Комплекс оборудования и его обслуживание для предупреждения отложений парафина в скважинах. КП пример. Изм. Лист докум. Подпись Дата
 Скачать 0.93 Mb.
|
|
Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 33 - 33 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ клапанов, седел и клапанных пружин. С этой целью снимают крышки гидравлической коробки, вынимают клапаны, вывинчивают шток с поршнем, выпрессовывают специальным приспособлением втулку. Седла клапанов выпрессовывают с помощью съемников. Замена уплотнительных манжет цилиндровых крышек, крышек клапанов, уплотнений штоков, уплотнений цилиндровых втулок и надставок штоков. Проверка состояния и регулировка направляющих и накладок крейцкопфа. Проверка состояния надставок штока и их крепления со штоком. Проверка приводного шкива и регулировка натяжения ремней. Замена баллонов и промывка фильтров воздушных колпаков. Смазка всех подшипников не реже одного раза в неделю. Проверка щупом уровня смазки в картере и доливка масла. Смена масла производится не реже одного раза в 3 мес. В среднем ремонтный цикл для насосов составляет 6000 ч, межремонтный пе- риод— 600 ч работы. При текущем ремонте в дополнение к перечисленным рабо- там проверяют и регулируют подшипники кривошипного и трансмиссионного валов, заменяют изношенные корпуса сальников, пальцы, втулки, направляющие и накладки крейцкопфа, а также надставки штока. После ремонта гидравлическая коробка и корпуса, находящиеся под давлением, должны быть опрессованы на полуторакратное максимальное рабочее давление. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 34 - 34 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ 3 Раздел подземного ремонта скважин 3.1 Классификация видов ремонта и операций, проводимых в скважинах Текущий ремонт скважин - комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважин и забоев от различных отложений (песка, парафина, солей, продуктов коррозии), а также по осуществлению в скважинах геолого-технических и других мероприятий по восстановлению и повышению их добывных возможностей. Все текущие ремонты скважин подразделяют на планово- предупредительные (профилактические) и восстановительные. Планово- предупредительный текущий ремонт скважин, запланированный заблаговременно, предусмотренный соответствующими графиками (декадными, месячными и т. д.). В результате профилактического ремонта предупреждаются различные отклонения от установленного технологического режима эксплуатации скважин - снижения дебитов и полное прекращение подачи жидкости, вызываемые отложением парафина, солей, пескопроявлением, износом и другими неполадками в работе подземного оборудовании самой скважины. Восстановительный – текущий ремонт скважин, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного технологического режима их работы или внезапной их остановкой по различным причинам (пробкообразование, забивание труб парафином, солями, обрыв штанг, труб, пропуск клапана при газлифтной добыче и др.). От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме. Межремонтным периодом работы скважины (МРП) называется продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта. МРП определяется делением числа Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 35 - 35 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ скважино-суток, отработанных в квартале, на число текущих ремонтов за то же в данной скважине. Обычно он исчисляется в среднем за год о отдельной скважине, по цеху по добыче нефти и газа (промыслу), нефтегазодобывающему управлению (НГДУ), объединению в целом (в среднем) и по способам эксплуатации. Различают плановый и фактический межремонтные периоды, Плановый межремонтный период каждой скважины проектируют, исходя из запланированного числа планово-предупредительных ремонтов, с учетом средней продолжительности (в часах) каждого вида ремонта. Фактический межремонтный период исчисляется исходя из фактических ремонтов данной скважины. В связи с неизбежными остановками скважин для производства текущего ремонта и по другим причинам время, фактически отработанное каждой скважиной за достаточно длительный период работы (квартал, год), часто оказывается меньше календарного. Отношение фактически отработанного скважиной времени к календарному (выражаемых, соответственно, в скважино- месяцах, отработанных и числившихся) называется коэффициентом эксплуатации, при хорошей организации производства этот коэффициент достигает 0,95--0,98, а по фонтанному способу добычи нефти - 0,99-1,0. 3.1.1 Глушение скважин Перед началом ремонтных работ подлежат глушению: - скважины с пластовым давлением выше гидростатического; - скважины с давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления. Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин. Плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 36 - 36 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ требованиями. Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин приведены в таблице 2. Таблица 2 – Допускаемое отклонение плотности жидкости глушения Глубина скважины, м Допуск, отклонения при плотности жидкости глушения, кг/м 3 1 2 3 4 до 1300 1300-1800 более 1800 до 1200 20 15 10 до 2600 10 10 5 до 4000 5 5 5 Жидкость глушения должна быть: химически инертна к горным породам, составляющим коллектор; совместима с пластовыми флюидами; термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях; негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной; технологична в приготовлении и использовании. Жидкость глушения должна: исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами; обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/год; способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз "жидкость глушения - пластовый флюид". Жидкость глушения не должна: образовывать водных барьеров; образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на Утечки глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 37 - 37 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ рН пластовой воды. Вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом. Технологические свойства жидкости глушения должны регулироваться. На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода. Обоснованный выбор жидкости глушения (с содержанием твердой фазы, на основе минеральных солей, на углеводородной основе, пены) в зависимости от горно-геологических и технических условий работы скважины, а также способов их приготовления можно осуществить в соответствии с рекомендациями каталога жидкостей глушения, а также РД. Подготовительные работы: 1) Проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают решение о категории ремонта. 2) Определяют величину текущего пластового давления. 3) Рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и определяют необходимое ее количество. 4) Готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из геолого- технических условий (но не менее одного объема скважины). 5) Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании. 6) Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном, Проведение процесса глушения. Заменяют скважинную жидкость на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 38 - 38 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение. Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости, глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков для обеспечения необходимого противодавления на пласт. По истечении 1-2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной. Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя. В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа В начале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. При глушении скважин, которые можно глушить в один цикл и в которых возможны нефтегазопроявления, буферную жидкость необходимо закачать в межтрубное пространство вслед за порцией жидкости глушения, равной объему лифтового оборудования. Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии. В случае глушения скважин с высоким газовым фактором и большим интервалом перфорации при поглощении жидкости глушения в высокопроницаемых интервалах предусматривают закачку в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости глушения или ВУС. При интенсивном поглощении используют невтеводокислоторастворимые наполнители-кольманаты с последующем восстановлением проницаемости ПЗП. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 39 - 39 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ При обнаружении нефтегазопроявлений необходимо закрыть противовыбросовое оборудование, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий. Возобновление работ разрешается руководителем предприятия после ликвидации нефтегазопроявления и принятия мер по предупреждению его повторения. Передислокация оборудования и ремонтной бригады Составляют план переезда и карту нефтепромысловых дорог на участке переброски оборудования. Перед переездом на скважину мастер обязан проверить трассу передвижения, определить опасные участки пути движения и назначить ответственного за передвижение по намеченной трассе, согласованной с ГИБДД. Перед переездом все выдвижные части агрегата должны быть установлены транспортном положении и застопорены. Нахождение людей на платформах агрегатов, площадках саней, а также на грузах, транспортируемых в вагоне, запрещается. Для проведения ремонтных работ около скважины необходимо устроить рабочую площадку, мостки и стеллажи для труб и штанг. Подготовка устья скважины. Сооружают якоря для крепления оттяжек. При кустовом расположении устьев скважины якоря располагают с учетом правил обустройства скважин. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давление в затрубном пространстве необходимо снизить до атмосферного. При отсутствии забойного клапана-отсекателя скважина должна быть заглушена жидкостью соответствующей плотности. Устье скважин с возможным нефтегазопроявлением на период работы должно обеспечения быть оснащено противовыбросовым оборудованием в соответствии с планом производства работ, а скважина - заглушена. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 40 - 40 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с противофонтанной службой и органами Ростехнадзора. Подготавливают рабочую зону для установки передвижного агрегата. Производят монтаж передвижного агрегата. Расставляют оборудование. Производят монтаж мачты подъемника с ее центрацией. Подготовка труб. Приемку и подготовку труб, предназначенных для ремонта скважин, производят службы трубного хозяйства (УПТО и КО, трубные базы и другие). Компоновку колонны бурильных труб осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 5286-75 в зависимости от диаметра обсадных колонн. Перед ремонтными работами обязательно проводят гидроиспытание труб бурильных и НКТ. Для перевозки труб на скважину используют специальный транспорт. Резьбовые соединения труб должны быть защищены предохранительными кольцами и пробками. При разгрузке и укладке труб необходимо следить за тем, чтобы муфтовые концы были обращены к устью. Не допускается: - сбрасывать трубы; - ударять их друг о друга; перекатывать; - волочить. В процессе подготовки труб проверяют состояние их поверхности, муфт и резьбовых соединений. При подъеме с мостков для спуска в скважину трубы шаблонируют. В случае задержки шаблона трубу бракуют, делая красной краской пометку «брак». Длину труб измеряют стальной рулеткой. В процессе подготовки трубы группируют по комплектам в соответствии с их типами и размерами. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 41 - 41 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ Подготовленные трубы укладываю штабелями на стеллажах в порядке очередности их спуска в скважину, а между рядами помещают деревянные прокладки. Резервные трубы укладывают отдельно. 3.2 Технология проведения подземного ремонта скважин 3.2.1 Тепловая обработка Механические методы удаления АСПО хотя и являются достаточно простыми, однако не лишены целого ряда недостатков. Это отказы механических устройств — скребков лебедок; застревание скребков в запарафиненных трубах. Но главное — они не могут быть применены для очистки призабойной зоны от парафина. Технологичными и доступными методами являются тепловые. Тепло может быть внесено в призабойную зону скважин либо с теплоносителем (жидкостью или газом), либо получено в призабойной зоне путем сжигания там топлива (порох), либо подачей электрического тока на электронагреватель, размещенный на забое скважины. Тепловые методы используют свойство АСПО при повышении температуры переходить в жидкую фазу и затем вымываться тем же теплоносителем и скважинными флюидами в процессе эксплуатации. Механизм воздействия на коллектор при нагнетании теплоносителей растворителей сводится к воздействию на вязкость нефти и нефтепроницаемость коллектора. Однако в данном случае снижение вязкости нефти вызывается не только температурным фактором, но и эффектом разжижения нефти горячим конденсатом. Кроме того, такой метод обработки призабойной зоны способствует активному растворению парафино-смолистых отложений, разрыхлению отложений шлама и устранению водных барьеров. В результате нефтепроницаемость коллектора не только восстанавливается, но и зачастую Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 42 - 42 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ становится более высокой, чем в начале эксплуатации скважины. После обработки поверхность поровых каналов лиофобизируется (покрывается пленкой горячего конденсата), что в сочетании с длительным сохранением в коллекторе повышенной температуры сильно замедляет механизм повторного накопления парафиносмолистых отложений. Периодическая электротепловая обработка скважин заключается в периодическом кондуктивном прогреве призабойной зоны пласта от глубинного электронагревателя, установленного в интервале пласта. При этом эксплуатацию скважины прекращают и извлекают глубинно-насосное оборудование. Затем на кабель-тросе в интервал продуктивного пласта спускают глубинный электронагреватель, пласт прогревают от 3 до 7 суток, после чего электронагреватель поднимают и возобновляют эксплуатацию скважины. Так как призабойная зона весьма интенсивно остывает (темп остывания 3-8 град./ч), продолжительность извлечения электронагревателя из скважины и время пуска скважины в эксплуатацию должны быть минимальными. Для периодической электротепловой обработки скважин применяется самоходная установка СУЭПС-1200 (рисунок 10). Установка состоит из трех электронагревателей 3 с кабель-тросом 4 типа КТГН-10, переоборудованного самоходного каротажного подъемника 5 типа СКП с лебедкой, размещенных на шасси автомашины повышенной проходимости марки ЗИЛ-157Е, и трех одноосных прицепов ГАЗ-704. На каждом прицепе смонтировано поверхностное электрооборудование (автотрансформатор 2 и станция управления 1). Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 43 - 43 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ 1 - станция управления; 2 - автотрансформатор; 3 - скважинный электронагреватель; 4 - кабель-канат; 5 - самоходный каротажный подъемник типа СКП с лебедкой. Рисунок 10 - Самоходная установка СУЭПС-1200 в транспортном положении Глубинный электронагреватель, при помощи которого нагревается жидкость в скважине, представляет собой электрическую печь сопротивления с трубчатым электронагревателем (ТЭН). Электронагреватель предназначен для работы в скважинах с диаметром эксплуатационных колонн 141 мм и более. Наружный диаметр электронагревателя составляет 112 мм, длина - 3700 мм, масса 60 кг (рисунок 11). В головке электронагревателя размещено устройство для крепления брони кабеля - механическое соединение электронагревателя с кабель-тросом, которое осуществляется в заводских условиях или в мастерских НГДУ. 341 Кабель КТГН- 10 состоит из трех силовых и трех сигнальных медных жил, изолированных диэлектрической резиной толщиной 1,5 мм и нефтестойкой резиной толщиной 0,3 мм. Жилы скручены между собой, заключены в хлопчатобумажную оплетку, поверх которой наложена двухслойная броня из стальной оцинкованной проволоки. Для стационарной электротепловой обработки используется установка Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 44 - 44 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ (рисунок 11), состоящая из поднасосного электронагревателя, кабеля и его крепления, станции управления и вспомогательного оборудования. 1 – крепление кабель-троса; 2 – проволочный бандаж; 3 – кабель-трос КТГН-10; 4 – головка электронагревателя; 5 – асбестовый шнур; 6 – свинцовая заливка; 7 – нажимная гайка; 8 – клеммная полость; 9 – нагревательный элемент Рисунок 11 – Глубинный электронагреватель Конструкция установки по сравнению с передвижным агрегатом значительно проще. Однако некоторые части обеих установок устроены одинаково, что позволяет в известной мере пользоваться взаимозаменяемыми деталями. При обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин в качестве теплоносителя используют нефть или газовый конденсат, воду, пар или парогаз. Паротепловая обработка заключается в периодическом прогреве призабойной зоны скважин путем нагнетания в пласт насыщенного пара. При этом скважину останавливают, извлекают глубинно-насосное оборудование и в продуктивный пласт нагнетают пар с таким расчетом, чтобы образовалась зона радиусом 10-20 м. После этого скважину обычно герметизируют и выдерживают в течение 2-3 суток. Для паротепловых обработок пригодны месторождения глубиной до 1000 м, содержащие нефть с вязкостью в пластовых условиях более 50 мПа· с. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 45 - 45 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ Заключение Тема моего курсового проекта – «Комплекс оборудования и его обслуживание для предупреждения отложений парафина в скважинах». В проекте разработаны три раздела. В разделе нефтегазопромыслового оборудования я рассмотрел конструкцию и принцип действия: - штанговой скважинной насосной установки; - установки электроцентробежного насоса; - установки УДЭ; - устройства СПКУ; - глубинных скважинных дозаторов; - НКТ с защитными покрытиями. Рассмотрел, как производится регулирование работы скважин, оборудованных ШСНУ. Также произвел расчет НКТ с защитными покрытиями. В разделе монтажа и ремонта нефтегазопромыслового оборудования рассмотрел монтаж и демонтаж штанговых скважинных насосных установок и установок электроцентробежного насоса, ремонт насосов типа НД и ремонт УДЭ. В разделе подземного ремонта скважин рассмотрел классификацию видов ремонта скважин и технологию проведения глушения скважин. Так же рассмотрел тепловые обработки, используемые при подземном ремонте скважин. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 46 - 46 ННК Н191-17.035.02-21 ПЗ Литература 1 Басарыгин Ю.М., Булатов А.И. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин, издание стереотипное 2 Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. - М: Альянс, 2019 3 Каплан Л.С. Оператор по добыче нефти и газа - Уфа, издание стереотипное 4 Покрепин Б.В Оператор по добыче нефти и газа: учебное пособие – Волгоград: «Ин-Фолио», издание стереотипное 5 Раабен А.Е., Шевалдин П.Е., Максутов Н.Х. Ремонт и монтаж нефтепромыслового оборудования 3-е издание, переработанное и дополненное. - М: Альянс, 2019 6 Снарев А.И. Расчеты машин и оборудования для добычи нефти и газа - Изд. 3-е, доп. - М.: Инфра-Инженерия, 2016 7 Сулейманов А.Б. Техника и технология капитального ремонта скважин, - М: Альянс, 2019 |