Виды работ по капитальному ремонту скважин. Виды текущего ремонта скважин и общий характер работ

Большинством причин в необходимости проведения капитального ремонта скважин являются ошибки, допущенные в процессе бурения или при установке оборудования. Но даже правильно пробуренная скважина на воду спустя какое-то время будет нуждаться в ремонте. Важным моментом до начала

КРС является проведение гидродинамических и геофизических исследований. Ремонтом можно исправить различные дефекты:

• Посторонние механические примеси в воде из скважины;
• Уменьшение дебита скважины;
• Механическое разрушение фильтра, попадание грунтовых вод;
• Разрушение столба скважины, уменьшение диаметра.

Важно! Только качественно проведенная диагностика дает аргументы для планирования ремонта!

КРС является целым комплексом мероприятий, которые включают разные методики восстановления в зависимости от характера повреждений. Стоимость работ рассчитывается индивидуально с учетом типа скважины и результатов исследований.

Для уменьшения вероятности проведения капитального ремонта необходимо соблюдать график текущего ремонта скважин. Планово-предупредительные работы нацелены на устранение неполадок забойного оборудования и предупреждение разрушений столба скважины или проникновения посторонних примесей в воду. Текущие ремонтные работы могут включать очистку ствола скважины с помощью насосов высокого давления или вибрационных насосов для откачивания грязной воды, очистку скважины желонкой.

Восстановительный ремонт применяется при наличии неполадок в технологических процессах. Потребность в восстановительном ремонте может быть спровоцирована неполадками в работе насосного оборудования, когда нужно произвести смену или ремонт насоса, обрывом напорной колонны. Один из самых эффективных способов диагностики можно проводить с помощью зонда, оснащенного мобильной видеокамерой. Наиболее распространенными манипуляциями восстановительного при текущем ремонте скважин является извлечение из канала погружного насоса, восстановление забоя, прочистка скважины от ила и песка.

Вовремя проведенные мероприятия согласно плану ремонтных работ помогут если не избежать, то точно отодвинуть капремонт скважин по срокам. Кардинальные вмешательства – довольно дорогостоящий и сложный процесс, который может по стоимости занимать 40-50% от цены новой скважины. При правильном заложении срок эксплуатации артезианской скважины без капремонта может составлять 50 лет, скважины на песок – 10 лет, на известняк – 10-15 лет, колодца – до 20-30 лет.

Капитальный ремонт всегда проводится в определенной последовательности

• Обследование фактической глубины забоя, состояния колонны, места расположения оборудования;
• Исследования уровня притоков жидкостей из близлежащих пластов, устранение поломок насосного оборудования.
• Восстановление канала (при необходимости).
• Пуско-наладочные работы насосного оборудования, контрольный забор воды на проверку соответствия качеству, установленному для предназначения скважины.

Ремонтно-изоляционные работы проводятся в том случае, когда происходит обводнение скважины. В этом случае есть общие принципы проведения ремонтных мероприятий с ремонтом нефтяных или газовых скважин.

При наличии песка или грязи в воде необходимо удостовериться в том, что колонна скважины на песок посажена в пласт водоупорной глины. Если колонна не находится в глине, очень высока вероятность попадания в воду посторонних включений. Чистку забоя проводят совместно с углублением колонны.

Очищение столба скважины можно осуществить с помощью желонки – трубы длиной от 700 до 3000 мм, D – соответствующий диаметру скважины. В нижней части трубы расположен «башмак», который имеет режущую кромку, оснащенный обратным клапаном. С помощью желонки можно удалять из скважины жидкие смеси, что невозможно с помощью забивного стакана. Колонна задавливается поршнем в водоупорную глину, при необходимости засыпают дно скважины гравием с целью надежного уплотнения. Текущий ремонт скважин на песок и на известняк заключается в ежегодной чистке, которая сводит на нет вероятность заиливания.

В скважинах на песок нередко обнаруживаются деформации сетчатого фильтра. Сетка фильтра рвется при воздействии частиц песка и гравия, которых много в рыхлых грунтах. Заменить фильтр довольно проблематично – необходимо приподнимать обжатую трубу колонны скважины и произвести демонтаж без обрушения скважины. Труба и фильтр подлежат замене.

Подземный ремонт скважин на известняк проводится при перфорации фильтра с последующей прочисткой канала желонкой. Чтобы не допустить в будущем попадания загрязнений в воду, необходимо колонну обязательно забить и нарастить недостающую длину.

При попадании в скважину посторонних предметов (камушков, болтов и т.п.) придется использовать специализированный инструмент и доставать их, вероятно вместе с насосом. Оборванный насос в скважине на известняк тоже необходимо будет аккуратно доставать. Самостоятельно осуществить эту процедуру практически нереально с помощью самодельных «кошек» и других приспособлений. Необходим магнитный или фрезер-паук, если застрял металлический предмет. Крупные неметаллические предметы дробят пикообразным долотом, более мелкие – прочищают ершом с промывкой в момент дробления.

Глубокие артезианские скважины ремонтируют при исчерпании ресурсов водозаборных узлов. Подавляющее большинство имеет запасной диаметр, который меньше предыдущего. Текущий капитальный ремонт скважин заключается в установке новой колонны меньшего диаметра и обычно проводится спустя 20-30 лет эксплуатации. При обновлении скважины возможно углубление до более чистого водоносного горизонта.

Если качество воды из артезианской скважины сильно снизилось, это может свидетельствовать о разгерметизации скважины, в результате чего происходит подтекание грязных грунтовых вод. Также попадание грунтовых вод может быть спровоцировано продавливанием грунтовых вод обжимных слоев глины. Для точного выяснения причин необходимо провести каротаж буровым керном или видеоисследования.

По итогам исследований назначаются наиболее эффективные методы устранения дефектов: полная замена колонны скважины, бурение с углублением, чистка с промывкой. В случае определения мер как нерентабельные в силу необходимости большой глубины бурения, постоянного подхода грунтовых вод в больших объемах иногда принимается решение о ликвидации скважины и бурении новой. В этом случае обязательным является цементирование старой скважины до проведения бурительных работ с целью возобновления водного баланса на определенном уровне.

Нефтегазодобывающая промышленность предполагает использование большого количества разнообразного оборудования которое служит для добычи хранения и транспортировки нефтепродуктов а также обслуживания скважин. Для автоматического замера дебита нефти газа и воды добываемых из скважин служат групповые замерные установки которые устанавливается непосредственно на месторождении. Для восстановления работоспособности скважин проводят ремонтные работы в том числе и капитальный ремонт скважин для выполнения которого...

Поделитесь работой в социальных сетях

Если эта работа Вам не подошла внизу страницы есть список похожих работ. Так же Вы можете воспользоваться кнопкой поиск

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Реферат

по дисциплине:

«Нефтегазопромысловое оборудование»

2015

План

Введение ……………………………………………………………………….….3

1. Оборудование УШГН…………………………………………………….…...4

2.Основное оборудование, схема ГЗУ и принцип работы...……..……………10

3. Оборудование, применяемое при КРС..…………………...………………...14

Заключение ….…………………………………………………………………...20

Список использованной литературы…..……………………………………….21

Введение

Нефтегазодобывающая промышленность предполагает использование большого количества разнообразного оборудования, которое служит для добычи, хранения и транспортировки нефтепродуктов, а также обслуживания скважин. Комплекс, который объединяет в себя все, используемое в добывающей промышленности оборудование, принято называть «нефтегазопромысловым оборудованием».

Номенклатура оборудования, входящего в комплексы, составляет сотни наименований, а высокие темпы развития нефтегазодобывающей промышленности приводят к его быстрому обновлению, созданию совершенно новых типов, размеров и конструкций. Изучение этого многообразия технических средств делает необходимым их систематизацию, основу которой составляет классификация. Все машины, оборудование, механизмы, сооружения, средства механизации и инструмент всех назначений можно классифицировать, разделяя их на восемь главных групп, каждая из которых состоит из нескольких подгрупп, к которым и относятся конкретные технические средства данной группы.

Самый распространенный способ искусственного подъема нефти - добыча нефти при помощи штанговых насосов, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Для автоматического замера дебита нефти, газа и воды, добываемых из скважин служат групповые замерные установки, которые устанавливается непосредственно на месторождении.

Для восстановления работоспособности скважин проводят ремонтные работы, в том числе и капитальный ремонт скважин, для выполнения которого приходится привлекать сложную технику, вплоть до использования бурильных установок.

Целью исследования данной работы является изучение нефтепромыслового оборудования применяемого для добычи нефти; для замера дебита нефти, газа и воды; для капитального ремонта скважин.

Задачи исследования :

• изучить установки штангового глубинного насоса применяемых для добычи нефти
• рассмотреть основное оборудование, схему и принцип работы АГЗУ
• определить оборудование применяемое при капитальном ремонте скважин

1. Оборудование у становки штангового глубинного насоса (УШГН)

Добыча нефти при помощи штанговых насосов – самый распространенный способ искусственного подъема нефти. Отличительная особенность ШСНУ состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества: обладание высоким коэффициентом полезного действия; проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах; для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы; установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Есть у штанговых насосов и недостатки. К основным недостаткам относятся: ограничение по глубине спуска насоса (чем глубже, тем выше вероятность обрыва штанг); малая подача насоса; ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в наклонных и горизонтальных скважинах, а также в сильно искривленных вертикальных)

Конструктивно оборудование УШГН включает в себя наземную и подземную часть.

К наземному оборудованию относятся:

• привод (станок–качалка) – является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью – колонной штанг;
• устьевая арматура с сальниками полированного штока предназначена для уплотнения штока и герметизации устья скважины.

К подземному оборудованию относятся:

• насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.
• глубинный насос, предназначенный для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 130°С вставного или не вставного типов
• штанги – предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка – качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса.

На рисунке 1 представлена схема штанговой скважинно-насосной установки (УШГН).

Рисунок 1. Схема штанговой скважинно-насосной установки (УШГН).

1 - эксплуатационная колонна; 2 - всасывающий клапан; 3 - цилиндр насоса; 4 - плунжер; 5 - нагнетательный клапан; 6 - насосно-компрессорные трубы; 7 - насосные штанги; 8 - крестовина; 9 - устьевой патрубок; 10 - обратный клапан для перепуска газа; 11 - тройник; 12 - устьевой сальник; 13 - устьевой шток; 14 - канатная подвеска; 15 - головка балансира; 16 - балансир; 17 - стойка; 18 - балансирный груз; 19 - шатун; 20 - кривошипный груз; 21 - кривошип; 22 - редуктор; 23 - ведомый шкив; 24 - клиноременная передача; 25 - электродвигатель на поворотной салазке; 26 - ведущий шкив; 27 - рама; 28 - блок управления.

Установка работает следующим образом. Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий манифольд (процесс нагнетания).

При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается, нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость, находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Станок-качалка (рисунок 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Рисунок 2. Станок-качалка типа СКД.

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка(пирамида); 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама; 14 - противовес; 15 - траверса; 16 - тормоз; 17 - канатная подвеска.

Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение, близкое к синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску устьевого штока и откидную или поворотную головку балансира для беспрепятственного прохода спуско-подъемных механизмов (талевого блока, крюка, элеватора) при подземном ремонте.

Балансир качается на поперечной оси, укрепленной в подшипниках, и сочленяется с двумя массивными кривошипами с помощью двух шатунов, расположенных по обе стороны редуктора. Кривошипы с подвижными противовесами могут перемещаться относительно оси вращения главного вала редуктора на то или иное расстояние вдоль кривошипов. Противовесы необходимы для уравновешивания станка-качалки.

Все элементы станка-качалки: стойка, редуктор, электродвигатель крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте.

Кроме того, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержания балансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка сочленения шатуна с кривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращения перестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие. Этим достигается ступенчатое изменение амплитуды качаний балансира, т.е. длины хода плунжера.

Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменение частоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременной трансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателя на больший или меньший диаметр.

Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров.

Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей. При конструкции насосов соблюдается принцип максимально возможной унификации указанных узлов и деталей для удобства замены изношенных деталей и сокращения номенклатуры потребных запасных частей.

Насосы применяются следующих видов:

• невставные
• вставные.

Невставные насосы спускаются в полуразобранном виде. Сначала на НКТ спускают цилиндр насоса. А затем на штангах спускают плунжер с обратным клапаном. Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера. Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока. Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору, последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки. После этого компановка плунжера приподнимается от всасывающего клапана на высоту, необходимую для свободного хода плунжера вниз.

Поэтому при необходимости замены такого насоса приходится поднимать из скважины сначала плунжер на штангах, а потом и НКТ с цилиндром.

Вставные штанговые насосы спускают в скважину в собранном виде. Предварительно в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ.

В зависимости от условий в скважине в нее опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, т.е. довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Соответственно для смены такого насоса не требуется лишний раз производить спуск-подъем труб. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной.

И тот и другой вид насоса имеет как свои преимущества, так и недостатки. Для каждых конкретных условий применяют наиболее подходящий тип. Например, при условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия плунжера вставного насоса. Для глубоких скважин предпочтительнее использовать вставной насос, чтобы снизить затраты времени на спуск-подъем НКТ при смене насоса.

Различают следующие типы скважинных насосов (рисунок 3):

НВ1 – вставные с замком наверху;

НВ2 – вставные с замком внизу;

НН – невставные без ловителя;

НН1 – невставные с захватным штоком;

НН2С – невставные с ловителем.

В условном обозначении насоса, например, НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы – исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры – диаметр насоса (мм), последующие длину хода плунжера (мм) и напор (м), уменьшенные в 100 раз и последняя цифра – группу посадки.

Рисунок 3. Типы скважинных штанговых насосов.

Применение насосов НН предпочтительно в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом, а насосы типов НВ в скважинах с небольшим дебитом, при больших глубинах спуска. Чем больше вязкость жидкости, тем принимается выше группа посадки. Для откачки жидкости с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина рекомендуется использовать насосы третьей группы посадки. При большой глубине спуска рекомендуется применять насосы с меньшим зазором.

Насос выбирают с учетом состава откачиваемой жидкости (наличия песка, газа и воды), ее свойств, дебита и глубины его спуска, а диаметр НКТ – в зависимости от типа и условного размера насоса.

Принцип работы насосов заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность в полость труб. При каждом последующем ходе плунжера в цилиндр поступает почти одно и тоже количество жидкости, которая затем переходит в трубы и постепенно поднимается к устью скважины.

1. Основное оборудование, схема ГЗУ и принцип работы.

Групповые замерные установки сооружают для глубинно-насосных и фонтанно-компрессорных скважин.

Групповые замерные установки являются источником информации о состоянии скважин, используемой для оперативного контроля за выполнением текущих заданий по отборам, планирования геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима разработки нефтяного месторождения. Информация по телемеханическим каналам передается в пункт управления.

Групповые замерные установки служат для автоматического замера дебита нефти, газа и воды, добываемых из скважин, и подключения выкидных линий от скважин к сборным коллекторам для дальнейшей транспортировки добытой продукции к сборному пункту, а так же блокировки скважин при аварийном состоянии технологического процесса или по команде с диспетчерского пункта.

В системе сбора нефти и газа, АГЗУ устанавливается непосредственно на месторождении. К АГЗУ по выкидным линиям поступает продукция с нескольких добывающих скважин. К одной установке, в зависимости от её конструкции, может подключаться до 14 скважин.

При этом поочередно осуществляется замер дебита жидкости по каждой скважине. На выходе из АГЗУ продукция всех скважин поступает в один трубопровод - «сборный коллектор» и транспортируется на дожимную насосную станцию (ДНС) или непосредственно на объекты подготовки нефти и газа.

АГЗУ конструктивно состоит из блока технологического (БТ) и блока автоматики (БА).

В БТ размещены:

• основное технологическое оборудование: узел переключения скважин, байпасная линия, емкость сепарационная с устройствами управления режимами ее работы, жидкостная линия с расходомером жидкости, газовая линия с расходомером газа, выходной коллектор, система трубопроводов с запорной и регулирующей арматурой;
• инженерных системы жизнеобеспечения: системы освещения, отопления, вентиляции; контрольно-измерительных приборов - первичные КИПиА;
• аварийных систем блокировок и сигнализации: сигнализаторы загазованности, пожара, несанкционированного доступа.

В БА размещены:

• устройство электропитания оборудования АГЗУ: шкаф силовой (ШС) с управлением приводами исполнительных механизмов;
• устройство сбора, обработки и местной индикации сигналов: вторичные приборы КИПиА, шкаф КИПиА для сбора и обработки сигналов первичных КИПиА;
• устройство выдачи информации: шкаф оборудования телеметрии и радиоканала, связи с верхним уровнем АСУТП нефтепромысла;
• инженерные системы жизнеобеспечения и аварийные систем сигнализации: оборудование освещения, отопления, вентиляции, пожарной сигнализации, несанкционированного доступа.

Принципиальная схема групповой замерной установки приведена на рисунке 4.

Рисунок 4. Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки.

Продукция скважин ГЖС (газожидкостная смесь, состоящая из сырой нефти, пластовой воды и попутного нефтяного газа) по трубопроводам 1, подключенным к установке, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин выполненный на ПСМ (переключателе скважин многоходовом) либо на ПСМ с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами с гидроприводом ГП-1, либо на трехходовых шаровых кранах с электроприводами, после которого по общему коллектору 2 через отсекатель ОКГ-4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора. Узел переключения скважин направляет поток ГЖС скважины, выбранной для измерения, через замерный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где она центробежно- гравитационным способом разделяется на жидкую и газообразную фазы.

При применении рычажно-поплавковой механической системы переключения режимов работы сепаратора, газ по трубопроводу 5 проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в общий сборный коллектор 3. Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкая фаза накапливается в нижней накопительной части сепаратора. По мере повышения уровня нефти поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик расхода ТОР-1. При достижении жидкостью нижнего уровня ЗП открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости. Измеряемый дебит скважины (в м3) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от счетчика ТОР-1.

В случае оснащения АГЗУ приборами КИПиА, газообразная фаза (попутный нефтяной газ) из верхней части сепаратора поступает по газовой линии, оборудованной запорной и регулирующей арматурой через расходомер газа в выходной коллектор. При этом происходит измерение расхода газа. При достижении в сепараторе установленного верхнего уровня жидкости (сырой нефти включая пластовую воду), средства КИПиА подают сигнал на изменение режима работы сепаратора в режим слива жидкости. В результате жидкостная линия открывается, а газовая линия закрывается для создания избыточного давления в сепараторе, обеспечивающего поступление жидкости в жидкостную линию, оборудованную запорно-регулирующей арматурой и расходомером жидкости, и далее в выходной коллектор. При этом измеряется расход жидкости. При достижении в сепараторе нижнего уровня жидкости, средства КИПиА подают сигнал на изменение режима работы сепаратора. При этом жидкостная линия закрывается, а газовая открывается, сепаратор вновь переходит в режим накопления жидкости с измерением расхода газа.

Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени.

При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГП-1, и в системе гидравлического управления повышается давление. Гидроцилиндр переключателя ПСМ-1 под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Узел переключения скважин позволяет направить поток ГЖС всех подключенных к установке скважин «на байпас» и далее в выходной коллектор. Этот режим позволяет производить сервисные и ремонтные работы на оборудовании АГЗУ.

Сепаратор оборудован линией аварийного сброса давления, сброса газа на свечу через СППК (сбросной предохранительный пружинный клапан). Для удаления загрязнений при очистке сепаратора промывкой и пропариванием имеются дренажные патрубки с запорной арматурой и смотровой люк.

При эксплуатации малодебитных скважин с малым газовым фактором применяются АГЗУ, в которых не используются сепараторы. В этом случае поток ГЖС измеряемой скважины после узла переключения скважин направляется на расходомер-счетчик жидкости типа СКЖ, который измеряет расход жидкости, а расход газа учитывается расчетным способом.

При необходимости измерения удаленных малодебитных скважин применяются измерительные установки, именуемые БИУС, сконструированные с целью измерения дебита одной скважины с расходом жидкости до 100 м3/ сут и газовом факторе до 60 м3/м3. В них отсутствует узел переключения скважин, ГЖС через входные задвижки подается на сепаратор, далее в жидкостную измерительную и газовую линии, выходной коллектор. Предусмотрена байпасная линия. Измерение расхода жидкости ведется механическими счетчиками с местной индикацией. Учет расхода газа ведется расчетным методом. БИУС, как правило, не комплектуется БА.

Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкретных условий - дебита скважины, способов добычи, состояния разработки месторождения.

1. Оборудование, применяемое при к апитальном ремонте скважин (КРС)

Капитальный ремонт скважин (КРС) – комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, установкой и извлечением подземного оборудования, ликвидацией аварий, осложнений и консервацией и ликвидацией скважин, а также с работами, требующими предварительного глушения продуктивных пластов (для газовых скважин), установки противовыбросового оборудования.

К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. Капитальный ремонт выполняется бригадами специализированной службы, располагающей мощными и разнообразными техническими средствами и соответствующими специалистами.

Оборудование для капитального ремонта скважин состоит из:

• Неагрегативного компануемого оборудования (вышки, насосы, роторы, талевые системы, подъемники).
• Агрегатированного оборудования (установки);
• Инструмента для внутрискважинных работ (долота, трубы, ловильный инструмент);
• Инструмента для СПО (элеваторы, ключи).

Главное отличие техники капитального ремонта скважин от техники текущего заключается в широком использовании комплекса бурового оборудования.

Все работы по капитальному ремонту сопровождаются спуском в скважину и подъемом из нее труб, штанг и различных инструментов. Поэтому над устьем скважины устанавливается подъемное сооружение – вышка, мачта с оборудованием для спускоподъемных операций (СПО). Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.

Агрегаты капитального ремонта предназначены для ликвидации нарушений герметичности или формы ствола скважины (нарушение герметичности обсадной колонны и цементного кольца или смятие обсадной колонны), ликвидации сложных внутрискважинных аварий и для ремонта фильтровой части скважины. Агрегат – в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

Подъемник – механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.

Для освоения и ремонта скважин используют самоходный агрегат А-50У, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-257, грузоподъемной силой 500 кН (рисунок 5). Данный агрегат предназначен для:

• разбуривания цементной пробки в трубах диаметром 146 и 168 мм и связанных с этим процессом операций (спуска и подъема бурильных труб, промывки скважин и т.д.);
• спуска и подъема насосно-компрессорных труб;
• установки эксплуатационного оборудования на устье скважин;
• проведения ремонтных работ и работ по ликвидации аварии;
• проведения буровых работ.

Рисунок 5. Агрегат А-50У для ремонта скважины.

1 - 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 управления; 12 - опорные домкраты; 13 - ротор.

Взамен агрегата А-50У выпущен модернизированный агрегат А-50М с повышенными надежностью и грузоподъемностью.

Для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, не оборудованных вышечными сооружениями используют подъемные установки типа АзИНмаш-37(рисунок 6).

Подъемные установки этого типа подразделяются – на АзИНмаш-37А, АзИНмаш-37А1, АзИНмаш-37Б, смонтированные на базе автомобилей повышенной проходимости КрАЗ-255Б и КрАЗ-260. Подъемные установки АзИНмаш-37А и АзИНмаш-37А1 комплектуются автоматами АПР для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и автоматическим ключом типа КШЭ с электроприводом для свинчивания насосных штанг.

Подъемные установки оснащены ограничителем подъема крюкоблока, системой звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительными приборами работы двигателя и пневмосистемы, а также другими системами блокировки, обеспечивающими безопасность ведения работ при монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях.

Рисунок 6. Подъемная установка АзИНмаш-37.

1 - талевая система; 2 - вышка; 3 - силовая передача; 4 - передняя опора; 5 - кабина оператора; 6 - лебедка; 7 - гидроцилиндр подъема вышки; 8 - задняя опора.

Широко применяются тракторные подъемники ЛПТ-8, агрегаты «АзИНмаш-43А», «Бакинец-3М», А50У, УПТ, «АзИНмаш-37» и др.

Для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, необорудованных вышечными сооружениями , для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием) предназначены агрегаты подъёмные АПРС-32 и АПРС-40.

Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости УРАЛ4320 или КрАЗ-260, и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой. Вышка агрегата имеет повышенную прочность, изготовляется из низколегированной морозостойкой стали.

Для проведения подземного ремонта скважин, оборудованных подъемными сооружениями предназначен тракторный подъемник АзИНмаш-43П. Подъемник представляет собой самоходную механизированную лебедку, смонтированную на гусеничном болотоходном тракторе Т-100МЗБГС или обычный Т-100МЗ.

Для спуско-подъемных операций в процессе капитального ремонта нефтяных и газовых скважин предназначены подъемные установки типа УПТ. К ним относятся: УПТ-32, УПТ1-50, УПТ1-50Б. Установки самоходные, смонтированные на гусеничных тракторах. Состоят из следующих основных узлов: однобарабанной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование, вышки с талевой системой, задней и передней опор вышки, кабины водителя. Установки укомплектованы механизмами для свинчивания – развинчивания труб; оснащены устройством противозатаскивания крюкоблока и взрывобезопасной системой освещения рабочей площадки на устье скважины и пути движения крюкоблока.

В отличие от УПТ-32, установки УПТ1-50 и УПТ-50В снабжены узлом привода ротора, а также укомплектованы гидрораскрепителем.

Рисунок 7. Подъемная установка УПТ1-50. 1 - коробка передач; 2 - однобарабанная лебедка; 3 компрессор воздуха; 4 - передняя опора вышки; 5 - фара; 6 - вышка с талевой системой; 7 - управление; 8 - кабина машиниста; 9 - гидродомкрат; 10 - задняя опора вышки.

Для разрушения гидратных и парафиновых пробок, закачки в скважину технологических жидкостей, цементирования скважин в призабойной зоне, геофизических исследований используют мобильную установку УПД-5М. УПД-5М представляет собой самоходную нефтепромысловую машину совместно с монтажной базой, включающей в себя барабан с укладчиком для намотки длинномерных труб, механизм подачи трубы в скважину, закрепленную на шасси автомобиля КаАЗ-65101/100, или каком-либо другом типе шасси, по желанию заказчика. Привод всех механизмов установки осуществляется гидромоторами, для про-ведения вспомогательных работ имеется гидроманипулятор грузоподъемностью 300 кг.

Трубные элеваторы – для захвата обсадных, бурильных и НКТ применяют нескольких типоразмеров:

• элеваторы ЭЗН – одноштропные (СПО с помощью двух элеваторов) грузоподъемностью 15, 25 и 50 т. В комплект входят: два элеватора, захватное приспособление и штроп.
• элеваторы ЭГ – одноштропные предназначены для работы с автоматами АПР-2ВБ и спайдерами, грузоподъемностью 16, 50 и 80 т.
• элеваторы ЭХЛ для НКТ с условным диаметром от 48 до 114 мм, грузоподъемностью 10 – 40 т.

Штанговые элеваторы ЭШН (рисунок 8) – для захвата колонны штанг и удержания ее в подвешанном состоянии при СПО, грузоподъемностью 5 и 10 т. Конструкция их предусматривает использование двух пар вкладышей для втулок, одна предназначена для штанг Ж12, 16, 19 и 22 мм, вторая – для штанг Ж25 .

Рисунок 8. Элеватор штанговый ЭШН.

1 - шайба; 2 - шплинт; 3 - штроп; 4 - винт; 5 - вкладыш; 6 - втулка; 7 - корпус.

Подъемные крюки, предназначенные для подвешивания элеваторов, вертлюгов и другого оборудования при СПО, изготавливаются двух типов: однорогие (исполнение I) и трехрогие (исполнение II).

Штропы служат для подвески элеватора на крюк. Конструктивно это замкнутая стальная петля овальной формы, сильно вытянутая по одной оси. Изготавливают их цельнокатанными или сварными в стыке контактной сваркой с последующей термообработкой. Для капитального ремонта скважин выпускают штропы ШЭ-28-П-Б и ШЭ-50-Б грузоподъемностью 28 и 50 т.

Для механизации операций по свинчиванию и развинчиванию, а также для автоматизации по захвату, удержанию на весу, освобождению и центрированию колонны НКТ предназначены автоматы типа АПР.

Для механизации процесса свинчивания и развинчивания насосных штанг применяют штанговые ключи АШКТМ, КМШЭ, КАРС (автоматические и механические ключи), принцип аналогичен АПР.

Для автоматизации операций по захвату, удержания на весу, освобождения и центрирования колонны насосно-компрессорных или бурильных труб в процессе спуска их в скважину предназначены спайдеры.

Для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных и бурильных труб в процессе выполнения спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин используют механический гидроприводной ключ КПР-12.

Состоит из следующих основных узлов: трубного ключа, производящего свинчивание и развинчивание с расчетным крутящим моментом; гидравлической насосной станции, создающей требуемые расход и давление масла в гидросистеме, и подвески ключа с гидроподъемником и амортизатором.

Ключ представляет собой двухскоростной цилиндрический редуктор с разрезной рабочей шестерней, в которой устанавливаются сменные захваты. Комплектуется объемным стопорным устройством.

Для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб (НКТ) и замков бурильных труб механизированным, а также ручным способом при текущем и капитальном ремонте скважин предназначен ключ трубный типа КТЛ. Он обеспечивает надежный захват НКТ, сохранность НКТ от деформаций.

Для отвинчивания штанг при закрепленном плунжере глубинного насоса с регулируемыми зажимными плашками применяют круговой ключ штанговый КШК.

Во время подземного ремонта скважин при заедании плунжера глубинного насоса приходится поднимать трубы вместе со штангами. Так как муфтовые соединения труб не совпадают с соединениями штанг, то после отвинчивания очередной трубы над муфтой, установленной на элеваторе, будет находиться гладкое тело штанги, захват которого штанговым ключом невозможен. В круговом ключе штанги захватываются плашками, имеющими угловые вырезы с зубьями. Одна из плашек неподвижная, прикреплена двумя штифтами к внутренней части ключа, а вторая - подвижная, прикреплена к внутреннему концу зажимного стержня.

При ручном свинчивании и развинчивании труб различного диаметра применяются ключи цепные. Ключ состоит из рукоятки, двух шарнирно соединенных щек с зубьями с плоскими шарнирными звеньями. Для придания прочности щеки термически обрабатываются.

Для герметизации устья в процессе проведения ремонтных работ в скважине предназначены герметизаторы ГУ-48, ГУ-60, ГУ-73.

Заключение

Производственный процесс разработки и эксплуатации нефтяных месторождений - это совокупность всех действий людей и оборудования производства, необходимого для извлечения нефти из недр на поверхность, подсчета добываемой продукции из скважин, дальнейшей ее транспортировки для получения товарной продукции.

Нарушение целостности нефтепромыслового оборудования, приводит к прекращению эксплуатации скважин, к неизбежному уменьшению добычи нефти или газа, что делает необходимым выполнение так называемого капитального ремонта скважины – процесса длительного, трудоемкого и весьма дорогого; стоимость ремонта скважины часто соизмерима, а иногда одинакова со стоимостью ее сооружения. Отсюда и главное требование к качеству оборудования – его надежность.

Оборудование любой скважины должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме, замер продукции и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Замерные установки также являются источником информации о состоянии скважин, для планирования геолого-технических мероприятий и систематического контроля режима разработки нефтяного месторождения.

В связи с развитием нефтегазодобывающей отрасли Российский рынок нефтегазопромыслового оборудования активно развивается, что приводит к быстрому обновлению оборудования, созданию совершенно новых типов, размеров и конструкций.

Список использованной литературы

1. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования: учебное пособие для вузов/М: Недра/ Чичеров Л.Г., Молчанов Г.В., Рабинович А.М., 1987
2. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учебник для вузов/ М.: Недра /Бойко В.С., 1990.
3. Разработка нефтяных и газовых месторождений/ учебное пособие/ Покрепин Б.В.
4. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. /М.: Недра/ Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Рлзенберг М.Д./ 1983.
5. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин/ М: Недра/Амиров А.Д., Карапетов К.А., Лемберанский Ф.Д./ 1979.
6. Система технического обслуживания и планового ремонта бурового и нефтепромыслового оборудования в нефтяной промышленности./ М., ВНИИОЭНГ, / Усачева Г.Н., Кузнецова Э.А., Королева Л.М., 1982.
7. Техника и технобллогия бурения восстающих скважин. /М.: Недра/ Колосов Д.П, Глухов И.Ф.,1988.
8. Технологические основы технологии / М.:Металлургия/ И.М.Глущенко. ГИ. 1990.
9. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. /М: Недра/ Муравьев В.М. 1978.

PAGE \* MERGEFORMAT 3

Другие похожие работы, которые могут вас заинтересовать.вшм>
10594.		Сваебойное оборудование	269.41 KB
	Различают молоты простого одностороннего действия у которых энергия привода используется только для подъема ударной части совершающей затем рабочий ход под действием собственного веса и молоты двустороннего действия энергия привода которых сообщает ударной части также дополнительное ускорение при рабочем ходе в результате чего увеличивается энергия удара и сокращается продолжительность рабочего цикла. Наиболее распространены автоматически работающие паровоздушные молоты двустороннего действия с частотой ударов по свае до 100 300 в минуту...
9437.		ОБОРУДОВАНИЕ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ (КС)	5.53 MB
	Вид КС зависит от ее производительности, требований давления сжатого воздуха и наличия электроэнергии. Число агрегатов принимается с 50% резервом. Обычно, устанавливается 3 машины из них 2 рабочих и 1 резервная.
4948.		Технологическое оборудование ресторана Волгоград	48.95 KB
	Технологическое оборудование ресторана Волгоград. Характеристика ресторана Волгоград. Торговое помещение ресторана Волгоград Технологическое оборудование горячего цеха. От оборудования напрямую зависит качество приготовленной пищи а это является прямым показателем уровня ресторана.
12401.		Оборудование станции устройствами БМРЦ	69.3 KB
	Построение и работа схемы угловых реле. Контрольно-секционные и сигнальные реле. Включение блока реле направлений и групповых схем. Схема угловых реле.
14684.		Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин	83.35 KB
	1 Оборудование для газлифтной эксплуатации скважин Смысл газлифтного способа эксплуатации заключается в обеспечении фонтанирования скважины путем подачи к низу колонны НКТ необходимого количества сжатого газа. При компрессорном газлифте в отличие от фонтанного способа эксплуатации необходимо не только иметь источник сжатого газа но и систему коммуникаций для транспортировки его к устью скважины специальное оборудование устья и самой скважины для подачи газа. Кроме того необходимо отделение газа от добытой газожидкостной смеси для его...
14683.		Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом	312.15 KB
	Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом.1 Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья разобщения межтрубного пространства направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Необходимость в фонтанной арматуре возникла в связи с началом применения подъемника и устройств для регулирования расхода дебита жидкости или газа фонтанной скважины с помощью...
14636.		ОБОРУДОВАНИЕ И СООРУЖЕНИЯ ДЛЯ ВОДОСНАБЖЕНИЯ ФЕРМ И ПАСТБИЩ	457.15 KB
	Использование воды в животноводстве Продуктивность и здоровье животных и птицы зависят не только от уровня кормления но и от хорошей организации снабжения животных доброкачественной водой на фермах и пастбищах. Качество воды используемой для животноводческих ферм не всегда в полной мере отвечает санитарно-гигиеническим требованиям. При полном лишении воды животные погибают через 48 дней.
12704.		Оборудование горловины станции устройствами электрической централизации ЭЦ-12-00	293.8 KB
	При разделении на изолированные участки горловины станции необходимо руководствоваться следующими основными правилами: изолирующие стыки ограничивающие стрелочные рельсовые цепи со стороны остряков стрелки устанавливаются у конца рамного рельса; изолирующие стыки необходимо устанавливать в створе со светофорами; в изолирующую секцию нельзя включать более трёх одиночных или двух перекрёстных стрелочных переводов; между стрелками по которым возможны независимые друг от друга одновременные передвижения устанавливается изолирующий...
17393.		СОВРЕМЕННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЗУБОТЕХНИЧЕСКОЙ ЛАБОРАТОРИИ ИЗГОТОВЛЕНИЯ НЕСЪЕМНЫХ ПРОТЕЗОВ	167.37 KB
	Помещения зуботехнической лаборатории подразделяются на основные и специальные. В основных помещениях выполняются работы по изготовлению зубных протезов. Специальные помещения подразделяются на гипсовочную, формовочную, полимеризационную, паячную, полировочную, литейную.
709.		Инженерное оборудование территории населенного пункта города Барнаул	266.17 KB
	При строительстве и эксплуатации населенных мест и отдельных архитектурных сооружений неизбежно возникают задачи по улучшению функциональных и эстетических свойств территории

Длительная эксплуатация нефтяных или газовых скважин приводит к тому, что периодически их требуется ремонтировать. При ремонте может потребоваться замена НКТ или спуско-подъемного оборудования, прочистка обвалившихся элементов ствола, промывка и ряд других процедур. Чаще всего работы проводятся под землей, и их классифицируют на текущий и капитальный ремонт скважин. В первом случае они проводятся в плановом порядке: они могут касаться очистки всего ствола или отдельных элементов, внесения изменений в режим функционирования и т.д. Капитальный ремонт подразумевает масштабную замену оборудования, устранение серьезных неисправностей, углубление или расширение ствола, а также вторичное бурение.

Для текущего и капитального ремонта нефтяной скважины используется профессиональное оборудование, а перед ремонтом необходимо подготовить к спуско-подъемным работам, провести исследование ствола и забоя, а также прилегающих пластов на предмет давления, наличия инородных предметов, воды и другие параметры. При ремонте, вне зависимости от того, текущий он или капитальный, важно соблюдать технику безопасности, а также природоохранные нормативы.

Особенности ремонта

Подготовительный этап перед текущим или капитальным ремонтом скважины должен включать в себя работы, которые обеспечивают безопасность дальнейших действий и позволяют без помех провести последующую прочистку или замену агрегатов. Прежде всего при необходимости скважина должна быть заглушена, а затем на объект перемещается бригада по обслуживанию и ремонту вместе с оборудованием. Среди работ на подготовительном этапе перед текущим или капитальным ремонтом выделяют следующие действия:

• Сбор документации: схемы строительства скважины, схемы оборудования, параметров извлекаемого вещества, особенности эксплуатации и т.д.
• Проверка и восстановление функциональности подъемного оборудования; если его потребуется заменить, чаще всего нужно демонтировать его. Тем не менее, несложные поломки или очистка производится непосредственно на месте.
• Подбор инструментов, который осуществляется, исходя из параметров конкретной скважины, типа предстоящих ремонтных работ, конструкцией НКТ.
• Промывка ствола, перед чем необходимо установить, что газ и нефть не выделяются в процессе; демонтаж оборудования, расположенного в устье.
• Визуальная проверка состояния труб, установка колец в местах соединений. Спуск и поднятие труб осуществляется плавно, чтобы конструкция не была повреждена; извлеченные трубы укладываются на специально оборудованные стеллажи.

Если труба сделана из различных труб, соединенных между собой последовательно, то требуется зафиксировать показатели их длины и записать. Соединение производится посредством патрубков, которые были изготовлены для трубы в заводских условиях.

Текущий ремонт

Текущим ремонтом называются работы по восстановлению рабочего состояния техники и инструментов, смена режима работы (интенсивность, особенности добычи и т.д.), а также очистные действия различных уровней скважины от наслоившихся отложений, которые появляются там спустя несколько лет эксплуатации. Также к техническому текущему ремонту относится очистка самого оборудования. Все текущие манипуляции со скважиной делятся на профилактические действия и работы по восстановлению работоспособности.

В первом случае ремонт позволяет избежать таких рисков, как уменьшение объема ценных ресурсов, извлекаемых в процессе, разрушение ствола, обводнение, засорение и другие неприятные последствия. Периодичность проведения ремонтов напрямую зависит от параметров эксплуатации, и компания, которая занимается разработкой месторождений нефти, проводит профилактические работы регулярно. К запланированным текущим работам относятся следующие виды действий:

• Очистка от песчаных засоров при помощи промывания, механическим путем или специальной желонкой.
• Замена отдельных элементов насоса или всей насосной станции.
• Устранение неисправностей труб, а также их замена.
• Замена вышедших из строя штанг и опор.
• Изменения в параметрах опускания НКТ.
• Замена, текущий ремонт или очистка песчаного якоря.

Во втором случае исправлению подлежит внезапно произошедшая авария, вышедшее из строя оборудование, поврежденные в ходе ошибок в эксплуатации инструменты, трубы и т.д. Такие неисправности возникают непреднамеренно и вне графика, поэтому здесь необходима экстренная помощь специалистов.

Капитальный ремонт скважин

К действиям по капитальному ремонту скважин относятся такие манипуляции, как восстановление колонны, замена колец или их починка, работы над восстановлением функциональности забоя, исправление последствий крупных аварийных ситуаций (обрушение, засыпание), создание новых ответвлений или параллельно идущих стволов. К ним относят следующие виды действий:

• Изоляция определенных слоев, если того требует функциональность скважины.
• Отключение оборудования и его полное извлечение на поверхность с целью временного или постоянного прекращения эксплуатации месторождения.
• Капитальный ремонт ствола, создание второй колонны или починка труб НКТ на предмет герметичности.
• Воздействия с помощью химии или физических действий на пласты призабойной части.
• Ловильные работы.
• Уничтожение скважины, которое может быть инициировано из-за ее полной потери эффективности, сворачивания производства или иных причин.

При капитальном ремонте скважины достаточно часто приходится осуществлять ловильные манипуляции. Потребность в них появляется в случае, если в процессе эксплуатации подземные элементы оборудования обрываются и падают вниз; это не только приводит к повреждению ствола, но и не дает производить дальнейшую эксплуатацию скважины.

Алгоритм ловильных работ следующий:

• Глушение скважины перед капитальными ремонтными работами.
• Спуск специального диагностического оборудования (печать), с помощью которого устанавливается характер обрыва и расположение неисправных элементов.
• Подбор приспособления, которое будет применено для ловильных работ. Среди таких предметов может быть труболовочное оборудование, крюки, колокола, овершоты или приспособления типа «паук».
• С помощью выбранного устройства, которое опускается в ствол скважины, осуществляется захват элемента, который был оторван. Извлечение не всегда помогает очистить ее, поэтому в комплексе с устройствами применяется гидравлическая техника.
• Если же извлечь оборудование невозможно (это происходит из-за его большого веса, расклинивания в стволе или сложности захвата), то приходится бурить новый ствол. Старую скважину при этом необходимо ликвидировать.

Разновидности ремонтных работ и современные методики

Чаще всего текущий или капитальный ремонты производятся посредством применения НКТ. Тем не менее, в современной сфере обслуживания скважин широко используется новое оснащение. Чаще всего его выбирают для капитальных разновидностей работ. С его помощью можно выполнить следующие действия:

• Канатные действия.
• Способы, при которых применяются тросы.
• Методики с гибкими трубами.
• Способы, сочетающие применение шлангов и веревок.
• Способы, сочетающие применение шлангов и кабелей.
• Метод, в основе которого лежит использование канатов для отправки специальных желонок на забой в скважине или на участок, который ранее был изолирован. Благодаря новому оборудованию становится возможным доставка тампонирующих видов средств, химических веществ, в том числе взрывчатых компонентов и готовых смесей, снарядов, а также монтаж оборудования для стрельбы взрывчатыми веществами.
• Спуск механических разновидностей желонок при помощи канатов. Для работы такого оборудования важно найти точку опоры на дне забоя.

Подобные методы не могут целиком заменить применение НКТ, однако они уменьшают стоимость ремонта в ряде случаев. Их применение позволяет существенно облегчить процесс ремонта, а также снизить затраты по времени на него. Оптимально использование канатного и кабельного оборудования в сочетании с традиционными методами ремонта скважин.

Введение 2 стр.

Виды текущего ремонта скважин и общий характер работ 3 стр.

Виды капитального ремонта скважин и общий характер работ 4 стр.

5 стр.

Текущий и капитальный ремонт скважин.

Цель ремонтно-профилактических мероприятий - устра-нение различных нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, очистка от песка, гидратных от-ложений и продуктов коррозии, восстановление и повыше-ние добывных возможностей скважин.

От качества и своевременного проведения профилактичес-ких мероприятий и текущего ремонта во многом зависит продолжительность эксплуатации скважин на запланирован-ном технологическом режиме и межремонтного периода ра-боты скважин.

Текущий ремонт скважин - комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважины и забоя от различных отложений, а также по осуществлению в скважинах геолого-технических мероприятий по восстановлению и повышению их добывных возможностей.

Цель текущего ремонта - устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин, полученных после бурения и капитального ремонта.

Капитальный ремонт скважин - это комплекс работ по восстановлению работоспособности призабойной зоны, про-мывка ее растворителями, растворами ПАВ, укрепление слабосцементированных разрушающихся пород, это работы по интенсификации добычи газа путем гидроразрыва пласта, гидропескоструйной перфорации и химической обработки, дополнительного вскрытия пласта для приобщения к разра-ботке газонасыщенных горизонтов.

Большую группу вопросов в капитальном ремонте вызыва-ют сложные по исполнению ремонтно-изоляционные работы - одно из основных средств реализации проектов разработ-ки месторождения по обеспечению оптимальных условий ра-боты продуктивного пласта, достижения максимальной выра-ботки (извлечения) запасов углеводородного сырья, решения задач по охране недр и окружающей среды. К ним относят-ся: изоляция пластовых и посторонних вод, отключение пла-стов и отдельных обводненных интервалов пласта, исправ-ление негерметичности цементного кольца и исправление дефектов эксплуатационной колонны (восстановление ее целостности).

К капитальному ремонту также относятся зарезка и буре-ние второго ствола, ликвидация аварий с подземным обору-дованием, установка и извлечение пакеров и многие другие работы, проведение которых требует квалифицированных исполнителей, знания ими оборудования и технологических процессов.

Виды текущего ремонта скважин и общий характер работ.

Все работы по текущему ремонту скважин независимо от способа добычи нефти связаны со спуском и подъемом подземного оборудования (трубы, штанги, их узлы и т.д.), а также инструментов и приспособле-ний. Поэтому к основным при текущем ремонте относят работы по СПО (спускоподъемным операциям), монтажу и разборке устьевого оборудования.

Планово-предупредительный - текущий ремонт скважин, запланированный заранее, предусмотренный месячными и декадными графиками.

Восстановительный - текущий ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного режима работы скважины или внезапной остановки по различным причинам. Межремонтным периодом работы скважины (МРП) называют продолжительность эксплуатации скважины в сутках от предыдущего ремонта до следующего

Виды текущего ремонта скважин:

Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами, в т.ч. смена насоса, устранение
обрыва и отвинчивания штанг.

Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН, в т.ч. смена насоса.

Ремонт скважин по очистке забоя и подъемной колонны от парафина, гидратов, солей и песчаных
пробок.

Консервация и расконсервация скважин.

Ремонт газлифтных скважин.

Ремонт фонтанных скважин.

Ремонт газовых скважин.

Ремонт скважин, связанный с негерметичностью НКТ.

Опытные работы по испытанию новых видов НКТ, штанг, насосов, ЭЦН и т.д.

От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме.

Виды капитального ремонта скважин и общий характер работ.

Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации пластов.

Основные виды капитального ремонта:

Ремонтно-изоляционные работы, в т.ч. отключение отдельных обводненных интервалов пласта,
отключение отдельных пластов, исправление негерметичности цементного кольца, наращивание
цементного кольца за колонной.

Устранение негерметичности эксплуатационной колонны.

Крепление слабосцементированных пород призабойной зоны.

Устранение аварий допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин.

Переход на другие горизонты и приобщение пластов.

Зарезка и бурение второго ствола.

Ремонт нагнетательных скважин.

Уточнение геологического разреза в скважинах, оценка насыщенности и выработки продуктивных
пластов.

Увеличение и восстановление производительности скважин, в т.ч. проведение кислотных обработок
скважин, проведение гидравлического разрыва пласта, гидропескоструйной перфорации,
виброобработки, термообработки, обработки химреагентами и ПАВ (поверхностно-активными
веществами) призабойной зоны пласта.

Дополнительная перфорация и другие геолого-технические мероприятия.

Оборудование и инструменты, применяемые при ремонте

Для спускоподъемных операций применяют грузоподъемные сооружения, элеваторы, спайдеры, трубные и штанговые ключи, автоматы.

Грузоподъемное сооружение – вышка, которая устанавливается на площадке над устьем скважины. Вышки могут устанавливаться стационарно или входят в комплект агрегата подземного ремонта скважин и монтируются над устьем скважины только при её ремонте.

Элеваторы предназначаются для захвата и удержания их на весу при СПО.

Спайдер служит для захвата и удержания на весу колонны НКТ при спуске или подъеме из скважины.

Трубные ключи используют для свинчивания и развинчивания насосных труб.

Штанговые ключи предназначены для свинчивания и развинчивания насосных штанг.

Для механизации работ по свинчиванию и развинчиванию труб, а также для удержания колонны труб на весу применяют автоматы подземного ремонта.

Для ловильных работ применяют труболовки, овершоты, колокола, метчики, крючки, удочки, ерши, магнитные фрезеры.

Для ловли насосных штанг применяют шлипсовые муфты.

Ловлю перфораторов, кабеля и стального каната проводят различного рода крючками, удочками и ершами.

Для ловли небольших металлических предметов применяют магнитный фрезер.

При выполнении работ по капитальному ремонту скважин используют также оборудование для вращения инструмента, цементировочные и насосные установки, цементировочные и пескосмесительные машины, блоки манифольдов.

К оборудованию для вращения инструмента относятся роторы вертлюги. Ротор предназначен для вращения бурильного инструмента и удержания на весу колонны труб при СПО. Вертлюг предназначен для удержания на весу вращающегося бурильного инструмента и подвода промывочной жидкости от насоса в колонну труб.

Цементировочные агрегаты служат для приготовления, закачивания и продавливания тампонажных и других растворов в скважину, для промывок скважин через спущенные в них трубы, обработки призабойной зоны пласта, опрессовки труб и оборудования.

Для проведения работ по воздействию на призабойную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти и газа и работ по ограничению притока пластовых вод используют насосные установки.

Пескосмесительная установка используется для транспортирования песка, приготовления песчано – жидкостной смеси и подачи её на прием насосных агрегатов при гидравлических разрывах пласта, проведении различных операций, включающих закачку в скважину сыпучих, гранулированных материалов.

Блоки манифольдов предназначены для обвязки насосных установок между собой и с устьевым оборудованием при нагнетании жидкости в скважину.

1 - передняя опора; 2 – промежуточная опора; 3 – компрессор; 4 – трансмиссия; 5- промежуточный вал; 6 – гидроцилиндр подъема вышки; 7 – ограничитель подъема крюкоблока; 8 – талевая система; 9 – лебедка; 10 – вышка; 11 – пульт управления; 12 – опорные домкраты; 13 – ротор.

Рисунок 1 - Агрегат А – 50 У

Агрегат А – 50 У предназначен для освоения и ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин с проведением СПО с НКТ и бурильными трубами, промывки песчаных пробок, глушения скважин, циркуляции промывочного раствора при бурении, фрезеровании и разбуривании цементных стаканов, для проведения ловильных и других работ по ликвидации аварий в скважинах. Все механизмы агрегата смонтированы на шасси КРАЗ – 250 с подогревателем ПЖД – 44 – П.

В качестве привода насосного оборудования используется ходовой двигатель в агрегате шасси КРАЗ – 250. Мощность от двигателя отбирается через коробку отбора мощности, находящейся на раздаточной коробке автомобиля.

В рабочем положении мачта одной стороны опирается на лебедку, другой через домкрат – на грунт. Установку мачты из транспортного положения в вертикальное – рабочее и обратно проводят посредством домкратов, цилиндры у которых защищены кожухом. Кронблок мачты и талевый блок оснащены талевым канатом. На мачте размещены подвеска ключей и подвеска бурового рукава, который соединяется с насосом при помощи манифольда. При необходимости к талевому блоку можно подвесить вертлюг с квадратной штангой. Нагрузка на крюке определяется при помощи индикатора веса, устанавливаемого на «мертвом» конце талевого каната. В транспортном положении мачта опирается на переднюю опору, размещенную на переднем буфере, где также находится балка для крепления силовых оттяжек, и на среднюю опору, на которой установлена вспомогательная электролебедка. Гидросистема обеспечивает питание гидрораскрепителя и гидромотора.

В состав установки входит также электрообуродование, узел управления и освещения шасси, установка запасного колеса и площадки оператора.

Установку вышки в вертикальное и горизонтальное положение проводят при работе коробки передач автомобиля на первой передаче и при одном включенном маслонасосе. Гидросистема заполняется профильтрованным маслом ВМТ 3 для работы при температуре окружающей среды от -50 0 С до +65 0 С. Пневмосистема агрегата снабжается сжатым воздухом от двухцилиндрового двухступенчатого компрессора М155 – 2В 5.

Капитальный ремонт скважин (КРС) -комплекс работ, свя­занных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спу­ском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке, а также с ликвидацией скважин. По классификатору к капитальному ремонту скнажин относят работы следующих видов:

КР1 -ремонтно-изоляционные работы, в том числе: КРЫ -отключение отдельных обводненных интервалов пласта; КР1-2 - отключение отдельных пластов; КР1-3 - исправление негерме­тичности цементного кольца; КР1-4 - наращивание цементного кольца за эксплуатационной промежуточной колонной и кондук­тором;

КР2 - устранение негерметичности эксплуатационной ко­лонны, в том числе: КР2-1 - тампонированием; КР2-2 - уста­новкой пластыря; К.Р2-3 - спуском дополнительной обсадной ко­лонны меньшего диаметра;

КРЗ - ликвидация аварий, допущенных в процессе эксплуа­тации или ремонта, в том числе: КРЗ-1 - извлечение оборудо­вания из скважин после аварий, допущенных в процессе экс­плуатации; КРЗ-2 - ликвидация аварий с эксплуатационной колонной; К.РЗ-3 - очистка забоя и ствола скважины от метал­лических предметов; КРЗ-4 - прочие работы по ликвидации ава­рий, допущенных при эксплуатации скважин; КРЗ-5 - ликви­дация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин;

КР4 - переход на другие горизонты и приобщение пластов, в том числе: КР4-1 - переход на другие горизонты; КР4-2-приобщение пластов;

КР5- внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, одновре­менно-разделенная закачка (ОРЗ), установка пакеров-отсека-телей;

КР6 - комплекс подземных работ, связанных с бурением, в том числе: КР6-1 - зарезка вторых стволов; КР6-2 - бурения цементного стакана; КР6-3 - фрезерование башмака колонны с углублением ствола горной породы; КР6-4 - бурение и обо­рудование шурфов и артезианских скважин;

к;р? - обработка призабойной зоны в том числе: КРГ-1 - проведение кислотной обработки; КРГ-2 -проведение гидрораз­рыва пласта (ГРП); КРГ-3-- проведение гидропескоструйной перфорации (ГПП); КРГ-4 - виброобработка призабойной зоны; КР7-5 - термообработка призабойной зоны; КРГ-6 - про­мывка призабойной зоны растворителями; КР7-7 - промывка призабойной зоны раствором ПАВ; КРГ-8 - обработка термо-газохимическими методами; КР7-9 - прочие виды обработки призабойной зоны; КРГ-10 - выравнивание профиля приеми-

стости нагнетательных скважин; КРГ-11-дополнительная пер­форация и торпедирование ранее простреленных интервалов;

КР8 - исследование скважин, в том числе: К.Р8-1--иссле­дование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах; К.Р8-2 - оценка технического состояния скважин, обследование скважины;

КР9 - перевод скважин на использование по другому назна­чению, в том числе: К.Р9-1-освоение скважин под нагнета­тельные; КР9-2 - перевод скважин под отбор технической воды; КР9-3 - перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические; КР9-4 - перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха;

К.Р10 - ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных сква­жин, в том числе: КРЮ-1 - оснащение паро- и воздухонагнета-тельных скважин противопесочным оборудованием; КРЮ-2 - промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок;

КРИ - консервация и расконсервация скважин; КР12 - ликвидация скважин; КР13 - прочие виды работ.

При капитальном ремонте скважин подготовительный комп­лекс включает работы по передислокации ремонтного оборудо­вания, планировке территории рабочей зоны, глушению сква­жины, монтажу подъемных установок, разборке устьевого обо­рудования и подъему скважинного оборудования и доставке на ремонтную базу, очистке штанг и труб от парафинисто-смоли-стых и солевых отложений, смене эксплуатационных НКТ на технологические (рабочие) НКТ или бурильные трубы, завозу в циркуляционную систему и резервные емкости технологиче­ской жидкости. Основные комплексы работ при капитальном ремонте выполняют в последовательности, указанной на рис. 5.2. Так же как и при текущем ремонте проверяют техническое со­стояние оборудования устья скважины, колонной головки и про­водят необходимый ремонт. Исследуют состояние эксплуатаци­онной колонны и ствола скважины, скважинного оборудования, наличие посторонних предметов, определяют глубину забоя и уровень жидкости. При непрохождении шаблона-печати до за­боя скважины дальнейшие работы определяют в зависимости от результатов обследования поднятого шаблона-печати. При прохождении шаблона-печати до забоя скважину промывают. Выполняют также запланированные промыслово-геофизические и гидромеханические исследования скважины. В случае негер­метичности эксплуатационной колонны или наличия межпласто-вых перетоков проводят восстановительные работы по устране­нию негерметичности колонны или цементного кольца и ис­следования по определению качества проведенных работ. Если

негерметичность колонны определена до начала ремонта или од­ним из планируемых видов ремонта является наращивание це­ментного кольца, то после подготовки ствола скважины уста­навливают разделительный мост ниже предлагаемого места на­рушения герметичности или верхнего уровня цементного кольца за колонной. После чего выполняют необходимые исследования и восстановительные работы и разбуривают разделительный мост.

При отсутствии твердых отложений на стенках эксплуата­ционной колонны, посторонних предметов в скважине, дефек­тов и при герметичности колонны проводят другие работы по ремонту скважин, осуществлению геолого-технических меропри­ятий и исследованию скважин. Все работы по капитальному ре-

монту скважины завершают очисткой стенок колонны и забоя от возможных в процессе ремонта отложений твердых частиц с обязательной сменой жидкости, заполняющей скважину.

На заключительном этапе проводят смену технологических НКТ или бурильных труб на эксплуатационные НКТ, монтаж и спуск скважинного оборудования, сборку устьевой арматуры, пуск и освоение скважины, демонтаж подъемной установки со

вспомогательным оборудованием, вывоз отработанной жидко­сти и труб, очистку территории рабочей зоны от посторонних предметов и ее планировку.

Перед спуском ЭЦН, гидропоршневых и электродиафраг-менных насосов, газлифтного оборудования шаблонируют ко­лонны. Нагнетательную скважину перед ремонтом останавли­вают на несколько дней. Продолжительность остановки опреде­ляется темпом снижения пластового давления. В случае превышения пластового давления гидростатического скважину перед ремонтом глушат. В остальном последовательность работ аналогична последовательности работ, выполняемых при ре­монте нефтяных скважин.