Вопрос №123. Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая техника, оборудования. Коэффициент эксплуатации скважин
|
Скачать 0.75 Mb.
|
Билет №39. Оборудование забоев скважин. Конструкции забоев нефтяных скважин центрирована по стволу пробуренной скважины, для чего применяют специальные резиновые кольца, пружинные фонари и другие приспособления. Строгое центрирование колонн в стволах пробуренных скважин обеспечивает равномерное распределение цементного раствора за колонной, исключает прорыв посторонних вод в продуктивный пласт, заколонную циркуляцию воды и газа, грифонообразование и другие осложнения. На практике применяют различные конструкции скважин (одно-, двух- и трехколонные, спуск заранее перфорированного «хвостовика», так называемой «летучки», а также различные забойные фильтры и конструкции с открытыми забоями, не закрепленными в пределах продуктивного пласта обсадными колоннами). Оборудование забоев скважин при вскрытии пласта в процессе бурения. На рис. 11.1 показаны наиболее распространенные конструкции забоев скважин. Пласты, выраженные такими плотными породами, как известняк и песчаник,'обычно не перекрывают колонной, а эксплуатируют скважинами с открытым забоем (рис. 11.1, а). Если продуктивный пласт выражен рыхлыми слабо сцементированными! Породами 4* 5i (например, песками), рекомендуется эксплуатационную колонну спускать до забоя и цементировать до перекрытия верхних водоносных горизонтов, а затем перфорировать (простреливать отверстия) по каротажным данным для обеспечения притока нефти и газа в скважину (рис. II.1, б). Спуск в продуктивную часть пласта готового фильтра — хвостовика обеспечивает приток нефти и газа из пласта в скважину (рис. 11,1, в). В этом случае предыдущую обсадную колонну спускают до кровли продуктивного пласта и цементируют. После повторного вскрытия забоя в скважину спускают перфорированный на поверхности «хвостовик», верхний конец которого закрепляют в башмаке обсадной колонны различными сальниками. В ряде случаев применяют другую разновидность этой конструкции: в скважину спускают эксплуатационную колонну, в которой нижние трубы заранее перфорируют на поверхности (по высоте продуктивного пласта), цементируют лишь верхнюю часть колонны путем так называемой манжетной заливки, как это показано на рис. II.1, г. Вскрытие пласта для эксплуатации довольно часто производят путем простреливания (перфорации) отверстий в уже спущенной и зацементированной колонне. Однако до перфорации необходимо вначале оборудовать устье скважины и подготовить наземное оборудование. В противном случае (что нередко бывает на практике) в процессе перфорации могут возникнуть выбросы, открытое фонтанирование, пожар и другие осложнения. Оборудование устья скважин при вскрытии пласта для эксплуатации. В зависимости от назначения скважины, ожидаемого пластового давления, способа эксплуатации устье скважины может быть оборудовано различными способами. После спуска обсадных колонн производят обвязку устья скважины при помощи специальной колонной головки, которая предназначена для обвязки спущенных в скважину обсадных колонн между собой и для герметизации межтрубного пространства. На колонной головке устанавливают фонтанно-компрессорную арматуру либо планшайбу с подвешенными насосными трубами. АзИНМАШ разработал ряд конструкций колонных головок с клиновой подвеской труб (табл. II.1). Наиболее простая по конструкции колонная головка (рис. П.2, а) применяется для оборудования глубоких одноколонных скважин диаметром 114—168 мм при ожидаемых рабочих давлениях до 150 кгс/см2 (15 МПа). Головка представляет фланец с центрами отверстий и размерами под соответствующие размеры крестовика, тройника или задвижки для перфорации (прострела). Фланец навинчивают на резьбу последней трубы эксплуатационной колонны и затем проваривают двойным швом: снаружи и изнутри. Билет №113. Фонтанный способ эксплуатации скважин. Условия фонтанирования, возможные методы продления фонтанирования. В зависимости от геологической характеристики и условий эксплуатации применяют фонтанный или механизированный способы добычи нефти. При фонтанном способе пластовая жидкость или газ подается на поверхность за счет пластовой энергии. При механизированном способе используются те или иные средства откачки жидкости. Из механизированных способов наиболее широко применяются компрессорный и глубиннонасосный. Глубиннонасосная эксплуатация на промыслах СССР осуществляется либо штанговыми насосами (типа ШГН), либо бесштанговыми (наиболее распространены центробежные электронасосы типа ЭЦН). Фонтанный способ эксплуатации самый рентабельный. При рациональной эксплуатации с начала разработки залежи, при поддержании пластового давления закачкой воды (сжатого газа, воздуха) иногда удается продлить фонтанный период работы скважин на многие годы и добиться довольно высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов (примеры: месторождения Татарии, Башкирии, Куйбышевской области, Нефтяные Камни на Каспийском море и др.). Обычно для поддержания пластового давления применяют законтурное заводнение, т. е. путем закачки води в нагнетательные скважины, расположенные в законтурной водоносной зоне залежи. В^ряде случаев законтурное заводнение дополняется внутриконтур-ным или же центральным очаговым заводнением. Фонтанирование скважины может происходить лишь в том случае, если давление на ее забое превышает гидростатическое давление жидкости (или газожидкостной смеси, или газа). Это условие фонтанирования запишем следующим образом гДе Рзаб — забойное давление, при котором возможно фонтанирование, Па; Н — глубина скважины, м; р — плотность жидкости или смеси, кг/м3; g — в кгс/см2. При соблюдении условия (П.1) рзя(> должно быть больше давления насыщения рнас. При рза6 <^рнлс скважина будет фонтанировать как под действием гидростатического напора, так и за счет энергии расширяющегося газа. Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается редко. Обычно по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некоторой высоте достигает величины, равной давлению насыщения, и при этом из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность. Поэтому большинство фонтанных скважин работает за счет энергии газа и гидростатического напора жидкости одновременно. В таких скважинах обычно руст -<�Рнас <�С <*рзаб- При этом условии в нижней части колонны движется одна фаза (жидкость), на глубине, где давление равно рняс, начинается выделение газа из нефти, а в верхней части колонны движется двухфазный поток (жидкость и газ).Чем меньше газа расходуется на подъем 1т нефти, тем рациональнее считается эксплуатация скважин. Следовательно, для фонтанных скважин оптимальным следует считать такой режим эксплуатации (такой диаметр штуцера), при котором газовый фактор наименьший. Билет №119. Эксплуатация нефтяных скважин глубинными насосами. Глубиннонасосный способ эксплуатации скважин наиболее распространен. Две трети фонда действующих скважин СССР (примерно 25% от всего объема добычи нефти) эксплуатируется глубинными насосами. Дебит скважин при этом составляет от десятков килограмм в сутки до нескольких сот тонн. Насосы спускают на глубины от нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на 3200— 3400 м. Глубиннонасосная эксплуатация скважин осуществляется в основном: а) глубинными штанговыми насосами с приводом от станка-качалки; б) погружными центробежными электронасосами с электроприводом через специальный шланговый кабель. К наземной части насосной установки (рис. 11.12) относятся оборудование устья скважины и станок-качалка, к подземной — насосные трубы, штанги, глубинный насос и защитные приспособления. Насос в скважину спускают на глубину ниже уровня жидкости на колонне насосных труб 16. Глубинный насос состоит из цилиндра 19 и полого поршня (плунжера) 20. На нижнем конце цилиндра неподвижно укреплен узел всасывающего клапана 22, называемого также приемным клапаном, а на нижнем (или верхнем) конце плунжера — нагнетательный клапан 21. Всасывающий и нагнетательный клапаны по устройству одинаковы и открываются только вверх. Плунжер подвешивается на колонне насосных штанг 17 при помощи клетки 18. Верхний конец колонны штанг присоединяют подвеской 4 через сальниковый шток 3 к головке 5 балансира 6 станка-качалки. Балансир станка-качалки качается на опоре (оси) 7, укрепленной на стойках. Вращение от шкива электродвигателя 9 (частота вращения от 730 до 1400 об/мин) передается посредством клиноременной передачи редуктору 11, при этом частота вращения снижается до 6—15 об/мин. Редуктор представляет собой зубчатую передачу, колеса которой помещены в металлическую коробку, заполненную маслом. Вращение приводного вала редуктора станка-качалки при помощи зубчатых колес передается кривошипному валу, на концах которого насажены кривошипы 13. С кривошипами шарнирно соединены шатуны 10. Другой" конец каждого шатуна также шарнирно соединен с траверсой 8 балансира. Таким образом, с помощью описанного кривошипно-шатунного механизма 13, 10, 6 вращательное движение преобразуется в чередующееся движение — вверх и вниз (качание). Такое непрерывное чередующееся движение балансира станка-качалки, а следовательно, штанг и плунжера насоса, При ходе плунжера вверх под давлением жидкости на всасывающий клапан 22 снизу и вследствие образования вакуума в цилиндре насоса шарик поднимается и жидкость, проходя через этот клапан, заполняет цилиндр. В это время верхний нагнетательный клапан 21 закрыт, так как на него давит столб жидкости, находящейся в насосных трубах. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается. При этом плунжер как бы выдавливает в насосные трубы жидкость, поступившую в цилиндр глубинного насоса. При последующих ходах плунжера уровень жидкости в подъемных трубах постепенно повышается, достигает устья и затем поступает в выкидную линию через тройник 2. Билет №121. Установка погружных центробежных электрических насосов. Схема принципиального действия. Применяемые на нефтегазодобывающих предприятиях страны глубинные бесштанговые насосы делятся на погружные центробежные электронасосы (ЭЦН — наиболее распространенные) и гидропоршневые (ГН). Для эксплуатации скважин, в жидкости которых содержится песок, эти насосы выпускают в износоустойчивом исполнении (ЭЦНИ и ГНИ). Производительность ЭЦН колеблется в пределах от 20 до 2000 м3/сут, а напор — от нескольких метров до 3000 м. Важным преимуществом этих насосов является высокий межремонтный период их работы (в 3—4 раза превышающий межремонтный период ШГН), а также простота обслуживания. Гидропоршневые насосы рекомендуется применять для эксплуатации скважин глубиной до 4000 м при де-битах 25—30 м3/сут. Ввиду ограниченного применения гидропоршневые насосы в дальнейшем не рассматриваются. Погружные насосы ЭЦН (рис. 11.22) состоят из центробежного насоса 4 и электродвигателя 1 специальной конструкции с протектором 2 и бронированного кабеля 5 в специальном антикоррозионном исполнении. Шлицевыми муфтами валы двигателя и центробежного насоса через протектор соединены в одно целое. Насос ЭЦН спускают в скважину на обычных насосных трубах. Параллельно им спускают бронированный гибкий кабель, разматываемый с барабана 7 и прикрепляемый к трубам специальными хомутами 10. Питание электроэнергией двигателя ЭЦН в скважине осуществляется от обычной сети напряжением 380 В, которое регулируют автотрансформатором 8. Контроль и автоматическое управление работой ЭЦН осуществляются от станции управления 9. Погружной электродвигатель (ПЭД) для насоса ЭЦН (рис. 11.23) представляет собой асинхронный двигатель трехфазного тока в герметичном исполнении. Помещается он в стальной трубе, заполненной маслом (во избежание контактирования с насосно-компрес-сорными и обсадными трубами и поражения током обслуживающего персонала). Длина ПЭД в зависимости от его мощности колеблется в пределах 0,5—10 м. Статор ПЭД собирают из активных пакетов (секций) 9 статорного железа и немагнитных секций 8 (из листовой латуни или немагнитной стали), чередующихся между собой. Обмотка статора (общая для всех пакетов) изготавливается из масло- и теплостойких материалов. Из нескольких секций (пакетов), имеющих самостоятельную обмотку, собирается также и ротор двигателя. Между роторными секциями на валу смонтированы промежуточные подшипники. Мощность двигателей ПЭД колеблется в пределах 17—46 кВт. Центробежный многоступенчатый электронасос (рис. 11.24) собирают из рабочих колес (в среднем по 80—140 на каждый насос), с прокладками между ними (для уменьшения трения) на одном валу (на шпонке) методом скользящей посадки и помещают в стальной трубе в целях защиты от ударов о колонну при спуске и подъеме. При этом рабочие колеса лежат на валу, как на подпятниках. Вал поддерживается в вертикальном состоянии подшипниками. В верхней части подшипник — скользящий, в нижней — устанавливаемый в подшипниковом узле. На нижнем конце корпуса ЭЦН помещается всасывающая сетка длиной от 5,1 до 10,8м (в зависимости от числа ступеней). Для защиты двигателя ПЭД от попадания скважинной жидкости через неплотности сальника насоса служит протектор (рис. 11.25). С помощью протектора, кроме того, происходит также постоянная смазка подшипников насоса ЭЦН. В верхней камере протектора содержится густое масло, в нижней — жидкое. В верхней камере помещается поршень с пружиной, а в корпусе протектора на уровне чуть ниже поршня имеется отверстие, через которое гидростатическое давление из скважины передается на поршень. В этом суть механизма смазки подшипников насоса и его сальника: масло через перепускной клапан 8 в процессе работы насоса выдавливается поршнем в нижнюю камеру насоса и далее к подшипникам и сальнику.Жидкое масло расходуется на смазку электродвигателя и периодически поступает из нижней камеры в ПЭД. Запас масла в последней рассчитан на работу насоса в скважине в течение 6 месяцев. Билет №56. Особенности конструкций и оборудование газовых скважин. Физические свойства газа отличаются от соответствующих свойств; нефти: гораздо меньшие вязкость и плотность и большая сжимаемость. Кроме того, газ от нефти отличается и товарными качествами. Вследствие небольшой вязкости он очень подвижен и со снижением давления сильно расширяется. Свойства газа позволяют эксплуатировать газовые скважины фонтанным способом. Поэтому в конструкции и оборудовании газовых скважин, освоении и регулировании режима их работы много общего с фонтанными нефтяными скважинами. Конструкция газовой скважины определяется конкретными условиями ее бурения и последующей эксплуатации — глубиной и характером вскрываемых газовых залежей, наличием или отсутствием водоносных горизонтов, свойствами добываемого газа и т. д. В большинство газовых скважин после кондуктора спускают одну колонну — эксплуатационную диаметром 146 или 168 мм. Обвязка обсадных колонн между собой на устье осуществляется при помощи обычных или клиновых колонных головок (см. рис. II.2, а). В зависимости от числа скважин, их дебита, пластового давления и других факторов применяют две схемы обвязки: индивидуальную и групповую. При индивидуальной схеме обвязки оборудование для регулирования работы, отделения примесей, измерения дебита газа и конденсата и предотвращения образования гидратов размещают на устье скважины и около него. При групповой схеме на устье устанавливают только фонтанную арматуру, остальное же оборудование и приборы для группы скважин монтируют в одном месте — групповом пункте, где производят смену штуцеров, отделение примесей из газа и сбор конденсата, осуществляют мероприятия против гидратообразования, измерение дебитов газа и конденсата всех подключенных скважин. Каждая скважина связана с групповым пунктом коллектором высокого давления; состояние оборудования устья скважин периодически контролируется. При групповой схеме обвязки скважин облегчается их обслуживание, создается возможность широкой автоматизации процесса добычи газа и эффективного использования энергии дросселирования для получения конденсата и применения эжекции газа. Фонтанная арматура на устье чаще всего используется крестового типа с фланцевыми соединениями. Она удобна для монтажа и обслуживания и устойчива, так как имеет небольшую высоту. Конструкция забойной зоны зависит от характеристики продуктивных пород. Если газоносный пласт сложен плотными породами (известняками, песчаниками), забой оставляют открытым, т. е. эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного пласта (схема а); если газоносный пласт выражен рыхлыми неустойчивыми породами (песками, слабо сцементированными песчаниками), то забой скважины оборудуют по схеме б или в (см. рис. II.1). Газовые скважины осваивают теми же способами, что и нефтяные. Часто применяют компрессорный способ, используя газ высокого давления из соседних скважин или воздух, подаваемый с передвижных компрессорных установок. Эксплуатируют газовые скважины, как правило, при спущенных до середины фильтра фонтанных трубах, через которые газ поступает на поверхность. Фонтанные трубы спускают с целью: освоения скважины и глушения ее при необходимости подземного ремонта; исследования скважины, связанного со спуском глубинных приборов; предохранения эксплуатационной колонны от истирания и коррозии, при наличии в газе твердых примесей (песок, кристаллы солей) и корродирующих компонентов; выноса жидкостей и механических примесей с забоя на поверхность. |
Похожие:
 |
Методическое указаниЕ «Нетрадиционные технологии ремонта скважин», часть 1 – Кислотная обработка скважин с помощью технологий гибких труб для студентов... |
 |
Курса Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Методы увеличения производительности скважин. Исследования скважин. Сбор и подготовка нефти... |
|
Техническое задание 2016 год на оказание услуг по текущему и капитальному... Текущий и капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов |
|
Техническое задание на оказание услуг по освоению, текущему и капитальному... Текущий и капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов |
|
Техническое задание на промывку, разбуривание портов в горизонтальных участках, освоение скважин ... |
|
Техническое задание на выполнение работ по капитальному ремонту и... Капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов |
|
Техническое задание на оказание услуг по освоению, текущему и капитальному... Текущий и капитальный ремонт скважин и проведение подготовительно-заключительных работ к гидроразрыву пластов, согласно производственной... |
|
Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых... Тестовые задания для проверки знаний рабочих по профессии: «Оператор по добыче нефти и газа» |
|
Дополнительные главы геофизических исследований скважин Сопоставление разрезов скважин; первичная обработка диаграмм гис, опорные пласты и требования к ним |
|
I. общие положения Выполнение работ по освоению скважин при строительстве скважин Астраханского гкм для нужд филиала «Астрахань бурение» ООО «Газпром... |
|
Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин рд 39-00147001-767-2000 Инструкция предназначена для проектных и буровых организаций, а также организаций-заказчиков на строительство скважин |
|
Ооо «Альвента инвест» Мобильная станция контроля цементирования скважин... Руководство по эксплуатации предназначено для ознакомления с устройством и работой мобильной станции контроля цементирования скважин... |
|
Сибнефтегаз Имплозивное устройство предназначено для интенсификации притока нефти и импульсной депрессионной очистки стенок скважин, призабойной... |
|
Инструкция по заполнению формы федерального государственного статистического наблюдения Статистическую информацию по строительству скважин на нефть и газ по форме №1-тэк (бур) представляют организации, ведущие бурение... |
|
Техническое задание на реконструкцию зданий артезианских скважин... Здания артезианских скважин №№4,10а,13 с прилегающими территориями, технологическим, электротехническим и измерительным оборудованием... |
|
Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ,... Ю. К. Гиричев (Госгортехнадзор России); В. А. Глебов, А. С. Оганов (Ассоциация буровых подрядчиков). В инструкции учтены предложения... |