Общие понятия о текущем и капитальном ремонте скважин

⇐ ПредыдущаяСтр 12 из 12

Все работы по вводу скважин в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т.п. В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости.

Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидации обрыва штанг, замены скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Высококачественный подземный ремонт — главное условие увеличения добычи нефти и газа. Чем выше качество ремонта, тем больше межремонтный период и тем эффективнее эксплуатация скважины.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважины от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Продолжительность межремонтного периода работы скважины обычно определяют один раз в квартал (или полугодие) путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение квартала (полугодия), на число подземных ремонтов за то же рабочее время в данной скважине.

Для удлинения межремонтного периода большое значение имеет комплексный ремонт — ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважины. Чтобы гарантийный срок работы скважины был выдержан, ремонт наземного оборудования должен быть совмещен с подземным ремонтом. Поэтому на промысле заранее должны быть составлены комплексные графики на подземный ремонт и на ремонт наземного оборудования.

Коэффициент эксплуатации скважин — отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0.94 – 0.98, т.е. от 2 до 6 % общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Текущий ремонт выполняет бригада по подземному ремонту. Организация вахтовая — 3 человека: оператор с помощником у устья и тракторист-шофер на лебедке.

Капитальный ремонт выполняют бригады капитального ремонта, входящие в состав сервисных предприятий нефтяных компаний.

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.

Сепарация нефти от газа

Назначение сепараторов:

1. Для получения нефтяного газа;

2. Для уменьшения перемешивания газа и снижения гидравлических сопротивлений;

3. Для отделения от нефти образовавшейся пены;

4. Для предварительного отделения воды;

5. Для снижения пульсаций при транспортировании нефти.

Сепараторы делятся на следующие категории:

1. По назначению:

а) замерно-сепарирующие;

б) сепарирующие.

2. По геометрической форме и положению в пространстве:

а) цилиндрические;

б) сферические;

в) вертикальные;

г) горизонтальные;

д) наклонные.

3. По типу обслуживаемых скважин:

а) фонтанные;

б) компрессорные;

в) насосные.

4. По характеру проявления основных сил:

а) гравитационные;

б) инерционные (жалюзийные);

в) центробежные (гидроциклонные).

5. По рабочему давлению:

а) высокого давления (6, 4 МПа);

б) среднего давления (2, 5 МПа);

в) низкого давления (0, 6 МПа);

г) вакуумные.

6. По числу обслуживаемых скважин:

а) индивидуальные;

б) групповые.

7. По числу ступеней сепарации:

а) одноступенчатые;

б) многоступенчатые.

8. По разделению фаз:

а) 2-х фазные;

б) 3-х фазные.

В сепараторах любого типа различают 4 секции:

1. Основная сепарационная секция - служит для интенсивного отделения нефти от газа. На работу 1-й секции оказывает степень снижения давления и температуры в сепараторе, физико-химические свойства нефти.

2. Осадительная секция - здесь происходит дополнительное выделение пузырьков газа.

3. Секция сбора нефти – происходит сбор и накапливание нефти.

4. Каплеуловительная секция - она служит для улавливания частиц жидкости, уносимых потоком газа.

Сепаратор (рисунок 35) работает следующим образом:

Нефтегазовая смесь под давлением поступает через патрубок 1 к раздаточному коллектору 2. Далее смесь попадает на наклонные плоскости 6, увеличивающие путь движения нефти и способствующие тем самым выделению пузырьков газа. Верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка 4 жалюзийного типа, сечение которой показано на том же рисунке. Капельки нефти, отбиваемые в жалюзийной насадке 4, стекают в поддон и по дренажной трубе 13 направляются в нижнюю часть сепаратора.

В сечении жалюзи условно показаны две капли нефти: большая а, которая, пройдя две гофры, прилипает к стенке жалюзи и стекает по стенке вниз, и мелкая b, пролетевшая с потоком газа все гофры.

Каплеулавливающая насадка 4 может быть различной конструкции. Работа ее должна основываться на следующих принципах: столкновении потока газа с различного рода перегородками; изменении направления и скорости потока; использовании центробежной силы.

Рисунок 35 - Общий вид вертикального сепаратора

Перегородки 10 служат для успокоения уровня при пульсирующей подаче продукции скважин, а датчик регулятора уровня поплавкового типа 7 с исполнительным механизмом 8 – для циклического вывода нефти из корпуса сепаратора. Через патрубок 9 с установленной на нем задвижкой сбрасывается скопившаяся грязь. В верхней части сепаратора располагается предохранительный клапан 5, рассчитанный на сбрасывание газа при достижении в сепараторе давления выше нормы. На газовом патрубке сепаратора имеется также регулятор давления «до себя» 3, поддерживающий необходимое давление в корпусе сепаратора.

В нижней части корпуса сепаратора устанавливается водомерное стекло 11 с отключающимися краниками 12, предназначенное для измерения количества подаваемой жидкости

Работа сепаратора любого типа характеризуются двумя основными показателями:

1. Количеством капельной жидкости уносимой потоком газа из секции 4.

2. Количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции 3.

Чем меньше эти показатели, тем лучше работает сепаратор.

Эффективность сепаратора характеризуется степень усадки в нем нефти за счет разгазирования и соответствующее увеличение в нем газа.

В каждой ступени сепарации за счет снижения давления, количество нефти уменьшается и соответственно увеличивается количество газа.

К показателям эффективности работы нефтяного сепаратора относятся также удельный унос капельной жидкости потоком газа и удельной унос свободного газа потоком нефти.

Степень технического совершенства сепаратора характеризуется:

1. Минимальным диаметром капель жидкости, задерживаемых в сепараторе;

2. Максимальной допускаемой средней скоростью газового потока в свободном сечении сепаратора.

3. Временем пребывания жидкости в сепараторе, за которое происходит максимальное выделение газа.

Лекция № 18

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 7 8 9 10 1112