Маликов- диплом. Техника и технология проведения работ по освобождению стволов скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, от посторонних предметов на ЮжноСургутском месторождении
 Скачать 426.33 Kb.
|
|
2.2 Причины капитального ремонта скважин Основные виды по капитальному ремонту скважин: ремонтно-исправительные работы (герметизация устья, исправление и замена поврежденной части колонны, перекрытие дефектов в колонне, установка и разбуривание цементных пробок); изоляционные работы; крепление пород призабойной зоны пласта; очистка фильтра; переход на другой продуктивный горизонт; зарезка и бурение второго ствола; ловильные работы. Причины, приводящие к необходимости ремонта скважин, могут предопределяться геологическими условиями разработки месторождения и состоянием подземной техники, используемой для добычи нефти. Оба приведенные выше факторы находятся во взаимосвязи с применяемым способом эксплуатации, который определяет подход к выбору вида ремонта скважин. Основные причины, обусловливающие необходимость проведения в скважинах ремонта: образование в интервале фильтра или непосредственно в НКТ песчаных пробок; наличие в пластовых жидкостях и газе сероводорода и углекислоты, которые вызывают коррозию; периодическая замена дополнительных устройств в нижней части НКТ в связи с потерей функциональных свойств, вследствие поломок, разъедания потоком, коррозии; выход из строя ЭЦН в результате разъедания рабочих колёс песком, пробоем изоляции электродвигателя или токоподводящего кабеля. Капитальный ремонт скважин включает в себя операции, связанные с ремонтом собственно скважины и воздействием на призабойную зону и пласт. Кроме того, обычно к ним относят сложные вынужденные операции текущего ремонта, например извлечение оборванных штанг и труб. Помимо обследования скважин и уточнения номенклатуры, предстоящих к выполнению операций капитальный ремонт включает: Ремонтно-исправительные работы (герметизация устья, исправления и замена поврежденной части колонны, перекрытие дефектов в колонне, установка и разбуривание цементных пробок), Изоляционные работы; Крепление пород призабойной зоны;  Очистку фильтра;Переход на другой продуктивный горизонт; Зарезку и бурение второго ствола; Ловильные работы. К капитальному ремонту могут быть также отнесены и работы, связанные с воздействием на призабойную зону и пласты: кислотная обработка; гидравлический разрыв пласта; тепловое воздействие на призабойную зону. 2.3 Схема УЭЦН и характеристика основных узлов  УЭЦН – установка электроцентробежного насоса. По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России.В общем и целом УЭЦН - обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой + насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления). Основные узлы УЭЦН: ЭЦН (электроцентробежный насос) – ключевой элемент установки, который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Основные характеристики ЭЦН – это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м3/сут жидкости с напором 1200 метров. ПЭД (погружной электродвигатель) – второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом. Протектор (или гидрозащита) – элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу. Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты - плоский (КПБК). Дополнительное оборудование: Газосепаратор – используется для снижения количества газа на входе в насос. Если необходимости в снижении количества газа нет, то используется простой входной модуль, через который в насос поступает скважинная жидкость. ТМС – термоманометрическая система. Градусник и манометр в одном лице. Выдает нам на поверхность данные о температуре и давлении той среды, в которой работает спущенный в скважину ЭЦН. Вся эта установка собирается непосредственно при ее спуске в скважину. Собирается последовательно снизу вверх не забывая про кабель, который пристегивается к самой установке и к НКТ, на которых все это и висит, специальными металлическими поясами. На поверхности кабель запитывается на устанавливаемые вблизи куста повышающий трансформатор (ТМПН) и станцию управления. Помимо уже перечисленных узлов в колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны.  Обратный клапан (КОШ - клапан обратный шариковый) используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Он же не позволяет жидкости сливаться вниз при остановках насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.Над обратным клапаном монтируется сливной клапан (КС), который используется для спуска жидкости из НКТ перед подъемом насоса из скважины.  Рисунок 2.1 – Схема основных узлов УЭЦН  Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:Простота наземного оборудования; Возможность отбора жидкости из скважин до 15000 м3/сут; Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров; Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН; Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования; Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб.  Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.2.4 Подготовка скважины к ремонту Перед капитальным ремонтом, а также в процессе его выполнения между отдельными операциями скважину обследуют. По результатам обследования: устанавливают место и характер повреждения эксплуатационной колонны (смятие, слом, продольное разрушение); определяют расположение внутрискважинного оборудования, песчаных и цементных пробок или посторонних предметов в скважине; оценивают состояние поверхности эксплуатационной колонны, наличие на ней различного рода отложений, а также состояние фильтра скважины. Скважины нужно обследовать перед любыми операциями подземного ремонта, однако в наибольшем объеме его проводят перед ловильными работами. Обследование начинают со спуска на бурильных трубах шаблона — металлического цилиндра со сквозным промывочным отверстием, нижняя часть которого и часть боковой поверхности покрыты свинцом. Диаметр шаблона выбирают в соответствии с диаметром эксплуатационной колонны. При медленном спуске шаблона следят за изменением показаний индикатора веса и после остановки шаблона его извлекают из скважины, по результатам осмотра его наружной поверхности составляют план дальнейшего обследования. Расположение посторонних предметов определяют с помощью печатей: плоских и конусных. При исследовании фонтанных и компрессорных скважин лебедку для скважинных измерений следует устанавливать с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от устья скважины так, чтобы оператор, управляющий лебедкой, видел устьевой фланец скважины с роликом или лубрикатор. Спускать скважинные приборы при неисправном счетчике запрещается. В случае выхода из строя счетчика во время спуска и подъема прибора дальнейший подъем должен осуществляться ручным приводом. 2.5 Оборудование и инструменты, применяемые при капитальном ремонте скважин  Для ликвидации аварий с оборудованием, расположенным в скважине, необходимо производить операции, связанные с его захватом, отвинчиванием, механической обработкой, и т. п. Для их выполнения существует большое число инструментов, которые можно классифицировать по следующим основным признакам:по типу рабочего органа захвата: резьбовые, плашечные, пружинные, комбинированные и др. по возможности освобождения инструмента после захвата им внутрискважинного оборудования: неосвобождающиеся и освобождающиеся; по принципу действия механизма: механические, гидравлические, гидромеханические. Инструменты резьбового типа имеют наиболее простую конструкцию и выполняются двух основных типов — метчики и колокола. Метчики — неосвобождающиеся инструменты, предназначены для извлечения оставшейся в скважине колонны труб, оканчивающейся вверху муфтой или высаженной частью трубы.  В процессе работы инструмент ввинчивается во внутреннюю поверхность тела трубы или муфты — универсальные метчики МЭУ или в резьбу муфты — метчики МЭС (рисунок 2.2). В верхней части метчика имеется присоединительная резьба, а в нижней или ловильная, или трубная резьба, но нарезанная с увеличенным натягом, позволяющим плотно без зазора и люфта вворачиваться в резьбу муфты. Вдоль корпуса с ловильной резьбой предусмотрены канавки для выхода стружки при врезании ее в аварийный объект. В зависимости от конкретных условий применяют метчики с правой или левой ловильной резьбой. Метчики изготавливают специально для ловли насосно-компрессорных и бурильных труб. Рисунок 2.2 – Универсальный метчик МЭУ: 1- присоединительная резьба; 2 — ловильная резьба Колокола — неосвобождающийся инструмент, служат для захвата находящейся в скважине колонны труб путем нарезания резьбы и навинчивания на их наружную поверхность (рисунок 2.3).  Рисунок 2.3 - Несквозной колокол К  Различают сквозные колокола КС и несквозные К. И те и другие представляют собой стальной патрубок, в верхней части которого нарезана резьба муфты бурильного замка, а в нижней — внутренняя ловильная резьба и наружная для присоединения к воронке.С помощью резьбы в верхней части колокол крепится к колонне бурильных труб, на которой его спускают в скважину, ловильная резьба служит для внедрения в наружную поверхность аварийной трубы и имеет несколько продольных канавок для выхода стружки. Ниже колокола располагается воронка для его центрирования а эксплуатационной колонне, что облегчает его посадку на аварийную трубу при значительном зазоре между колоколом и стенкой скважины. Колокола изготавливают с правыми и левыми резьбами: первые — для извлечения колонн труб с правой резьбой целиком, а с левой — по частям с отвинчиванием, вторые — для извлечения колонн труб с левой резьбой целиком, а с правой — по частям. Инструменты плашечного типа бывают освобождающимися и неосвобождающимися. Первые после захвата аварийного объекта и невозможности его извлечения могут по команде с поверхности отсоединиться, вторые так и остаются соединенными «намертво» и отделяются от него только после извлечения на поверхность. Эти инструменты могут захватывать трубу или какой-либо извлекаемый аварийный объект за внутреннюю или наружную поверхность. Труболовка внутренняя неосвобождающаяся ТВ (рисунок 2.4) захватывает трубы за внутреннюю поверхность и извлекает их целиком или по частям — отвинчиванием захваченной части от всей колонны.  Рисунок 2.4 - Труболовка неосвобождающаяся Она состоит из переводника 1 для соединения колонны бурильных труб со стержнем 2, в средней части которого по наклонной поверхности перемещается плашка 3, предохраняемая от выпадания клином 4. Трубы захватываются в результате заклинивания подвижной плашки между внутренней поверхностью трубы и стержнем труболовки. Для улучшения контакта между деталями труболовки и трубой на поверхности стержня и плашки имеются острые выступы, врезающиеся в тело аварийного объекта.  Труболовка внутренняя освобождающаяся ТВОК1-114Х168 (рисунок 2.5) предназначена для извлечения целиком или по частям колонн НКТ диаметром 114 мм из эксплуатационных колонн диаметром 168 мм. Она представляет собой цилиндрический корпус 5 с центральным сквозным промывочным отверстием, в верхней части которого навернута муфта- переводник 1 для соединения с бурильной колонной. В нижней части корпуса имеется наклонная плоскость с продольным выступом, на котором установлена  плашка 6 с поводком 8. Плашка свободно перемещается по наклонной плоскости, для предохранения ее от выпадения имеется клин 7. Рисунок 2.5 – Внутренняя освобождающая труболовка Диаметрально противоположная сторона корпуса имеет выступ с нанесенными на нем острыми зубчиками, аналогичными зубчикам на рабочей поверхности плашки. Поводок 8 с прорезью охватывает винт 11, ввинченного в кольцо 2, свободно одетое на корпус и зафиксированное относительно него винтами 10 и 12, гладкие концы, которых входят в углубление корпуса. На верхнем конце поводка навинчена гайка 9. В продольных, диаметрально расположенных пазах корпуса винтом 4 закреплены концы двух пластинчатых пружин 8, верхние концы которых изогнуты и выступают за диаметральный габарит корпуса труболовки. Во время работы с труболовкой ее осторожно вводят внутрь аварийных труб до тех пор, пока она не упрется в кольцо 2. При этом во избежание преждевременного срезания винтов 10 и 12 осевая вертикальная нагрузка на труболовку не должна превышать 5 - 10 кН. Плашка 6 после введения труболовки в трубу под действием «собственного веса опускается вниз и заклинивается между корпусом 5 и стенкой ловимой трубы. При подъеме труболовки нагрузки на плашку увеличиваются и ее зубцы и насечка на корпусе все глубже проникают в тело трубы, надежно захватывая ее.  Если по каким-либо причинам извлечь труболовку с захваченной трубой не удается, то колонну бурильных труб, на которых она висит, резко опускают вниз, создавая на труболовку нагрузку, срезающую винты 10 и 12, удерживающие кольцо 2. В результате плашка перемещается вверх и утапливается в корпусе. От перемещения плашки вниз предохраняют выступающие концы пружин 3, которые упираются в нижний торец кольца 2.Для извлечения аварийных штанг и труб малого диаметра предназначен комбинированный ловитель ЛКШ-114. Он позволяет захватить за тело или муфту штангу диаметром от 12 до 22 мм или за тело безмуфтовую трубу с гладкими концами диаметром 48 мм. Ловитель состоит из корпуса, двух комплектов плашек, верхнего и нижнего плашкодержателей, удлинителя, воронки, пружины и соединительных винтов. В верхней и нижней частях корпуса в конических расточках располагаются плашки для ловли за тело штанг, плашки для ловли штанг за муфту. Пазы, в которых перемещаются плашки, имеют форму ласточкиного хвоста, перемещающаяся в них плашка всегда находится в рабочем положении. Плашки перемещаются в корпусе синхронно, так как соединены плашкодержателем. Ловитель спускают на бурильных трубах с левой резьбой и осторожно залавливают штангу, пропуская ее внутрь ловителя. После этого ловитель поднимают и плашки, захватив штангу, спускаются вниз. Для извлечения из скважины неприхваченных труб, скважинных штанговых насосов и других предметов применяют овершоты, состоящие из цилиндрического корпуса, внутри которого размещается кольцо с тремя пружинными лепестками, направленными вверх. Овершот спускают на трубах, накрывают им аварийный объект, пружинные лепестки при этом отгибаются и свободно пропускают его внутрь корпуса. После начала подъема овершота пружинные лепестки скользят по наружной поверхности аварийного объекта, пока не упрутся в какой-либо выступ или не попадут в канавку, после чего начинается их совместный подъем. Райберы и фрезеры служат для механической обработки металлических предметов в обсаженных скважинах для придания им геометрической формы, позволяющей использовать ловильный инструмент для их захвата.  Для обработки внутренней поверхности верхнего поврежденного конца оставшихся в скважине труб применяют райбер — инструмент, рабочая часть которого имеет цилиндрический, переходящий в конический участок с зубьями на поверхности и центральное сквозное отверстие для подачи промывочной жидкости. Райбер и фрезер присоединяют к бурильным трубам с помощью резьбы.Размеры конусного и цилиндрического участков рабочей поверхности райбера должны обеспечивать после обработки трубы возможность ее надежного захвата внутренней труболовкой для использования метчика. Для выравнивания и очистки кольцевого пространства вокруг колонны прихваченных труб применяют режуще-истирающие фрезеры ФК, а для сплошного фрезерования — фрезеры Ф3. Помимо них применяются колонные конусные фрезеры для очистки внутренней поверхности эксплуатационной колонны или: для обработки ее суженного участка. Фрезеры имеют на рабочей поверхности (кольцевой, конической, цилиндрической или плоской) зубья, армированные пластинами, изготовленными из твердых сплавов. Для удаления стружки, образующейся при обработке аварийного объекта, в теле фрезера имеются специальные каналы, по которым к рабочей поверхности подводится промывочная жидкость. Печать предназначена для определения положения и состояния верхнего конца аварийного объекта, находящегося в скважине. Эту информацию получают, анализируя деформацию пластичной оболочки печати после ее извлечения из скважины. |