависимости от предстоящего вида ремонта и конструкции тройника-сальника способы разборки оборудования несколько видоизменяются.

Подготовка к ремонту.скважин, эксплуатирующихся центробежными погружными электронасосами.

Подготовительные работы заключаются в подготовке рабочего места у скважины, установке стоек для укладки на них насоса и электродвигателя, подвешивании подвесного ролика ко всему поясу вышки, подготовке всех вспомогательных приспособлений и инструментов для соединения отдельных частей агрегата и крепления кабеля к агрегату и насосным трубам.

Подвесной ролик служит для направления кабеля к устью скважины, облегчения операций по его спуску и подъему и недопущения перегибов кабеля.

Погружной агрегат доставляют на скважину в разобранном виде, т.е. электродвигатель, насос и протектор доставляют раздельно, затем их собирают при спуске в скважину.

 

Основная литература: 1[193-198], 2[Doc/2011.5], 5[3-8]

Дополнительная литература: 1[118-120]

Контрольные вопросы:

1. В чем заключается технологический процесс ПРС?

2. Цель проведения подготовительных работ.

3. В чем заключается подготовка глубиннонасосных скважин к ремонту?

4. Чем отличается подготовка к ремонту.скважин, эксплуатирующихся центробежными погружными электронасосами от других скважин?

 

Лекция№ 5,6.. СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ. ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ.

Подземный ремонт скважину неизбежно связан с подъемом и спуском труб, а в глубинонасосных скважинах-также и штанг.

Спуско-подъемными операциями (СПО) – называют работы по подъему и спуску труб и штанг в скважину.

Эти операции являются весьма трудоемкими, в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 40 до 85 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, т.е. фактически они определяют общую продолжительность подземного ремонта.

При спуске труб необходимо шаблонировать каждую из них. Отвинчивают предохранительное кольцо, очищают резьбу трубы от грязи и песка и смазывают графитовой смазкой. Не допускается спуск в скважину труб: дефектных, кривых, с помятой и испорченной резьбой.

Во избежание задевание торцов муфт за торец эксплуатационной колонны, тройников и крестовиков пользуются направленными воронками.

studopedia.net

Подготовительные работы к текущему ремонту скважин

 

  •               Глушат скважину (при необходимости).

  •               Производят передислокацию оборудования и бригады.

  •               Проверяют работоспособность подъемных сооружений и механизмов.

  •               Подбирают и проверяют инструмент и комплект устройств в соответствии со схемой оборудования устья, характером ремонта и конструкцией колонны труб и штанг.

  •               Устанавливают индикатор веса.

  •               Устанавливают на скважине емкости с жидкостью для глушения в объеме не менее двух объемов скважины.

  •               Перед демонтажом устьевой арматуры убеждаются в отсутствии нефтегазопроявлений и производят промывку скважины до вымыва жидкости в объеме скважины.

  •               В процессе подъема оборудования скважину доливают жидкостью для глушения в объеме, обеспечивающим противодавление на пласт.

  •               При спуске ступенчатой колонны из труб разных марок сталей замеряют их длину, и данные записывают в рабочий журнал. Для соединения труб разных диаметров используют переводники и патрубки заводского производства или изготовленные в ремонтно-механических мастерских ЦБПО.

  •               При спуске и подъеме труб, покрытых стеклоэмалями, осматривают каждую трубу, на стыках труб и муфте устанавливают остеклованные кольца. Спуск и подъем остеклованных труб производят плавно, без толчков и ударов. Поднятые трубы укладывают на стеллажи с деревянными прокладками между рядами толщиной не менее 30 мм.

Подземный ремонт скважин.

Комплекс работ, связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины и воздействием на призабойные зоны пластов, называется подземным ремонтом.

Продолжительность простоев действующего фонда скважин с связи с ремонтными работами учитывается коэффициентом эксплуатации, который представляет собой отношение времени фактической работы скважины к их общему календарному времени за месяц или год.

  • текущий

  • капитальный

К текущему ремонту скважин (ТРС) относятся:

  • ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг и труб,

  • смена насосно-компрессорных труб или штанг,

  • изменение глубины погружения подъемных труб,

  • очистка и смена песочного якоря,

  • очистка скважин от песчаных пробок,

  • удаление со стенок труб парафина, солей и др.

Эти работы выполняются специализированными бригадами по текущему ремонту скважин, организуемыми на каждом предприятии по добыче нефти и газа. Бригады по текущему ремонту работают по вахтно, в состав их входят три человека:

  • старший оператор

  • и оператор работают у устья скважины,

  • машинист - на лебедке подъемного механизма.

Более сложные работы, связанные

  • с ликвидацией аварий с подземным оборудованием,

  • исправлением поврежденных эксплуатационных колонн,

  • изоляцией притоков вод в скважину,

  • переходом на другой эксплуатационный горизонт,

  • обработкой призабойных зон пластов и др.,

относятся к категории капитального ремонта скважин (КРС).

Подземный ремонт скважин выполняется с помощью комплекса оборудования, состоящего из подъемных и транспортных средств, инструмента для выполнения ручных операций, средств механизации, оборудования по чистке скважины и др.

studfile.net

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 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.

studfile.net


Смотрите также