ВВЕДЕНИЕ
Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных, сопряжено с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин.
ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ ПРИ ПРС
Для выполнения ПРС применяют различные комплексы оборудования и инструментов в сочетании с технологическими установкам. Оборудование это можно поставлять отдельными комплектами или узлами.
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.
К основному оборудованию, при помощи которого проводят СПО, относят:
· подъемные лебедки и установки, монтируемые на самоходных транспортных базах (гусеничные или колесные);
· вышки с талевой системой и ключами для свинчивания и развинчивания НКТ и насосных штанг.
При выполнении КРС подъемные установки комплектуют:
ü насосным блоком,
ü ротором,
ü вертлюгом,
ü циркуляционной системой
ü и другим оборудованием.
Наиболее широко применяют тракторный подъемник ЛПТ-8 и подъемные агрегаты (установки) типов АзИНмаш-37А, УПТ-50, А-50М, АПР60/80, УПА-60,УПА-60А(60/80),УПА-100 и другие.
Подъемник в отличие от подъемного агрегата не имеет вышки, поэтому при работе с подъемниками скважины должны иметь вышку или мачту с кронблоком, талевой системой с эксплуатационным крюком и оттяжным роликом.
Техническая характеристика агрегатов А-50М.
Включенная передача I II III IV
Скорость намотки-каната, м/с: 1,146 2,28 4,38 8,64
Скорость подъема талевого блока, м/с: 0,191 0,38 0,73 1,444
Частота вращения вала барабана, мин -1: 39,5 78 151 294
Грузоподъемность на крюке, т: 60 30 15,8 8,0
Лебедка - однобарабанная двухскоростная с цепными приводами; смонтирована в сварной раме, прикрепленной болтами к лонжеронам автомобиля. Оснащена двумя дисковыми фрикционными (шинно-пневматические) муфтами пневматического действия, тормозными шкивами, симметрично размещенными на концах барабанного вала, а также винтовым механизмом противозатаскивателя.
Цепные передачи включаются шинно-пневматическими муфтами и передают валу подъемного барабана две скорости (большую и малую). В сочетании с двумя скоростями вала силовой передачи они обеспечивают четыре скорости вращения подъемного барабана, жестко сидящего на шпонках барабанного вала.
Частота вращения вала и мощность гидроротора агрегатов А-50М приведены ниже
Включенная передача I II III
Частота вращения вала, мин -1
А-50М 22,3 45 88
Мощность гидроротора, кВт:
А-50М 14,7 28,6 57
Мачта — моноблочная. На ней размещены устройства комплексной механизации спускоподъемных операций с вертикальным размещением труб.
Из конструкции мачты исключена верхняя (вторая) секция, что существенно снизило ее массу и исключило необходимостъ в механизмах, связанных с выдвижением и креплением мачты.
Установку вышки в вертикальное и горизонтальное положения проводят при работе коробки передач автомобиля на первой передаче и при одном включенном маслонасосе. Гидросистема заполняется профильтрованным маслом ВМГЗ для работы при температуре окружающей среды от —50 до +65 °С. Пневмосистема агрегата снабжается сжатым воздухом от двухцилиндрового двухступенчатого компрессора М155-2В5
Тип А-50М
Допускаемая нагрузка, кН 125
Наибольшее тяговое усилие на набегающем конце каната, кН 1000
Диаметр тормозных шкивов, мм 2
Число тормозных шкивов 2
Вышка
Тип Телескопическая
Высота от земли до оси кронблока, м 22,4
Допустимая длина поднимаемой трубы, м 16
Расстояние от торца рамы до оси скважины, мм 1040
Оснастка талевой системы 3x4 Диаметр, мм:
канатного шкива 470
талевого каната 25
Компрессор Тип М155-2В5
Подача, м*/мин До 0,6
Давление нагнетания, МПа До 10
Промывочный насос
Тип НБ-125 (9МГр-73)
Наибольшее давление (при подаче 6,1 л/с), МПа 16
Наибольшая подача (при давлении 6 МПа), л/с 9,95
Монтажная база — прицеп 71 ОБ или СМ-38326
Масса насоса с прицепом, кг 4144
Вал привода бурового ротора
Отбираемая мощность, кВт 100
Частота вращения, мин"1:
1 скорость 214
2 скорость 423
Лебедка вспомогательная — ТВ-224В (ТЛ-9)
ГОСТ 2914-10
Грузоподъемность, т — 25
Скорость подъема, м/с — 0,25
Масса установки без насосного прицепа, кг 24 000
Талевая система УПА-50 - с четырехшкивным кронблоком с перекрещивающимися осями и раздвоенным талевым блоком с поперечным расположением среднего шкива.
Задняя опора установки представляет собой двухопорную конструкцию с телескопическими гидравлическими домкратами. Домкраты имеют подпятники с винтовой нарезкой для контакта и крепления с фундаментом.
Управление навесным оборудованием и механизмами - с пульта, размещенного на рабочей площадке и задней опоре установки.
Привод лебедки, насоса, ротора и других механизмов осуществляется от двигателя автомобиля через коробку отбора мощности, установленную на раздаточной коробке, и цилиндрический и конический редукторы. Барабанный вал лебедки получает вращение через звездочки 1 и 2 или 3, 4 цепного привода и дисковую фрикционную муфту, ведомый диск которой посажен посредством шпонки на вал барабана.
Стол ротopa (спайдер) приводится во вращение от ведомой шестерни 5 конического редуктора через карданные и промежуточный валы.
Приводной вал промывочного насоса получает вращение от ведомого колеса 6 конического редуктора через соединительную муфту и карданный вал.
Привод механизма противозатаскивателя - от конца барабанного вала через звездочки 7 и 8 цепного привода и зубчатую муфту на винтовой вал механизма.
Расчет каната.
Расчет каната ведется на сложное сопротивление, учитывающее совместное действие растяжения и изгиба.
1) Вначале выбирают канат, по разрывному усилию исходя из усилия в ходовом конце каната.
Рр = Рх · К, (5.5)
где К - коэффициент запаса прочности, который принимается равным 4...5.
2) Напряжение от растяжения определяют по формуле:
(5.6)
где δ - диаметр проволоки в канате в м; i - количество проволок в канате.
3) Напряжение изгиба можно определить по формуле:
(5.7)
где Е - модуль упругости материала проволоки, равный 2,1 · 1011 Па;
D - диаметр шкива кронблока.
4) Суммарное напряжение σсум от растяжения и изгиба:
(5.8)
5) Запас прочности К определяется из соотношения:
(5.9)
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.
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 муфт на 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, 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 противодавления 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 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 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 КРС 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.
ВВЕДЕНИЕ
Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных, сопряжено с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин.
КЛАССИФИКАЦИЯ ОПЕРАЦИЙ, ВЫПОЛНЯЕМЫХ ПРИ ПОДЗЕМНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН
Подземный ремонт скважины - комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.
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.
Подземный ремонт скважин (ПРС) условно можно разделить на:
1) текущий
2) капитальный.
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 (АСПО) (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).
· на осуществление в скважинах геолого-технических и других мероприятий 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.
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
К основным работам при текущих ремонтах скважин относятся:
· спуско-подъемные операции (СПО),
· монтаж и демонтаж устьевого оборудования.
Текущий ремонт скважин 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 (химическ., физическ. и др. методами),
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 ПРС проводятся следующие операции:
а) транспортные - доставка оборудования на скважину и бригады КРС;
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.
СПО нефтяного оборудования занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины (в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, то есть фактически определяют общую продолжительность текущего ремонта).
Технологический процесс СПО состоит в: поочередном свинчивании (развинчивании) НКТ, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях инструментом для ловильных, очистных и других работ.
Межремонтным периодом работы скважины (МРП) называют продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта.
Различают: плановый и фактический межремонтные периоды.
Плановый межремонтный период каждой скважины проектируют, исходя из запланированного числа планово-предупредительных ремонтов, с учетом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта.
Фактический межремонтный период исчисляется исходя из фактических ремонтов данной скважины. Отношения фактически отработанного скважиной времени календарному называется коэффициентом эксплуатации.
Дата: 2018-11-18, просмотров: 419.
