Лекция Право технического руководства. Статья Основные понятия
 Скачать 2.29 Mb.
|
|
Способы эксплуатации скважин Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на группы: фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом; с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне; насосный – извлечение нефти с помощью насосов различных типов. Фонтанный способ применяется если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину. Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб. Достоинствами компрессорного способа эксплуатации: отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка); доступность оборудования для обслуживания и ремонта (поскольку все оно размещается на поверхности земли); простота регулирования дебита скважин. Однако у способа имеются и недостатки: высокие капитальные вложения в строительство мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов; низкий КПД газлифтного подъемника и системы «компрессор-скважина». При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами. Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги (рис. 7.16).  В нижней части насоса установлен всасывающий клапан 1. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник 5 и соединяется с головкой балансира 6 станка-качалки. При помощи кривошипно-шатунного механизма 7 головка балансира передает возвратно-поступательное движение штанге 3 и подвешенному на ней плунжеру. Станок приводится в действие электродвигателем 8 через систему передач. Работает насос следующим образом. При ходе плунжера вверх верхний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. В это же время открывается приемный клапан 1 и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний открывается, и через полный плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы 10. Бесштанговые насосы (погружные электроцентробежные, винтовые) Схема установки в скважине погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) приведена на рис. 7.17. Она включает центробежный многоступенчатый насос 1, погружной электродвигатель 2, подъемные трубы 3, обратный клапан 4, устьевую арматуру 5. Бронированный кабель для питания электродвигателя и источник электропитания на схеме условно не показаны. Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю 2. Вращая вал насоса 1, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр (на схеме не показан) и нагнетается по подъемным трубам 3 на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан 4.  Погружной ЭЦН представляет собой набор отдельных ступеней, в каждой из которых имеется свой ротор (центробежное колесо) и статор (направляющий аппарат). Роторы отдельных ступеней посажены на один вал, жестко соединенный с валом погружного электродвигателя. Погружные винтовые насосы стали применятся на практике недавно. Винтовой насос – это насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения специального винта (винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ним перемещается и откачиваемая жидкость. Применение винтовых насосов эффективно при откачке высоко вязкой нефти. Схема их установки в скважине такая же как при применении ЭЦН. Нефтяные скважины оснащены специальным наземным и подземным оборудованием. К подземному оборудованию относится оборудование забоя и ствола скважины, к наземному – оборудование устья, прискважинные установки и сооружения. Забои скважин Оборудование забоя предназначено для предотвращения разрушения продуктивного пласта и выноса на забой твердых частиц, а также для изоляции обводнившихся пропластиков. В зависимости от геологических и технологических условий разработки месторождений применяют следующие типовые конструкции забоев скважин: а) открытый забой; б) забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском; в) забой, оборудованный фильтром; г) перфорированный забой.  При открытом забое башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего размера, но никаких мер по укреплению ствола скважины в месте ее прохождения через продуктивный пласт не принимается. Такая конструкция забоя обеспечивает наименьшее сопротивление притоку нефти и газа в скважину, но возможна только при достаточно устойчивых горных породах. Из-за невозможности избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них, а также постоянной угрозы обвалов в призабойной зоне открытым забоем оснащено менее 5% всего фонда скважин. Одним из способов укрепления горных пород является устройство забоя, перекрытого хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском. В этом случае скважина бурится сразу до подошвы продуктивного пласта и крепится обсадной колонной по всей длине. Но трубы обсадной колонны, расположенные напротив толщи продуктивного пласта, заранее перфорированы и пространство между ними и поверхностью пласта не цементируется. Данная конструкция забоя надежнее предыдущей, но возрастает и сопротивление притоку пластовых флюидов. Забой, оборудованный фильтром, применяется в тех случаях, когда существует опасность поступления песка в скважину. В этом случае башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. Напротив его продуктивной части устанавливается специальный фильтр, а кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется. Скважины с перфорированным забоем составляют более 90% общего фонда. При их сооружении бурение ведется до подошвы продуктивного пласта, после чего в скважину опускают обсадные трубы и цементируют кольцевое пространство по всей ее длине. И только после этого производят перфорацию обсадной колонны и цементного камня на тех интервалах глубин, где ожидается приток нефти и газа. Достоинствами скважин с перфорированным забоем являются: упрощение технологии проводки скважины; устойчивость забоя и сохранение проходного сечения скважины в процессе длительной эксплуатации; надежная изоляция пропластков, не вскрытых перфорацией; возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв и т.д.). В то же время перфорированный забой не обеспечивает защиты от проникновения песка в скважину и создает дополнительное фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости. Стол скважин К оборудованию ствола относится оборудование, размещенное внутри эксплуатационной (обсадной) колонны в пространстве от забоя до устья. Набор этого оборудования зависит от способа эксплуатации скважин. В стволе фонтанных скважин размещают колонну насосно-компрессорных труб. Этим обеспечивается предохранение обсадных труб от эрозии, вынос твердых частиц (и жидкости – при добыче газа) с забоя, возможность использования затрубного пространства для целей эксплуатации (введение ингибиторов коррозии, ПАВ, глушение скважин и т.д.). В стволе газлифтных скважин размещают воздушную и подъемную трубы. Но в отличие от классической схемы газлифта подъемную трубу в настоящее время оборудуют специальными пусковыми (газлифтными) клапанами, размещаемыми на ее внутренней стороне в расчетных точках. Благодаря этому, при закачке газа в межтрубное пространство газлифт начинает работать, как только нефть будет оттеснена ниже уровня установки первого пускового клапана. После опускания уровня нефти в межтрубье ниже отметки второго пускового клапана, газ начинает проникать в подъемную трубу и через него. Процесс последовательного срабатывания пусковых клапанов будет продолжаться до тех пор, пока весь столб жидкости в подъемной трубе не будет газирован. В стволе штанговых насосных скважин размещаются насосно-компрессорные трубы, насосные штанги, собственно насос и вспомогательное оборудование. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) Функции насосно-компрессорных труб: Являются каналом для подъема добываемой жидкости Служат для подвески глубинного оборудования Являются каналом для проведения различных технологических операций Являются инструментом для воздействия на забой и призабойную зону НКТ бывают с гладкими и высаженными (равнопрочными) концами. По длине НКТ разделяются на три группы: I – 5,5…8 м; II – 8…8,5 м; III – 8,5…10 м. Насосные штанги выпускаются четырех номинальных размеров по диаметру тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм. Концы штанг имеют утолщенные головки квадратного сечения, чем обеспечивается удобство из захвата специальными ключами при свинчивании и развинчивании колонны штанг. Штанги соединяются штанговыми муфтами.  Штанговые скважинные насосы разделяются на невставные или трубные (типа НН) и вставные (типа НВ). В первом случае сложнее вести их монтаж в НКТ, но, благодаря большему диаметру цилиндра насоса, подача больше. Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скажин углеводородной жидкости обводненностью до 99% с температурой не более 1300С, содержанием сероводорода не более 50мг/л. Вспомогательное оборудование ствола скважин Вспомогательное оборудование ствола скважин предназначено для обеспечения работоспособности штанговых насосных установок при большом содержании свободного газа и песка в откачиваемой жидкости. Большое содержание свободного газа в пластовой жидкости приводит к тому, что в цилиндре насоса уменьшается доля объема, занятого откачиваемой жидкостью, соответственно уменьшается дебет скважины. Уменьшить количество газа, попадающего в штанговый насос, позволяет применение специальных устройств, называемых газовыми якорями.  Работа газовых якорей основывается на различных принципах (гравитационного разделения, центрифугирования и т.д.). В качестве примера рассмотрим работу обычного однокорпусного газового якоря. Газожидкостная смесь заходит в кольцевое пространство между корпусом якоря и центральной трубой, верхний конец которой присоединяется к приемному клапану насоса. В кольцевом пространстве жидкость движется вниз, а пузырьки газа под действием архимедовой силы стремятся всплыть вверх. Размеры газового якоря рассчитаны таким образом, чтобы скорость всплытия большей части пузырьков была выше, чем нисходящая скорость жидкости. Поэтому из кольцевого пространства газовые пузырьки уходят вверх, а жидкость с небольшим остаточным газосодержанием через отверстия поступает в центральную трубу и далее в цилиндр насоса. Другим фактором, осложняющим работу штанговых насосов, является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого песка и других механических частиц. Попадая в насос, они разрушают пригнанные поверхности клапанов, увеличивают зазор между цилиндром и плунжером, что приводит к утечкам жидкости, уменьшению развиваемого давления, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Одним из эффективных средств для ограничения попадания песка и мехпримесей в насосы является специальное приспособление, называемое песочным якорем. В обоих типах якорей – прямом и обращенном – для очистки используются силы инерции: после поворота жидкости на 180° частицы песка и мехпримесей продолжают свое движение вниз. Очищенная же жидкость через всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса. По мере заполнения корпуса якоря песком устройство извлекают на поверхность и очищают. В стволе скважин, эксплуатируемых погружными электроцентробежными насосами, находятся: погружной электродвигатель, многоступенчатый насос, обратный клапан и при необходимости – газосепаратор. Конструктивно газосепаратор представляет собой корпус, в котором на валу, соединенным с валом насоса, вращает шнек, рабочие колеса и камера сепаратора. Газожидкосная смесь закачивается в камеру сепаратора, где под действием центробежных сил жидкость, как наиболее тяжелая отбрасывается к периферии, а газ остается в центре, после чего через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство, а жидкость поступает по пазам переводника на прием насоса. В стволе скважин, эксплуатируемых погружными винтовыми насосами, находятся винтовой насос с погружным электродвигателем. Оборудование устья скважин Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин. При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способах добычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам. На устье скважин монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая, в свою очередь, из трубной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е).  Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые.  Манифольд – система труб и отводов с задвижками или кранами – служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Оборудование устья штанговой насосной скважины включает (рис. 7.25.) колонный фланец 1, планшайбу 2 с подвешенными к ней насосно-компрессорными трубами 3. В верхнюю муфту 4 труб ввинчивают тройник 5 для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока 7, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Место выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника 6, набивку которого уплотняют крышкой 8 и пружиной.  Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника 5 в выкидную линию и далее в замерную или газосепарационную установку. Станок-качалка – это балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются (рис. 7.26.) рама 13, стойка 3 в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир 2 с поворотной головкой, траверса 15 с шатунами 4, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор 6 с кривошипами 5 и противовесами 14. Для обеспечения возможности изменения числа качаний станки-качалки комплектуются набором сменных шкивов 7, 10.  Оборудование устья скважин, эксплуатируемые глубинными центробежными и винтовыми насосами, идентично. Оно изображено на (рис. 7.27.) Крестовина 1 навинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Насосный агрегат на НК подвешивают на специальной разъемной эксцентричной планшайбе 5, имеющей отверстие для кабеля 4. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом 2 и резиновым уплотнителем 3, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной линией 6, на которой установлен обратный клапан 7 для отвода газа при работе скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. Для этого на тройнике устанавливают специальный лубрикатор. Задвижка 9, установленная на выкиде устьевой арматуры, служит для регулирования режима работы скважины. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами 10, 11.  Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной    а) б) Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. Кроме того, не всегда в пластах содержатся рентабельные для извлечения самостоятельной сеткой скважин запасы нефти и газа. Уменьшить затраты на бурение скважин и сделать рентабельной добычу нефти и газа из пластов с небольшими запасами позволяет одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной (ОРЭ). Рис. 7.28. Принципиальные схемы ОРЭ: а) - эксплуатация двух пластов с одним пакером; б) - эксплуатация трех пластов с двумя пакерами; в) - эксплуатация трех пластов с тремя пакерами Метод ОРЭ заключается в том, что пласты в скважине разобщаются с помощью специальных устройств (пакеров) и для каждого пласта создаются отдельные анналы для выхода продукции на поверхность, снабженные соответствующим оборудованием. Принципиальные схемы ОРЭ приведены на рисунке (насосное оборудование, фильтры, якори условно не показаны). При одновременной эксплуатации двух пластов с одним пакером продукция нижнего пласта отводится по подъемной трубе, нижнего – по межтрубному пространству. В случае одновременной эксплуатации трех пластов с двумя пакерами используются две подъемные трубы, а с тремя пакерами – три трубы. Раздельная эксплуатация трех пластов одновременно возможна только в наиболее простых случаях и поэтому применяется очень редко. Продукция разных пластов доставляется на поверхность раздельно, что позволяет не смешивать разносортные (например, высокосернистые и малосернистые) нефти. Более того, одновременно можно добывать из одного пласта нефть, а из другого – газ. Различными могут быть и способы эксплуатации разных пластов. Согласно принятой терминологии, принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос-фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний – фонтанным. Возможности раздельной эксплуатации пластов через одну скважину существенно зависят от диаметра эксплуатационной колонны. Если он мал (меньше 168 мм), то диаметры подъемных труб невелики и их гидравлическое сопротивление является повышенным, что отрицательно сказывается на дебите скважин. Системы сбора нефти на промыслах Системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная. При самотечной двухтрубной системе продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа, выделившейся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или ГПЗ, жидкая фаза поступает на вторую ступень сепарации, где также отделяется газ, который используется на собственные нужды. Нефть самотеком поступает в резервуары сборного пункта. Высоконапорную однотрубную систему отличает совместный транспорт продукции на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (6-7 МПа) устьевых давлений. Эта система может быть применена на месторождениях с высокими пластовыми давлениями. Напорная система сбора, разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более. Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6…0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10…12 м) в сырьевые резервуары.  Промысловая подготовка нефти Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация. Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит, называется сепаратором, а сам процесс разделения – сепарацией. Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя. Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные. Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.  Горизонтальный газонефтяной сепаратор (рис. 7.34.) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.  Обезвоживание При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия – механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей. Для разрушения эмульсий применяются следующие методы: гравитационное холодное разделение; внутритрубная деэмульсация; термическое воздействие; термохимическое воздействие; электрическое воздействие; фильтрация; разделение в поле центробежных сил. Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия. В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть. В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера.  Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что смесь нефти и воды добавляется специальное вещество – деэмульгатор в количестве 15…20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз. Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45…80°С. Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации. Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости. Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет. Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1…2%. Обессоливание Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную эмульсию снова обезвоживают. При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее0,1% Стабилизация Под стабилизацией понимают отделение от нефти легких (пропан-бутановых и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей траспортировке. Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать как природные (пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие, в основном, из пластовых (≈85%), пресных (≈10%) и ливневых (≈5%) вод. Воды, закачиваемые в пласт, должны быть определенным образом подготовлены. Подготовка включает в себя следующие операции: осветление мутных вод коагулированием; декарбонизацию; обезжелезивание; ингибирование. Типовая схема установки подготовки природных вод показана на рис. 7.46. Насос 1 забирает воду и подает ее в смеситель 3. По пути дозировочное устройство 2 вводит в нее коагулянт. В смесителе 3 коагулянт интенсивно перемешивается с водой, после чего обработанная вода поступает в осветлитель 4, где образуются и задерживаются хлопья. Окончательная очистка воды от хлопьев осуществляется в фильтре 5, откуда она самотеком направляется в резервуары 6. Затем насос 7 перекачивает воду на кустовые насосные станции (КНС), которые через нагнетательные скважины закачивают ее в пласт. Насос 8 служит для периодической очистки фильтра 5 от взвешенных частиц путем прокачки через него чистой воды. Принципиальная схема установки закрытого типа приведена на рис. 7.48. Отделенная от нефти в отстойнике предварительного сброса (ОПС), вода по лини сброса 1 направляется в резервуар-отстойник 2, а частично обезвоженная нефть (до 5%), пройдя УПН, поступает в теплоизолированные отстойники 3. Процесс отделения воды в них ускоряется благодаря произведенному в УПН нагреву и вводу ПАВ. Отделенная горячая вода поступает на прием насоса 4 и снова подается в отстойник предварительного сброса УПН, что позволяет уменьшить расход деэмульгатора и температуру нагрева эмульсии. Из резервуара-отстойника 2 пластовая сточная вода забирается насосом 5 и подается на КНС.  Методические указания о порядке обследования организаций, производящих работы по текущему, капитальному ремонту и реконструкции нефтяных и газовых скважин 14. Текущий ремонт скважин - комплекс работ по восстановлению работоспособности внутрискважинного оборудования и работ по изменению режима и способа эксплуатации скважины. К текущему ремонту относятся такие виды работ как: оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию; перевод скважин на другой способ эксплуатации; оптимизация режима эксплуатации скважин; ремонт скважин, оборудованных погружными насосами; ремонт фонтанных скважин (ревизия, смена НКТ, устьевого оборудования); ремонт газлифтных скважин; ревизия и смена оборудования артезианских, поглощающих и стендовых скважин; очистка, промывка забоя и ствола скважины; опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования; другие. 15. Капитальный ремонт скважин - комплекс работ по восстановлению работоспособности скважин и повышению нефтеотдачи пластов, промышленной, экологической безопасности и охраны недр, в том числе: восстановление технических характеристик обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, интервала перфорации; восстановление работоспособности скважины, утраченной в результате аварии или инцидента; спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки различных агентов в пласт; воздействие на продуктивный пласт физическими, химическими, биохимическими и другими методами (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, гидромеханическая щелевая перфорация, солянокислотная обработка пласта и др.); зарезка боковых стволов и проводка горизонтальных участков в продуктивном пласте (без полной замены обсадной колонны); изоляция одних и приобщение других горизонтов; перевод скважин по другому назначению; исследование скважин; ликвидация скважин. 16. При обследовании в части, касающейся текущего и капитального ремонта скважин, проверяется: а) полнота и качество выполнения мероприятий по подготовке к безопасному производству работ, в том числе: - наличие двусторонней радио-телефонной связи с базами ремонтных цехов; - наличие утвержденного в установленном порядке плана работ (плана-заказа); - наличие первичных средств тушения пожара; - состояние подъездных путей к устью скважины; - состояние соседних скважин; - расстановка бригадного оборудования в соответствии с утвержденными схемами; - наличие и исправность противовыбросового оборудования, определенного планом работ; - наличие и состояние искрогасителей на двигателях внутреннего сгорания; - состояние освещенности рабочей зоны; - укомплектованность бригад оборудованием, инструментом, контрольно-измерительными приборами и средствами защиты согласно табелю технического оснащения бригад текущего и капитального ремонта скважин; - техническое состояние подъемной установки (испытание предохранительных устройств), другого оборудования, инструмента, контрольно-измерительных приборов и средств защиты; - наличие паспортов, актов испытания и поверки (при необходимости) на оборудование, инструмент, контрольно-измерительные приборы и средства защиты; - наличие и качество ведения вахтового (сменного) журнала; - наличие и качество ведения журнала ежесменного осмотра оборудования; - наличие и качество оформления документа о готовности организации к работам по текущему или капитальному ремонту скважины; - наличие актов (протоколов) о приеме скважины в ремонт, на скрытые работы и испытание якорей, на глушение скважины (при отсутствии клапана-отсекателя), на опрессовку противовыбросового оборудования, измерения сопротивления заземляющего устройства; - наличие разрешения на производство одновременных работ и наряда-допуска на производство работ при одновременной работе бригад по ремонту и бурению скважин на одной кустовой площадке; - наличие разрешения на производство одновременных работ и наряда-допуска на производство работ при одновременной работе нескольких бригад по ремонту скважин на одной кустовой площадке; б) выполнение требований норм и правил безопасности при производстве работ по ремонту скважин, в том числе: - выполнение плана и соблюдение технологии проведения текущего и капитального ремонта скважины; - соблюдение требований инструктивных документов по передовым и безопасным приемам труда при текущем ремонте скважин, инструктивных документов передовых и безопасных приемов труда при капитальном ремонте скважин согласованных с территориальным органом Службы; - соблюдение требований инструкций заводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации оборудования; - выполнение графика планово-предупредительных ремонтов бригадного оборудования; - соблюдение графика рабочего времени. в) прохождение работниками специализированных бригад по капитальному ремонту скважин, связанных с забуриванием и проводкой боковых ответвлений, в том числе с горизонтальным проложением, дополнительного обучения, проверки знаний и получению допуска для ведения таких работ. г) соблюдение утвержденных схем расстановки дополнительного оборудования и специальной техники, задействованной при производстве технологических операций на ремонтируемой скважине. Ловильный колокол предназначен для ловли бурильных труб путем навинчивания вращением на ловимую трубу Аварийные фрезеры предназначены для разрушения оставленных в скважине трубы, коронки и других металлических предметов Правила ведения ремонтных работ в скважинах (РД 153-39-023-97) 3.1. Глушение скважины 3.1.3.5. Останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании. 3.1.3.6. Расставляют агрегаты и автоцистерны, производят обвязку оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии давления, превышающего ожидаемое в 1,5 раза. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном. 3.2. Передислокация оборудования и ремонтной бригады 3.2.1. Составляют план переезда и карту нефтепромысловых дорог на участке переброски оборудования. 3.2.2. Подготавливают нефтепромысловую дорогу и перебрасывают оборудование. 3.2.3. Для проведения ремонтных работ около скважины необходимо устроить рабочую площадку, мостки и стеллажи для труб и штанг. 3.3. Подготовка устья скважины 3.3.1. Сооружают якоря для крепления оттяжек. При кустовом расположении устьев скважин якоря располагают с учетом правил обустройства скважин. 3.3.2. 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. 3.3.3. Устье скважин с возможным нефтегазопроявлением на период работы должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием в соответствии с планом производства работ, а скважина - заглушена. 3.3.4. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается предприятием и согласовывается с противофонтанной службой и органами госгортехнадзора. 3.3.5. Подготавливают рабочую зону для установки передвижного агрегата. 3.3.6. Производят монтаж передвижного агрегата. 3.3.7. Расставляют оборудование. 3.3.8. Производят монтаж мачты. 3.4. Подготовка труб 3.4.1.1. Приемку и подготовку труб, предназначенных для ремонта скважин, производят службы трубного хозяйства (УПТО и КО, трубные базы и др.). 3.4.1.5. При проведении ремонтных работ допускается использование алюминиевых труб, кроме работ с кислотами, щелочами и в условиях сероводородной агрессии. 3.4.1.6. Проведение гидроиспытаний труб (бурильных и НКТ) перед ремонтными работами обязательно. При гидроиспытаниях величина давлений должна быть не ниже минимальных, приведенных в действующих РД и нормативно - технических документах. 3.4.1.7. Транспортирование труб на скважину производят на специальном транспорте. Резьбовые соединения труб должны быть защищены предохранительными кольцами и пробками. 4.1.1. Исправление смятого участка эксплуатационной колонны производят с помощью набора оправок, оправочных долот или грушевидных фрезеров. 4.1.2. Диаметр первого спускаемого оправочного инструмента должен быть на 5 мм меньше диаметра обсадной колонны на участке смятия. Диаметр последующего справочного инструмента должен быть увеличен не более чем на 3 - 5 мм. 4.1.3. Исправление смятого участка обсадной колонны с помощью оправочных долот производят при медленном проворачивании их не более чем на 30 град. Осевую нагрузку при этом выбирают в зависимости от диаметров обсадных и бурильных труб (табл. 4). 4.1.4. Исправление смятого участка обсадной колонны с использованием грушевидных фрезеров производят при медленном проворачивании и осевом нагружении на инструмент в соответствии с табл. 4. Не допускается применение фрезеров с твердосплавными наплавками на их боковой поверхности. 4.1.5. Контроль качества работ производят с помощью справочного инструмента, диаметр которого обеспечивает свободное прохождение в колонне плоской свинцовой печати или специального шаблона. 4.2. Ремонтно - изоляционные работы 4.2.1. Отключение пластов или их отдельных интервалов. 4.2.1.1. Изоляционные работы по п. 4.2.1 проводят методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта: 1) производят глушение скважины; 2) спускают НКТ с "пером" или пакером (съемным или разбуриваемым); 3) при отключении верхних или промежуточных пластов выполняют операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполняют ствол скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5 - 2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, устанавливают цементный мост или взрыв - пакер); 4) производят гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером; 5) определяют приемистость вскрытого интервала пласта. Если она окажется менее 0,6 куб. м/(ч x МПа), проводят работы по увеличению приемистости изолируемого интервала (например, обработку соляной кислотой); 6) выбирают тип и объем тампонажного раствора; 7) приготавливают и закачивают под давлением в заданный интервал тампонажный раствор и оставляют скважину на ОЗЦ. Срок ОЗЦ устанавливают в зависимости от типа тампонажного раствора. По истечении срока ОЗЦ производят проверку моста и гидроиспытание эксплуатационной колонны; 8) при необходимости производят дополнительную перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта; 9) при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа, после проведения тампонирования под давлением интервал перфорации перекрывают дополнительно металлическим пластырем. 4.2.3. Наращивание цементного кольца за обсадной колонной. 4.2.3.1. Перед проведением процесса устанавливают из дела скважины: 1) параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании; 2) наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины; 3) тип буферной жидкости и другие необходимые данные. 4.2.3.2. Останавливают скважину и определяют динамику восстановления давления в межколонном пространстве. 4.2.3.3. Производят глушение скважины. 4.2.3.4. Поднимают и производят ревизию НКТ. 4.2.3.5. Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины на 100 - 200 м ниже расположения цементного кольца за обсадной колонной. 4.2.3.6. Устанавливают цементный мост над интервалом перфорации и по истечении срока ОЗЦ проверяют прочность цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой. 4.2.3.7. Проводят комплекс геофизических и гидродинамических исследований. 4.2.3.8. При наличии зон поглощений проводят изоляционные работы для снижения их интенсивности. 4.2.3.9. Выбирают тип тампонажного материала в зависимости от интенсивности поглощения с учетом геолого - технических и температурных условий. В скважинах, в которых возможен гидроразрыв пласта, следует использовать облегченные тампонажные растворы. 4.9. Работы по интенсификации добычи нефти 4.9.1. Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ). 4.9.1.1. Общие положения. 4.9.1.1.1. ОПЗ проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. 4.9.1.1.2. Выбор способа ОПЗ осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико – химических свойств пород пласта - коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП (РД [1]). 4.9.1.1.3. ОПЗ проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, одтвержденной исследованиями (см. раздел 2). 4.9.1.1.4. Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗ с учетом технико - экономической оценки их эффективности. 4.9.1.1.5. Однократное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях: 1) в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие; 2) в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования. 4.9.1.1.6. Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗ обязательно и включает в своем составе обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке. В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗ, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования. 4.9.1.1.7. После проведения ОПЗ исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗ. 4.9.1.1.8. Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого - технических условий проводят следующие технологические операции: 1) кислотные ванны; 2) промывку пеной или раствором ПАВ; 3) гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений); 4) циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов; 5) многоцикловую очистку с применением пенных систем; 6) воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса; 7) ОПЗ с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС); 8) воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.). 4.9.1.2. Кислотная обработка 4.9.1.2.1. Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10%) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот. 4.9.1.2.2. Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10 - 16-процентным водным раствором соляной кислоты. 4.9.1.2.3. Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10% масс.) или сульфаминовой (10% масс.) кислотами. 4.9.1.2.4. При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3 - 5% масс.) или лимонную (2 - 3% масс.) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе. 4.9.1.2.5. В трещинных и трещинно - поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов: 1) для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.); 2) для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15% масс.) вводят КМЦ или сульфит - спиртовую барду (0,5 - 3,0% масс.). 4.9.1.2.6. Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 град. C производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1-процентной концентрации. 4.9.1.2.7. Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого - технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5. 4.9.1.2.8. Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10%, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12% масс.) и плавиковой (от 3 до 5% масс.) кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород. При первичной обработке используют от 0,3 до 0,4 куб. м раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта. 4.9.1.2.9. Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно - кислотные растворы с добавками от 6 до 10% масс. азотно - кислого натрия. 4.9.1.3. Гидропескоструйная перфорация 4.9.1.3.1. Гидропескоструйную перфорацию (ГПП) применяют при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости, коллекторов перед ГРП для образования трещин в заданном интервале пласта, а также для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ. 4.9.1.3.2. Не допускается проведение ГПП в условиях поглощения жидкости пластом. 5. Текущий ремонт скважин 5.1.1. Глушат скважину (при необходимости). 5.1.2. Производят передислокацию оборудования и бригады. 5.1.3. Проверяют работоспособность подъемных сооружений и механизмов. 5.1.4. Подбирают и проверяют инструмент и комплект устройств в соответствии со схемой оборудования устья, характером ремонта и конструкцией колонны труб и штанг. 5.1.5. Устанавливают индикатор веса. 5.1.6. Устанавливают на скважине емкости с жидкостью для глушения в объеме не менее двух объемов скважины. 5.1.7. Перед демонтажем устьевой арматуры убеждаются в отсутствии нефтегазопроявлений и производят промывку скважины до вымыва жидкости в объеме скважины. 5.1.8. В процессе подъема оборудования скважину доливают жидкостью для глушения в объеме, обеспечивающем противодавление на пласт. 5.3. Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами 5.3.1.1. Отключают ЭЦН от электросети и вывешивают табличку "Не включать, работают люди". 5.3.1.2. Устанавливают на мачте подвесной ролик для направления кабеля. 5.3.1.3. Отсоединяют КРБК (кабель резиновый бронированный круглый) ЭЦН от станции управления, поднимают пьедестальный комплекс (или планшайбу), пропускают КРБК через отверстие в пьедестальном комплексе (или планшайбе) и подвесной ролик и закрепляют на барабане кабеленаматывателя (автонаматывателя). 5.3.1.4. Устанавливают на фланец обсадной колонны специальное приспособление, придающее кабелю направление и предохраняющее его от повреждений. 5.3.1.5. Поднимают НКТ с ЭЦН и КРБК, не допуская при этом отставания последнего от труб (провисания). В процессе подъема снимают с НКТ крепежные пояса с помощью спецкрючка. 5.3.1.6. Производят при необходимости шаблонирование скважины. При смене типоразмера насоса шаблонирование ствола скважины обязательно. 5.3.1.7. Производят монтаж узлов погружного агрегата ЭЦН и его пробный запуск. 5.3.2. Спуск ЭЦН и КРБК на НКТ. 5.3.2.1. Перед спуском ЭЦН над ним устанавливают обратный клапан, а через одну - две трубы - спускной клапан. 5.3.2.2. В процессе спуска НКТ с помощью поясов (клямсов) крепят КРБК, при этом через каждые 200 м замеряют его изоляцию. При свинчивании не допускается проворачивание подвешенной части НКТ. 5.3.2.3. После спуска ЭЦН на заданную глубину КРБК пропускают через тверстие в пьедестальном комплексе (планшайбе) и производят обвязку устья скважины. 5.3.2.4. Замеряют сопротивление изоляции, производят пробный пуск ЭЦН и пускают скважину в эксплуатацию. |