Билалов. 1. Основная часть Текущее состояние оборудования
 Скачать 299 Kb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ При эксплуатации нефтяной или газовой скважины возникают те или иные неполадки как с самими скважинами, так и с их подземным оборудованием. Каждую действующую скважину приходится останавливать для планово-предупредительного или текущего ремонта. Простои их (перерывы в эксплуатации) всегда связаны либо с ремонтом подземного оборудования, либо с ремонтом самих скважин (их забоев, эксплуатационных колонн), а также с рядом других причин, как-то: ремонтом или заменой наземного оборудования, прекращением подачи электроэнергии, сжатого газа или воздуха и т. д. Продолжительность простоев скважин учитывается коэффициентом эксплуатации - отношением времени их эксплуатации к общему календарному времени за год, квартал, месяц. В промысловой практике фактическое число отработанных месяцев (дней, часов) данной скважины называют скважинно-месяцами эксплуатации, а календарное время - скважинно-месяцами числившимися. Коэффициент эксплуатации скважин колеблется в пределах 0,95--0,98. Подземным ремонтом скважин называют комплекс работ, включающих ремонт подземного оборудования, частичную или полную замену его, очистку забоя скважины и подъемных труб от песка, парафина и других отложений, а также осуществление геолого-технических мероприятий. Различают два основных вида: текущий и капитальный. Однако в промысловой практике под термином «подземного ремонта скважин» подразумевают только текущий ремонт скважин К капитальному ремонту относят более сложные работы в скважинах, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием, с изоляций посторонних вод, с возвратом на другой продуктивный горизонт, с зарезкой и бурением второго ствола и т.п. К текущему подземному. ремонту относят планово-предупредительный (профилактический) и внеплановый ремонты. Планово-предупредительным ремонтом .нефтяных и газовых скважин называют мероприятия, осуществляемые по заранее составленному графику, предусматривающему проверку, ремонт, частичную или полную замену подземного оборудования, а также очистку забоя и труб.Как следует из самого названия, планово-предупредительный ремонт должен проводиться еще до того, как скважина снизит дебит или прекратит подачу жидкости. Внеплановым ремонтом называют комплекс мероприятий по устранению различных неполадок в работе подземного оборудования, происшедших в течение межремонтного периода, например таких, как: ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг, смена клапанов глубинного насосa, устранение течи труб и т. д. Под межремонтным периодом работы скважины подразумевается период фактической ее эксплуатации между. двумя последовательно проводимыми текущими подземными ремонтами. Межремонтный период работы скважины определяется делением числа скважино-дней, отработанных в квартале, на число текущих подземных ремонтов за то же время в данной скважине. Различают плановый и фактический межремонтный периоды. Плановый межремонтный период каждой скважины проектируют, исходя из запланированного числа планово-предупредительных ремонтов, с учетом средней продолжительности(в часах) каждого вида ремонта. Фактический межремонтный период исчисляется, исходя из фактических планово-предупредительных и внеплановых ремонтов данной скважины. Работники РИТСов, цехов по подземному и капитальному ремонтам скважин систематически разрабатывают и осуществляют мероприятия, способствующие максимальному удлинению межремонтного периода работы скважин и повышению' коэффициента их эксплуатации, обеспечению работы на установленном технологическом режиме, качественному ремонту скважин и росту добычи нефти, при наименьших затратах. 1. Основная часть 1.1 Текущее состояние оборудования Двух барабанная гидравлическая лебедка предназначена для работ с канатным инструментом в скважинах с использованием проволоки 2,7мм или каната 5,6мм. Установка имеет жесткую конструкцию, полностью автономна и предназначена для эксплуатации в условиях экстремально низких температур. Установка имеет два барабана (для проволоки и каната) вмещающих по 6100 м. Барабаны имеют цепной привод с гидравлическим мотором, который соединен с 4-х скоростной трансмиссией, что обеспечивает большой диапазон рабочих скоростей и уровней крутящего момента. Гидравлический насос соединен с дизельным двигателем, установленным непосредственно на установке и обеспечивает необходимое давление для гидросистемы. На месторождении Жанажол имеется канатная лебедка на базе КрАЗ-250. Характеристика двух барабанной канатной лебедки Таблица
Схема оборудования газлифтных скважин при непрерывном компрессорном газлифте (НКГ) на месторождении Жанажол В соответствии с "Комплексным обустройством III очереди месторождения Жанажол" институтом «Гипровостокнефть» предусмотрено оборудование газлифтных скважин оборудованием "Особого Конструкторского Бюро по проектированию газодобывающих машин и оборудования" ОКБ "Нефтемаш" г.Баку. 1. При непрерывном газлифтном способе эксплуатации нефтяных скважин применяются газлифтные установки типа Л, которые обеспечивают автоматический пуск и освоение скважин, а также стабильную ее работу в заданном технологическом режиме при требуемой депрессий на пласт, позволяют исключить необходимость применения полутора- двухрядных газлифтных подъемников и дают возможность использовать однорядный подъемник, осуществляют переход от фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без замены основного скважинного оборудования и без дополнительных спускоподъемных операций, позволяет заменить вышедшие из строя съемные элементы газлифтных установок при помощи канатной техники и без подъема колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Технические характеристики и параметры оборудования приведены в соответствии с технической документацией (паспортам и инструкциям по эксплуатации) предоставленной ОКБ "Нефтемаш" г. Баку: Оборудование скважинное периодического газ лифта. Паспорт ЛНП.ООО.ПС. ОБК "Нефтемаш" 1988г. Таблица 2.7.
Основные элементы скважинного газлифтного оборудования : насосно-компрессорные трубы, газлифтные клапаны, скважинные камеры, разъединитель колонны , циркуляционный клапан, пакер и приемый клапан. 2. Современные газлифтные установки, как правило, снабжены пакерами для изоляции затрубного пространства скважины от трубного, разобщения зон затрубного пространства, предотвращения пульсирующей работы скважины, более полного использования энергии расширения газа, поступающего из пласта, а также предотвращения воздействия на забой давления нагнетаемого газа. Используемые при переводе на газлифт пакера, применяемые на месторождении Жанажол. Пакер Y 435- 135 (КНР). Таблица
Установка пакера Y 435-135 производится при помощи двойного пакерирующего инструмента KYY 435-135: после установки инструмента записывается вес колонны, при необходимости производят прямую промывку, опускают стальной шарик диаметром 38,1 мм в НКТ, после посадки шарика в седло постепенно увеличивают давление до 10, 15, 18 МПа с выдержкой по времени 5 мин. (наблюдая за изменением веса колонны - снижение веса указывает на пакеровку). Необходимо увеличить давление до 25 МПа, для того, чтобы освободить пакерирующий инструмент, при освобождении появится сообщение трубного и затрубного пространства и давление снизится до нуля. Пакер Y 435-135 (КНР) позволяет производить капитальный ремонт без срыва и разбуривания пакера, при этом повторный спуск колонны НКТ, следующей компановки (снизу-вверх): уплотнительная вставная труба диаметром 82,5 мм (с всасывающим патрубком), которая садится па пакер при помощи фрикционной муфты, переводник, обратный клапан, переводник (VAM-2-7/8"), скважинная камера с циркуляционным клапаном и далее согласно схемы размещения подземного оборудования. 3. В скважинных камерах газлифтных установок в процессе эксплуатации скважины фонтанным, затем газлифтным способами устанавливаются глухие пробки, ингибиторные, циркуляционные и газлифтные клапаны. Скважинная камера с эксцентричным расположением кармана для клапанов являются наиболее совершенными и распространенными. Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана равное проходному сечению колонны подъемных труб. Это позволяет проводить все скважинные работы (исследование, промывку призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудования) без извлечения колонны подъемных труб. Учитывая, что в скважинных камерах будут установлены газлифтные клапана, которые выполняют основную работу в процессе эксплуатации скважин, а предлагаемое оборудование институтом "Гипровостокнефть" морально устарело (т.к. проекты: «Комплексное обустройство III очереди нефтяного месторождения Жанажол ПО «Актюбинскнефть». Том 2. Сбор и транспорт нефти и газа. Книга1 7942-03-00-00.Куйбышев «Гипровостокнефть» 1988 год и «Комплексное обустройство II очереди нефтяного месторождения Жанажол ПО «Актюбинскнефть». Том 1. Сбор и транспорт нефти и газа. КнигаЗ. 7225-02-00-00.Куйбышев «Гипровостокнефть» 1983год., были разработаны соответственно в 1988 и 1983 годах), а также, то, что на участке поверки и тарировки газлифтных клапанов будет использовано оборудование производства КНР (универсальный стенд СИУ-40, стенд настройки и регулировки газлифтных клапанов TST-1, испытательная камера KD-600) на скважинах переводимых на газлифт будет устанавлено более современное оборудование производства КНР для контроля за давлением в затрубном пространстве и давлением в подъемных трубах. По характеру подъема и спуска газлифтные клапана разделены на съемные ZBT -1 и стационарные ZBG -350: 1. Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана РТ-2 и съемные газлифтные клапана ZBT -1. 2. Стационарные скважинные камеры РТ-1 и стационарные газлифтные клапана ZBG -350. Камера скважинная с эксцентричным расположением кармана РТ-2. Техническая характеристика клапана РТ-2 Таблица 2.12.
Стационарная скважинная камера РТ-1. Таблица 2.13.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||