Отчет по практике в Нгду «Лениногорскнефть», Нгду «Елховнефть», Нгду «Джалильнефть»

1-защитное приспособление в  виде газового или песочного  фильтра; 2-скважинный насос; 3-НКТ; 4-насосные штанги; 5-тройник; 6-сальниковое уплотнение; 7-сальниковый шток; 8-планшайба илитрубная подвеска; 9-станок-качалка; 10-фундамент.

 

      Штанговая насосная  установка состоит из скважинного  насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных  труб   3,   подвешенных   на   планшайбе   или  в    трубной

подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.[7]

     По способу крепления  насосов к колонне НКТ различают  вставные (НСВ) и не вставные (НСН)  скважинные насосы (рис. 2.2.2 и рис. 2.2.3).

     У не вставных (трубных)  насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен  с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН — сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности

 

     Рис 2.2.2  Насосы  скважинные вставные

     1 — впускной клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный  клапан; 4 — плунжер; 5 — штанга; 6 — замок.

 

     Вставные насосы целиком  собирают на поверхности земли  и опускают в скважину внутрь  НКТ на штангах. НСВ состоит  из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и  замковой опоры  цилиндра.

     В НСН для извлечения  цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2-2,5 раза ускоряются спускоподъемные операции при ремонте скважин, и существенно облегчается труд рабочих. Однако производительность вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше производительности не вставного.

     Насос   НСВ    спускается     на    штангах.    Крепление    (уплотнение

     [pic]

 

     Рис 2.2.3  Невставные  скважинные насосы

     1 — всасывающий клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный  клапан; 4 — плунжер; 5 — захватный  шток; 6 — ловитель

 

посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.

     Невставной (трубный)  насос представляет собой цилиндр,  присоединенный к НКТ и вместе  с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

 

      2.3. Подземный ремонт  скважин

 

      Подземным ремонтом  скважины (ПРС) называется комплекс  работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.

      При ремонтных  работах скважины не дают продукции.  В связи с этим простои скважин  учитываются коэффициентом эксплуатации  Кэ, т.е. отношением времени фактической  работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.

      Подземный ремонт  скважин условно можно разделить  на 2:

      -текущий

 

      -капитальный

      Текущий ремонт  скважин подразделяют на:

      -планово-предупредительный (или профилактический)

      -восстановительный

      Планово-предупредительный  ремонт скважин — это ремонт  с целью предупреждения отклонений  от заданных технологических  режимов эксплуатации скважин,  вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

      Восстановительный  ремонт скважин - это ремонт, вызванный  непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

      Межремонтный период  работы скважин — это продолжительность  фактической эксплуатации скважины  от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа дней, отработанных в течение определенного периода, на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.

      Основными путями  повышения Кэ (что равнозначно  добыче нефти) являются: сокращение сроков подземного ремонта скважин; максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

      Капитальным ремонтом  скважин (КРС) называется комплекс  работ, связанных с восстановлением  работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

 

      Капитальный ремонт  выполняют бригады капитального  ремонта, входящие в состав  сервисных предприятий нефтяных  компаний.

 

      Спуско-подъемные  операции:

 

      Для   спуско  – подъемных   операций   применяют    грузоподъемные

сооружения, элеваторы, спайдеры, трубные  и штанговые ключи, автоматы.

      Грузоподъемное сооружение  – вышка, которая устанавливается  на площадке над устьем скважины. Вышки могут устанавливаться стационарно или входят в комплект агрегата подземного ремонта скважин и монтируются над устьем скважины только при её ремонте.

      Элеваторы предназначаются  для захвата и удержания их  на весу при СПО. Спайдер служит для захвата и удержания на весу колонны НКТ при спуске или подъеме из скважины. Трубные ключи используют для свинчивания и развинчивания насосных труб. Штанговые ключи предназначены для свинчивания и развинчивания насосных штанг. Для механизации работ по свинчиванию и развинчиванию труб, а также для удержания колонны труб на весу применяют автоматы подземного ремонта. Для ловильных работ применяют труболовки, овершоты, колокола, метчики, крючки, удочки, ерши, магнитные фрезеры. Для ловли насосных штанг применяют шлипсовые муфты. Ловлю перфораторов, кабеля и стального каната проводят различного рода крючками, удочками и ершами. Для ловли небольших металлических предметов применяют магнитный фрезер.

      При выполнении  работ по капитальному ремонту скважин используют также оборудование для вращения инструмента, цементировочные и насосные установки, цементировочные и пескосмесительные машины, блоки манифольдов.

      К оборудованию  для вращения инструмента относятся  роторы вертлюги. Ротор предназначен для вращения бурильного инструмента и удержания на весу колонны труб при СПО. Вертлюг предназначен для удержания на весу вращающегося бурильного инструмента и подвода промывочной жидкости от насоса в колонну труб.

      Цементировочные  агрегаты служат для приготовления, закачивания и продавливания тампонажных и других растворов в скважину, для промывок скважин через спущенные в них трубы, обработки призабойной

 

зоны пласта, опрессовки труб и  оборудования.

      Для проведения  работ по воздействию на призабойную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти и газа и работ по ограничению притока пластовых вод используют насосные установки.

      Пескосмесительная  установка используется для транспортирования  песка, приготовления песчано  – жидкостной смеси и подачи её на прием насосных агрегатов при гидравлических разрывах пласта, проведении различных операций, включающих закачку в скважину сыпучих, гранулированных материалов.

      Блоки манифольдов  предназначены для обвязки насосных  установок между собой и с устьевым оборудованием при нагнетании жидкости в скважину.

      Спуско-подъемные  операции трудоемки и в зависимости  от характера работ занимают  от 50 до 80 %  всего времени, затрачиваемого  на ремонт, т.е. фактически эти  работы определяют общую продолжительность текущего ремонта. Поэтому механизация и автоматизация обязательны для ускорения ремонта. Свинчивание и развинчивание НКТ при спуско-подъемных операциях выполняются с помощью автоматов АПР-2ВБ с приводом от электродвигателя. АПР-ГП с гидроприводом, механических ключей КМУ-32 и КМУ-50, КМУ-ГП с гидроприводом.

      Для свинчивания  и развинчивания насосных штанг  применяют штанговые ключи АШК-Г  АШК-Т.

      Прежде чем начать  подъем колонны НКТ, необходимо  убедиться в том, что они  не прихвачены. Прихват труб определяют по индикатору веса.

      Промывка скважин:

      В настоящее время  промывка стволов скважин производится  в процессе освоения скважины  после ГРП. Бригаде капитального  ремонта скважин (КРС) требуется  на эту операцию до пяти  суток. Для промывок применяется 40-50 куб.м. плотного солевого раствора. Общее качество

 

промывки  оставляет  желать  лучшего,   т.к.   процент  отказов  ЭЦН  из-за

примесей, оставшихся в стволе, забое  и призабойной зоне, в настоящее  время довольно высок. Кроме того, бывают случаи потерь солевого раствора, который уходит в призабойную зону пласта, что существенно увеличивает срок вывода скважин в режим добычи.

 

       2.4. Методы воздействия  на прискважинную часть пласта

 

      При заканчивании скважин бурением  призабойная зона последних часто загрязняется отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.

      Иногда при общей хорошей проницаемости  пород пласта отдельные скважины  вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, что обусловливает ухудшение притока нефти и газа к этим скважинам.

      В процессе эксплуатации скважин  призабойные зоны их могут  закупориваться отложениями парафина  и смол, что также снижает приток  нефти и газа в скважины.

      Проницаемость призабойных зон, а следовательно, и условия притока нефти и газа к скважинам улучшают за счет искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления смол, парафина и грязи,  осевших на стенках поровых каналов.

      По характеру воздействия на  призабойную зону методы улучшения  ее проницаемости можно разделить  на четыре основные группы: химические, механические, тепловые и физические. Иногда наилучшие результаты  дает комбинированное или последовательное применение этих методов.

 

      Выбор метода воздействия на  призабойную зону скважин определяется  пластовыми условиями. Химические  методы воздействия дают

хорошие результаты в карбонатных  породах,  в  песчаниках,  скрепленных

 карбонатными цементирующими веществами.

      Механические методы обработки  обычно применяют в пластах,  сложенных плотными породами, к  ним относятся:

      Гидроразрыв пласта производится  путем закачки в него под  давлением до 60 МПа нефти, пресной  или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей.

      В  результате  этого  в   породах  образуются  новые   или  расширяются уже существующие  трещины. Чтобы предотвратить  их последующее закрытие, в жидкость  добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха.

      Применение гидроразрыва дает  наибольший эффект при низкой  проницаемости пласта и призабойной  зоны, и позволяет увеличить дебит  нефтяных скважин в 2...3 раза.

      Гидропескоструйная перфорация - это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Рабочая жидкость с содержанием песка 50...200 г/л закачивается в скважину с расходом 3...4 л/с. На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет 200...260 м/с, а перепад давления - 18...22 МПа. При данных условиях скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от 0,6 до 0,9 мм/с.

      Торпедированием называется воздействие  на призабойную зону пласта  взрывом. Для этого в скважине  напротив продуктивного пласта  помещают соответствующий заряд  взрывчатого вещества (тротил, гексоген, нитроглицерин, динамиты) и подрывают его.

      При взрыве торпеды образуется  мощная ударная волна, которая  проходит через скважинную жидкость, достигает стенок

 

эксплуатационной  колонны, наносит сильный удар и  вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.).

      В  дальнейшем   пульсация   газового   пузыря,   образовавшегося   из

продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.

      К химическим методам воздействия  на призабойную зону относятся  обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями.

      Кислотные обработки осуществляются  соляной, плавиковой, уксусной, серной  и угольной кислотами. Соляной  кислотой НС1 8...15 %-ной     концентрации     растворяют     карбонатные    породы    (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы.

      Обработка призабойной  зоны пластов ПАВ преследует  цель удаления воды и загрязняющего  материала. Отрицательная роль  воды проявляется в том, что,  попадая на забой скважины, она «закупоривает» часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. Кроме того, вступая в контакт с глинистыми частицами пород, вода вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке тонких поровых каналов и уменьшает дебит скважины.

      Механизм действия  ПАВ заключается в снижении  поверхностного натяжения на  границе воды с нефтью, газом  и породой. Благодаря этому  размер капель воды в поровом  пространстве уменьшается в несколько  раз и облегчается их вынос.  Некоторые ПАВ, кроме того, делают поверхность поровых каналов в породе несмачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.