Реферати українською » Геология » Ремонт і обслуговування свердловин та обладнання для буріння


Реферат Ремонт і обслуговування свердловин та обладнання для буріння

пластовий тиск перевищує гідростатичний лише на 10% і газовий чинник менш 200 м33.

>Нагнетательние свердловини за пластовим тиском, перевищують гідростатичний лише на 10%.

Третя категорія:

> Нафтові свердловини, у яких тиск одно або нижчий від гідростатичного.

>Нагнетающие свердловини, розташовані поза контуру газоносності, пластовий тиск що у зоні закачування одно або нижчий від гідростатичного.

Причини переходугазонефтепроявлений у відчинені фонтани.

 

> Недостатня грамотність персоналу бригади про ремонт свердловин і ІТП підприємства з методам запобігання та ліквідаціїгазонефтепроявлений.

> Невідповідність конструкції свердловинигорно-геологическим умовам розтину пласта.

> Не якісне цементування обсадних колон.

> Відсутність, несправність, низьку якість монтажупротивовибросового устаткування гирло свердловини.

> Неправильна експлуатаціяпротивовибросового устаткування.

> Відсутність пристроїв для перекриття каналу насосно-компресорних чи бурильних труб.

> Недостатня дегазація розчину у разі виникненнягазонефтепроявлений.

>Несвоевременность виявлення виникненнягазонефтепроявлений.

> Зниження міцностіобсадной,експлутационной колони у її зносу.

>Доливная ємність і проведенняСПО насосно-компресорних труб.

 

>Доливная ємність – це ємність длядолива свердловини під час проведення підйомі інструмента, коли необхідно підтримувати рівень розчину на гирло.Предназначена до швидшого заповнення свердловини і точного визначеннядолитого обсягу розчину.

>Доливние ємності при ВРХ не бути менш4м3, матиградуировку обсягу з ціною розподілу трохи більше 0,5 м3 і розміром розподілу щонайменше 20 див, обладнаніуровнемерами.Доливная ємність встановлюється в такий спосіб, щоб забезпечитисамодолив свердловини чи примусовий долив з допомогою насоса (>ЦА-320). >Долив свердловини, виробляєтьсяпромивочной рідиною, параметри якої відповідають параметрами рідини в свердловині.

Виробництводолива придоливе інструмента здійснюється двома видами:

> Безперервний долив.

>Долив через певну кількість порушенихНКТ.

При безупинномудоливе може бути постійним контролю над відповідністю обсягудолива і швидкості поставлених труб і припинення його за зупинках. У другий випадок необхідно розрахувати можливу кількість поставлених труб бездолива. Ця величина залежить від діаметра свердловини, поперечного перерізу труб та межі припустимої депресії на пласт.

Таблиця № 1. Обсягдоливаемой (>витесняемой) рідини.

L

D

>

v

V

100 73 5,5 0,12 0,12
200 73 5,5 0,12 0,24
300 60,3 5 0,11 0,35
400 60,3 5 0,11 0,46
500 60,3 5 0,11 0,57
600 60,3 5 0,11 0,68

де: L – довжина порушених (спущені) труб, м

D – діаметр труб, мм

- товщина стінки труб, мм

v – обсяг порушених (спущені) труб, м3

V- наростаючий обсягдоливаемой (>витесняемой) рідини, м3

Після завершення підйому (спуску) труб в вахтовому журналі записується міра порушених (спущені) труб і обсягпромивочной рідини, витраченої чи витисненою під час проведення робіт.

>Спуско-подъемние операції (>СПО) трудомісткі і залежно від характеру робіт від 50 до 80% всієї, затрачуваного на: ремонт, тобто. фактично ці роботи визначають загальну тривалість ремонту свердловини. У цій, механізація і автоматизація обов'язкові з прискорення ремонту.Свинчивание і розгвинчуванняНКТ приСПО виконують з допомогою автоматівАПР – 2 СБ з приводом для електродвигуна.АПР – ДП з гідроприводом, механічних ключів КМУ – 32 - 50, КМУ – ДП з гідроприводом.

,ПідйомНКТ

Перш ніж розпочати підйом колониНКТ, необхідно переконатися, що де вони схоплені.Прихват труб визначають по індикатору ваги.

Підіймаючись колони труб із свердловини слід дотримуватись такі правила:

> Першу трубу колони треба ставити з допомогою спеціальної звідного патрубка; під час ремонту глибоких свердловин необхідно застосовувати підйомний патрубок зтермообработаннимрезьбовим кінцем;

> Не можна дозволяти різких переходів з одного швидкості підйому в іншу і перевищення навантаження більш 20% власної маси колони труб.

> Підніматиотвинченную трубу можна тоді, коли він повністю вийшов із різьби муфти.

> Не рекомендується видалятиручниками по муфті послабленнярезьбового сполуки.

> Перед подачею піднятою труби на містки слід їхньому різьблення нагвинтити запобіжний ковпачок.

ПідйомНКТ із прихопленої свердловини починають ізввинчивания звідного патрубка в муфту посадковоїпланшайби, яку надягають елеватор. Потімпланшайбу піднімають до виходу із свердловини першої муфти спущені у замкову шпарину труб, під яку підводять елеватор. Закривши елеватор, садять нею підвіскуНКТ,отвинчиваютпланшайбу і, відтягнувши її вбік, розпочинають підйому труб.

УзвізНКТ. При спуску колониНКТ времонтируемую свердловину рекомендується дотримуватися таке:

> Під час підйому змостков недопущення розгойдування труби і його ударів про деталі вишки.

>Посадкунавинчиваемой труби в муфту попередньої труби слід плавно, дотримуючись сувору вертикальності труби.

> Присвинчивании труб автоматамиАПР – 2, механічними чи гідравлічними ключами КМУ необхідно домагатися повного їх закручування протягом усього довжину різьби.

> Не допускати обертання підвіскиНКТ за їїсвинчивании; щоб уникнути цього встановлюютьконтрключ.

> При спуску колониНКТ, складеної і різних марок сталей, слід заміряти їх довжини потипоразмерам; не можна допускати змішування труб різних типів, марок і середніх розмірів; під час переходу від труб меншого діаметра більшого треба використовувати відповідніпереводники.

>Отбракованние труби прибирають зі стелажа з позначкою «шлюб».

> На верхній кінець спущеній підвіскиНКТ впланшайбу сліднавинчивать підвісної патрубок.

Узвіз та підвищення насосних штанг

Процес спуску і підйому насосних штанг той самий, що у труб. Оскільки маса поставлених штанг значно менше маси труб тієї самої довжини,СПО виробляє великих швидкостях, ніж труб. Підняті штанги вкладають на стелажі рядами, прокладаємо з-поміж них дерев'яні рейки. Щоб уникнути вигину забороняється піднімати здвоєні штанги. Передсвинчиванием різьблення їх очищують і змазують, та був зміцнюють вщерть.Стучать, вдаряти по муфті і тілу штанг металевими предметами і інструментами забороняється.Укладиваемие насосні штанги повинен мати щонайменше шести опорних точок,равномерно-распределенних у всій їх довжині. Не допускається змішування штанг різних марок стали.


Загальний характер робіт

 

Поточний ремонт свердловин (>ТРС) – комплекс робіт з перевірці, часткової чи повну заміну підземного устаткування, очищення стінок свердловини і забою від різних відкладень (парафіну, піску, солей, продуктів корозії), а як і здійснює в свердловинахгеолого-технических та інших заходів щодо відновлення та підвищення їх нафтовіддачі.

Мета поточного ремонту – усунення різних несправності і порушень як експлуатації свердловин і підземного устаткування, підготовка до освоєння нових свердловин після буріння, а капітального ремонту. До основним роботам при поточних ремонтах свердловин ставлятьсяспуско-подъемние операції, монтаж і демонтаж гирлового устаткування.

Усі поточні ремонти свердловин поділяють на планово – попереджувальні (профілактичні) й відновлювальні.

Мал.1


>Планово – попереджувальнийпоточний ремонт свердловин, запланований завчасно, передбачений відповідними графіками. Через війну профілактичного ремонту виконуються наперед різні відхилення від встановленого технологічного режиму експлуатації свердловин – зниження їхдебетов і повний припинення подачі рідини, викликані відкладенням парафіну, солей,пескопроявлением, зносом.

Відновлювальнийпоточний ремонт свердловин, викликаний несподіваним різким погіршенням встановленого режиму їхньої роботи чи раптової їх зупинкою з різних причин (>пробкообразование, забивання труб парафіном, солями, обрив штанг, труб, перепустку клапана при газліфтної видобутку й ін.)

>Межремонтним періодом роботи свердловини (МРП) називають тривалість її експлуатації на встановленому режимі (на добу) від попереднього до наступного ремонту.

Розрізняють плановий і фактичниймежремонтние періоди.

Плановий міжремонтний період кожної свердловини проектують, з запланованого числа планово-запобіжних ремонтів, з урахуванням на середні терміни (в годиннику) кожного виду ремонту.

Фактичний міжремонтний період обчислюється з фактичних ремонтів даної свердловини. Відносини фактично відпрацьованого свердловиною часу календарному називається коефіцієнтом експлуатації.

Таблиця №2 Види поточного ремонту свердловини.

Види робіт

>Технико-технологические вимоги

Ремонт свердловин, обладнанихштанговимискважинними насосами Виконання заданого обсягу робіт
Зміна насоса Нормальна робота насоса подинамограмме чи подачі
Усунення обриву чи відгвинчування штанг Усунення дефекту
ЗмінаЭЦН Нормальна подача і натиск
Ремонт свердловин для очищення забою і експлуатаційної колони від парафіну,гидратних відкладень, солей і піщаних пробок. Виконання запланованого обсягу робіт, проходження шаблону до необхідної глибини. Збільшення дебіту нафти.
Консервація і розконсервування свердловин. Ремонт газліфтних, фонтанних і газових свердловин. Виконання заданого обсягу робіт, підтверджених геофізичними дослідженнями. Технологічний ефект прямо не визначається.
Ремонт свердловин, що знегерметичностьюНКТ. Збільшення дебету нафти, зменшення обводненості продукції.
Досвідчені роботи з випробуванню нових видівНКТ, штанг,скважинних насосів,ЭЦН та інших. Виконання запланованого обсягу робіт.

>Устьевое устаткування свердловин експлуатованих штангової насосної установкою

Для підвіски насосних труб, напрям продукції свердловини ввикидние лінії, герметизації гирла, а як і задля забезпечення відбору газу ззатрубного простору на гирло свердловини встановлюють спеціальнеустьевое устаткування, яке зпланшайби ітройника.Планшайбу з підвішеними її у трубами встановлюють на колоннийфланецФА. Упланшайбе є отвір це про людське газу ззатруба й у виміру рівня рідини в свердловині ехолотом. У верхню муфту трубввинчивают трійник це про людське нафти. Вищетройника, щодо його герметизації і пропускусальниковогоштока, встановлюють сальник з кришкою і пружиною. Рідина, подана насосом, іде через бічний відвідтройника ввикидную лінію. Для спуску у замкову шпарину манометра чипробоотборника череззатрубное простір застосовують ексцентричнупланшайбу, де отвір для спускускважинних приладів зміщений від центру на деяке відстань.

Конструкціясамоуплотняющегося гирлового сальника дозволяє піднімати на поверхню плунжер чи вставний насос без роз'єднання ліній і зняттятройника.

>Сальниковий шток підвішують до голівці балансирастанка-качалки з допомогою канатної підвіскиПКН (підвіска канатна нормального низки). Основними приводними механізмами штангових насосів єстанки-качалки типуСКН чи СК, які наприустьевой майданчику свердловини.

Ремонт свердловин, обладнанихштанговимискважинними насосами.

Ремонт штангових насосних свердловин залежить від піднесенні і спуску насосних штанг чиНКТ; ліквідація обриву і відгвинчування штанг; перевірці й заміні клапанів, посадкового конуса; зміні насосів;расхаживаниизаклинившегосяплунжера в циліндрі насоса.

Перевірка і зміна трубного насоса. Після розбірки і демонтажустанка-качалки і гирлового устаткування із прихопленої свердловини витягають насосні штанги зплунжером і вкладають рядами на стелаж. Потім разом із циліндром насоса і захисним пристосуванням, приєднаним для її прийому, витягають насосні труби.

Після закінчення підйому насоса визначають глибину рівня життя та забою в свердловині. Якщо фільтр відкритий, то розпочинають спуску нового насоса. Якщо після перевірки насоса лежить на поверхні встановлюють, що циліндр і плунжер сильно спрацьовані, їх заміняють. Якщо вони ще придатні для подальшої експлуатації, їх промивають гасом і знову спускають у замкову шпарину.

Спочатку спускають захисне пристосування (газовий, піщана чигазопесочний якір, сепаратор, фільтр, захисну сітку), потім спускають на трубах насос на заздалегідь намічену глибину. Після цього садять трубипланшайбу, спускають плунжер на насосних штангах і допускаючи їх у 5 – 6 метрів до циліндра насоса, заливають водою, спущені у замкову шпарину насосні труби. Заповнивши насосні труби водою до гирла, визначають нижнє становищеплунжера за максимального нахилі голівки балансира верстата-качалки.

Після складання гирлового устаткування свердловини і верстатакачалки, приєднаннясальниковогоштока до голівці балансира з допомогою канатної підвіски свердловину запускають в роботу. Оскільки насосні труби до її пуску було заповнено водою, то, при першихкачаниях балансира починається подача рідини насосом.

Заміна клапанів. Для заміни клапанів штанги разом ізплунжером насоса піднімають із свердловини. Після зміни відпрацьованих клапанів плунжер спускають у труби на насосних штангах. Установивши плунжер в циліндр іотсоединив прийомний клапан від нижнього кінця, штанги обмивають водою. Потім спущені у замкову шпарину труби заповнюють водою, встановлюютьустьевое устаткування, монтуютьстанок-качалку,сальниковий шток приєднують до канатної підвісці і пускаютьстанок-качалку в роботу.

Перед розбиранням гирлової арматури ремонтованій свердловини варто переконатися, що конкурентний тиск в свердловиніснижено до атмосферного, потім зняти шпильки, що з'єднуютьФА з трубної голівкою, окрім двох шпильок, розташованих діаметрально протилежно. Після цього зняти решта шпильки, підтримуючиФА в вертикальному становищі, підняти її й встановити кут робочого майданчика, прикріпивши до ноги вишки чи щогли.

Забороняється:

> Виробництва ремонту свердловини припереливе рідини з її;

> Змінювати становище балансира шляхом провертанняклиноременной передачі вручну;

>Расхаживатьзаклиненний плунжер глибинного насоса;

> Застосовуватиклиновую підвіску присвинчивании іразвинчивании штанг механічними ключами.

Боротьба ускладненнями при експлуатації свердловинштанговими насосними установками

При експлуатації свердловинШНУ можуть відбуватися такі ускладнення:

> Знос штанг і стиранняНКТ

> Надходження з пласта у замкову шпарину разом із нафтою пластовій води

> Надходження з пласта у замкову шпарину газу та піску

>Отложение парафіну на клапанах насоса, стінках і поверхнях труб і штанг.

Щоб запобігти обриву штанг іистирания труб застосовують загартовані поверхні муфти з овальними крайками і оброблені струмами високої частоти. Для боротьби з корозією застосовують інгібітори корозії, які періодично у потрібної дозі подаються узатрубное простір свердловини. Боротьбу з відкладеннями парафіну проводять механічним шляхом з допомогою торцевих укорочених пластинчастих шкребків, закріплених доштангам. Ці шкребки автоматично повертаються визначений кут при кожному ході колони штанг вниз. Для боротьби з відкладеннями парафіну як і проводять періодичні термічні обробки свердловин і їх зупинки закачуванням взатрубное простір гарячої нафти, яка проходячи через клапани іНКТ, плавить відкладення парафіну і вносить їх у поверхню. Також застосовуютьостеклованние або покриті спеціальним лакомНКТ, у яких парафін не осідає.

Великі ускладнення обумовлені потраплянням вільного газу циліндри штангових насосів. Боротьбу з тими ускладненнями проводять такими методами:

> Використовують насоси з зменшеним шкідливим простором

>Увеличивают довжину ходуплунжера

>Увеличивают глибину занурення насоса під рівень рідини в свердловині

>Откачивают газ ззатрубного простору

Пісок, що надходить з пласта може утворювати на забої піщану пробку, у результаті зменшується чи цілком припиняється приплив нафти на свердловину. Також, потрапляючи в насос, пісок передчасно стирає його деталі, часто заклинює плунжер в циліндрі. Основні заходи щодо боротьби з піском прийомі насоса:

> Установка прийомі насоса піскового якоря

> Регулювання відбору рідини із прихопленої свердловини;

> Застосування трубчастих штанг.

Підготовка до спуску і спускЭЦН

Підготовка свердловини до спуску у якихпогружного агрегату залежить від перевірці стануекс.колонни шаблоном, діаметр якого має бути на виборах 4 мм. Більше максимального зовнішнього діаметраЭЦН і щонайменше 9 м. Перед спускомЭЦН встановлюють містки для укладання ними деталей заглибний установки, монтують підвісної ролик до другого поясу мишки.Подвесной ролик служить направлення кабелю,сбегаемого з

Схожі реферати:

Навігація