Файл: Nachalo_otcheta.doc

Установка работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд жидкость (процесс нагнетания).

При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

Станок-качалка является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью – колонны штанг.

2.3.Подземный ремонт скважин

В период разработки залежи возникает необходимость изменения технологического режима или способа эксплуатации скважины; профилактики, замены и ремонта скважинного оборудования, воздействия на призабойную зону пласта, ликвидации отдельных объектов или скважины в целом, ввод в разработку новых объектов.

Все работы, связанные с выполнением операций по воздействию на скважинное оборудование, скважину как техническое сооружение и на пласты к ней прилегающие, называют подземным ремонтом скважин.

Подземный ремонт является одним из производственных процессов разработки месторождений и в зависимости от сложности и трудоемкости условно подразделяют на т е к у щ и й и к а п и т а л ь н ы й.

Четкого разграничения между видами ремонта нет.

Текущий ремонт - комплекс работ по исправлению или изменению режима работы внутрискважинного и устьевого оборудования, поддержанию скважины в работоспособном состоянии.

Виды работ выполняемые при текущем ремонте , ревизия и частичная или полная замена скважинного оборудования, оптимизация режимов эксплуатации, очистка и промывка забоя скважины, выполнение запланированных геологических и технологических мероприятий.

Капитальный ремонт – комплекс работ по восстановлению работоспособного состояния скважин, воздействию на продуктивные пласты, а также выполнение сложных работ, которые не могут быть выполнены посредством текущего ремонта.

Виды работ, выполняемые капитальным ремонтом можно сгруппировать по следующим направлениям: охрана недр и окружающей среды, изоляционные работы по перекрытию и ограничению путей поступления воды в продукцию

скважины, воздействие на продуктивные пласты, восстановление и ликвидация аварий в стволе скважины.

Характерной особенностью подземного ремонта скважин является то, что при различных его назначениях, продолжительности и сложности в большинстве случаев выполняются одни и те же операции с использованием одних и тех же специальных машин и инструментов.

---

Оборудование для выполнения подземного ремонта скважин:

1) грузоподъемное оборудование - предназначено для проведения спуско-подъемных операций и состоит из вышек (матч), талевых систем, лебедок, и их привода, которым чаще всего является двигатель транспортного средства. Параметры грузоподъемного оборудования определяются массой спускаемого инструмента и следовательно , глубиной спуска и конструкцией скважинного оборудования.

2) агрегаты для подземного ремонта скважин - нашей промышленностью выпускается широкий спектр таких агрегатов (АзИНМАШ-37 на базе КраЗ-2255; АПРС-32 на базе КраЗ-225; АПРС-32-01 на базе КраЗ-260,260Г и т.д)

3) инструменты для выполнения спуско-подъемных операций:

Элеваторы-предназначены для задержания и удержания на весу подземного оборудования.

Спайдеры-предназначены для захвата и удержания на весу НКТ при спуско-подъемных операциях.

Трубные ключи- применяются для свинчивания и развенчивания НКТ, бурильных труб в процессе ремонта.

Скважину считают подготовленной к ремонту, если созданы условия для проведения в ней всех необходимых операций при соблюдении охраны труда, исключения загрязнения окружающей среды и потерь продукции.

2.4. Методы воздействия на прискважинную часть пласта

По характеру воздействия на призабойную зону методы улучшения её проницаемости можно разделить на три основные группы: химические, механические и тепловые. Иногда наилучшие результаты даёт 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, скреплённых карбонатными цементирующими веществами. Механические методы обработки обычно применяют в пластах, сложенных плотными породами. Тепловые методы воздействия используют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Солянокислотная обработка забоев скважин основана на способ­ности соляной кислоты растворять известняки и доломиты. Обрабатывать известняки и доломиты другими кислотами (напри­мер, серной кислотой) нельзя, так как в результате реакции обра­зуются нерастворимые в воде соли, осаждающиеся на забой сква­жины и закупоривающие поры. При солянокислотной обработке скважину очищают от песка, грязи, парафина и т.п. Для очистки её стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают её без промывки, вымывают (“кислотная ванна”) отреагированную кислоту вместе с продуктами реакции.

Если в скважине возможно установить циркуляцию, то сначала её заполняют нефтью, затем в трубы нагнетают раствор соляной кислоты. Вытесняемую нефть замеряют в мернике (количество кислоты, нагнетаемой в скважину, должно быть равным объёму насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в интервале расположения обрабатываемого горизонта). После закачки расчётного количества кислоты закрывают задвижку на выкиде из затрубного пространства и под давлением в скважину нагнетают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из труб продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии оставляют скважину и пускают в эксплуатацию.

---

П ри кислотных обработках используют специальные агрегаты (например, агрегат типа Азинмаш-30) или обычные передвижные насосные агрегаты, смонтированные на автомобили или тракторе

1.Скважина

2.Насосный агрегат

3.Резервуар для нефти

4.Резервуар для

соляно кислотного

раствора

Лучший сорт кислоты – соляная синтетическая с добавками реагентов-ингибиторов: уникола ПБ-5 катапинов вида A и K для предупреждения коррозии метала; стабилизатора (уксусной кислоты) для предупреждения выпадения осадков железа из раствора; интенсификаторов для облегчения удаления продуктов взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины.

Солянокислотную обработку в любом варианте применяют для обработки карбонатных пород. Если продуктивные горизонты сложены песчаниками с глинистым цементом, применяют грязевую ванну (смесь плавиковой кислоты с соляной). Вначале целью удаления цементной и глинистой корки делают соляно кислотную ванну. Затем для растворения в призабойной зоне карбонатов в скважину закачивают 10-15% -ный раствор соляной кислоты. После удаления продуктов реакции в пласт закачивают грязевую кислоту, выдерживают её определённое время, очищают забой от продуктов реакции и пускают скважину в работу.

П ри соляно кислотной обработке скважин используются следующие агрегаты: АНЦ 32/50

Агрегат для кислотной обработки собран на базе Урал-55571-1121-40.

Агрегат предназначен для транспортировки соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при солянокислотной обработке призабойной зоны скважин. Установка насосная кислотная УНК- 16/5 предназначена для транспортировки соляной кислоты и нагнетания в скважины жидких сред при соляно-кислотной обработке призабойной зоны нефтяных и газовых скважин. Насосная установка монтируется на шасси автомобилей КрАЗ 65101-100 и Урал 4320-1912-30, и включает в себя насос высокого давления, трансмиссию, цистерну, манифольд, вспомогательный трубопровод и другое оборудование.

В настоящее время технологии по обработке скважин соляной кислотой продолжают совершенствоваться

Соляная кислота разъедает металл. Поэтому для предохранения емкостей, насосов и трубопроводов к кислоте добавляют специаль­ные вещества, называемые ингибиторами, которые уменьшают или сводят до минимума коррозийное воздействие кислоты на металл.

Продукты взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого процесса в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, называ­емые интенсификаторами.

В соляной кислоте иногда содержится значительное количество окислов железа, которые при обработках скважин могут выпадать из раствора в виде хлопьев и закупоривать поры пласта. Для удер­жания окислов железа в кислоте в растворенном состоянии приме­няются стабилизаторы.

---

Сущность метода воздействия на призабойную зону сква­жины – гидравлический разрыв пласта – состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забой скважины. В образовавшиеся трещины под тем же давлением вместе с жидкостью нагнетают отсортированный крупнозернистый песок, который не дает трещине сомкнуться после снятия давления.

Обычные ГРП состоят из следующих последовательно проводимых этапов:

1. закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин в пласте;

2)закачка жидкости-песконосителя с песком;

3)закачка продавочной жидкости для продавки песка в трещины.

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяются при эксплуатации скважин, дающих парафинистые и смолистые нефти.

При прогреве тем или иным способом призабойной зоны парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Скважины, снизившие свои дебиты из-за отложений парафина и смол, восстанавливают их после тепловой обработки забоя.

3. Сбор и подготовка нефти на промыслах

3.1.1. Промысловая подготовка нефти

Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь, состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мех. примесей . В таком виде транспортировать продукцию нефтяных скважин по магистральным нефтепроводам нельзя.

Во-первых, вода - это балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительно большие потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти. Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками, защемленными в вершинах профиля и скоплений воды и пониженных точках трассы.

В -третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей - абразивный износ оборудования.

Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.

3.1.2. Дегазация.

Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти. Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором, а сам процесс разделения - сепарацией.

Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом увеличиваются капиталовложения в сепараторы.

В связи с вышесказанным число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя. Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.

Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа

---

Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис. 3).

Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси.

Рис.3 Вертикальный сепаратор

А - основная сепарационная секция; К -осадительная секция; В - секция сбора нефти; Г- секция каплеудаления; 1 - патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 - раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 - регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 - жалюзийный каплеуловитель; 5 - предохранительный клапан; 6 -наклонные полки; 7 - поплавок; 8 -регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 - линия сброса шлама; 10 -перегородки; 11 - уровнемерное стекло; 12 - дренажная труба

Рис. 4. Горизонтальный газонефтяной сепаратор:

1 - технологическая емкость; 2 - наклонные желоба; 3 - пеногаситель; 4 -выход газа, 5 - влагоотделитель; 6 - выход нефти; 7 - устройство для предотвращения образования воронки; 8 - люк-лаз; 9 - распределительное устройство; 10-ввод продукции

За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз. Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина и т.п.) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.

Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Они занимают относительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.

Горизонтальный газонефтяной сепаратор (рис. 4.) состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.

---