Ремонт эксплуатационных скважин

Перепускной клапан двигателя. Затем вновь завинчивают пробку и снимают хомут с компенсатора, спускают двигатель в скважину до посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны. После этого снимают крышку кабельного ввода двигателя, промывают контакты сухим трансформаторным маслом и замеряют сопротивление изоляции двигателя и кабеля. Оно должно быть не менее 10 кОм.

После осуществления всех этих мероприятий вывинчивают пробку двигателя, в отверстие ввинчивают штуцер маслонасоса и прокачивают масло до перелива его через отверстие в колодке кабельного ввода, соединяют муфту кабеля с колодкой токоввода двигателя и устанавливают на место крышку. Затем испытывают на герметичность кабельный ввод и фланцевое соединение двигателя с компенсатором при давлении масла 10 кгс\см2 в течении 5 минут. При опрессовке перепускной клапан компенсатора должен быть открыт.

Далее с двигателя снимают верхнюю крышку, проверяют вращение вала шлицевым ключом (вал должен проворачиваться без заедания), надевают хомут на протектор и поднимают его над устьем скважины. Затем проверяют вращение вала протектора, а также посадку шлицевой муфты на валы протектора и двигателя и соединяют двигатель с протектором. Вывинчивают пробку протектора и через клапан в головке двигателя закачивают трансформаторное масло до появления его в отверстии под пробкой, ввинчивают манометр в отверстие под пробку и фланцевое соединение протектора с двигателем испытывают на герметичность при давлении 2кгс/см2 в течении 10 минут. Затем давление снижают до атмосферного и манометр вывинчивают.

После осуществления всех контрольных работ верхнюю крышку протектора снимают, приподнимают насос над устьем скважины и снимают крышку насоса, проверяют вращение вала насоса и протектора и посадку шлицевой муфты и соединяют насос с протектором.

Далее погружной агрегат поднимают над устьем скважины, вывинчивают пробку из компенсатора, открывают перепускной клапан компенсатора и вновь ввинчивают пробку. Затем кратковременно включают двигатель для определений правильности направления вращения вала. После этого погружной агрегат соединяют с первой трубой, под которой монтируют спускной клапан. Спуск НКТ с погружным агрегатом не отличается от спуска труб при обычном ремонте скважин. Разница заключается в том, что одновременно и параллельно с НКТ спускают кабель, который крепят к трубам с помощью металлических хомутов с пряжкой. При этом необходимо следить за тем, чтобы кабель не закручивался вокруг труб, что может вызвать осложнения. Во время спуска труб необходимо проверять состояние изоляции кабеля. Скорость спуска погружного агрегата не должна превышать 0,25 м/с. После спуска ЭЦН собирают устьевое оборудование. Если при этом необходимо регулировать дебит скважины, то на устье устанавливают штуцер соответствующего диаметра.

Подъем и демонтаж погружного агрегата проводится в обратном порядке. Остальные ремонтные работы в скважинах, оборудованных ЭЦН (например чистка и промывка песчаных пробок, удаление парафинистых, солевых и других отложений и т.д.), существенно от таковых при обычном текущем ремонте не отличаются.

Прежде, чем приступить к работам по подъему агрегата из скважины, необходимо выключить установку и блок «рубильник-предохранитель». Затем отсоединяют кабель, питающий электродвигатель от станции управления и проверяют сопротивление изоляции Системы кабель-двигатель. При необходимости глушат скважину и после этого демонтируют устьевую арматуру, сливают жидкость из колонны НКТ через спускной клапан, установленный над насосом. Отверстие в спускном клапане вскрывают при помощи металлического стержня диаметром 35 мм и длиной 650 мм, сбрасываемого в трубу с поверхности. При ударе стержня о штуцер последний в месте надреза обламывается, и, таким образом, открывается отверстие в спускном клапане. В результате жидкость из труб перетекает в эксплуатационную колонну. После удаления жидкости из насосных труб в муфту верхней из них, подвешенной на планшайбе, ввинчивают подъемный патрубок длиной 0,5-1,0 м, имеющий на одном конце резьбу, а на другом - муфту для захвата элеватором. Затем разбирают уплотнение кабеля в планшайбе на колонной головке, устанавливают пьедестал на фланец эксплуатационной колонны, поднимают насосные трубы с кабелем. Погружной агрегат поднимают со скоростью не более 0,25 м/с.

По мере подъема труб кабель освобождают от хомутов, не допуская падения их в скважину. По мере подъема кабель навинчивается на барабан. При этом необходимо следить за тем, чтобы он навивался равномерно и не касался земли.

Во время СПО проводить какие-либо работы с кабелем запрещается. Не допускаются резкие перегибы кабеля и удары по его броне. Кабель из скважины должен поступать на верхнюю часть барабана. После подъема агрегата снимают защитные кожухи (защитные хомуты) плоского кабеля. Под головкой нижней секции насоса устанавливают хомут, агрегат спускают до места посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны и верхнюю секцию насоса отсоединяют от нижней. После проверки вращения вала верхнюю секцию закрывают защитной крышкой и укладывают на мостки.

В процессе демонтажа узлы агрегата (насос, протектор, двигатель, компенсатор и муфту кабеля) закрывают крышками.

Кроме обычных ЭЦН и ЭЦНИ, в последнее время широко применяют электронасосы для беструбной эксплуатации скважин; для совместно-раздельной их эксплуатации, для добычи воды из одних пластов и закачки в другие, а также в системе поддержания пластового давления.

Применяют также и винтовые электронасосы, которые внешне от обычных ЭЦН не отличаются. В этом случае нефть из скважин на поверхность подается не центробежным, а винтовым (одновинтовым) насосом. В таких насосах применяют четырехполюсные сихронные электродвигатели с частотой вращения вала 1500 об/мин, а в обычных ЭЦН - двухполюсные электродвигатели с частотой вращения вала 3000 об/мин.

ЭЦН можно применять в глубоких, наклонно-направленных, число нефтяных и сильно обводненных скважинах при небольшом содержании механических примесей, а также при добыче йодобромистых вод, для дренажа нагнетательных скважин, извлечения остаточных кислотных растворов после обработки скважин и т.д.

Проверка, очистка и замена защитных приспособлений

Защитные приспособления (газовые якоря, предохранительные сетки, песочные и газопесочные якори) монтируют под приемами насосов, а поэтому для проверки их на дневную поверхность поднимают всю колонну насосных труб и насос.

У газовых якорей вибрационного типа проверяют состояние вибрационных пружин, вибраторов и центральной трубки. Износившиеся пружины заменяют новыми, причем проверяют, свободно ли движутся вибраторы под действием пружин и не происходит ли задевание их краев за внутреннюю поверхность кожуха вибратора.

Нижнюю часть якоря очищают от песка. Если требуется значительный ремонт якоря, то в скважину спускают новый, а поднятый из нее якорь отправляют в ремонтную мастерскую.

После подъема песочного или газопесочного якоря песочную камеру его очищают от песка и промывают водой. Проверяют также резьбу переводника якоря, при помощи которой он присоединяется к приему насоса, а также прочищают входные отверстия в якорь. В случае обнаружения дефектов на резьбе переводника в скважину спускают новый якорь. При проверке защитных сеток и фильтров, монтируемых под приемами скважинных насосов, проверяют присоединительную резьбу, а также очищают входные отверстия.

Особенности ремонта морских скважин

Технологически освоение разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин на морских нефтепромыслах, их текущий и капитальный ремонт от аналогичных работ в скважинах, расположенных на суше, существенно не отличаются. Однако эти работы на морских скважинах в значительной мере осложняются следующими обстоятельствами:

а) ограниченностью рабочих площадок вокруг устьев морских скважин; б)значительной удельностью морских скважин от основных материально технических баз, цехов и мастерских;

в)большим числом скважин, пробуренных с одного куста наклонно-направленнымспособом, т.е. с большой кривизной стволов скважин;

г)зависимостью ремонтных работ и операций по освоению скважин отгидрометеорологических условий в открытом море;

д)требованиями охраны моря от загрязнения нефтью, пластовыми водами, кислотами,щелочами и химическими реагентами, а также песком и грязью, насыщенными нефтью, и т.д.

Большинство морских скважин располагаются крупными кустами (по 10- 12 и до 30 скважин в кусте) на небольших по размерам металлических площадках, примыкающих к эстакадам, либо на отдельных кустовых основаниях, расположенных в открытом море.

Размеры приэстакадных площадок составляют 60 х 36 м, из них на площади 40 х 15 м располагаются скважины, а для размещения подъемных и промывочных агрегатов, а также прочего ремонтного оборудования остается рабочая площадка менее 450 м2. Ремонтные работы в таких условиях осложняются еще и тем, что устья скважин располагаются друг от друга на расстояниях 1,5-2,5 м и реже 8-10 м, а расстояние между двумя рядами скважин - от 2,5 до1 10 м. Кроме того, в большинстве случаев ремонтные работы проводят в непосредственной близости от действующих фонтанных и газлифтных скважин, что опасно с точки зрения возникновения пожаров.

На отдельных морских основаниях свободная рабочая площадь для установки агрегатов и различных механизмов может быть несколько больше.

Очевидно ремонтные работы на морских скважинах еще больше осложняются при расположении их устьев на дне моря, т.е. под водой.

Доставка на отдельные основания промывочных и заливочных агрегатов, различных подъемных сооружений, тракторов-подъемников, буровых растворов, кислот, щелочей, различных химреагентов, сухой глины, утяжелителей, обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб, насосных штанг, ЭЦН, скважинных насосов, защитных приспособлений, инструмента и других материалов осуществляются крановыми судами (реже - на спаренных киржимах), а самих вахт - вертолетами или катерами. На приэстакадные площадки все указанное оборудование и инструмент также доставляются крановыми судами, а иногда и по эстакаде на тяжеловозах и трубовозах.

Так как размеры площадок в обоих случаях небольшие (что затрудняет размещение СК) и на большинстве отдельных оснований электроэнергия отсутствует, насосно-компрессорный способ эксплуатации на морских нефтепромыслах имеет ограниченное применение. Большинство морских скважин эксплуатируются фонтанным либо газлифтным способом с поддержанием пластовых давлений. Поэтому большинство ремонтных работ на морских скважинах сводится к СПО с НКТ, а также к промывке и чистке скважин от песчаных пробок, дренажу нагнетательных скважин и осуществлению в скважинах различных исследовательских работ, геолого-технических мероприятий и методов воздействия на призабойную зону скважин.

Необходимо лишь учитывать, что вследствие значительной кривизны стволов морских скважин необходимо с муфт НКТ обоих рядов лифтовых труб снимать фаску (снизу и сверху), что предохраняет их от зацеплений и обрывов.

Новая технология ремонтных работ на скважинах

Традиционным методом ремонта скважин является ремонт с использованием насосно-компрессорных труб. В последнее время разработаны и нашли промышленное применение новые технологические приемы и технические средства ремонта.

Канатный метод.

Метод с использованием кабель-троса.

Метод с использованием гибких труб.

Шлангоканатный метод.

Шлангокабельный метод.

Канатный метод основан на использовании каната для спуска на забой скважины или к месту изоляции специальных желонок-контейнеров с различными тампонирующими материалами, химическими реагентами, а также для ведения взрывных работ, связанных с торпедированием, установкой так называемых взрывных пакеров, стреляющих тампонажных снарядов, а также доставки на забой различных механических желонок, для срабатывания которых необходима их опора на забой. Канатный метод работ не исчерпывает всех видов работ, необходимость в которых возникает при капитальном ремонте скважин. Поэтому его использование только частично упрощает и удешевляет ремонт.

Кабель-трос - это тот же канат, в который вмонтирован электрический кабель, для передачи спускаемому контейнеру электрических сигналов для управления его работой. Например, открытие клапана или подрыв взрывчатого вещества, выбрасывающего тампонирующее вещество. Кабель-трос также предназначен для спуска в скважину контейнеров с различными материалами массой до 200 кг.

Канатные и кабель-канатные операции производятся в заглушённой скважине с помощью лебедки, смонтированной на автомобильном шасси (аналогичной геофизической каротажной станции). Кроме того, существует агрегат на шасси автомобиля КрАЗ-255 с лебедкой, имеющей тяговое усилие на барабане в 15 кН. На шасси смонтированы бункер на 1,5 т цемента, смесительное устройство, дозировочный шнек, емкость для воды на 1 м3 и насос для перекачки жидкости на давление до 1,0 МПа. На шасси агрегата укладываются 15 секций контейнеров диаметром 98 мм и длиной по 4 м. Все механизмы агрегата имеют привод от двигателя автомобиля.

Метод проведения ремонтных работ с использованием гибких труб заключается в том, что с большого барабана диаметром в несколько метров сматываются трубы и опускаются в скважину через специальное выпрямительное устройство, монтируемое на устье. Гибкие трубы диаметром до 25 мм изготавливаются из специальной гибкой стали и наматываются на барабан, устанавливаемый на трайлере.

На устье скважины устанавливается специальный механизм, принудительно заталкивающий трубы в скважину при одновременном их распрямлении. Скорость спуска и подъема труб 0,5 м/с. Это существенно упрощает спуско-подъемные операции, заменяя их непрерывным наматыванием или разматыванием сплошной гибкой колонны трубы. Спущенные в скважину трубы могут использоваться для закачки жидкостей с малыми расходами, как, например, кислотных растворов, промывки скважины от глинистого раствора, закачки газа или воздуха, промывки песчаных пробок и при гидроразрыве пласта, а также для привода маломощного турбобура. Такие трубы могут спускаться через насосно-компрессорные трубы в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах без их подъема. Это особенно важно, если башмак спущенных НК. Т оборудован пакером.

Метод ремонта скважин, основанный на использовании шлангоканата, аналогичен предыдущему, но вместо гибких стальных труб в данном случае используется гибкий шланг со стальной оплеткой, придающий шлангу необходимую прочность на разрыв от действия силы тяжести внутреннего и внешнего давлений. В настоящее время уже созданы конструкции шлангоканата с диаметром до 60 мм с разрывной нагрузкой до 350 кН, рассчитанные на внутреннее рабочее давление до 20 МПа.

Шлангоканат наматывается на барабан лебедки необходимой емкости, причем внутренний его конец имеет внешний вывод, через который возможна прокачка жидкости даже в процессе вращения барабана. Шлангоканат подается к устью и заталкивается в скважину цепным тяговым агрегатом, называемым рольгангом. На спускаемом конце шлангокабеля может быть укреплен гидравлический забойный двигатель-турбобур для разбуривания цементных стаканов, песчаных пробок и других операций. Через шлангоканат прокачивается та или иная технологическая жидкость в зависимости от вида ремонтных работ на скважине, например, кислотный раствор, ПАВ или цементный раствор.

В стальную оплетку шлангоканата может быть вмонтирован один или несколько изолированных токонесущих проводов для передачи электрических сигналов забойным аппаратом или приема от них сигналов на поверхности. Такой шлангоканат становится шлангокабелем, который расширяет возможности его использования при ремонте скважины. Использование шлангокабеля в результате исключения операций по свинчиванию и развинчиванию труб во много раз сокращает время на спуско-подъемные операции, избавляет обслуживающий персонал от тяжелого физического труда и обеспечивает большую безопасность работ по ремонту.

Ликвидация скважин

Скважины, дальнейшее использование которых признано нецелесообразным, ликвидируются. Причины ликвидации скважины могут быть следующие.

Сложная авария и доказанная техническая невозможность ее устранения, а также невозможность использования скважины для других целей, например, для возврата на вышележащий или нижележащий горизонты или использования ее в качестве наблюдательной или нагнетательной.

Полное отсутствие нефтенасыщенности вскрытых данной скважиной горизонтов и невозможности ее использования для других целей (углубление, возврат или использование в качестве поглощающей для закачки сточных вод).

Полное обводнение законтурной водой и отсутствие в ее разрезе объектов для возврата.

Нахождение скважины в районе предполагаемой застройки жилых массивов, сооружения водохранилища или в результате стихийных бедствий (землетрясения, оползни).

Неликвидированные скважины могут быть причиной внутри-пластовых перетоков, загрязнения источников питьевой воды, что с точки зрения охраны недр и окружающей среды недопустимо. Материалы по ликвидации скважин оформляются в соответствии с существующими положениями и согласуются с органами государственного горно-технического надзора. Объем и характер работ по ликвидации скважины зависит от ее назначения, конструкции, крепления и состояния ствола.

Работы по ликвидации скважин, в которые спущены только технические колонны, заключаются в следующем. В интервалах со слабыми нефтяными и газовыми пластами или пластами, оказавшимися в данной скважине непродуктивными, устанавливают цементные мосты. Над кровлей самого верхнего вскрытого пласта цементный мост поднимают на высоту не менее 50 м. Ствол скважины полностью заполняют глинистым раствором, позволяющим создать давление на забой, превышающее пластовое.

Если в разрезе скважины не обнаружены напорные минерализованные или сероводородные воды, допускается вырезка и извлечение технических колонн, при этом в башмаке последней остающейся в скважине колонны устанавливают цементный мост высотой 50 м. Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером. В колонну на глубину 2 м опускают обрезок трубы с деревянной пробкой и заливают сверху цементом. Над устьем устанавливают цементную тумбу размером 1 х 1 х 1 м. Иногда ствол скважины заполняют сухой глиной. Работы по ликвидации скважин выполняются бригадой капитального ремонта.

Основная литература 2 [стр. 177-185].

Контрольные вопросы:

Какие приспособления относятся к защитным.

Как производится проверка, очистка и замена защитных приспособлений.

Чем осложняются ремонтные работы на морских скважинах.

Какие новые технологии ремонтных работ Вы знаете.

В каких случаях производится ликвидация скважин.

Тема лекции 11. Чистка и промывка песчаных и гидратных пробок. Удаление песчаных пробок желонками.

Выбор оборудования и технологии очистки пробок обусловлен типом пробки, местом ее расположения, состоянием эксплуатационной колонны (степенью ее герметичности и износа), пластовым давлением..

Технологию очистки пробок выбирают таким образом, чтобы, с одной стороны, ее удалить, а с другой - свести к минимуму ухудшение гидродинамических свойств пласта, например в результате попадания в него технологических жидкостей, используемых для промывки.

Образующиеся в процессе эксплуатации скважины песчаные пробки бывают забойными, образующимися на забое скважины, и патронными, располагающимися в средней и верхней части колонны. Пробки бывают рыхлыми и плотными.

Существуют два основных метода очистки скважины - удаление песчаных пробок желонками и промывкой. В первом случае в колонну труб на канате последовательно опускают и поднимают желонку - цилиндрическую емкость, снабженную каналами и рядом устройств для захвата материала пробки, например песка, подъема его на поверхность и быстрого опорожнения.

Во втором случае в засоренные подъемные трубы или эксплуатационную колонну спускают колонну промывочных труб и специальными промывочными насосами создают циркуляцию жидкости для размывания пробки и выноса составляющих ее материалов на поверхность.

Необходимо иметь ввиду, что при образовании песчаной пробки в случае полного прекращения подачи пластовой жидкости давление в нижней части колонны увеличивается и в процессе удаления пробки может произойти выброс части пробки, нефти, а иногда и оборудования, спущенного в скважину. Поэтому при удалении пробки следует строго выполнять правила техники безопасности.

Удаление песчаных пробок желонками

Преимущества этого метода - простота применяемого оборудования и процесса очистки, исключения проникновения в призабойную зону пласта технологических жидкостей; возможность очистки скважин с негерметичными эксплуатационными колонными. Недостатки метода: длительность процесса; возможность протирания эксплуатационной колонны; возможность обрыва каната, на котором спускается инструмент; загрязнение территории вокруг устья скважины извлеченным материалом пробки; невозможность чистки желонкой колонн, имеющих смятие или сломы.

При очистке желонкой скважины она должна быть оборудована подъемником, колонна подъемный труб должна быть поднята и уложена на мостки ; рядом с устьем скважины установлен отбойный ящик для сбора материала пробки. Диаметр желонки выбирается исходя из диаметра колонны, в которой образовалась пробка.

Диаметр труб, мм 114 127 140 146 168 и более

Диаметр желонки, мм 73898989114

В зависимости от характера пробки используют следующие типы желонок: для рыхлых пробок -простые, при плотных - поршневые, в специальных случаях - автоматические.

Простую желонку подвешивают на тартальном канате диаметром 16 или 19,5 мм при оснастке талевой системы «на прямую». В процессе работ следует систематически проверять надежность крепления каната к желонке и состояние каната.

Длина каната, намотанного на барабан лебедки, должна быть такой, чтобы при самом нижнем положении желонки в скважине на барабане оставалось бы не менее одного ряда каната. Простая желонка представляет собой трубу диаметром 73-114 мм и длиной 8-12 м с тарельчатым или шариковым клапаном на нижнем конце и душкой для крепления каната на верхнем конце. Хотя желонки подобной конструкции малоэффективны, но из-за простоты конструкции их часто применяют на промыслах.

В процессе работы желонку опускают на канате со средней скоростью. За 10-15 м до пробки скорость увеличивают и желонка врезается в пробку, клапан в нижней части открывается и песок вместе с жидкостью заполняет ее внутренний объем. Для надежного закрытия клапана желонку отрывают от забоя на максимальной скорости подъема.

Подняв желонку из скважины, ее с помощью крючка отводят от устья к отбойному ящику, в дне которого укреплен стержень. Установленный на стержне клапан открывается, и песок вместе с жидкостью стекает в ящик. Освобожденную желонку опускают в скважину и повторяют процесс ее заполнения.

Поршневые желонки (рис. 11.1) отличаются от простых наличием в них поршня,

Установленного на штоке, свободно проходящем через верхнюю крышку корпуса. Шток поршня должен быть достаточно массивным, чтобы обеспечить его движение вниз относительно корпуса желонки при провисании каната. Для амортизации удара на шток надеты две пружины - одна снаружи, другая внутри корпуса.

Для обеспечения перетока жидкости из поршневой полости в надпоршневую в поршне имеется ряд осевых каналов, закрытых сверху эластичной шайбой. Клапан в нижней части желонки снабжают штоком с пикообразным наконечником.

При достижении желонкой забоя клапан открывается, а поршень опускается вниз, пока верхняя пружины не упрется в пробку.

Во время подъема каната сначала начинает двигаться вверх поршень, в результате давление под поршнем уменьшается и песок с жидкостью через открытый клапан засасывается внутрь корпуса. После отрыва корпуса желонки от забоя клапан закрывается и предупреждает освобождение желонки от песка.

Для хорошего наполнения желонки ее несколько раз сажают на забой, опуская поршень в нижнее положение.

После подъема желонки на поверхность ее крючком отводят к отбойному ящику, опирают штоком клапана на его дно. После вытекания жидкости с песком процесс повторяют. Автоматическая ж елонка (рис. 11.2) имеет более сложное устройство. Принцип ее действия основан на использовании двух герметичных камер - воздушной и песочной. Эти камеры имеют герметичные клапаны. Приемный клапан при достижении желонкой песчаной пробки открывается и, поскольку давление в скважине значительно превышает давление воздуха во внутренней полости желонки, песочная камера интенсивно заполняется материалами, образовавшими пробку. При заполнении песочной камеры воздух, находящийся в воздушной камере, сжимается, при подъеме желонки на поверхность давление в ней сохраняется и поддерживается на уровне 1 МПа.

После извлечения желонки из скважины ее отводят в сторону от скважины и устанавливают в отбойный ящик. При открытии нижнего спускного отверстия содержимое желонки давлением сжатого воздуха, находящегося в воздушной камере, интенсивно вытесняется из внутренней полости песочной камеры желонки. Во время открытия спускного отверстия под действием реактивной силы желонка смещается вбок, поэтому ее необходимо надежно упереть в дно ящика-отбойника и предусмотреть меры, исключающие попадание выбрасываемого содержимого желонки на рабочих.

Автоматические желонки работают тем лучше, чем выше столб жидкости в скважине над пробкой. Однако эффективность их работы в основном зависит от герметичности клапанов. Даже незначительная утечка воздуха или жидкостно-песочной смеси приводит к резкому уменьшению степени ее наполнения и скорости опорожнения.

В процессе очистки песчаной пробки желонкой следует соблюдать следующие правила.

1. Выбирать скорость спуска желонки таким образом, чтобы предупредить образование

Петель каната, которые могут возникнуть вовремя спуска желонки в скважину и в том случае, если она зацепляется за выступ колонны труб.

При подъеме не допускать затаскивания желонки под кронблок. Для этого на тартальном канате выше желонки на 100м навязывают метку. При подходе метки к барабану лебедки машинист уменьшает скорость подъема и сосредоточивает внимание на устье скважины, ожидая появления желонки.

При спуске желонки при приближении ее к уровню жидкости в скважине скорость вращения барабана лебедки должна быть уменьшена, поскольку в период погружения желонки в жидкость ее скорость резко уменьшается, что может привести к образованию петли из тартального каната.

4. Для лучшей ориентации тракториста на канате должна быть укреплена метка,соответствующая забою скважины. Приближение этой метки к устью скважины означает посадкужелонки на забой, образованный песчаной пробкой.

После посадки желонки на максимально возможной скорости спуска на песчаную пробку она должна без промедления подниматься на поверхность.

При чистке песчаных пробок запрещается опорожнять желонку непосредственно на пол рабочей площадки.

В случае соскакивания тартального каната с оттяжного ролика или кронблочного шкива следует прекратить СПО, а канат до завода его в ролик или шкив надежно закрепить на устье двумя зажимами, расположенными накрест. Запрещается чистить желонкой песчаные пробки в фонтанных скважинах, выделяющих газ.

При промывке пробок в скважинах, из которых возможны выбросы, следует на промывочных трубах установить противовыбросную задвижку или на устье герметизирующее устройство и применять промывочную жидкость с удельным весом, обеспечивающим гидростатическое давление столба больше, чем пластовое давление.

Промывочный шланг должен иметь по всей длине петлевую обвивку из мягкого металлического канатика, прочно прикрепленного к стояку и вертлюгу.

При промывке песчаной пробки водой промывочную жидкость следует отводить в промышленную канализация. Промывать пробки нефтью следует по замкнутому циклу.

ночное время при внезапном выключении освещения во время промывки скважины следует находящиеся в ней трубы приподнять и посадить на элеватор, не прекращая циркуляцию промывочной жидкости.

Основная литература: 3 [стр. 398-400], 1 [стр.761-765], 4 [стр. 345-346].

Контрольные вопросы:

Какие два основных метода очистки скважин Вы знаете.

Назначение и конструктивные особенности желонок.

Преимущества метода удаления песчаных пробок желонками.

Недостатки метода удаления песчаных пробок желонками.

Устройство автоматической желонки.

Рис. 11.1. Поршневая желонка: 1, 3 -- пружина; 2 -- корпус; 4 -- шток; 5 -- шайба эластичная; б -- поршень; 7 -- клапан

Рис. 11.2. Автоматическая желонка: 1 -- головка; 2-- шариковый клапан; 3-- стакан; 4 -- конусный клапан; 5 -- ударник; 6 -- шариковый фиксатор; 7 -- пружина; 8 -- заслонка; 9 -- приемный клапан; А -- воздушная камера; Б -- песоч' ная камера; В -- выпускное отверстие

Тема лекции 12. Удаление песчаной пробки промывкой. Чистка скважин аэрированной жидкостью. Термическая очистка труб от парафина.

Удаление песчаной пробки промывкой

Для реализации этого способа в скважину опускают колонну промывочных труб, а у устья скважины размещают насосы, резервуары с промывочной жидкостью и другое оборудование, необходимое для промывки по одному из следующих способов: прямой, обратной, комбинированной или непрерывной.

Расположение оборудования у устья скважины, эксплуатирующейся, например, штанговым скважинным насосом, может быть следующим: подъемник устанавливают, как обычно при СПО,- напротив СК, не более чем в 10 м от устья скважины так, чтобы его кабина не была обращена к устью. Позади агрегата может быть расположена емкость для промывочной жидкости или автоцистерна.

Промывочная жидкость, поступающая из скважины, может непосредственно направляться в промысловую канализацию либо в специальную емкость, располагаемую рядом с устьем.

Промывочную жидкость выбирают исходя из индивидуальных особенностей скважины: безводные нефтяные скважины целесообразно промывать только чистой нефтью, поскольку применение воды приводит к осложнениям при последующей эксплуатации; скважины с повышенным пластовым давлением промывают раствором или соленой водой, плотность которых исключает фонтанирование или выбросы. В процессе промывки скважин необходимо следить за удельным весом промывочной жидкости и в случае его уменьшения, на пример аэрации - сменить жидкость. Скважины, не склонные к фонтанированию или выбросам, промывают технической или пластовой водой. Скважины с низким пластовым давлением, склонные к поглощению, целесообразно промывать аэрированной жидкостью.

В качестве промывочных труб используют НКТ, тип и диаметр которых выбирают в зависимости от конструкции скважины. Если промывочные трубы спускают ниже башмака первого ряда труб, то целесообразно использовать муфты с увеличенной фаской, что позволяет избежать ударов о башмак при подъеме колонны.

Для повышения эффективности процесса разрушения пробки на башмак промывочной колонны навинчивают наконечники, имеющие вид торцевой фрезы или накосо срезанного патрубка.

Прямую промывку осуществляют подачей промывочной жидкости к пробке через спущенную в скважину колонну промывочных труб. При этом материалы, составляющие размываемую пробку, выносятся на поверхность по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной промывочных труб.

Колонну труб привинчивают к вертлюгу , который, в свою очередь, подвешивают на крюк талевой системы. Вертлюг соединяют гибким шлангом со стояком, к которому от насоса подводится промывочная жидкость.

Прямая промывка наиболее эффективна при удалении крепких пробок. Ее недостатком является необходимость обеспечения значительного расхода промывочной жидкости, так как подъем жидкости происходит по кольцевому пространству, площадь поперечного сечения которого велика, а следовательно, скорость подъема жидкости незначительна. Для эффективного удаления песка необходимо, чтобы скорость подъема жидкости превышала скорость падения частиц песка в жидкости. Последовательность операций при прямой промывке следующая.

При подготовительных работах у устья скважины устанавливают агрегат подземного ремонта (или оснащают стационарную эксплуатационную вышку талевой системой), монтируют стояк, устанавливают промывочный агрегат, технологические емкости, оборудуют устье скважины головкой, соединяют трубопроводами все узлы и агрегаты.

После этого спускают колонну промывочных труб таким образом, чтобы насадка, установленная в их нижней части, находилась не выше 10 м от начала пробки. Далее соединяют колонну труб с вертлюгом и включают насос промывочного агрегата. После создания циркуляции промывочной жидкости, т.е. появления потока жидкости из трубопровода, соединенного с кольцевым пространством между эксплуатационной и колонной промывочных труб, начинают с помощью подъемника опускать в скважину колонну промывочных труб. Спуск проводят на минимальной скорости, следя за тем, чтобы колонна промывочных труб не встала на пробку, и одновременно следят за показаниями манометра, установленного на нагнетательной линии промывочного насоса.

Основная задача бригады подземного ремонта при промывке пробки - обеспечение такой скорости погружения колонны промывочных труб, чтобы, с одной стороны, быстро удалить пробку, а с другой - не допустить засорения наконечника промывочной колонны. Признак засорения наконечника - резкое повышение давления на выкиде промывочного насоса. При этом необходимо, не останавливая насоса, т.е. не прекращая циркуляции промывочной жидкости, приподняв колонну промывочных труб на 0.5 -1 ми удерживать ее на этой высоте до тех пор, пока не восстановится нормальное давление.

Если наконечник забит настолько плотно, что его не удается промыть потоком жидкости, подаваемой насосным агрегатом, циркуляцию прекращают, отсоединяют вертлюг от колонны промывочных труб и поднимают ее на поверхность, где и прочищают насадку. Затем спускают в скважину колонну промывочных труб, соединяют ее с вертлюгом и продолжают промывку. При нормальном ходе размыва пробки промывку ведет до тех пор, пока вертлюг не опустится в нижнее положение. После этого промывку скважины продолжают до тех пор, пока весь песок, находящийся во взвешенном состоянии в кольцевом пространстве между НКТ и промывочными трубами, не будет вынесен на поверхность. В противном случае в период остановки промывочного насоса этот песок осядет вниз, что может привести к прихвату колонны промывочных труб.

Продолжительность полного удаления песка определяют исходя из расчета или же контролируя степень загрязненности промывочной жидкости, вытекающей из скважины. После промывки насос останавливают или, управляя задвижками, направляют поток из нагнетательного патрубка в амбар, после чего поднимают промывочные трубы из скважины на высоту промывочного колена, подставляют под муфту элеватор, отвинчивают колено и либо отводят его в шурф, либо укладывают на мостки. В результате крюк талевой системы освобождается, на него накидывают штропы элеватора и, подняв с мостков очередную трубу, подводят ее к устью скважины. После свинчивания трубы с колонной промывочных труб освобождают элеватор, на который она опиралась, и опускают колонну на длину трубы до тех пор, пока элеватор не сядет на тройник. С крюка снимают штропы элеватора, крюк оттягивают к вертлюгу и набрасывают на него серьгу вертлюга. После подъема вертлюга с промывочным коленом его соединяют с колонной промывочных труб, поднимают колонну и освобождают элеватор. Далее включают насос или открывают соответствующие задвижки в линии, восстанавливают циркуляцию и продолжают промывку.

Аналогичным образом, постепенно промывая и наращивая промывочную колонну, продолжают промывку пробки на всей ее длине.

В тех случаях, когда ожидается выброс или фонтанирование скважины, в схему обвязки (рис.12.2) вводят предохранительную задвижку 6 со специальным фланцем 5, устанавливаемыми ниже вертлюга.

Открытое фонтанирования исключают посадкой фланца 5 на венец крестовика фонтанной арматуры 3 и скреплением их болтами, после чего скважину можно глушить подачей жидкости через промывочные трубы или кольцевое пространство, а также одновременно через оба канала. В первом случае открывают предохранительную задвижку и задвижку 12, задвижки 4, 10, 11 закрыты; во втором случае предохранительная задвижка 6 и задвижки 11 и 12 закрыты, а задвижки 13, 10, 4 открыты; в третьем задвижка 11 закрыта, а остальные открыты.

Рис. 12.1 Схема размещения оборудования при промывке скважин жидкостью и аэрированной жидкостью (показано пунктиром): 1-мостки-стеллажи; 2 - рабочая площадка; 3 - устье скважины; 4 - балансирный станок-качалка; 5-подъемная лебедка (агрегат подземного ремонта) б-площадка для агрегата; 7 -- компрессор; 8 -- вентиль регулировочный; 9 -- установка насосная, 10 -аэратор; 11 -- вентиль; 12, 13 -- емкость

Рис. 12.2 Схема оборудования скважины при промывке: а--прямой; б -- ускоренной; в -- обратной; г -- комбинированной; / -- колонна промывочных труб; 2 -- эксплуатационная колонна; 3-- крестовина; 4 -- задвижка; 5 -- фланец; 6 -- предохранительная задвижка; 7 -- промывочный шланг; 8-- муфта; 9 -- вертлюг; 10, И, 12, 13, 14 -- краны; 15 -- промывочная головка; 16 -- вкладыш, 17 -- крышка;» 18 -- муфта; 19, 20, 21 -- краны; 22 -- промывочная головка; 23 -- манжетное уплотнение; 24 -- гибкий шланг; 25 -- пробка; 26, 27, 28 -- краны

Описанную технологию применяют для промывки однорядных подъемников. Промывку пробок в двухрядных подъемниках ведет следующим образом. Устье скважины оборудуют по схеме (рис. 12.2,6)

Промывку внутреннего ряда подъемных труб ведут так же, как и промывку однорядного подъемника, с той лишь разницей, что после вскрытия башмака внутреннего ряда продолжают промывку до башмака труб наружного ряда.

После этого, оперируя задвижками, пытаются установить циркуляцию жидкости из промывочных труб по кольцевому пространству между трубами первого и второго рядов. Если это удается, то промывку ведут до полного прекращения выхода песка, после чего промывку ведут до полного прекращения выхода песка, после чего промывочные трубы опускают до фильтра и промывают эксплуатационную колонну.

Когда промывают скважины, на которых могут происходить выбросы или фонтанирование, схема обвязки должна включать в себя предохранительную задвижку, устанавливаемую ниже вертлюга и специального фланца, размеры которого соответствуют фланцу тройника или крестовика фонтанной арматуры. Если в процессе промывки начинается проявление скважины, открытой фонтанирование можно предупредить, закрыв задвижку, опустив колонну промывочных труб и соединив фланец с фонтанной арматурой. Аналогичным образом оборудуется устье скважины при промывке двухрядного подъемника.

При прямой и комбинированной промывках в ряде случаев работают без промывочного стояка. Тогда промывочный шланг соединяют с трубопроводами на уровне пола рабочей площадки. Для того чтобы при спуске вертлюга в нижнее положение промывочный шланг не ложился на пол и не загромождал рабочее место у устья скважины, используют приспособление для подвески шланга в средней его части за пояс вышки.

Скоростная прямая промывка предусматривает такое же, как и при простой промывке, направление потоков жидкости, но позволяет ускорить разрушение пробки за счет исключения полного выноса печка из кольцевого пространства между НКТ и промывочными трубами перед ее наращиванием.

Это достигается при включении в специальную обвязку (рис. 12.2 , б) промывочной головки 15, которая позволяет после посадки на нее трубы и отсоединения вертлюга восстановить циркуляцию жидкости в течение времени, пока очередная труба не будет подготовлена для наращивания. В результате перерыва в циркуляции жид кости обусловлены только временем развинчивания и свинчивания резьбового соединения колонны промывочных труб, а количество песка, осажденного на пробку, незначительно.

Скоростная прямая промывка ведется следующим образом (рис. 12.2, б). В процессе промывки жидкость от насоса через задвижки 21, 19, стояк, промывочный шланг 7 и вертлюг 9 поступает в колонну промывочных труб. При подходе муфты к промывочной головке в ее корпус вставляют вкладыш 16 (показан пунктиром) и при дальнейшем спуске сажают торец муфты 18 на вкладыш 16. После этого набрасывают ключи на патрубок, установленный ниже вертлюга и муфты трубы. После этого подача насоса прекращается, резьбовое соединение раскрепляют, отвинчивают и на промывочной головке 15 закрепляется крышка 17. Открыв кран 14, и закрыв кран 19, 21 возобновляют промывку, однако теперь жидкость от насоса попадает в колонну промывочных труб, минуя стояк, промывочный шланг и вертлюг.

Подготовив очередную трубу к спуску, т.е. соединив патрубок, установленный ниже вертлюга, с лежащей на мостках трубой, поднимают и подводят ее к устью скважины. После этого циркуляция опять прекращается либо остановкой насоса, либо открытием кранов 21,20 и закрытием кранов 14, 19. Крышку 17 с головкой 15 снимают, очередную трубу свинчивают с муфтой спущенной трубы, после чего возобновляют циркуляцию жидкости через стояк, промывочный шланг, вертлюг и новую трубу.

Обратная промывка скважин предусматривает закачку жидкости в кольцевое пространство между колонной НКТ и промывочными трубами и подъем ее вместе с размытым песком по промывочным трубам. Это позволяет достигнуть более высоких скоростей восходящего потока жидкости и ускорить разрушение пробки.

Схема обвязки устья (рис. 12.2, в) включает в себя промывочную головку 22 для герметизации устья скважины.

Промывочная головка крепится к фланцу тройника и крестовика и состоит из корпуса, в котором установлено манжетное уплотнение 23. Ус манжеты достаточно эластичен и может пропускать муфты, соединяющие трубы промывочной колонны. Промывочная жидкость направляется от насоса через патрубок, приваренный к корпусу головки, или через крестовик.

Предварительный натяг манжеты и давление жидкости прижимают ее к наружной поверхности промывочных труб, обеспечивая таким образом герметичность внутренней полости, что позволяет спускать трубы при постоянной циркуляции жидкости.

Для обеспечения свободного пропуска муфты через уплотнение головки ее крышку отворачивают на несколько оборотов, уменьшая таким образом предварительный натяг уплотнения.

Жидкость из полости промывочных труб отводят либо с помощью вертлюга, либо специальной отводной головки, ввинчиваемой в муфту, опертую на элеватор, на котором подвешена колонна промывочных труб. Отводная головка соединяется шлангом с обвязкой.

После спуска крюка в нижнее положение проводят промывку до появления чистой воды. Так как объем внутренней полости промывочных труб меньше объема кольцевого пространства, то продолжительность обратной промывки меньше, чем прямой.

После появления чистой воды колонну промывочных труб наращивают и продолжают процесс разрушения пробки. Поскольку в кольцевом пространстве находится чистая жидкость, прихват труб исключается.

Обратная промывка позволяет обеспечить более эффективный вынос песка, но вместе с тем снижается интенсивность разрушения пробки.

Комбинированная промывка заключается в попеременной работе оборудования в режимах прямой и обратной промывок. В зависимости от имеющегося оборудования обвязка устья скважины может быть выполнена либо с использованием промывочной головки, либо с использованием крестовины (рис. 12.2, г). Обвязка , используемая при комбинированной промывке, наиболее сложная, она должна обеспечивать изменение направления течения жидкости в промывочных трубах.

В процессе промывки пробки после наращивания очередной трубы или колена жидкость нагнетают в промывочные трубы. При этом краны 26, 4, 28 открыты, а кран 27 закрыт. Жидкость от насоса через стояк, промывочный шланг и вертлюг поступает в промывочные трубы и, пройдя через насадок, размывает пробку, т.е. работа идет по прямой схеме. Жидкость вместе с песком поднимается по кольцевому пространству и через краны 4 и 28 выходит в емкость.

После посадки планшайбы на фланец - тройника их соединяют болтами, прекращают промывку, отвинчивают пробку 25 и соединяют отверстие гибким шлангом 24 с емкостью. Краны 26, 28 закрывают, а кран 27 открывают. После этого возобновляют работу насоса, но уже по схеме обратной промывки, т.е. чистая жидкость подается в кольцевой пространство, а песок выносится через боковой отвод в гибкий шланг. После появления чистой воды циркуляцию жидкости в скважине прекращают, разбирают фланцевое соединение, приподнимают колонну промывочных труб, под муфту подводят элеватор и сажают колону на него.

Отвинтив промывочное колено, его спускают в шурф или укладывают на мостки. На крюк подвешивают элеватор для подачи к устью следующей трубы. После свинчивания ее с колонной верхний элеватор приподнимают, освобождают нижний элеватор и опускают колонну вниз до посадки верхнего элеватора на тройник. Крюк освобождают от штропов элеватора и на него набрасывают серьгу вертлюга.

После подъема вертлюга с трубой из шурфа ее соединяют с колонной промывочных труб, колонну приподнимают, освобождают элеватор и промывку скважины возобновляют.

Комбинированную промывку можно осуществить с еще более сложной схемой обвязки, при которой исключается использование пробки 25 и дополнительного гибкого шланга 24. В этом случае при работе в режиме обратной промывки жидкость из промывочных труб удаляется через вертлюг и гибкий шланг, а далее через дополнительную задвижку направляется в емкость. При подобной схеме в моменты изменения режима промывки достаточно только закрыть и открыть соответствующий задвижки.

Чистка скважин аэрированной жидкостью.

Описанные выше способы промывки скважин и оборудование, используемое при этом, не зависят от того, какая жидкость используется в качестве промывочной: нефть, вода, глинистый раствор.

Использование водовоздушной смеси при чистке пробок требует специального дополнительного оборудования - смесителя, компрессора и т.п. (см. рис. 12.1 пунктир). От насосного агрегата промывочная жидкость направляется через обратный клапан к смесителю. От источника сжатого воздуха через регулятор расхода к смесителю подается воздух. Выйдя из смесителя, водовоздушная смесь поступает через промывочный шланг и вертлюг в колонну промывочных труб. Устье скважины оборудуют головкой для обратной промывки, а муфту нижней трубы промывочной колонны - обратным клапаном. Технология промывки аэрированной жидкости отличается от описанных ранее.

Перед началом промывки жидкость, находящуюся в трубах, вытесняют в трап, после чего налаживают циркуляцию жидкости и уточняют соотношение сжатого воздуха и воды для промывки промывки.

После выноса пробки и спуска колонны промывочных труб на длину трубы или колена труб насосный агрегат останавливают, а давление в полости труб снижают через контрольный вентиль. В кольцевом пространстве давление сохраняют, поскольку течению жидкости вверх по колонне промывочных труб препятствует обратный клапан.

Далее колонну труб наращивают, включают насос и восстанавливают циркуляцию водовоздушной смеси. Цикл этих операций повторяют до тех пор, пока вся пробка не будет размыта.

Термическая очистка труб от парафина.

От парафина трубы очищают с помощью паропередвижных установок (ППУ) и, как правило, приурочивают этот процесс к текущему ремонту. Очищать трубы можно и в скважине без их подъема на поверхность, и после извлечения колонны и укладки труб на мостки.

Паропередвижную установку располагают рядом со штабелем труб; пар от нее по гибкому шлангу с металлическим наконечником подают поочередно в каждую трубу до тех пор, пока отложившийся на ее стенках парафин не будет удален.

При проведении этих работ необходимо следить за состоянием наконечника, в противном случае возможен ожог перегретым паром.

Для ускорения процесса пропаривания труб наконечник паропровода может быть оборудован гребенкой с тремя - пятью отводами, которые устанавливают на стеллаже для труб. Прогревать внутрискважинное оборудование паром можно на скважинах, эксплуатирующихся фонтанным, газлифтным или механизированным способом, без их остановки.

При удалении парафина без подъема труб ППУ подключают к затрубному пространству скважины или воздухопроводу, подающему сжатый воздух (если скважина эксплуатируется газлифтным способом). Расплавленный парафин выносится струей пластовой жидкости в промысловый коллектор.

Помимо прогрева паром известно также удаление парафина подогретой нефтью, керосином и т.п. Однако для этих способов помимо ППУ необходимы специальные теплообменники и насосы, что осложняет применение этих способов.

Для очистки запарафиненных труб можно использовать и ванны, изготовленные из листовой стали, или из списанных трапов, сваренных встык друг к другу. Общая длина ванн должна быть порядка 14 м для удобной загрузки в нее партии обрабатываемых труб.

Внутри ванны на ее дне располагают змеевик, подключаемый к источнику пара, например передвижному парогенератору. С внешней стороны ванну теплоизолируют стекловолокном, а сверху закрывают крышкой.

Партию труб (25-30 шт.) с помощью тельфера укладывают на решетки ванны, после чего ее заполняют водой с добавлением ПАВ. Нагреваемая паром вода омывает и прогревает уложенные трубы. В течение 15-20 мин. Парафин расплавляется и поднимается на поверхность воды, откуда его удаляют через специальный сливной трубопровод. После этого трубы извлекают и укладывают на стеллажи.

В процессе очистки труб от парафина следует выполнять следующие правила. На паропроводе котла паровой установки должен быть предохранительный клапан. Отвод предохранительного клапана следует выводить под пол установки.

Перед пропариванием труб в скважине паропровод от ППУ до устья скважины должен быть опрессован на полуторократное давление от ожидаемого максимального, но не свыше давления, указанного в паспорте ППУ. При опрессовке запрещается находиться рядом с линией.

ППУ должна быть установлена на расстоянии 25 м от устья скважины. При пропаривании выкидной линии запрещается нахождение людей у устья и у линии.

Основная литература: 1 [стр. 761-765], 3 [стр. 398-400], 4 [стр.345-346].

Контрольные вопросы:

Чем отличается прямая промывка скважин от обратной.

По какому признаку определяется засорение наконечника.

Как размещается оборудование при промывке скважин жидкостью.

Какую жидкость применяют в качестве промывочной.

Какие трубы используют в качестве промывочных.

В каких случаях наиболее эффективна прямая промывка.

В чем особенность чистки песчаных пробок аэрированной жидкостью.

Тема лекции 13. Гидравлический разрыв пласта. Схема проведения гидравлического разрыва пласта.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - процесс гидравлической обработки его призабойной зоны для углубления и расширения уже имеющихся и образования новых трещин в породе продуктивного пласта, а также последующего их сохранения.

Гидравлический разрыв проводят как в эксплуатационных, так и в нагнгетательных скважинах. В первом случае ГРП позволяет увеличить приток пластовой жидкости, во втором -улучшить приемистость скважины.