Файл: Учебное пособие " скважинная добыча нефти и газа".doc

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 15.03.2024

Просмотров: 802

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

1.1. Понятие о нефтяной залежи

1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти

2. ИСТОЧНИКИ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

2.1. Пластовые давления

2.2. Приток жидкости к скважине

2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений

2.4. Водонапорный режим

2.5. Упругий режим

2.6. Режим газовой шапки

2.7. Режим растворенного газа

2.8. Гравитационный режим

3. ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ

3.1. Цели и методы воздействия

3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды

3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды

3.4. Водоснабжение систем ППД

3.5. Техника поддержания давления закачкой воды

3.6. Оборудование кустовых насосных станций

3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ППД

3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа

3.9. Методы теплового воздействия на пласт

3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт

3.11. Внутрипластовое горение

4. ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ

4.1. Конструкция оборудования забоев скважин

4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине

4.3. Техника перфорации скважин

4.4. Пескоструйная перфорация

4.5. Методы освоения нефтяных скважин

4.6. Передвижные компрессорные установки

4.7. Освоение нагнетательных скважин

5. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

5.1. Назначение методов и их общая характеристика

5.2. Обработка скважин соляной кислотой

5.3. Термокислотные обработки

5.4. Поинтервальная или ступенчатая СКО

5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов

5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин

5.7. Гидравлический разрыв пласта

5.8. Осуществление гидравлического разрыва

5.9. Техника для гидроразрыва пласта

5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины

5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины

5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин

6. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН

6.1. Назначение и методы исследования скважин

6.2. Исследование скважин при установившихся режимах

6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах

6.4. Термодинамические исследования скважин

6.5. Скважинные дебитометрические исследования

6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин

7. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОДЪЕМА ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ

7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе

7.2. Уравнение баланса давлений

7.3. Плотность газожидкостной смеси

7.4. Формулы перехода

8. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

8.1. Артезианское фонтанирование

8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа

8. 3. Условие фонтанирования

8. 4. Расчет фонтанного подъемника

8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления

8. 6. Оборудование фонтанных скважин

8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин

8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение

9. ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН

9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации

9.2. Конструкции газлифтных подъемников

9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)

9.4. Методы снижения пусковых давлений

9.5. Газлифтные клапаны Современная технология зксплуатации газлифтных скважин неразрывно связана с широким использованием глубинных клапанов специальной конструкции, с помощью которых устанавливается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством и регулируется поступление газа в НКТ. В настоящее время существует большое число глубинных клапанов разнообразных конструкций.Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы.1. Пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их освоения.2. Рабочие клапаны для непрерывной или периодической работы газлифтных скважин, оптимизации режима их работы при изменяющихся условиях в скважине путем ступенчатого изменения места ввода газа в НКТ. При периодической эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости определенной высоты и эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса из НКТ жидкости на поверхность.3. Концевые клапаны для поддержания уровня жидкости в межтрубном пространстве ниже клапана на некоторой глубине, что обеспечивает более равномерное поступление через клапан газа в НКТ и предотвращает пульсацию. Они устанавливаются вблизи башмака колонны труб.По конструктивному исполнению газлифтные клапаны очень разнообразны. В качестве упругого элемента в них используется либо пружина (пружинные клапаны), либо сильфонная камера, в которую заблаговременно закачан азот до определенного давления (сильфонные клапаны). В этих клапанах упругим элементом является сжатый азот. Существуют комбинированные клапаны, в которых используются и пружина, и сильфон. По принципу действия большинство клапанов являются дифференциальными, т. е. открываются или закрываются в зависимости от перепада давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана. Они используются как в качестве пусковых, так и в качестве рабочих. В отечественной практике нефтедобычи пружинные клапаны были разработаны (А. П. Крылов и Г. В. Исаков) и испытаны на нефтяных промыслах Баку.  Рис. 9.8. Принципиальная схема пружинного клапана Пружинный дифференциальный клапан (рис. 9.8) укрепляется на внешней стороне НКТ. Он имеет основной 1 и вспомогательный 2 штуцера. Газ поступает через отверстия 3, число которых можно изменять. На обоих концах штока 4 имеются две клапанные головки, причем пружины, натяжение которых регулируется гайкой 6, держат шток прижатым к нижнему штуцеру 2. Таким образом, нормально клапан открыт. При его обнажении газ через отверстие 3 и штуцер 1 проникает в НКТ и газирует в них жидкость. В результате давление в НКТ Рт падает, а Рк остается постоянным. Возникает сила, стремящаяся преодолеть натяжение пружины Рп и закрыть клапан. Если f2 - площадь сечения нижнего штуцера, Рт - давление внутри клапана (потерями на трение пренебрегаем), а Рк - давление, действующее на нижний клапан, то условие закрытия клапана запишется как или где DРзак = Рк - Рт - такая разность давлений, при которой преодолевается сила пружины Fп и клапан закрывается (закрывающий перепад). После закрытия верхняя головка прижмется к штуцеру 1, площадь которого f1 намного больше f2. При закрытии давление на клапане ниже штуцера 1 станет равным Рк. Оно будет действовать на большую площадь верхнего штуцера f1, и клапан будет надежно удерживаться в закрытом состоянии при условии Поскольку f1>> f2, то согласно (9.36) клапан будет оставаться закрытым даже при малом перепаде давлений Рк - Рт. При уменьшении разницы Рк - Рт до определенного минимума пружина преодолеет силу f1(Рк - Рт) и клапан откроется. Эта разница давлений называется открывающим перепадом. Таким образом, открытие клапана произойдет при условии Сопоставляя (9.35) и (9.37) и учитывая, что f1>> f2, можно видеть, что DРзак >> DРот. Величины DРзак и DРот можно регулировать, изменяя натяжение пружины регулировочной гайкой 6, а также изменением сечения f2 штуцера 2. Пропускная способность клапана по газу регулируется числом или размером отверстий 3. Важной характеристикой для клапана является зависимость его пропускной способности от перепада давлений на клапане (рис. 9.9). К моменту закрытия клапана и отсечки газа уровень жидкости в межтрубном пространстве обнажает следующий клапан, который вступает в действие вместо закрытого предыдущего.  Рис. 9.9. Зависимость расхода газа через клапан от перепада давлений Сильфонные клапаны бывают двух типов: -          работающие от давления в межтрубном пространстве Рк; -          работающие от давления в НКТ Рт. Сильфонный клапан, управляемый давлением Рк, (рис. 9.10), состоит из сильфонной камеры 1, заряженной азотом до давления. Эффективная площадь сечения сильфона fс. На штоке 2 имеется клапан 3, сечение седла которого fк. Через штуцерное отверстие 4 газ поступает из межтрубного пространства через клапан в НКТ.  Рис. 9.10. Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в межтрубном пространстве При закрытом клапане давление Рк в нем будет действовать на площадь сильфона fс за вычетом площади клапана fк. Со стороны НКТ на площадь fк будет действовать давление Рт. Обе эти силы будут стремиться открыть клапан. Препятствовать открытию будет давление газа в сильфоне Рс, действующее на площадь fc. Открытие клапана произойдет, если Давление, при котором откроется клапан, будет равно или Деля числитель и знаменатель справа на fс и обозначая fк / fс =R, получим Это будет давление в межтрубном пространстве, при котором клапан откроется. Решая (9.38) относительно Рс - давления зарядки сильфона, найдем Это будет давление, которое необходимо создать в сильфонной камере при ее зарядке на поверхности при заданном давлении в межтрубном пространстве для открытия клапана (Рк)от.После открытия клапана давление внутри клапана будет действовать на всю площадь сильфона, поэтому будет справедливо равенство сил Непосредственно перед закрытием клапана в нем под сильфоном должно быть давление закрытия (Ра)зак Откуда видно, что (Рк)зак = Рс.Тогда разница открывающего и закрывающего перепадов будет равна После подстановки в (9.40) значения Рс согласно (9.39) найдем или Из (9.41) видно, что R = fк / fс является важной величиной, определяющей характеристику клапана.Обычно диаметр седла клапана колеблется в пределах от 3 до 12 мм, а R от 0,08 до 0,5. Однако действительная величина R из-за неучета сил трения газа в клапане меньше расчетной, определяемой формулой (9.41). Это означает, что эффективное значение R меньше действительного. Уменьшение составляет

9.6. Принципы размещения клапанов

9.7. Принципы расчета режима работы газлифта

9.8. Оборудование газлифтных скважин Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение - герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр.На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и более легкая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном. Часто арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы. Когда эксплуатация газлифтных скважин сопровождается интенсивным отложением парафина, арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, через который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борьбы с отложением парафина применяются и другие методы, как, например, остеклованные или эмалированные трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удерживается и уносится потоком жидкости. На устье газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура - обычно клапан-регулятор давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим давление после себя, для поддержания постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так как в магистральных линиях часто наблюдаются колебания давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда вызывающие и их остановку. В системах централизованного газоснабжения регуляторы давления, различные расходомеры, а также запорная арматура устанавливаются на газораспределительных пунктах (ГРП). При такой централизации контроля и управления за работой газлифтных скважин улучшается надежность и качество их обслуживания.  Рис. 9.18. Последовательность операций при извлечении газлифтного клапанаиз кармана эксцентричной камерыс помощью канатной техники Важнейшим достижением в области газлифтной эксплуатации было создание н освоение так называемой техники и технологии спуска н извлечения газлифтных клапанов через НКТ, устанавливаемых в специальных эксцентричных камерах, размещенных на колонне насосно-компрессорных труб на расчетных глубинах. Это исключило необходимость извлечения колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе или поломке. В расчетных местах на колонне труб устанавливаются специальные эксцентричные камеры с карманом для ввода в него газлифтного клапана. В посадочном кармане спускаемый в него клапан уплотняется с помощью верхних и нижних колец из нефтестойкой резины и стопорной пружинной защелки. На внешней стороне эксцентричной камеры в месте расположения клапана между его уплотнительными кольцами делаются сквозные отверстия. Через эти отверстия газ из межтрубного пространства проходит в посадочный карман, а затем через боковые отверстия в самом клапане и его седло - в насосно-компрессорные трубы. Эксцентричная камера делается таким образом, что проходное сечение колонны труб и их соосность полностью сохраняются. В верхней части эксцентричной камеры (рис. 9.18) устанавливается специальная направляющая втулка, ориентирующая инструмент, на котором спускается клапан так, чтобы он при отклонении точно попадал в посадочный карман. На нижнем конце сборки посадочного инструмента имеется захватное пружинное устройство, которое освобождает головку клапана после его посадки в карман. Посадочный инструмент, имеющий шарнирные соединения, после того как он будет правильно ориентирован направляющей втулкой, переламывается в этих шарнирных соединениях с помощью пружинных устройств с тем, чтобы продольная ось спускаемого клапана совпала с продольной осью посадочной камеры. Посадочный инструмент спускается в НКТ на стальной проволоке диаметром от 1,8 до 2,4 мм через устье скважины.Клапаны извлекаются также с помощью канатной техники. Для этого в скважину спускается экстрактор, который, попадая в эксцентричную камеру, после последующего небольшого подъема ориентируется там направляющей втулкой в плоскости посадочной камеры клапана. После ориентации экстрактора его звенья под действием пружин переламываются в сочленениях так, что становятся в положение перед ловильной головкой клапана. Захватное пружинное приспособление на конце экстрактора при посадке на ловильную головку клапана захватывает ее и при подъеме вырывает сам клапан из посадочной камеры.Для замены газлифтных клапанов в эксцентричных камерах или установки вместо газлифтных клапанов просто заглушек, не прибегая при этом к глушению или остановке скважины, на устье скважины устанавливается специальное оборудование устья газлифта ОУГ-80Х350 с проходным диаметром 80 мм и рассчитанное на давление 35 МПа, представляющее собой лубрикатор особой конструкции (рис. 9.19). На фланец верхней крестовины 1 газлифтной арматуры или на фланец буферной задвижки устанавливается малогабаритный перекрывающий механизм - превентор 2 с ручным приводом, имеющий эластичные (резиновые) уплотняющие элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже в том случае, когда в ней остается проволока. На превентор с помощью быстросъемных соединений крепятся секции лубрикатора 3, на верхнем конце которого имеется сальник 4 для пропуска проволоки 5 или тонкого каната и ролик 6. Внизу арматуры укрепляется натяжной шкив 7, через который канатик направляется на барабан лебедки с механическим приводом. Параллельно лубрикатору крепится небольшая съемная мачта 8 с полиспастом 9 для облегчения поднятия и сборки лубрикатора и ввода в него необходимого инструмента или извлечения поднятых клапанов. Натяжной шкив связан механически с датчиком 10, преобразующим силу натяжения канатика в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 11 на индикаторное устройство. Датчик показывает натяжение канатика и дает информацию о захвате и извлечении газлифтного клапана из посадочной камеры. Вообще при использовании канатной техники по натяжению канатика можно судить о проводимых операциях на глубине. В связи с этим точности определения натяжения канатика, предотвращению его обрыва придается особое значение при использовании канатной техники. В качестве привода для барабана лебедки используется гидравлический двигатель для более точного и плавного осуществления этих операций. Рис. 9.19. Устьевой лубрикатор для спуска и подъема газлифтныхклапанов с помощью канатной техники Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются с помощью гидравлической лебедки, смонтированной в кузове микроавтобуса, либо на специальной раме, переносимой вертолетом при использовании на заболоченных территориях. Такой агрегат (ДГТА-4) разработан проектной организацией Азинмаша. Агрегат смонтирован на шасси автомобиля УАЗ-452 и состоит из масляного насоса с приводом от двигателя автомобиля, двухскоростной лебедки с приводом от гидродвигателя, системы гидрооборудования, включающей клапанные и золотниковые устройства, а также гидросистему управления лебедкой. Перед оператором в кабине установлены индикатор натяжения проволоки и указатель глубины.Гидродвигатель лебедки может работать как насос в режиме торможения и может быть полностью остановлен перекрытием соответствующих клапанов. Агрегат применяется для работ по установке и извлечению газлифтных клапанов в скважинах глубиной до 4600 м при диаметре проволоки до 2,5 мм, а также для спуска измерительных приборов при исследовании скважин глубиной до 7000 м с проволокой 1,8 мм. Скорость подъема инструмента регулируется от 0,2 до 16 м/с. Номинальная мощность гидродвигателя лебедки

9.9. Системы газоснабжения и газораспределения

9.10. Периодический газлифт

9.11. Исследование газлифтных скважин

10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение

10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи

10.3. Факторы, снижающие подачу ШСН

10.4. Оборудование штанговых насосных скважин

10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками

10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях

11. эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами

11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса

11.2. Погружной насосный агрегат

11.3. Элементы электрооборудования установки

11.4. Установка ПЦЭН специального назначения

11.5. Определение глубины подвески ПЦЭН

11.6. Определение глубины подвески ПЦЭН c помощью кривых распределения давления

12. ГИДРОПОРШНЕВЫЕ НАСОСЫ

12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса

12.2. Подача ГПН и рабочее давление

13. ПОГРУЖНЫЕ ВИНТОВЫЕ НАСОСЫ

14. РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ

14.1. Общие принципы

14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов

14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину

15. РЕМОНТ СКВАЖИН

15.1. Общие положения

15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин Для подземного ремонта скважин необходимы подъемные сооружения и механизмы, а также специальный инструмент. Применяют подъемные сооружения двух видов: стационарные и передвижные. Стационарные подъемные сооружения - это специальные эксплуатационные вышки и стационарные мачты.Вышки (ВЭТ22 x 50 - вышка эксплуатационная трубчатая, высотой 22 м, грузоподъемной силой 500 кН) изготавливаются из труб и устанавливаются на скважине вместо буровой вышки. Мачты - двуногие, также изготавливаемые из отработанных НКТ, высотой 15 и 22 м, грузоподъемной силой 150 и 250 кН. (МЭСН15 - 15 и МЭСН22 - 25) имеют опоры в виде трубчатых ферм, соединяемые вместе кронблоком в верхней части. Мачты оборудуются маршевыми лестницами, иногда устройствами для подвески штанг и площадкой для верхового рабочего. При установке на скважине мачты укрепляются растяжками. Стационарные вышки и мачты используются лишь 2 - 3 % календарного времени, поэтому их установка может быть оправдана только тогда, когда скважина слишком часто ремонтируется. В противном случае это приводит к неоправданным расходам металла и денежных ресурсов. Поэтому на промыслах используются передвижные мачты, передвижные агрегаты с телескопическими мачтами или складными вышками.Передвижная мачта на колесном или гусеничном ходу (например, телескопическая мачта ПТМТ-40), широко применяемая на промыслах Башкирии и Татарии, монтируется над центром скважины и для устойчивости расчаливается в два яруса канатными оттяжками (рис. 15.1). Секции мачты раздвигаются с помощью лебедки трактора. Высота мачты при выдвижении первой секции - 15 м, грузоподъемная сила 400 кН, при выдвижении двух секций - 20 м и грузоподъемная сила 250 кН. При этих грузоподъемностях можно выполнять подавляющую часть работ по ремонту скважин.  Рис 15.1. Передвижная мачта для подземного ремонта в рабочем положении В последнее время все большее применение находят самоходные агрегаты для текущего и капитального ремонтов скважин. Так, например, самоходный агрегат А-50У, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-257, грузоподъемной силой 500 кН, предназначенный для спуско-подъемных операций с на-сосно-компрессорными и бурильными трубами с укладкой их на мостки перед скважиной, позволяет проводить освоение скважин, текущий и капитальный ремонты, разбуривание цементных пробок в трубах диаметром 146 и 168 мм с промывкой скважины, устанавливать арматуру устья, а также выполнять буровые работы. Агрегат А - 50У (рис. 15.2) состоит из двух барабанной лебедки с приводом от трансмиссии, раздвижной вышки рамной конструкции с талевой системой, ротора с гидроприводом, насосного блока и системы управления. Тяговый четырехтактный восьмицилиндровый дизель ЯМЗ-238 автомобиля мощностью 177 кВт при частоте вращения вала 2100 мин-1 используется для привода подъемной лебедки, насосного агрегата, компрессора и других элементов установки. Грузоподъемная сила агрегата на крюке при оснастке талевой системы 4 x 3 при работе на первой скорости составляет 500 кН, на второй - 345 кН, на третьей - 126 кН и на четвертой - 75 кН. Высота вышки от уровня земли до оси кранблока 22,4 м. На двухосном колесном прицепе установлен промывочный насос 9МГР-61, развивающий наибольшее давление 16 МПа при подаче 6,1 л/с и давление 6 МПа при наибольшей подаче 10 л/с. Насос приводится в действие с помощью карданного вала от двигателя автомобиля. Масса насосного блока с прицепом 4,1 т. Маса всего агрегата 31 т.На агрегате имеется ограничитель подъема крюка, автоматически отключающий лебедку при затаскивании талевого блока. Вышка агрегата - двухсекционная телескопическая, поднимаемая в рабочее положение гидродомкратами и опирающаяся на опорные винтовые домкраты. Верхняя секция вышки выдвигается при помощи талевой системы и фиксируется на механически управляемых упорах. Вышка для работы расчаливается четырьмя оттяжками к якорям, зарытым в землю, и двумя - к передней части автомобиля. Агрегат устанавливается у скважины на специальную бетонированную площадку, как и все передвижные агрегаты, предназначенные для ремонта   Рис. 15.2. Агрегат А-50У для ремонта скважины1 - передняя опора, 2 - промежуточная опора, 3 - компрессор, 4 - трансмиссия, 5 - промежуточный вал, 6 - гидродомкрат для подъема вышки, 7 - талевая система, 8 - ограничитель подъема талевого блока, 9 - лебедка, 10 - вышка, 11 - пульт управле ния, 12 - опорные домкраты, 13 - ротор скважин. Управление всеми механизмами агрегата при установке вышки в рабочее положение, как и при спуско-подъем-ных операциях, осуществляется с открытого пульта управления, расположенного на раме агрегата у задней опоры вышки, слева по ходу автомобиля.Другим типичным представителем самоходных агрегатов для подземного ремонта скважин может служить агрегат «Бакинец» (рис. 15.3), предназначенный для спуско-подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки. Агрегат смонтирован на гусеничном тракторе Т-100МЗ. Он имеет коробку передач, однобарабаннную лебедку, телескопическую вышку с талевой системой, кулисный механизм подъема вышки, систему управления агрегатом и другие вспомогательные механизмы. Агрегат имеет собственную систему освещения для работы в ночное время с питанием от электрооборудования трактора. Вышка высотой 17,4 м поднимается в рабочее положение кулисным механизмом с винтовым приводом. Верхняя секция выдвигается с помощью талевой системы. В рабочем положении вышка расчаливается шестью оттяжками к якорным петлям, врытым в землю. Всеми механизмами агрегата управляет машинист из кабины трактора. Агрегат «Бакинец-ЗМ» имеет максимальную грузоподъемную силу 370 кН при семиструнной оснастке талевой системы и 320 кН при шестиструнной оснастке на первой скорости подъема крюка, равной соответственно 0,17 и 0,15 м/с. На высшей (четвертой) скорости подъема крюка, равной 0,7 и 0,6 м/с, грузоподъемная сила снижается до 76 и 89 кН при шестиструнной и семиструнной оснастке талевой системы, соответственно. Тяговый двигатель - четырехцилиндро-вый дизель Д-108 мощностью 66 кВт при частоте вращения вала 1070 мин'. Масса агрегата 20 т.Кроме названных, существуют другие самоходные агрегаты, как например, «Азинмаш 37А» грузоподъемной силой 280 кН с 18-метровой телескопической вышкой, смонтированной на трехосном автомобиле КрАЗ-255Б высокой проходимости, или «Азинмаш 43А» грузоподъемной силой 280 кН также с 18-метровой телескопической вышкой, смонтированной на гидрофици-рованном гусеничном тракторе Т-100МБТС мощностью 75 кВт. Этот агрегат оснащен автоматом ДПР-2ВБ для свинчивания и развинчивания НКТ с электроинерционным приводом и переключателем. Разработан также тяжелый самоходный комплекс оборудования КОРО-80 на четырехосном автомобиле-тягаче МАЗ-537 высокой проходимости. Комплекс включает самоходную подъемную установку УПА-80 с телескопической вышкой грузоподъемной силой до 1000 кН и высотой 28 м, насосный, блок, смонтированный на двухосном прицепе, передвижные приемные мостки на колесном ходу с рабочей площадкой и инструментальной тележкой. Мощность двигателя установки - 386 кВт. Масса комплеска оборудования КОРО - 80 - 69,5 т.  Рис. 15.3. Агрегат "Бакинец": 1         - опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки; 4         - кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении; 6 - талевый блок и кронблок; 7 - верхнее звено раздвижной мачты В комплект механизмов для ремонта входят: -          промывочные вертлюги грузоподъемной силой до 600 кН для промывки скважины через подвешенные на крюке трубы при одновременном их вращении с помощью ротора; -          облегченные талевые блоки грузоподъемной силой от 150 до 500 кН с количеством шкивов до четырех; -          эксплуатационные облегченные крюки КрЭ грузоподъемной силой от 125 до 500 кН, -          допускающие свободное вращение рога крюка относительно его серьги и снабженные амортизационной пружиной. Существенным элементом оборудования для подземного ремонта скважин являются автоматические ключи для свинчивания и развинчивания муфтовых соединений труб и штанг, созданные впервые Г. В. Молчановым и в дальнейшем усовершенствованные. Наибольшей трудоемкостью при ремонте скважин отличаются спуско-подъемные операции. Для облегчения этих работ и уменьшения их опасности разработан автомат для свинчивания и развинчивания труб АПР-2ВБ(рис. 15.4), который одновременно выполняет функции захвата и удержания труб в подвешенном состоянии и автоматического их освобождения при подъеме. Автомат состоит из вращателя с червячной передачей, клиновой подвески труб (спайдера), центратора, балансира с грузом для уравновешивания клиньев спайдера и электропривода с переключателем. Вращатель имеет водило 7 (см. рис. 15.4), передающее вращательное усилие облегченному малогабаритному трубному ключу, одеваемому на тело трубы. Блок клиновой подвески состоит из основания подвески и трех шарнирно подвешенных клиньев, удерживающих колонну труб в подвешенном состоянии. Клинья и их плашки сменные и устанавливаются в зависимости от диаметра поднимаемых труб. Блок клиновой подвески вверх и вниз перемещается с по-   Рис. 15.4. Автоматический ключ для труб АПР-2БВ:1 - корпус автомата; 2 - червячное колесо; 3 - клиновая подвеска; 4 - корпус клина; 5         - плашка; 6 - опроный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика; 9 - электроинерционный привод; 10 - стопорный винт; 11 - направляющая планкаклиновой подвески; 12 - центратор; 13 - пьедестал центратора; 14 - фиксатор центратора мощью балансира с грузом. Электродвигатель мощностью 2,8 кВт взрывобезопасного исполнения снабжен электроинерционным приводом, представляющим собой отключаемый маховик, установленный на валу двигателя. За счет инерции маховика удается значительно увеличить момент на водиле при отвинчивании труб, а также при завинчивании труб большого диаметра при малой мощности электродвигателя. Автомат для подземного ремонта АПР-2 изготавливается в двух модификациях: с электродвигателем во взрывобезопасном исполнении (АПР-2ВБ) с питанием от промысловой электросети 380 В и с гидроприводом (АПР-ГП), представляющим собой объемный гидравлический двигатель, который питается от автономного гидронасоса или гидравлической системы агрегата для подземного ремонта скважин. Гидропривод обеспечивает полную безопасность ведения работ в пожарном отношении, постоянство вращающего момента на водиле при свинчивании и развинчи-вании труб и простоту регулировки. В агрегате АПР-ГП используется гидродвигатель НПА64, позволяющий уменьшить массу автомата с 200 до 180 кг, вращающий момент которого легко регулируется настройкой предохранительного клапана гидросистемы.Во время работы на скважине автомат АПР-2 крепится к фланцу обсадной колонны двумя болтами. Для работы на скважинах, оборудованных погружными центробежными насосами, применяются модернизированные автоматы АПР-2ЭПН с автоматической приставкой, оснащенной центрирующим устройством и механизмом для съема или надевания хомутов для крепления токонесущего кабеля к трубам.Автоматизация свинчивания и развинчивания штанг при спуско-подъемных операциях осуществляется автоматическим штанговым ключом АШК (рис. 15.5). Ключ АШК состоит из блоков ключа, устьевого кронштейна и реверсивного переключателя. В свою очередь блок ключа состоит из электродвигателя 1 мощностью 0,8 кВт во взрывобезопасном исполнении, редуктора 10, муфты 2, тормозного барабана 7, узла штангового захвата 8 и системы контрключа 6 с вилкой 4. Блок устьевого кронштейна 5 крепится на муфте насосной трубы на устье скважины, а сам ключ подвешивается к кронштейну на пружинной подвеске 9. Блок реверсивного переключателя 3 предназначен для реверсирования двигателя при свинчивании или раз-винчивании штанг. Автоматический ключ АШК (система Ногаева) управляется вручную или от ножной педали, имеет разрезной вращатель, надвигаемый на квадрат штанги. Под редуктором расположен контрключ, удерживающий подвешенную колонну штанг от вращения. Масса блока ключа составляет 36 кг, масса всего комплекса с блоком устьевого кронштейна - 105 кг. Максимальный вращающий момент на захватном органе ключа равен 800 Н-м. Применение автоматического ключа АШК, кроме облегчения ручных операций и ускорения работ, обеспечивает постоянный крутящий момент для затяжки муфтовых соединений штанг, что способствует сокращению аварий и предотвращает самопроизвольный отворот штанг.Разработан универсальный ключ 1МШТК-16-60 - механический штангово-трубный ключ для свинчивания и развинчивания штанг диаметром 16, 19, 22, 25, 48 и 60 мм насосно-компрессорных труб. Ключ состоит из вращателя с электродвигателем, электроаппаратуры, приспособлений и инструмента. Вращатель с электродвигателем состоит из червячной пары, двухскоростной зубчатой коробки перемены передач с реверсивным механизмом и электродвигателя. Вращение вала электродвигателя через реверсивный механизм и зубчатую передачу передается червячной паре. К большой червячной шестерне, расположенной горизонтально, прикреплена стойка-водило, передающее вращение штанговому или трубному ключу. Коробка перемены передач с реверсивным механизмом состоит из четы-  Рис. 15.5. Автоматический ключ для свинчивания штанг АШК рех цилиндрических шестерен, сидящих попарно на червячном и шлицевом валах, и одной паразитной шестерни для реверса. На шлицевой вал насажены две дисковые фрикционные муфты включения I и II скоростей. Направление вращения вала электродвигателя, связанное с переходом от подъема к спуску (т. е. от разворачивания муфтовых соединений к заворачиванию), изменяется при помощи реверсивного электрического переключателя типа ПРВ. На передний конец вала электродвигателя насажен маховик, обеспечивающий дополнительный крутящий момент при свинчивании и развинчивании резьбовых соединений. Грузоподъемная сила ключа - 160 кН. Частота вращения водила на первой скорости - 50 мин

15.3. Технология текущего ремонта скважин

15.4. Капитальный ремонт скважин

15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах

15.6. Ликвидация скважин

16. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

16.1. Особенности конструкций газовых скважин

16.2. Оборудование устья газовой скважины

16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава

16.4. Оборудование забоя газовых скважин

16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны НКТ в скважину

16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин

16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



В колонну НКТ под давлением нагнетают жидкость. Жидкость через отверстие в корпусе пакера поступает в камеру А (см. рис. 16.6). Под действием усилия, возникающего под давлением жидкости в камере, штифты 20 срезаются, поршень 27 и толкатель 37 перемещаются в противоположные стороны. При движении поршня 27 вверх усилие от него через втулку храпового механизма 26 передается на сдвигающееся кольцо 21. При этом резиновые манжеты 17, 18 деформируются и разобщают зоны за-трубного пространства, расположенные выше и ниже пакера. При движении толкателя 37 вниз шлипсы 39 выдвигаются наружу, чем достигается заякоривание пакера в обсадной колонне. Когда давление в колонне НКТ достигает 23 - 27 МПа, срезные тарированные штифты а разрушаются и шар с седлом падают на забой, а храповые механизмы 23 и 32 фиксируют пакер в уплотненном и заякоренном состоянии в обсадной колонне.

Для освобождения пакера от обсадной колонны колонну НКТ вращают по часовой стрелке на 15 оборотов, одновременно поднимая ее. При этом прежде всего от приложенного момента вращения срезаются штифты 5, затем при первых четырех оборотах разгрузочный упор 9 сворачивается с разгрузочной муфты 7 до упора с вращающейся муфтой 6. При этом отверстие во втулке 2 оказывается выше конца верхней трубы 8, и центральный канал пакера сообщается с затрубным пространством. Через него закачкой жидкости в затрубное пространство промывается надпакерная зона затрубного пространства от возможных накоплений механических примесей перед срывом пакера с места установки. При дальнейшем повороте загрузочная муфта 7 сворачивается с верхней трубы 8, которая последовательно перемещает за собой вверх корпус подшипника 12, упор подшипника 14, гильзу 19, сдвигающееся кольцо 21, втулку храпового механизма 26, поршень 27.

Поршень увлекает за собой цилиндр 29 и толкатель 37, при этом как уплотнительные элементы 17 и 18, так и шлипсы 39 освобождаются от торцевых упоров и принимают первоначальные диаметральные размеры. В этом состоянии пакер можно извлечь из скважины.

Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанирование при повреждении или разрушении устьевого оборудования и колонны НКТ выше места установки забойного клапана-отсекателя. Они служат автоматическим запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме колонны НКТ из скважины без задавки жидкостью.

На рис. 16.8 изображен клапан-отсекатель типа ОЗП-73. Отсе-катель забойный прямоточный (ОЗП) состоит из корпуса 6, к нижнему концу которого присоединен клапанный узел, имеющий седло 10, заслонку 14, пружину 12, ось 13 и кожух 15. К верхнему концу кожуха присоединен переводник 1, имеющий упор а. В центральном канале устройства помещен подвижный патрубок 4 со сменным штуцером 11. Подвижный патрубок 4 имеет наружную проточку. Между подвижным патрубком 4 и корпусом 6 установлено фиксирующее устройство, состоящее из пружины 5, цанги 7 и регулировочной гайки 3. Лепестки в цанге взаимодействуют с проточкой подвижного патрубка 4 и кольцевым выступом в корпуса 6. Кольца 2, 8 и 9 уплотняют поверхности сопрягаемых деталей. Устройство работает следующим образом. Перед спуском отсека-теля в скважину, исходя из рассчитанного дебита, устанавливают сменный штуцер 11 и гайкой 3 регулируют пружину 5 на определенное усилие. К переводнику 1 присоединяют уравнительный клапан и замок; сборку спускают в скважину и устанавливают в ниппеле.


Во время нормальной работы скважины газ или жидкость из пласта, проходя через центральный клапан устройства, поднимается на поверхность по колонне НКТ. При прохождении газа через штуцер 11 создается перепад давления, усилие от которого перемещает штуцер 11 с подвижным патрубком 4 в крайнее верхнее положение, но усилие пружины 5 фиксируемого устройства препятствует этому, в результате заслонка 14 остается открытой. Увеличение расхода газа через штуцер приводит к возрастанию перепада давления на нем. Когда усилие, вызванное перепадом давления, превысит усилие пружины 5, подвижный патрубок 4, отжимая пружину, начинает перемещаться вверх. После перемещения подвижного патрубка на 3 - 5 мм цанга 7 отходит от выступа в корпуса 6 и, выходя из взаимодействия с проточкой, освобождает подвижный патрубок 4 от действия пружины 5. Подвижный патрубок мгновенно перемещается до упора а переводника /. В этот момент под действием пружины 12 заслонка 14 перекрывает центральный канал устройства.

Клапан-отсекатель открывается следующим образом. В колонну НКТ на скребковой проволоке спускают уравнительную штангу, которая открывает уравнительный клапан. При этом нижний конец ее упирается в подвижный патрубок 4. После выравнивания давлений над и под заслонкой 14 подвижный патрубок 4 со сменным штуцером // под действием веса уравнительной штанги перемещается в крайнее нижнее положение. В результате заслонка устанавливается в положение «открыто». Лепестки цанги 7, взаимодействуя с кольцевым выступом корпуса 6 и проточкой б подвижного патрубка 4, фиксируют последний в рабочем положении.

Клапан-отсекатель ОЗП-73 имеет следующие преимущества: 1) седло и заслонка клапана находятся вне действия потока газа, не подвергаются абразивному износу; 2) отсутствует мертвая зона, влияющая на надежность работы отсекателя в скважинах, имеющих в потоке газа твердые взвеси; 3) небольшая длина отсекателя, благодаря тому что пружина фиксирующего устройства при наличии цанги имеет жесткую характеристику: 4) четкость срабатывания на закрытие, так как пружина сжимается только на 3 - 5 мм и перестает действовать на подвижную трубу, тогда как в других конструкциях усилие пружины постоянно воздействует на подвижный элемент устройства.


Саратовский филиал СКВ ВНПО «Союзгазавтоматика» разработал конструкцию клапана-отсекателя К-168-140, входящего в комплект скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МЛа (КО-219/168-140).

Пластовые газы многих газоконденсатных месторождений России имеют в своем составе коррозионные компоненты: сероводород, углекислый газ, кислоты жирного ряда (муравьиную, пропионо-вую, щавелевую, масляную). Так, например, пластовый газ Астраханского месторождения имеет следующий объемный состав, %: сероводород 26,5, углекислый газ 11; месторождения Урта-Булак - 5,35 и 3,15; Оренбургского - 1,3 - 5 и 0,5 - 1,75 соответственно.

Коррозионные компоненты при наличии пластовой минерализованной или конденсационной воды, высоких давлений и темпера тур вызывают интенсивную коррозию металлических обсадных колонн, НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования промыслов.

При большом содержании сероводорода в газе невозможно использовать обычные скважинные приборы для измерения давлений и температур, проводить геофизические работы в скважинах. Наибольшей коррозии подвергаются тройники, крестовины, катушки, уплотнительные кольца фланцевых соединений, задвижки фонтанной арматуры. Интенсивность коррозии элементов оборудования устья скважин изменяется от 0,1 до 4 мм в год.

 



Рис. 16.9. Схема компоновки подземного оборудования скважин

на Оренбургском газоконденсатном месторождении:

1 - хвостовик диаметром 127 или 114 мм и длиной 100 - 380 м; 2 - пакерное устройство

с минимальным диаметром проходного сечения 57 мм; 3 - клапан-отсекатель с проходным

сечением 33,4 мм; 4 - циркулярный клапан типа «скользящая втулка» с внутренним

диаметром 73 мм; 5 - НКТ диаметром 127 или 114 мм

 

Срок службы колонн НКТ до обрыва в верхней части и падения на забой скважины на месторождениях Краснодарского края составляет 1 - 18 мес, нарушение герметичности задвижек фонтанной арматуры происходит в течение 1 - 2 мес, фланцевых соединений - в течение 4 - 6 мес.

На рис. 16.9 изображена схема компоновки скважинного оборудования на Оренбургском газоконденсатном месторождении. В добывающие скважины спускается скважинное оборудование фирмы «Камко» (США), включающее: хвостовик диаметром 127 или 114 мм, длиной 100 - 380 м, предназначенный для улучшения условий освоения и эксплуатации вскрытой продуктивной толщины пласта; пакерное устройство с диаметром проходного сечения 57 мм для разобщения затрубного пространства от внутренней полости НКТ с целью предохранения эксплуатационной колонны от воздействия коррозионно-активных компонентов в добываемом газе; клапан-отсекатель с диаметром проходного сечения 33,4 мм в пакерном устройстве для
предотвращения чрезмерного увеличения дебита скважины; циркуляционный клапан с внутренним диаметром 73 мм типа «скользящая втулка» для сообщения трубного пространства с затрубным; НКТ диаметром 127 или 114 мм.

Защита внутренней поверхности металлической обсадной колонны и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью. Защита другого металлического оборудования скважины от коррозии осуществляется при помощи периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.

Для защиты от коррозии внешней поверхности хвостовика, направленного воздействия соляной кислотой на карбонатные породы открытого забоя скважины, получения более точных данных по геофизическим исследованиям скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении усложнили конструкцию хвостовика, изменили узел разобщения призабойной зоны пласта от затрубного пространства.

Хвостовики скв. 196, 743, 775 оборудовали подпакерным циркуляционным клапаном, струйными клапанами, ниппелем для установки скважинкой пробки.

Для проведения дебитометрии, поинтервального замера пластовых давлений, отбора проб в колонне обсадных труб в призабойной зоне скважины в Тюменниигипрогазе разработали конструкцию подвижного хвостовика. В процессе эксплуатации скважины хвостовик находится в крайнем нижнем положении. Продукция скважины движется через хвостовик и НКТ на устье. При проведении исследований в процессе работы скважины в нее через лубрикатор на каротажном кабеле или канате спускается специальное подъемное устройство, которое зацепляет хвостовик в нижней его части. Хвостовик поднимается вверх, при этом на поверхности следят за нагрузкой по индикатору массы. Захватывающее устройство поднимается на поверхность. В освобожденной от хвостовика зоне перфорации проводят указанные исследования. После проведения необходимого комплекса исследований хвостовик с помощью специального устройства вновь опускается вниз в свое рабочее положение.

В качестве ингибиторов коррозии используются кубовый остаток разгонки масляного слоя, получаемого при синтезе 2-метил, 5-этилпиридинаг имеющий промышленное название И-1-А, смесь аминокислоты и полиамина жирного ряда с длинной цепью, имеющая название РА-23, и многие другие: катапин БПВ, КИ-1, КПИ-1, ПБ-5, БА-6, «Виско», ИФХАНгаз, Донбасс-1, И-25-Д.

На некоторых месторождениях с высокими пластовыми давлениями и низкими температурами используются комплексные ингибиторы коррозии и гидратообразования типа КИГИК.

В последние годы стали изготовляться высокогерметичные коррозионностойкие насосно-компрессорные трубы НКТ-114 из сталей марок 18X1ГМФА, 18Х1Г1МФ группы прочности К, размером 114 х 7 мм для оборудования скважин на месторождениях, содержащих сероводород. Они выдерживают давление до 50 МПа. Впервые колонна НКТ из труб НКТ-114 была спущена в скв. 234 Оренбургского газоконденсатного месторождения. 76

Для предотвращения растепления многолетнемерзлых пород на месторождениях Севера используются двухстенные трубы с высокоэффективной теплоизоляцией между ними. ВНИИГаз разработал насосно-компрессорные теплоизолированные трубы модели ЛТТ-168 X 73, состоящей из внешней несущей трубы 168 X ПД и внутренней трубы 73 х 5,5Д. Между стенками труб диаметрами 168 и 73 мм может помещаться теплоизоляция любого типа с коэффициентами теплопроводности до 0,01163 Вт/(м-К). Трубы ЛТТ-168 X 73 использованы в конструкции скв. 110 Южно-Соленинского месторождения.

Особое конструкторское бюро по проектированию нефтегазодобывающих машин и оборудования (ОКБ НЕФТЕМАШ, г. Баку) разработало комплексы оборудования для эксплуатации газовых скважин типов КПГ (комплекс подземный для газовых скважин) и КСГ (комплекс скважинный для газовых скважин), которые с 1982 г. серийно выпускаются заводами ВПО «Союзнефтемаш».

Смотрите также файлы