кртс. Лекция 1 по дисциплине Капитальный и текущий ремонт скважин. Капитальный и текущий ремонт скважин содержание введение Раздел 1 Текущий ремонт скважин
 Скачать 0.64 Mb.
|
|
Подъем насосно-компрессорных труб: заменить клиновую подвеску спайдера, на со- ответствующую диаметру труб; осуществить выпуск жидкости из НКТ с помощью установ- ленного для этой цели устройства; трубы укладывают на мостки муфтами к устью. Подъем колонны штанг в случае обрыва: производится подъем оставшейся колонны; если предполагается, что насос в работоспособном состоянии, можно спустить на штангах ло- витель, заловить оставшуюся колонну, соединить ее с поднятой и вновь опустить в скважину; можно ловильные работы не проводить, а начать подъем НКТ до выхода оборвавшейся штанги и, захватив ее, начать подъем штанг, а затем НКТ. При образовании пробки из парафина, песка, солей, когда подъем колонны штанг не- возможен, действуют несколькими методами: а) приложением дополнительной силы обры- вают колонну штанг и ведут подъем до обрыва обычным способом; б) поднимают штанги од- новременно с НКТ, поочередно отвинчивая и расхаживая штангу и трубу. 1.3.2 Монтажно-демонтажные работы на устье Насос определенного типоразмера доставляется на скважину в собранном виде специ- альным транспортом, исключающим его деформацию. Испытание на герметичность насоса проводят в мастерской. При спуске трубного насоса в скважину необходимо провести следующие операции: — извлечь плунжер из цилиндра; — присоединить цилиндр насоса с фильтром к насосно-комп-рессорной трубе и спу- стить его на заданную глубину; — бросить узел всасывающего клапан; — присоединить плунжер к колонне штанг и спустить его на глубину, меньшую чем глубина спуска цилиндра на 1–2 штанги; — во избежание повреждения поверхностей плунжера и цилиндра последние 5–6 штанг опускать на 1-й скорости; — осуществить обратную промывку насоса; — осуществить посадку плунжера, вводя его в цилиндр, осторожно поворачивая ко- лонну штанг круговым ключом; — предусмотреть возникающее под нагрузкой удлинение колонны штанг, величина ко- торого составляет до 0,5–0,8 м; — вызвать подачу насоса, поднимая подъемником колонну штанг; — установить требуемую величину хода плунжера для чего: а) приподнять колонну штанг, контролируя подъем уровня жидкости в НКТ, до поло- жения колонны, превышающего начало перемещения уровня жидкости в НКТ на 150-200 мм; б) отметить это положение на верхней штанге, что будет соответствовать нижнему по- ложению плунжера; в) установить длину хода плунжера, подбирая соответствующие короткие штанги, и заменить ими верхнюю штангу. Монтаж вставных насосов требует предварительной установки в насосно-компрес- сорных трубах на заданной глубине замковой опоры. В нее на колонне штанг опускают насос, шейка которого надежно захватывается цанговой пружиной. Демонтаж трубных и вставных насосов проводится в обратном порядке после пред- варительного глушения скважины и освобождения НКТ от жидкости. 1.3.3 Применение принудительных сливных устройств В настоящее время в скважинах, эксплуатируемых невставными штанговыми насо- сами, перед подъемом насосно-компрессорных труб производят операцию по залавливанию всасывающего клапана. Это необходимо для того, чтобы находящаяся в НКТ жидкость вы- текла, и подъем оборудования производился без жидкости. Залавливание клапана производится путем посадки плунжера, конец которого снабжа- ется байонетным захватом, на крестовину клапанной клетки и поворота колонны штанг для зацепления. Вследствие значительной длины колонны штанг и возможных отложений АСПО в НКТ эту операцию осуществить сложно. Иногда производят несколько безуспешных подъемов ко- лонны штанг,новсе же приходится поднимать трубы с жидкостью. В наклонных скважинах такие ловильные операции вообще осуществить невозможно. На практике часты случаи самопроизвольного захвата клапана плунжером при установ- лении длины хода плунжера или в процессе работы. Чтобы исключить ловильные операции и добиться цели, в настоящее время созданы и получили применение несколько конструкций устройств для выпуска жидкости из насосно-компрессорных труб перед их подъемом. Отме- тим их положительные и отрицательные качества. Разрушаемый сливной клапан. Эта конструкция (рис.1.4) повторяет применяемый в установках электроцентробежных насосов сливной клапан, монтируемый на выкиде насоса и разрушаемый бросаемым в НКТ металлическим стержнем. При этом разрушается полый ци- линдр, ввинчиваемый в НКТ, образуя канал для перетока жидкости из полости труб в затруб- ное пространство. 1 — всасывающий клапан; 2 — цилиндр; 3 — разрушаемый клапан; 4 — нагнетатель- ный клапан; 5 —плунжер; 6— штанги Рисунок 1.4 — Разрушаемый сливной клапан Однако сливной клапан в скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами, не мо- жет быть расположен над насосом, поэтому он вынесен под насос. Для предотвращения воз- можного разрушения при посадке плунжера в цилиндр, клапан помещен в меньшую по диа- метру часть цилиндра. Недостатки описанного клапана состоят в следующем: а) низкая вероятность разрушения при наличии в НКТ различных по характеру отложе- ний, замедляющих скорость движения бросаемого стержня; б) недостаточная для разрушения сила, приобретаемая стержнем в наклонных скважи- нах; в) размещение клапана ниже насоса в отдельной камере создает дополнительное мерт- вое пространство, что снижает коэффициент наполнения насоса. Диафрагменный клапан. Диафрагменный клапан представляет собой калиброванную металлическую пластину-диафрагму, помещаемую в оправу и ввинчиваемую в муфту, устанав- ливаемую над насосом (рис.1.5). Пластина рассчитана на определенное давление, которое создают передподъемом НКТ насосным агрегатом. При этом пластина разрушается, и образуется канал для выпуска жидкости. 1 —муфта; 2 —корпус клапана; 3—диафрагма Рисунок 1.5 — Диафрагменный клапан Несмотря на кажущуюся простоту, метод имеет существенные недостатки, заключающи- еся в следующем: 1) необходимо применять дополнительную технику: насосный агрегат, автоцистерну; 2) из-за сложности контроля за величиной предельного давления возможны обрывы НКТ и их «полеты»; 3) возникает вероятность повреждения обсадной колонны давлением, величина кото- рого становится трудно контролируемой. Выбор «разрушающего» давления на агрегате требует учета давления «разрыва» диа- фрагмы в воздухе, а также учета давления на нее как со стороны НКТ, так и со стороны за- трубного пространства. Сливной клапан поршневого типа. В НГДУ «Альметьевнефть» разработан сливной клапан поршневого типа, монтируемый на внешней части НКТ. Срабатывание клапана проис- ходит за счет избыточного давления, действующего со стороны затрубного пространства на калиброванный стержень, разрушение которого вызывает перемещение поршня и образование канала для выпуска жидкости. Кроме недостатков, присущих диафрагменному клапану, этот сливной клапан имеет следующие: 1) при спускоподъемных операциях высока вероятность застревания корпуса клапана в стыках обсадных колонн, особенно в наклонных скважинах, и обрыв НКТ; 2) уменьшается до минимума зазор в затрубном пространстве и становится невозмож- ным его использование для технологических целей (например, для спуска глубинных при- боров); 3) возникает вероятность повреждения обсадной колонны давлением, величина которого становится трудно контролируемой. Следует отметить, что практика применения устройств, устанавливаемых снаружи НКТ при все уменьшающемся диаметре обсадных колонн, как в России, так и за рубежом, показала непригодность подобных конструкций. Показательным в этом плане являются газ- лифтные клапана, которые в настоящее время монтируются внутри НКТ в специальных сква- жинных камерах. 1.4 Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН Перед спуском в скважину погружного агрегата или перед его подъемом устье сква- жины и площадку вокруг нее готовят к подземному ремонту. В состав вахты, выполняющей работы по подъему или спуску погружного электроцен- тробежного насоса, может вводиться дополнительно еще один рабочий, управляющий кабе- ленаматывателем. Для выполнения операций, связанных с обслуживанием агрегата перед его спуском в скважину, привлекают дополнительный специально обученный персонал. Перед спуском погружного агрегата в скважину проверяют состояние эксплуатацион- ной колонны на глубине, превышающей глубину спуска агрегата не менее чем на 100 м, шаб- лоном длиной не менее 10 м и диаметром, превышающим на 4 мм максимальный диаметраль- ный габарит погружного агрегата. Перед спуском в скважину погружной агрегат собирают у устья — соединяют двига- тель с гидрозащитой и насосом. Для этого на компенсатор надевают монтажный хомут, под- нимают с мостков и спускают в скважину до посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны, после чего снимают защитную крышку вала. Надевают хомут на двигатель, подни- мают его над устьем и, сняв защитную крышку, соединяют с компенсатором. Затем вывинчи- вают пробку на три-четыре оборота, открывают перепускной клапан двигателя и ввинчивают пробку обратно. Приподняв собранные узлы, снимают монтажный хомут с компенсатора и плавно са- жают монтажный хомут двигателя на фланец эксплуатационной колонны. Сняв крышку с кабельного ввода двигателя, промывают контакты обезвоженным трансформаторным маслом и проверяют сопротивление изоляции двигателя и кабеля. Для заполнения двигателя маслом ввинчивают штуцер маслонасоса и закачивают масло до перелива его через отверстие кабельного ввода. Соединив муфту кабеля с колодкой токов- вода, устанавливают крышку, открывают перепускной клапан и испытывают герметичность кабельного ввода и соединения двигателя с компенсатором опрессовкой давлением 0,1 МПа в течение 5 мин. После опрессовки с двигателя снимают верхнюю крышку, проверяют с помо- щью шлицевого ключа легкость вращения вала двигателя. На протектор надевают монтажный хомут, поднимают его над устьем скважины и по- сле проверки легкости вращения соединяют валы шлицевой муфтой и корпус двигателя и про- тектора. Через клапан в головке двигателя закачивают трансформаторное масло до появления его в отверстии под пробкой, ввинчивают в отверстие манометр и спрессовывают фланцевое соединение протектора с двигателем. После опрессовки давление снижают, манометр вывин- чивают, а верхнюю крышку протектора снимают. Насос поднимают над устьем скважины, снимают защитную крышку и, проверив лег- кость вращения валов насоса и протектора, соединяют их валы шлицевой муфтой и затем их фланцы. После этого собранный агрегат приподнимают, вывинтив пробку из компенсатора, открывают перепускной клапан и ввинчивают пробку. Для определения правильности присоединения кабеля к двигателю кратковременно включают его и маркируют жилы верхнего конца кабеля. Далее погружной агрегат соединяют с трубой, над которой монтируют спускной кла- пан, и приступают к спуску колонны НКТ одновременно с кабелем. Технология спуска колонны труб аналогична технологии при обычном подземном ре- монте, но при этом параллельно спускают кабель и крепят к колонне с помощью металличе- ских хомутов с пряжкой. Процесс спуска одной трубы состоит из следующих операций: — подачи штропов к элеватору, установленному на трубе, лежащей на мостках; — подъема трубы с мостков; — посадки очередной трубы в муфту колонны; — свинчивания резьбового соединения; — снятия элеватора с колонны труб и крепления кабеля клямса-ми; — спуска колонны труб в скважину и посадки загруженного элеватора. Рассмотрим более подробно две последние операции. После снятия трубных ключей оператор дает сигнал на подъем, отцепляет крючок от кабеля и подходит к устью скважины. Машинист приподнимает трубы на 0,25 м, оператор с помощником снимают элеватор, переносят его к мосткам и надевают на очередную трубу. Возвратившись к устью, помощник берет две клямсы и устанавливает одну выше, а вторую ниже на 20–30 см муфты, одновременно прижимая кабель с клямсой к трубе. После закрепле- ния кабеля оператор дает сигнал машинисту на спуск колонны труб. Машинист выполняет его со скоростью не более 0,25 м/с. Одновременно оператор на пульте управления включает кабе- ленаматыватель на спуск. После посадки колонны труб на элеватор оператор выключает кабеленаматыватель, по- мощник, во время спуска колонны очищавший и смазывавшей резьбу очередной трубы, лежа- щей на мостках, зацепляет кабель за крючок. Вместе с помощником оператор вынимает предо- хранительные шпильки из отверстий и выводит штропы из проушин. На этом цикл спуска одной трубы завершается. После спуска всей колонны НКТ вместе с кабелем выполняют заключительные работы: — навинчивают пьедестал на колонну труб; — сажают пьедестал на фланец эксплуатационной колонны; — набивают сальник, крепят пьедестал и снимают подъемный патрубок; — устанавливают арматуру устья и проверяют состояние задвижек; — подключают ЭЦН к блоку управления, опускают его и ожидают подачу насоса. Извлекают агрегат из скважины в обратном порядке. Прежде чем приступить к рабо- там, отключают установку, отсоединяют кабель. Поднимают агрегат со скоростью не более 0,25 м/с. По мере подъема колонны кабель освобождается от хомутов и равномерно навивается на верхнюю часть барабана. При этом не допускаются касание кабелем земли, резкие перегибы и удары металлическими предметами по броне. Извлекают из скважины погружной агрегат с помощью монтажных хомутов — сначала насос, потом протектор, двигатель, компенсатор. После разборки фланцевых соединений от- дельных узлов их закрывают транспортными крышками. В процессе эксплуатации скважины, оборудованной ЭЦН, текущие ремонты, связан- ные с чисткой и промывкой песчаных пробок, удалением отложений парафина и солей, про- водят как на обычных скважинах. К специфическим относятся аварийно-ремонтные работы, которые приходится выпол- нять при падении на забой скважины погружной установки с кабелем в результате нарушения резьбового соединения труб. При этом оборванный конец кабеля может располагаться различ- ным образом относительно разрушенного резьбового соединения или трубы и, как правило, усложнять ловильные работы. В процессе подъема погружного агрегата может произойти его заклинивание, обуслов- ленное изменением толщины стенки эксплуатационной колонны или попаданием в скважину посторонних предметов. Наконец, в результате нарушения правил работы с инструментами кабель может разрушиться у устья. Монтировать и демонтировать наземное электрооборудование погружных электроцен- тробежных и винтовых насосов, осматривать, ремонтировать и налаживать его должен элек- тротехнический персонал. Операторам, мастерам разрешается только их пуск или остановка. Запрещается подвешивать кабельный ролик на пеньковой веревке — он должен быть укреплен с помощью хомута. Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании электро- двигателя погружного агрегата на устье скважины. Намотка и размотка кабеля на барабан должны быть механизированы. Запрещается транспортировка кабеля без барабана. 1.5 Солеобразование в скважинах и методы борьбы Солеобразование— процесс выпадения солей из раствора и отложения их в порах пла- ста, на поверхности фильтра, эксплуатационной колонне, насосно-компрессорных трубах и оборудовании. 1.5.1 Характер и структура отложений Отложения имеют различный вид: а) на поверхности НКТ — это микрокристаллы солей, скрепленные органикой, проч- ность которых увеличивается с глубиной и толщиной отложений; б) на поверхности цилиндра и клапанов — плотный «чулок», склонный к увеличению толщины; в) на штангах — опоясывающие, разные по толщине, зоны. Отложения солей представлены минеральной и органической составляющей — кремнеземом, песком, парафином, продуктами коррозии оборудования. Отложения в различ- ных регионах имеют свои закономерности. С помощью сверлящих керноотборников полу- чены образцы выбуренной породы, в которой поры и трещины оказались, заполнены кристал- лами солей. Соотношение солей в отложениях различно для разных месторождений. К примеру, на Туймазинском: СаСО 3 — до 80%, MgСО 3 — до 20%, СаSО 4 — до 20%; на Шкаповском: ВаSО 4 — до 70%, СаSО 4 — до 80%, СаСО 3 +СаМgCО 3 — до16%. Таблица 1.2 — Отложения неорганических солей Район Основной тип от- ложений солей Область отложений Оренбург СаSО 4 , СаСО 3 , МgСО 3 ПЗП, обсадная колонна, оборудование сква- жин, система сбора и подготовки нефти и воды Башкортостан СаSО 4 , ВаSО 4 , СаСО 3 ПЗП, обсадная колонна, НКТ, штанги, УЭЦН, кабель, система сбора и ППД Татарстан СаSО 4 , ВаSО 4 ПЗП, обсадная колонна, оборудование сква- жины и система сбора, подготовки, ППД Пермь СаSО 4 ПЗП, обсадная колонна, НКТ, оборудование системы сбора, подготовки воды, нефти, ППД Растворимость осадков в различных агентах — воде, кислотах, щелочах — является основой для разработки соответствующих технологий борьбы с ними. Приводим данные о растворимости наиболее распространенных солей в химически чи- стой воде при температуре 18 0 С (г/л): Галит (NаСl)………………………………….. 328,6 Сульфат натрия безводный (Nа 2 SО 4 )……….. 168,3 Природная сода безводная (Nа 2 СО 3 )………... 193,9 Хлористый кальцит (СаСl 2 )……………….. 731,9 Хлористый калий (КаСl)…………………... 329,5 Сернокислый калий (Ка 2 SО 4 )……………... 111,1 Углекислый калий (Ка 2 СО 3 )………………. 1050,0 Хлористый магний (МgСl 2 )……………….. 558,1 Сернокислый магний (МgSО 4 )……………. 354,3 Гипс (СаSО 4 ·2Н 2 О)………………………… 2,0 Кальцит (СаСО 3 )…………………………… 0,063 1.5.2 Причины и условия образования солевых отложений К настоящему времени установлены следующие причины солеобразования в скважи- нах: — выщелачивание солей, содержащихся в скелете породы, закачиваемой пресной во- дой; — обогащение закачиваемой воды ионами погребенных вод; — приток через нарушения в эксплуатационной колонне или в цементном кольце чуж- дых по характеру вод, например, артинских в Башкортостане; — изменение термодинамических условий в скважине (давления и температуры), вы- зывающих выпадение солей из раствора. Приведем некоторые схемы химических реакций. а) При смешении несовместимых вод с образованием твердых осадков: СаСl 2 +Nа 2 SО4→СаSО 4 ↓+2NаСl, СаСl 2 +МgSО 4 →СаSО 4 ↓+MgСl 2 , ВаСl 2 +Nа 2 SО 4 →ВаSО 4 ↓+2NаСl, СаСl 2 +2NаНСО 3 →СаСО 3 ↓+2NаСl+СО 2 +Н 2 О. б) При окислении кислородом, находящимся в нагнетаемой в продуктивные пласты воде (до 12 мг/л и выше), сульфидов, образующих горную породу (пирит FeS 2 ) с образованием гипса: 2FeS 2 +7О 2 +16Н 2 О→ 2 FeSО 4 ∙7Н 2 О+2Н 2 S, 2Н 2 SО 4 +СаСО 3 +Н 2 О→СаSО 4 ∙2Н 2 О+СО 2 в) Выпадение галита (NаCl) и других солей из пластовой воды вследствие снижения |