Средства механизации и инструмент для подземного ремонта скважин. Агрегаты, установки и вспомогательное оборудование для капитального ремонта и освоения скважин



Билет 6

1. Оборудование для фонтанной эксплуатации скважин. Основные схемы, область применения арматур.

2. Средства механизации и инструмент для подземного ремонта скважин. Агрегаты, установки и вспомогательное оборудование для капитального ремонта и освоения скважин.

 

Оборудование для фонтанной эксплуатации скважин. Основные схемы, область применения арматур.

 Для данного типа скважины колонны труб подвешиваются на арматурной основе, которая ставится на устье. Арматура играет роль подвески, также выполняя функции герметизации самого устья и контроля режима работы всей скважины. НКТ-трубы являются каналом, по которому нефть поднимается от забоя на поверхность. В зависимости от длины скважины протяженность труб доходит до 3 км, колонна может собираться из нескольких изделий, скрепляемых друг с другом последовательно. Длина отдельной трубы варьируется до 10 метров. Оптимальный способ соединения – с помощью муфт с резьбой. Нежелательно использовать сварку для соединения, поскольку после того, как схема фонтанной скважины потребует доработки, придется извлекать на поверхность всю колонну. Спуск, а также поднятие элементов колонны необходимо производить при помощи спецтехники.

Главным элементом конструкции является фонтанная арматура, которая создает прочную конструкцию из стальных прутков и запорных механизмов, и каждый элемент должен быть рассчитан на повышенное давление. Масса готовой конструкции доходит до 1-2 центнеров. Чаще всего используют крестовую или тройную арматуру: первый тип чаще используется на нефтяных месторождениях, где нет примесей механического типа.

Оборудование фонтанных скважин

Фонтанные скважины могут оснащаться оборудованием и в области забоя, и на устье. В случае, если в районе продуктивных пластов породы отличаются высокой прочностью, то может использоваться технология открытого забоя, когда колонна доходит до верхней части пласта, и вскрытие производится на полную мощность. При неустойчивых горных породах, высоком риске осыпания песка забойную область следует укреплять обсадной трубой и цементировать пространство за ее пределами. Приток жидкости при этом создается посредством перфорирования по нижнему краю трубы.

Схема фонтанной скважины подразумевает герметизацию устья, которая производится посредством монтажа головки колонны и арматурной конструкции, оснащенной манифольдом. Создание арматуры производится по требованиям ГОСТ 13846-89, при этом конструкция может иметь отличия по прочности и типу структуры. Основой служит головка, или обвязка, а фонтанная елка включает запорные устройства и элементы для регулирования работы скважины. Головка в конструкции необходима для обвязывания трубопроводов в скважине, а также для регулировки направления и силы потока в затрубной зоне.

Конструктивно арматура для фонтанной скважины позволяет измерить показатели давления на верхнем сегменте елки, выявить температурный режим на боковых отводах елки и самой головки. По стандарту ГОСТ конструкция должна включать блочные элемента и устройствами для предохранения конструкции, которые при необходимости можно активировать на расстоянии. Фонтанная елка представляет собой важную часть общей конструкции, и она позволяет регулировать силу потока в самом трубопроводе и направлять его в промысловое русло.

Оборудование парой труб НКТ изделия большего диаметра помещаются на нижней детали при помощи резьбового соединения на элемент, который служит одновременно для герметизации пространства за трубами. Если скважину не следует останавливать при работе, имеет смысл поставить двухсекционную елку, которая заканчивается сверху специальным буфером и манометром. При спуске в функционирующую фонтанную скважину данные устройства заменяет лубрикатор. Разновидности конструкции выбираются, исходя из характеристик скважины и характеристик добычи нефти в конкретном месторождении.

Исследование фонтанных скважин

Схема фонтанной скважины требует проведения регулярных исследований, которые осуществляются по методике пробных откачек жидкости и по способу восстановления давления в забое в момент после остановки работы оборудования. Корректировку режима функционирования специалисты производят, меняя штуцеры и устанавливая элементы с различными по размеру отверстиями. Способ пробной откачки может с успехом использоваться при выявлении степени продуктивности скважины и определения оптимального режима ее функционирования. Что касается способа восстановления уровня давления, то по нему можно вычислить основные характеристики пласта.

Исследование по методу пробной откачки в последнее время производится для построения линий индикации по зависимости дебитов от изменений в давлении. Также работа необходима для вычисления продуктивного коэффициента, содержания примесей, в том числе воды, во время разных режимов эксплуатации. Замеры производятся при помощи манометра, расходометра, определяют размеры отверстий в штуцере. Посредством замены на главном манифольде специалист ставит новый режим работы и замеряет показатели давления и расхода, после чего выясняет, что сообщает разница результатов.

Процедура отбора жидкости для исследования проводится при помощи специальных приспособлений, которые фиксируются и опускаются наподобие манометра. Спуск самого манометра требует наличия в конструкции лубрикатора, который будет оснащен сальником с роликом. Сальник играет роль герметизирующего вещества для отверстия, через которое проводится проволока. При необходимости осуществить глубокие исследования необходимо воспользоваться механической подъемной лебедкой, которая ставится в 20-30 метрах от устья.

Сначала вниз опускают шаблон, затем измерительный прибор (иногда с утяжелителем). Чтобы проволока не оборвалась в момент проведения исследования, нельзя, чтобы оборудование спускалось ниже края трубы. Чтобы предотвратить подобное явление, башмак оснащается специальной шпилькой, которая ограничивает спуск внутри колонны. Поднятие производится на малой скорости, на последних метрах она должна быть минимальной (в ряде случаев устройства для исследований вытаскивают вручную).

Измерение дебита производится на групповых установках, и для отбора используется краник, который забирает пробу жидкости и выдает результат через некоторое время.

Выводы

Фонтанные скважины достаточно часто устраиваются для добычи нефти, когда жидкость может подниматься посредством пластового давления высокой мощности. Как и другие типы скважин, она оборудуется специальными видами оснастки. Грамотные расчеты и правильно взятые анализы – гарантия того, что продуктивность горизонтов, степень разработки и иные важные факторы будут на высоте.

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют "открытый" забой. В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт вскрывается на всю мощность. Если породы продуктивного пласта неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).

Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на земное (устьевое) и скважинное (подземное).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.

Трубная обвязка - часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки. Схемы трубных обвязок приведены на рис. 3.1.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление – 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки – крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в скважину рядов труб – однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами.

Рис. 3.1. Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры:

1 – ответный фланец; 2 – запорное устройство; 3 – трубная головка; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством

 

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Типовые схемы фонтанных елок:

тройниковые - схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые - схемы 5 и 6 (1 - переводник к трубной головке; 2 - тройник; 3 - запорное устройство; 4 - манометр с запорно-разрядным устройством; 5 - дроссель; 6 - ответный фланец; 7 - крестовина)

 

При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.

Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником (крестовиком) (рис. 3.1б).

Типовые схемы фонтанных елок (рис. 3.2) включают либо один (схемы 3 и 1), либо два (схемы 2 и 4) тройника (одно и двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура – схемы 5 и 6).

Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство – запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.

Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рис. 3.3. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.

Рис. 3.3. Типовые схемы фонтанной арматуры:

1 – фонтанная елка; 2 – трубная обвязка

 

Запорные устройства фонтанной арматуры изготовляются трех типов: пробковые краны со смазкой; прямоточные задвижки со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым и ЗМАД – с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным и пневмоприводом.

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным трубам НКТ, спускаемым в скважины перед началом эксплуатации (в фонтанирующих скважинах опускаются до фильтра). Согласно ГОСТ 633-80 предусмотрены следующие условные размеры (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5÷10 м. Трубы бесшовные, из сталей с высокими механическими свойствами, на обоих концах резьба, соединяются между собой муфтами. Отечественные НКТ изготавливают 4 типов. НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки Д16. Применяют фиберговые трубы, а также безрезьбовые (гибкие) НКТ на барабанах длиной до 6000 м.

Предельная глубина спуска одноразмерной равнопрочной колонны труб (Lдоп), исходя из расчета только на растяжение от собственной силы тяжести, определяют по формуле:

и для гладких труб (по страгивающей нагрузке резьбового соединения)

,

где Lдоп - допустимая длина подвески труб, м;

dm - предел текучести материала труб при растяжении, Па (373÷930МПа)

К - коэффициент прочности, К=1,5;

r  - плотность материала труб, кг/м3 (для стали r = 7800÷7860);

Qстр - страгивающая нагрузка для труб в Н (для НКГ диаметром 73 мм, стали Д Qстр = 278 кН);

qтр- масса 1 м труб, кг.

 

 

Средства механизации и инструмент для подземного ремонта скважин. Агрегаты, установки и вспомогательное оборудование для капитального ремонта и освоения скважин

Текущий ремонт скважин (ТРС) – это комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважины и забоя от различных отложений (песка, парафина, солей, продуктов коррозии), а также по осуществлению в скважине геолого-технических и других мероприятий по восстановлению и повышению добывающей способности скважины. Текущий ремонт включает:

- предупредительный ремонт;

- вынужденный ремонт;

- технологический ремонт.

Предупредительный ремонт включает работы:

- смену насоса или клапанов;

- чистку пробок;

- депарафинизацию труб и штанг;

- устранение утечек в НКТ.

Вынужденный ремонт включает:

- ликвидацию обрыва или отвинчивания штанг;

- повторный ремонт.

Технологические работы:

- смена насоса на другой диаметр;

- смена НКТ и штанг на другой диаметр;

- изменение глубины подвески насоса;

- замена якоря, фильтра и т.п.

Капитальный ремонт включает работы:

- ликвидацию аварий обсадной колонны;

- ликвидацию аварий с трубами и штангами;

- изоляцию проявившихся вод;

- переход на другой продуктивный горизонт;

- гидравлический разрыв пласта (ГРП);

- забуривание второго пласта;

- термическая обработка забоя;

- кислотная обработка забоя;

- крепление призабойной зоны;

- правка эксплуатационной колонны;

- вырезка и подъем эксплуатационной колонны из скважины и т.п.

ТРС и КРС имеют общность проводимых операций на 60-80% и, соответственно, по применяемому оборудованию.

 

Классификация оборудования для ТРС

Оборудование для ТРС включает:

1. Спускоподъемное оборудование:

1.1 Подъемники и агрегаты (подъемники, стационарные вышки, передвижные мачты);

1.2 Агрегаты спускоподъемные;

1.3 Агрегаты для спуско-подъема труб под давлением;

1.4 Агрегаты для внутрискважинных работ

2. Инструмент для СПО:

2.1 Элеваторы трубные и штанговые;

2.2 Спайдеры;

2.3 Ключи трубные и штанговые.

3. Средства механизации спускоподъемных работ:

3.1 Автоспайдеры;

3.2 Механические ключи трубные и штанговые;

3.3 Механизированные стеллажи;

3.4 Вертикальная расстановка НКТ и подвеска штанг.

4. Технологическое оборудование:

4.1 Промывочные агрегаты;

4.2 Депарафинизационные агрегаты;

4.3 Тартальное оборудование.

5. Транспортное оборудование:

5.1 Транспортные базы колесные;

5.2 Транспортные базы гусеничные;

5.3 Транспортные базы плавучие;

5.4 Транспортные базы рамные.

Классификация оборудования для КРС

 

 

1. Спускоподъемное оборудование:

1.1 Подъемники и агрегаты;

1.2 Агрегаты спускоподъемные.

2. Инструмент для СПО:

2.1 Элеваторы для НКТ и бурильных труб;

2.2 Клинья и спайдеры;

2.3 Ключи машинные;

2.4 Ключи механические;

2.5 Вертикальная расстановка НКТ и подвеска штанг.

3. Оборудование для промывки, бурения и цементирования скважин:

3.1 Оборудование для вращения бурильных труб (роторы, гидророторы, верхний силовой привод);

3.2 Промывочное оборудование (буровые насосы, манифольды, буровые рукава, вертлюги и др.)

4. Инструмент для внутрискважинных работ:

4.1 Ловильный инструмент для труб и штанг;

4.2 Инструмент для обследования колонны и скважины;

4.3 Инструмент для ремонта эксплуатационной колонны;

4.4 Фрезеры;

4.5 Бурильные трубы;

4.6 Долота;

4.7 Забойные двигатели;

4.8 Противовыбросовое оборудование и др.


 

Экзаменационный билет № 7

 

1. Правила эксплуатации газлифтного оборудования.

2. Оборудование для промывки скважин, типы, конструктивные особенности.

 

 


Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 597; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:






Мы поможем в написании ваших работ!