Отчет по практике отчет o прохождении технологической практики на
 Скачать 259.21 Kb.
|
|
2.4 Наземное оборудование газлифтных скважин В состав оборудования для обслуживания и эксплуатации газлифтных скважин ОУГ-80-35, инструмент ГК и установка ЛСГ1К -131А или ЛСГ-16А для проведения скважинных работ. Оборудование устья ОУГ-80-35 предназначено для снятия и посадки газлифтного клапана в эксцентричной скважинной камере без глушения и последующего освоения скважины (рис.2.2).  Рисунок 2.2 – Оборудование устья ОУГ-80-35: 1 – уплотнительный узел проволоки; 2 – направляющие ролики трехсекционного лубрикатора; 3 – манометр сразделителем; 4 – плашечный превентор; 5 – натяжной ролик; 6 – монтажная мачта; 7 – стяжной ключ; 8 – полипласт. В комплект инструмента ГК входит инструмент из комплекта КИГК, который состоит из трех наборов. Первый стандартный набор включает инструменты, спускаемые в скважину при любых операциях п обслуживанию. С их помощью производятся удары вверх и вниз, а также крепят проволоку. Второй набор- инструменты для установки в скважине и извлечения из нее клапанов всех видов с замками или фиксатором. Третий набор – инструменты вспомогательного назначения, применяемые при подготовке к эксплуатации, а также при ремонтных и исследовательских работах. Установка ЛСГ-16А, смонтированная на шасси автомобиля “Урал- 375Е”, предназначена для смены управления скважинным оборудованием на глубинах до 5000 м с помощью инструмента, спускаемого на проволоке и канате. Установка состоит излебедке, узла привода насоса, пульта управления, гидрооборудования, масляного блока и кузова. Применение объемного гидравлического привода лебедки обеспечивает спускоподъемные работы с клапанами и инструментом аналогично установке ЛСГ1К-131А на шасси автомобиля ЗИЛ-131А. 2.5 Внутрискважинное оборудование В состав скважинного оборудования газлифтной установки входят скважинные камеры, газлифтные клапаны и промежуточный пакер с гидромеханическим управлением и приемным клапаном. Среди различных методов снижения пусковых давлений, основанных на удалении части жидкости из подъемной колонны, наиболее эффективно применение пусковых газлифтных клапанов, которые устанавливают в скважинных камерах ниже статического уровня жидкости. По способу управления газлифтные клапаны работают от давления в затрубном пространстве, давления столба жидкости в НКТ и перепада давления между ними. Наибольшее распространение получили клапаны, управляемые затрубным давлением сильфонного типа серии Г и выпускаемые с условным наружным диаметром 20, 25, 38 мм с диапазоном давления зарядки 2-7 МПа. Газлифтные клапаны Г состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары шток - седло, обратного клапана и устройства для фиксации клапана в скважинной камере. Сильфонная камера заряжается азотом через золотник. Давление в сильфонной камере клапана регулируют на специальном приспособлении стенда СИ-32. Сильфонная камера – герметичный сварной сосуд высокого давления, основным рабочим органом которого является металлический многослойный сильфон. Пара шток - седло является запорным устройством клапана, к которому газ поступает через окна кармана скважинной камеры. Герметизация напора поступления газа обеспечивается двумя комплектами манжет. Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока жидкости из подъемных труб в за-трубное пространство скважины. Газлифтные клапаны Г по назначению делятся на пусковые и рабочие. Управляющим давлением для пусковых клапанов является давление газа затрубного пространства скважины. Воздействуя на эффективную площадь сильфона, газ сжимает его, в результате чего шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы. Число устанавливаемых клапанов зависит от давления газа в скважине и ее глубины. Закрываются они последовательно по мере снижения уровня в затрубном пространстве скважины. Понижение уровня в затрубном пространстве скважины продолжается до глубины расположения нижнего (рабочего) клапана. На заданном технологическом режиме скважина должна работать через рабочий клапан при закрытых верхних (пусковых) клапанах, которые используются только в период пуска скважины. Другим типом используемых клапанов является дифференциальный тип (КУ-25 и КУ-38), т.е. работающие от перепада давления в НКТ и затрубном пространстве. Применение газлифтных клапанов позволяет регулировать поступление газа, нагнетаемого из кольцевого пространства в колонну подъемных труб. Одним из элементов внутрискважинного оборудования газлифтных скважин является промежуточный пакер с гидромеханическим управлением. Пакер предназначен для изоляции затрубного пространства скважин от трубного, а также разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже его. 2.6 Обслуживание газлифтных скважин Обслуживание газлифтных скважин включает исследование газлифтных скважин, анализ их работы и устранение неисправностей газлифтной установки. Целью исследования является определение параметров пластов, пластовых жидкостей и призабойной зоны для оценки рационального расхода рабочего агента (газа) по критерию максимума добычи нефти или минимума удельного расхода газа. Основной метод исследования газлифтных скважин - метод пробных откачек. Забойное давление при этом определяется глубинным манометром или расчетом по давлению нагнетаемого газа. Режим работы скважины можно изменить противодавлением на выкиде и расходом нагнетаемого газа. При этом необходимо добиваться устойчивого режима работы скважины - без пульсации буферного и затрубного давления. По упрощенной методике исследований обходятся без применения глубинных манометров. Для скважин с высоким коэффициентом продуктивности используют метод пробных откачек - при постоянном расходе нагнетаемого газа и переменном противодавлении на выкиде. Для скважин других групп - при переменном расходе газа и постоянном противодавлении на выкиде скважины. В первом случае при установившемся режиме работы скважины замеряют расход и давление нагнетаемого газа, а также дебит скважины. При неизменном расходе газа сменой штуцера или перекрытием задвижки на выкиде изменяют режим работы скважины. После установления режима снимают показания рабочих параметров работы скважины (дебит и рабочее давление). По этим данным (минимум на двух - трех режимах) строят индикаторную диаграмму - кривую зависимости дебита от забойного давления. При этом считается, что изменение давления нагнетаемого газа на устье скважины примерно соответствует изменению давления на забое скважины. По забойным давлениям и соответствующим им дебитам жидкости при различных режимах строится кривая и экстраполяцией находится пластовое давление с определением вида уравнения притока. Во втором случае устанавливают минимальный расход газа (без пульсации давления) с замером дебита, давления и расхода нагнетаемого газа. Затем на 20-30 % увеличивают подачу газа и проводят замеры до уменьшения дебита по сравнению с предыдущим замером. После каждого режима определяют забойные давления и по ним - уравнения притока. На практике часто пользуются исследованиями для построения регулировочных кривых - зависимостей дебита скважины ц.ж и удельного расхода нагнетаемого газа R0 (не менее чем на шести режимах). 3 Работы по подготовке, спуске и установке двухпакерной компоновки План выполнения учебных работ студентами направления подготовки бакалавров 20.03.01 «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» на призводственной практике в роли помощника бурильщика капитального ремонта скважин (ПБ КРС). Вид работы – подготовка, спуск и установка двухпакерной компоновки. Место проведения – учебно-материальная база кафедры «Нефтегазового дела и сервиса», с привлечением специалистов ОАО «Ульяновскнефть». Из-за отсутствия в университете реальной нефтяной скважины и крупногабаритной специальной техники, некоторые технологические операции будут осуществляться с использованием макетов, интерактивных моделей, видеофильмов и материальной базы ОАО «Ульяновскнефть». Применение двухпакерных компоновок для изоляции позволяет: из скважин с нергерметичностями через которую поступает вода, нарушающая режим работы скважины, превратить в скважину добывающую нефть; исключить многократное проведение дорогостоящих РИР традиционными методами; экономить материалы, время и энергоносители; максимально сократить время простоя скважины; увеличить межремонтный период работы скважин; ограничить водоприток. Преимущества данной компоновки: установка и извлечение производится за одну СПО; возможность изоляции протяженных участков ЭК, до 1000м; возможность ЛНЭК в скважинах с высокой кривизной, до 60°; возможность установки в скважинах «бутылочного типа»; увеличенный проходной канал; верхний пакер может комплектоваться стыковочным узлом для соединения с колонной технологических НКТ и проведения различных технологических операций без извлечения двухпакерной компоновки из скважины (ОПЗ, БОПЗ, освоения и др.). Рассмотрим порядок работ по подготовке, спуску и установке (посадке) двухпакерной компоновки на примере следующего технического регламента (схема прилагается на рис. 3.1): 1. Произвести проверку пакеров, согласно инструкции по их эксплуатации, в частности, проверить состояние уплотнительных манжет (должны быть новыми, повреждения по наружной поверхности не-допустимы) и их диаметров (с помощью контргайки необходимо отрегулировать и обеспечить правильное положение манжет, при чем наружный их диаметр не должен превышать наружный диаметр гайки); состояние плашек. 2. Перед началом сборки компоновки необходимо расставить оборудование для вымотки и монтажа кабеля входящего в состав компоновки. Пропустить вилку кабеля через составные части в порядке их демонтажа со ствола пакера и закрепить на месте необходимом для безпрепятственного прохода кабеля. 3. Подготовить необходимое количество НКТ - 48мм с специальными патрубками НКТ - 48мм длиной 3 м и специально подготовленными участками (обточенными до Днар=45мм), для герметичного плавающего соединения с ВГУ 73/73-45 и НГУ 73/73-45. 4. Произвести сборку, спуск компоновки согласно схемы: - установка ЭЦН – (обязательно использование диспергатора); - обратный клапан УЭЦН (по согласованию с Заказчиком); - НКТ - 73 мм; - НГУ 73/73 - 45; - патрубок НКТ-73 мм L = 0,5 м; - пакер; - НКТ - 73 мм ( согласно схемы); - составление и спуск внутреннего лифта НКТ - 48 мм; - пакер; - патрубок НКТ - 73 мм L = 0,5 м (при необходимости); - ВГУ 73/73 - 45; - НКТ (основной лифт). После сборки компоновки с установкой внутреннего лифта из НКТ-48мм, необходимо произвести опрессовку трубного пространства компоновки на предмет определения герметичности установки внутреннего лифта и обратного клапана УЭЦН. 5. Спустить пакерную компоновку с обеспечением требований спуска для используемых типов пакеров. 6. Зафиксировать собственный вес колонны НКТ при завершении операции спуска, т. е. спустить медленно несколько последних труб и при спуске измерить G1 (тн), а затем поднять и при подъёме измерить G2 (тн). 7. Провести после спуска компоновки и колонны НКТ контрольное шаблонирование с помощью канатной техники путем спуска шаблона D=____ мм (в качестве него можно использовать рабочий инструмент канатной техники). 8. При достижении плановой глубины посадки пакера (по мере бр.КРС), силами геофизической партии производится привязка , с обязательным обозначением муфт эксплуатационной колонны в интервале посадки пакера. На момент окончания операции по привязке местонахождения пакера необходимо иметь в бригаде каротажную карту с предыдущих геофизических исследований. 9. Произвести демонтаж устьевого оборудования (превентор, спайдер). 10. Смонтировать планшайбу. Затем кабель, продеть через устьевой кабельный ввод. Закрепить кабель при помощи монтажных поясов к НКТ под планшайбой. 11. Произвести расчет величины подрыва колонны НКТ с компоновкой под планшайбу. Установить (посадить) пакера согласно Руководству по эксплуатации. Провести контрольную опрессовку трубной части компоновки. 12. Стравить давление в трубном пространстве, приступить к работам по запуску скважины.  Рисунок 3.1 - Схема двухпакерной компоновки |