Производственная практика по РНМ

Сальник предусмотрен для герметизации устьевой арматуры при возвратно-поступательном движении полировочного штока, соединяющего штанги с канатной подвеской. Станок-качалка уравновешена балансирным и роторным грузами, сглаживающими неравномерность нагрузки станка.

Бесштанговые глубинные насосы

Наличие штанговой колонны, сложная кинематика станка, необходимость использования тяжелого оборудования при эксплуатации высокодебитных скважин сужают область применения штанговых насосных установок. На промыслах широко распространены установки с погружными центробежными электронасосами (УПЭЦН), позволяющие при большой подаче развивать высокий напор, достаточный для подъема нефти с больших глубин.

УПЭЦН состоит из маслонаполненного погружного электродвигателя (ПЭД) трехфазного тока, протектора, центробежного насоса. К нижней части ПЭД присоединен компенсатор. Вал электродвигателя соединен шлицевыми муфтами через протектор, который служит для гидрозащиты электродвигателя от попадания пластовых жидкостей, с валом насоса. Жидкость всасывается через приемную сетку и откачивается насосом по НКТ на поверхность. Устье герметизируется арматурой фонтанного типа. Для питания энергией погружного электродвигателя предназначен бронированный трехжильный кабель, который крепится во время спуска насоса к трубам пояскам. При подъеме насоса кабель наматывается на барабан. Для контроля служит станция управления.

Погружной центробежный электронасос (ПЭЦН) – многоступенчатый, секционный. Каждая ступень состоит из направляющего аппарата и рабочего колеса, насаженного на общий вал всех ступеней секции (или блока). Рабочие колеса закреплены на валу общей шпонкой и имеют скользящую посадку, а направляющие аппараты – в корпусе насоса, представляющем собой трубу диаметром от 92 до 114мм. Число ступеней может достигать 400. Каждая из них в зависимости от диаметра корпуса насоса развивает напор (при работе на воде) от 3,8 до 6,8м. Во время вращения колес напор преобразуется в давление, развиваемое насосом, определяемое числом ступеней и частотой вращения рабочих колес, диаметром насоса и некоторыми другими факторами.

Кроме обычных промышленность выпускает также насосы с повышенной коррозионной стойкостью, которые могут откачивать жидкости с содержанием песка до 1%.

1.7.3. Виды осложнений, встречающихся при эксплуатации

добывающих и нагнетательных скважин

Известно, что нефть есть сложная смесь различных углеводородов, как легких, так и тяжелых, находящихся в термодинамическом равновесии при пластовых условиях. Добыча нефти сопровождается неизбежным изменением термодинамических условий и переходом нефти от пластовых условий к поверхностным. При этом понижается давление и температура. Нарушается фазовое равновесие отдельных углеводородов в смеси и происходит их выделение в виде углеводородных газов того или иного состава, с одной стороны, и твердых или мазеобразных тяжелых фракций в виде парафина, смол и асфальтенов, с другой стороны. Охлаждение нефти при подъеме, выделение из нее газообразных фракций при понижении давления уменьшает ее растворяющую способность по отношению к таким тяжелым фракциям, как парафины и смолы, которые выделяются в виде кристаллов парафина, образуя новую твердую фазу.

Нефти по своему углеводородному составу весьма разнообразны. Поэтому на некоторых месторождениях добыча нефти не сопровождается выделением парафина. Мелкие частицы парафина могут оставаться во взвешенном состоянии, и уносится потоком жидкости. При определенных условиях они склеиваются вместе выделяющимися одновременно смолами и асфальтенами, образуя липкие комочки твердых углеводородов, которые прилипают к шероховатым стенкам труб, уменьшая их сечение.

Температура, при которой в нефти появляются твердые частицы парафина, называется температурой кристаллизации парафина. Она бывает разной для разного состава нефтей и состава самих парафиновых фракций.

Температура, при которой начинается отложение парафина на стыках НКТ на наших месторождениях, составляет 15-35ºС. Незначительное охлаждение пласта в результате закачки холодной воды уже приводит к частичной кристаллизации парафина и к ухудшению его фильтрационной способности со всеми вытекающими последствиями.

Толщина отложений парафина на внутренних стенках труб увеличивается от забоя к устью скважины по мере по мере снижения температуры и дегазации нефти. На месторождениях Татарстана начало отложений тяжелых фракций углеводородов на стенках труб отмечается на глубинах 400-300м. Эти отложения представлены вязкой массой, состоящей из смеси смол, церезинов, асфальтенов и парафинов. Как правило, их толщина достигает максимума на глубинах 200-50м, а ближе к устью толщина отложений уменьшается. Это связано с увеличением скорости движения газожидкостной смеси в результате расширения газа и механическим разрушением парафиновых отложений потоком жидкости. Отложению парафина способствует шероховатость поверхности, малые скорости потока и периодическое обнажение поверхности в результате пульсации.

Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются различные методы.

Можно выделить следующие главные методы ликвидации отложений парафина.

1.      Механические методы, к которым относятся:

а) применение пружинных скребков, периодически спускаемых в НКТ на стальной проволоке;

б) периодическое извлечение запарафиненной части колонны НКТ и очистка их внутренней полости механическими скребками на поверхности;

в) применение автоматических так называемых летающих скребков.

2. Тепловые методы:

а) прогрев колонны труб  путем закачки  перегретого пара в затрубное пространство;

б) прогрев труб путем закачки горячей нефти;

3. Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали или эпоксидных смол.

4. Применение различных растворителей парафиновых отложений.

5. Применение химических добавок, предотвращающих прилипание парафина к стенкам труб.

В настоящее время интенсивно ведутся исследования по применению химических методов борьбы с парафином, сущность которых заключается в гидрофилизации поверхности труб, на которой парафин не откладывается. Благодаря адсорбции химических реагентов на внутренней поверхности труб и на кристаллах парафина образуется тонкая защитная гидрофильная пленка, препятствующая росту кристаллов и их отложению в трубах. В качестве химических реагентов применялись как водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ. Водорастворимые ПАВ улучшают смачивание поверхности труб водой, которая в том или ином количестве всегда имеется в нефти. Нефтерастворимые ПАВ увеличивают число центров кристаллизации парафина, т.е. его дисперсность, что способствует его выносу потоком жидкости на поверхность. Некоторые ПАВ (ГИПХ-180, катапин А) резко увеличивают гидрофильность поверхности. Это улучшает смачиваемость ее водой и снижает интенсивность отложения парафина. Однако отсутствие в достаточном количестве таких высокоэффективных химических реагентов, их высокая стоимость, надежность дозировки и подачи к местам отложения парафина пока сдерживают широкое применение в практике нефтедобычи.

При малой скорости восходящего потока, особенно в интервале между забоем и башмаком НКТ, и при эксплуатации неустойчивых песчаных коллекторов на забое накапливается песок – образуется песчаная пробка, снижающая приток. Борьба с этим явлением ведется посредством спуска башмака НКТ до нижних перфорационных отверстий или периодической помывкой скважины, при которой песчаная пробка размывается и уносится на поверхность потоком промывочной жидкости. Промывка осуществляется промывочным насосным агрегатом. С увеличением глубин добывающих скважин, вскрытием глубоких и плотных коллекторов пескопроявления стали довольно редким явлением.

Отложение солей на стенках НКТ подземного оборудования и даже в призабойной зоне наблюдается на некоторых месторождениях нефти при закачке в пласт пресной воды для ППД.

Основным наполнителем выпадающих солей является гипс. Причины выпадения солей состоят в нарушении термодинамического равновесия солевого состава пластовой воды и пресной воды, нагнетаемой в пласт. При движении по пласту нагнетаемая вода смешивается со связанной пластовой водой, вымывает соли из твердого скелета пласта и при поступлении на забой добывающей скважины смешивается там с водами других пропластков, еще не обводненных нагнетаемой водой. Возникают условия химической несовместимости, результатом которой является выпадение из раствора солей. Однако гипсообразование, которое возникает после закачки пресной воды, детально не изучено. Структура, состав отложений и условия их возникновения на разных месторождениях различны, поэтому и меры борьбы также многообразны. Основными методами борьбы с образовавшимися солевыми отложениями являются химические методы, т.е. применение различных растворителей с последующим удалением продуктов реакции. Солевые отложения образуются не только в фонтанных трубах, но и в системе сбора и подготовки нефти и газа на поверхности. В зависимости от солевого состава пластовых вод и интенсивности отложения солей применяют различные ингибиторы, т.е. химические добавки, полученные на основе фосфорорганических соединений. Ингибиторы вводят в поток в дозах, составляющих несколько граммов на 1м3 пластовой жидкости. Ингибиторы позволяют удерживать в растворе ионы кальция, предотвращая его отложения. Плотные осадки удаляют растворами гидроокисей (например, каустической соды). Образующиеся при этом гидроокиси кальция представляют рыхлую массу, которая легко разрушается при действии раствора соляной кислоты. Для предотвращения выпадания солей в пласте нагнетаемые воды проверяют на химическую совместимость с пластовыми водами и их обрабатывают перед закачкой в пласт соответствующими ингибиторами.

1.7.4. Сбор и обработка скважинной продукции

Разработка нефтяной залежи длится 30-40 лет и более. За время эксплуатации месторождения изменяются число и расположение добывающих скважин, их дебиты, Обводненность. Однако в любой момент существующая система сбора и подготовки продукции должна обеспечивать:

1)                             герметизированный сбор продукции всех добывающих скважин с изменяющимися во времени нормами отбора;

2)                             измерение дебитов отдельных скважин и групп скважин;

3)                             подготовку ежесуточной продукции добывающих скважин;

4)                             требуемое качество товарной продукции: нефти, газа, воды, возвращаемой в пласт через систему подготовки;

5)                             подключение новых и отключение нерентабельных скважин;

6)                             рациональное использование избыточной энергии потока, поступающего из недр на поверхность через добывающие скважины;

7)                             возможность совмещения технологических операций сбора и подготовки нефти, газа и воды в трубопроводах, товарных парках и другом оборудовании;

8)                             укрупнение и централизацию технологических объектов, а при необходимости раздельный сбор продукции скважин, смешение которых по каким-либо причинам нежелательно;

9)                             учет и использование особенностей рельефа местности и климатических условий;

10)                         автоматизацию и телемеханизацию основных технологических процессов;

11)                         возможный минимум капитальных затрат и эксплуатационных расходов;

12)                         охрану окружающей среды и предотвращение вредного влияния на недра.

1.7.5.     Подземный ремонт скважин на предприятии

В зависимости от работ подземный ремонт скважин разделяют на текущий и капитальный. Работы по воздействию на призабойную зону пласта относят к  группе капитальных ремонтов скважин. К этому виду работ причисляют также изоляцию пластовых вод, ликвидацию негерметичности обсадных труб, возврат на другие горизонты, разбуривание плотных соляных и песчаных пробок, ликвидацию аварий с падением в скважину труб и штанг и некоторые другие сложные работы.

К текущим ремонтам относят менее сложные виды работ, связанные с заменой изношенного оборудования скважин или проверкой его состояния, с поддержанием нормальных условий эксплуатации скважин и оборудования (очистка труб от парафина и солей, изменение глубины подвески насоса и параметров насосной установки в соответствии с текущим пластовыми условиями притока жидкостей и газов, очистка от конденсата и воды ствола и призабойной зоны газовых скважин). Наряду с заменой подземного оборудования часто встречающимся видом текущих ремонтов являются работы по ликвидации обрыва штанг, заклинивания плунжеров насоса, обрыва кабеля.

Все работы по ремонту скважин выполняют бригады по капитальному и текущему ремонтам скважин. Капитальный ремонт проводят крупные специализированные организации производственных объединений (или НГДУ).

Практически все виды подземного ремонта скважин связаны с проведением спускоподъемных операций скважинного оборудования (спуск и подъем труб, насосов, штанг, ловителей штанг и труб и т.д.). Поэтому одним из основных видов оборудования при ремонте скважин являются подъемные сооружения (стационарные вышки, двуногие мачты и эклипсы, закрепленные над устьем стальными тросами-растяжками) и механизмы, а также специальный инструмент (механические ключи для свинчивания и развенчивания труб и штанг, элеваторы, вертлюги и другие приспособления).

Для ремонтных работ широко используют передвижные подъемные агрегаты и комплексы подъемного оборудования, смонтированные со складной вышкой на тяжелых автомашинах высокой проходимости и тракторах. В промысловой практике принято называть подъемной установкой (или агрегатом) оборудование, состоящее из вышки, подъемника, талевой системы и других вспомогательных элементов. Это оборудование предназначено для выполнения текущих ремонтных работ, не требующих разбуривания цемента и пробок, интенсивных промывок под высоким давлением и других сложных операций. При сложных работах используют подъемное оборудование, которое включает кроме упомянутых подъемных агрегатов насосные установки, ротор, вертлюг и другие приспособления.

В качестве подъемных устройств для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки применяют агрегаты Азинмаш-37А, Азинмаш-43А, «Бакинец-3М и др.

Для механизации текущих, профилактических и капитальных ремонтов оборудования и скважин создан большой комплекс устройств – агрегаты АРОК для технического обслуживания и ремонта станков-качалок, штанговозы для транспортировки штанг АПШ и труб 2ТЭМ, агрегаты Азинмаш-48 для смазки станков-качалок, агрегаты АНР-1 для наземного ремонта оборудования, установки для перевозки и перемотки кабеля, агрегаты ПАРС для подготовительных работ при ремонте скважин и др.

На промыслах широко распространен ремонт скважин с применением инструмента, спускаемого на тросе, позволяющего проводить некоторые виды ремонта без извлечения НКТ (ловильные работы, удаление парафиновых корок и солей со стенок НКТ, регулирование и извлечение пусковых и рабочих клапанов).

За 12 месяцев 2005 года произведен 901 ремонт, при плане на год 896 ремонтов. В том числе:

- на нефтяных скважинах произведено 794 ремонта;

- на нагнетательных скважинах – 78 ремонтов;