Текущий и капитальный ремонт скважин

 

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости. Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Все ремонтные работы в зависимости от их характера и сложности разделяют на текущий и капитальный ремонты скважин.

К текущему ремонту относятся следующие работы:

- планово-предупредительный ремонт.

- ревизия подземного оборудования.

- ликвидация неисправностей в подземной части оборудования.

- смена скважинного насоса (ПЦЭН или ШСН).

- смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН или наоборот и пр.

- очистка НКТ от парафина или солей.

- замена обычных НКТ на трубы с покрытием (остеклованные трубы).

- изменение глубины подвески насосной установки.

- подъем скважинного оборудования перед сдачей скважины в консервацию.

- специальный подземный ремонт в связи с исследованиями продуктивного горизонта.

- некоторые виды аварийных ремонтов, такие как заклинивание плунжера, обрывы штанг, обрывы скребковой проволоки или электрокабеля.

Перечисленные ремонтные работы, а также и ряд других выполняются бригадами подземного ремонта скважин, организуемыми в нефтедобывающем предприятии. К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. К капитальному ремонту, в частности, относятся следующие работы:

- ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников.

- исправление нарушений в обсадных колоннах.

- изоляция пластовых вод.

- работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт.

- забуривание второго ствола.

- разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое.

- гидравлический разрыв пласта.

- солянокислотные обработки скважин.

- установка временных колонн - «летучек», намывка и установка фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и смятии обсадных колонн.

-операции по ликвидации скважин.

При подземном ремонте глубоких скважин применяют эксплуатационные вышки и мачты, стационарные или передвижные, предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.

Стационарные вышки и мачты используются крайне нерационально, т.к. ремонтные работы на каждой скважине проводятся всего лишь несколько дней в году, всё остальное время эти сооружения находятся в бездействии. Поэтому целесообразно использовать при подземном ремонте подъемники, несущие собственные мачты. Транспортной базой их служат тракторы и автомобили.

Подъемник — механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашин, в остальных от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.

Агрегат — в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.

 

11. Сбор и подготовка нефти, газа и воды

 

Сбор нефти и газа на промыслах — подготовка нефти, газа и воды до такого качества, которое позволяет транспортировать их потребителям. Осуществляется посредством комплекса оборудования и трубопроводов, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и транспортировки их до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).

В зависимости от природно-климатических условий, систем разработки месторождений, физико-химических свойств пластовых жидкостей, способов и объёмов добычи нефти, газа и воды выбираются различные схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин. Это даёт возможность измерения продукции каждой скважины и транспорта продукции скважин под давлением, имеющимся на устье скважин, на максимально возможное расстояние, а также максимальная герметизация системы в целях исключения потерь газа и лёгких фракций нефти. При проектировании системы сбора продукции скважин учитывается также возможность смешения нефтей различных горизонтов, необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.

На нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где производится измерение дебитов (производительности) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения газа) направляется на ЦПС.

Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где производится сепарация нефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счёт давления в сепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 МПа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление на устье скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.

Рисунок 9 - Технологическая схема установки "Cпутник": 1 - трубопроводы от скважин; 2 - блок переключателя скважин типа ПСМ; 3 - роторный переключатель скважин; 4 - общая линия; 5 - замерная линия; 6 - отсекатели потока; 7 - гидроциклонный нефтегазовый сепаратор; 8 - регулятор давления; 9 - счётчик газа; 10, 10a - золотниковые устройства; 11 - датчик уровнемера; 12 - расходомер жидкости TOP; 13 - поршневой клапан; 14 - влагомер; 15 - гидропривод; 16 - нефтегазосборный коллектор; 17 - блок автоматики.

 

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводнённых скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводнённых скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводнённых скважин или продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС. Наибольшее применение для этих целей получили блочно-комплектные замерные установки типа "Спутник" (рис.9), которые выпускаются на рабочие давления 1,6 МПа, 2,5 МПа и 4 МПа; пределы измерения дебитов скважин до 400 и до 1500 м³/сутки; количество подключаемых к установке скважин от 10 до 24.

В таких установках жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через многоходовой переключатель скважин (ПСМ) в гидроциклонный сепаратор. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор давления, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и счётчиком газа. Постоянный перепад давления передаётся золотниковыми механизмами на поршневой клапан. Когда датчик поплавкового уровнемера находится в крайнем нижнем положении, повышенное давление от регулятора передаётся на правую часть поршневого клапана и прикрывает его, подача жидкости прекращается и турбинный расходомер перестаёт работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается до крайнего верхнего положения: повышенное давление от регулятора действует на левую часть поршневого клапана и открывает его, начинается течение жидкости в системе и турбинный расходомер типа TOP отсчитывает количество прошедшей через него жидкости. Для определения обводнённости нефти на "Спутнике" установлен влагомер. Расходомер TOP обеспечивает как местный отсчёт показаний, так и передачу показаний на диспетчерский пункт промыслов, для чего в составе установки "Спутник" имеется блок автоматики.