ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.10.2023
Просмотров: 300
Скачиваний: 17
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Для регулирования дебита скважины фонтанную арматуру оснащают дросселем регулируемого или нерегулируемого типа.
На боковых отводах елки и трубной головки могут быть предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки, карманы для замера температуры среды, а также вентили для замера давления.
В прямоточных задвижках ЗМС1 герметичность создается плотным контактом шибера с седлами как на входе, так и на выходе.
Фонтанную арматуру на рабочее давление 70 МПа изготовляют по схеме 6 ГОСТ 13846-84. В качестве запорного устройства применяются прямоточные задвижки ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шибером, с уплотнением “металл по металлу”, с автоматической подачей смазки в затвор.
Арматура в зависимости от типа комплектуется различными задвижками: АФ6аВ - с ручным, дистанционным и автоматическим управлением; АФ6А - с ручным и автоматическим управлением; АФ6 - с ручным управлением.
Задвижки ЗМАДП с дистанционным и автоматическим управлением пневмоприводные имеют дублирующее ручное управление.
2.3. Регулирование работы фонтанной скважины
Режим работы фонтанных скважин можно изменять: а) созданием противодавления на выкиде фонтанной елки установкой штуцера (называемого обычно устьевым штуцером) или в трапе; б) созданием местного сопротивления у башмака фонтанных труб путем применения глубинного штуцера; в) подбором диаметра и длины колонны подъемных труб.
Устьевые штуцеры применяют нескольких конструкций соответственно характеристике скважины. Отверстие в штуцере делают в зависимости от заданного режима работы скважины. Штуцеры устанавливают на выкидных линиях за боковыми задвижками (кранами) фонтанной елки. Обычно за задвижкой (краном) на выкиде помещают катушку, а рядом с ней штуцер. За штуцером находится штуцерный патрубок длиной 1-1,2 м, изготовленный из толстостенной 102- или 146-мм бурильной трубы и имеющий на обоих концах фланцы.
На обеих выкидных линиях устанавливают штуцеры с отверстиями одинаковых диаметров с целью сохранения режима работы скважины при смене штуцера.
На рис. 4. изображен штуцер, используемый на скважинах, где в продукции скважины содержится песок. В стальной корпус 3 штуцера плотно вставлена стальная термообработанная или выполненная из твердых сплавов втулка 4. Для герметичности уплотнения между буртом штуцера и фланцами устанавливают металлические прокладки 2. При смене штуцера переводят фонтанную струю с рабочей линии на запасную, открыв и закрыв соответствующие задвижки. Для смены штуцера нужно разболтить два соединения штуцерного патрубка, причем нижние болты не следует вынимать из отверстий. Далее, для того чтобы вынуть буртик штуцера из паза, необходимо отвести в сторону на 5-7 мм штуцерный патрубок, после чего его можно будет повернуть на 180°, вынуть из него сработанный штуцер и вставить новый. Новый штуцер устанавливают в обратном порядке.
Для облегчения и ускорения смены штуцеров применяют быстросменяемые и регулируемые штуцеры.
На рис. 5. показан регулируемый штуцер (дроссель). В этом штуцере фонтанная струя меняет свое направление на 90°. Чтобы изменить проходное сечение в штуцере, иглу-наконечник 2 приближают к втулке 1 или отдаляют от нее путем вращения маховика 6. Значение открытия штуцера показывает стрелка на указателе. Регулируемые штуцеры можно применять только для скважин с малым содержанием песка в фонтанной продукции.
Рис. 4. Устьевой штуцер со сменной втулкой:
1 - катушка; 2 - металлическая прокладка; 3 - стальной корпус; 4 - втулка;
5 - патрубок
Рис. 5. Регулируемый штуцер.
В условном обозначении регулируемого дросселя указывается: ДР - дроссель регулируемый; первое число - диаметр условного прохода, мм; второе число - рабочее давление, МПа; следующее буквенное обозначение - исполнение по коррозионной стойкости по аналогии с фонтанной арматурой и задвижкой, например типа ДР-65*35К1.
При необходимости иметь насадку постоянного сечения предусматривается нерегулируемый дроссель. Для этого сборка, состоящая из шпинделя, насадки, гайки и других деталей, заменяется заглушкой.
Большое распространение в зарубежной практике получили быстросменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются при помощи специальных пакеров. Сменяют такие штуцеры без извлечения труб из скважин. Для спуска и подъема забойных штуцеров применяют специальный спускоподъемный инструмент, спускаемый на стальном канате.
2.4. Исследование фонтанных скважин
Основой исследования скважин на приток, независимо от способа эксплуатации, является определенное для данной скважины в данный период ее работы уравнение притока жидкости.
Исследования скважин на приток проводят двумя методами: 1) метод прослеживания уровней или давлений; 2) метод пробных откачек или установившихся отборов.
Первый метод заключается в том, что в скважине отбором или подливом жидкости понижают или повышают уровень жидкости относительно статического уровня, т.е. выводят скважину из состояния равновесия. Затем, прекратив отбор или подлив жидкости, прослеживают во времени изменение положения уровня жидкости в скважине или забойного давления.
Механизм этого процесса заключается в следующем. Уровень жидкости в скважине понижается, т.е. давление на забой становится меньше пластового, и начинается движение жидкости из пласта в скважину. После прекращения отбора жидкость из пласта продолжает поступать в скважину, повышая в ней уровень. Рост уровня вызывает: повышение давления на забой, уменьшение депрессии (разница между пластовым и забойным давлением) и в конечном счете снижение притока жидкости из пласта. Темп подъема уровня замедляется и приближается к статическому. Скорость подъема уровня, очевидно, будет зависеть от значения коэффициента продуктивности исследуемой скважины.
По значениям отбора и забойного давления при этом отборе и изменения их во времени в результате расчетов можно получить уравнение притока жидкости.
Метод пробных откачек при установившихся отборах заключается в следующем.
Производят одновременный замер дебита и забойного давления скважины при установившемся режиме, затем изменяют режим работы скважины, т.е. изменяют значение отбора жидкости, и после установления нового режима эксплуатации скважины вновь одновременно замеряют дебит и забойное давление. Ряд подобных операций (не менее трех) позволяет установить зависимость дебита скважины от забойного давления, т.е. установить уравнение притока.
2.5. Обслуживание фонтанных скважин
Режим эксплуатации скважины устанавливают на основе обеспечения рационального расхода энергии пласта. Нормальная эксплуатация скважины заключается в получении максимального дебита при небольшом газовом факторе, наименьших количествах воды и песка, бесперебойном фонтанировании.
При наблюдении за работой фонтанной скважины и ее обслуживании замеряют буферное и затрубное давления, рабочие давления на замерных установках, определяют дебит нефти, газа, содержание воды и песка в продукции скважины и т.п. Кроме того, проверяют исправность устьевого оборудования; выкидных линий; скребков, применяемых для борьбы с образованием отложений парафина. Желательно все ремонтные работы с образованием отложений парафина проводить без остановки скважины.
Результаты наблюдений записывают в специальный журнал. Эти данные служат исходным материалом для установления оптимального режима эксплуатации других скважин, работающих в аналогичных условиях.
При эксплуатации фонтанных скважин могут возникать всякого рода неполадки: запарафинивание НКТ, образование песчаных пробок, разъедание штуцера, обводнение скважины, засорение штуцера и выкидной линии и др. Признаком таких неполадок могут быть изменения буферного и затрубного давлений, дебита нефти, количества воды и песка.
Если засорились НКТ, то буферное давление понижается, а затрубное повышается (если в скважину спущен один ряд насосно-компрессорных труб). В случае образования песчаной пробки в работающей скважине увеличивают диаметр штуцера или в затрубное пространство подкачивают нефть. Это повысит скорость движения продукции по НКТ, что может привести к выносу песка.
Если песчаная пробка образовалась на забое, то затрубное давление падает. Для удаления этой пробки также увеличивают диаметр штуцера или в затрубное пространство подкачивают нефть.
При появлении воды в скважине необходимо уменьшить дебит. При увеличении дебита и уменьшении буферного давления следует увеличить проходное отверстие штуцера. В этом случае переключают линию выкида на другую и заменяют штуцер.
Если засорились штуцер или выходная линия, то дебит снижается, а буферное и затрубное давления увеличиваются. В этом случае также переключают линию выкида нефти на другую и проверяют штуцер и выкидную линию.
Для борьбы с отложениями парафина проводят следующие мероприятия:
уменьшение пульсации фонтанирования при максимальном снижении газового фактора;
применение механической очистки НКТ различными скребками;
покрытие внутренней поверхности НКТ стеклом, эпоксидными смолами, эмалями, бакелитовым лаком и др. (футерование) ;
расплавление парафина;
растворение парафина различными растворителями.
При использовании скребков на устьевой арматуре монтируют лубрикатор с сальником. Для спуска скребков на проволоке и их подъема применяют депарафинизационные установки типа АДУ, которые состоят из лебедки с электродвигателем и станции управления.
Для расплавления парафина применяют прогрев НКТ закачкой пара, горячей нефти или нефтепродуктов.
Подачу теплоносителей в виде пара от паровой передвижной установки (ППУ) в затрубное пространство и выход его через насосно-компрессорные трубы обеспечивают расплавление и вынос его струей нефти.
Для обработки скважин паром применяют передвижные парогенераторные установки пПу-3М, ППУА-1200/100 и ППУ-1600/100.
Техническая характеристика установки ППУ-3М
Топливо...................................................................... Дизельное
Расход топлива, кг/ч..................................................... До 85
Передвижная парогенераторная установка ППУА-1200/100, ППУ-1600/100 выпускается серийно взамен снятых с производства паровых передвижных установок ППУ-3М (рис.6.).
Установка ППУА-1200/100 отличается от установки ППУ-3М большей производительностью, имеет более совершенную конструкцию котла и оснащена системой автоматической защиты котла.
Рис. 6. Передвижная установка ППУ-3М:
1 - цистерна для воды; 2 - кузов; 3 - котел паровой; 4 - рама с креплением; 5 - привод и трансмиссия привода; 6 - питательный насос; 7 - автомобиль КрАЗ-255Б;
Работой основных узлов и систем установки управляют дистанционно с одного рабочего места - из кабины водителя. Установку монтируют на шасси автомобиля КрАЗ-255Б или КрАЗ-257.
Техническая характеристика ППУА-1200/100
Привод механизмов установки................................ От тягового двигателя автомобиля
Мощность, отбираемая от двигателя автомобиля, кВт... 13-15 Размеры, мм, на шасси автомобиля:
КрАЗ-255Б..........................................................................8588x2700x3740
КрАЗ-257 ...........................................................................9050x2700x3560
Масса установки, кг:
на шасси КрАЗ-255Б с полной заправкой..........................19 200
на шасси КрАЗ-257 с полной заправкой..............................18 380
В передвижной парогенераторной установке ППУА-1200/100 питательная вода из емкости 7 под гидростатическим напором через водяной фильтр 8 поступает на прием питательного насоса высокого давления 16 и далее нагнетается в парогенератор 26.
На напорном трубопроводе между питательным насосом и парогенератором последовательно смонтированы регулирующий вентиль 20, диафрагма ДВ-100 21 и обратный клапан КП-160 22. С помощью регулирующего вентиля 19 часть потока направляют во всасывающую линию, регулируя расход воды, который измеряют датчиком предельных значений расхода. Для исключения попадания пара в напорную линию при внезапном повышении давления в парогенераторе предусмотрен обратный клапан 22.
Полученный в парогенераторе пар поступает через расширитель 15, регулирующий вентиль 14 и обратный клапан 2 к потребителю. На паропроводе на выходе из парогенератора установлены два предохранительных клапана СППКМ-25-100, отрегулированные соответственно на 10,8 (рабочий) и 10,5 (контрольный) МПа. На расширителе 15 смонтированы приборы контроля температуры и давления. Для предотвращения попадания продукции скважины в трубопроводы установки предусмотрен обратный клапан КП-160 2.
Дизельное топливо из емкости 34 поступает в шестеренный
—><(
27
Рис. 7. Принципиальная схема новки ППУА-1200/100:
А - пар к потребителю; Б - воздух к вентилятору; В - пар в емкость для подогрева воды; Г - сжатый воздух от компрессора; Д - слив (дренаж); /, 19, 20, 27 - вентиль регулирующий В-622-2; 2, 22 - обратный клапан; 3, 18, 23
вентиль запорный В-201; 4 - фильтр воздушный; 5, 9, 17, 25, 35 - пробковый
28 29 30 -36ГД проходной сальниковый муфтовый кран; 6 - ресивер; 7 - емкость для воды; 5 - фильтр водяной; 10, 31
коробка отбора мощностей; II - вентилятор Ц-10-28-4; 12 - заслонка шиберная; 13
клапан предохранительный СППКМ-25-100; 14 -вентиль регулирующий; 15
расширитель; 16 - насос питательный ПТ-2/160; 21 - диафрагма высокого давления ДВ-100; 24 - горелочное устройство; 26 - парогенератор; 28- клапан отсечной 14с821 р; 29 - фильтр топливный; 30, 32 - вентиль регулирующий 15с90бк; 33 - насос топливный ШФ-0,4/255; 34 - бак топливный; 36 - кран запорный насос ШФ-0,4/25Б 33. Расход топлива во всасывающую линию регулируют вентилем 32. Топливо, пройдя через топливный фильтр 29, отсечной клапан 28, поступает в горелочное устройство, предварительно подогреваясь.
2.3. Регулирование работы фонтанной скважины
Режим работы фонтанных скважин можно изменять: а) созданием противодавления на выкиде фонтанной елки установкой штуцера (называемого обычно устьевым штуцером) или в трапе; б) созданием местного сопротивления у башмака фонтанных труб путем применения глубинного штуцера; в) подбором диаметра и длины колонны подъемных труб.
Устьевые штуцеры применяют нескольких конструкций соответственно характеристике скважины. Отверстие в штуцере делают в зависимости от заданного режима работы скважины. Штуцеры устанавливают на выкидных линиях за боковыми задвижками (кранами) фонтанной елки. Обычно за задвижкой (краном) на выкиде помещают катушку, а рядом с ней штуцер. За штуцером находится штуцерный патрубок длиной 1-1,2 м, изготовленный из толстостенной 102- или 146-мм бурильной трубы и имеющий на обоих концах фланцы.
На обеих выкидных линиях устанавливают штуцеры с отверстиями одинаковых диаметров с целью сохранения режима работы скважины при смене штуцера.
На рис. 4. изображен штуцер, используемый на скважинах, где в продукции скважины содержится песок. В стальной корпус 3 штуцера плотно вставлена стальная термообработанная или выполненная из твердых сплавов втулка 4. Для герметичности уплотнения между буртом штуцера и фланцами устанавливают металлические прокладки 2. При смене штуцера переводят фонтанную струю с рабочей линии на запасную, открыв и закрыв соответствующие задвижки. Для смены штуцера нужно разболтить два соединения штуцерного патрубка, причем нижние болты не следует вынимать из отверстий. Далее, для того чтобы вынуть буртик штуцера из паза, необходимо отвести в сторону на 5-7 мм штуцерный патрубок, после чего его можно будет повернуть на 180°, вынуть из него сработанный штуцер и вставить новый. Новый штуцер устанавливают в обратном порядке.
Для облегчения и ускорения смены штуцеров применяют быстросменяемые и регулируемые штуцеры.
На рис. 5. показан регулируемый штуцер (дроссель). В этом штуцере фонтанная струя меняет свое направление на 90°. Чтобы изменить проходное сечение в штуцере, иглу-наконечник 2 приближают к втулке 1 или отдаляют от нее путем вращения маховика 6. Значение открытия штуцера показывает стрелка на указателе. Регулируемые штуцеры можно применять только для скважин с малым содержанием песка в фонтанной продукции.
Рис. 4. Устьевой штуцер со сменной втулкой:
1 - катушка; 2 - металлическая прокладка; 3 - стальной корпус; 4 - втулка;
5 - патрубок
Рис. 5. Регулируемый штуцер.
В условном обозначении регулируемого дросселя указывается: ДР - дроссель регулируемый; первое число - диаметр условного прохода, мм; второе число - рабочее давление, МПа; следующее буквенное обозначение - исполнение по коррозионной стойкости по аналогии с фонтанной арматурой и задвижкой, например типа ДР-65*35К1.
При необходимости иметь насадку постоянного сечения предусматривается нерегулируемый дроссель. Для этого сборка, состоящая из шпинделя, насадки, гайки и других деталей, заменяется заглушкой.
Большое распространение в зарубежной практике получили быстросменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются при помощи специальных пакеров. Сменяют такие штуцеры без извлечения труб из скважин. Для спуска и подъема забойных штуцеров применяют специальный спускоподъемный инструмент, спускаемый на стальном канате.
2.4. Исследование фонтанных скважин
Основой исследования скважин на приток, независимо от способа эксплуатации, является определенное для данной скважины в данный период ее работы уравнение притока жидкости.
Исследования скважин на приток проводят двумя методами: 1) метод прослеживания уровней или давлений; 2) метод пробных откачек или установившихся отборов.
Первый метод заключается в том, что в скважине отбором или подливом жидкости понижают или повышают уровень жидкости относительно статического уровня, т.е. выводят скважину из состояния равновесия. Затем, прекратив отбор или подлив жидкости, прослеживают во времени изменение положения уровня жидкости в скважине или забойного давления.
Механизм этого процесса заключается в следующем. Уровень жидкости в скважине понижается, т.е. давление на забой становится меньше пластового, и начинается движение жидкости из пласта в скважину. После прекращения отбора жидкость из пласта продолжает поступать в скважину, повышая в ней уровень. Рост уровня вызывает: повышение давления на забой, уменьшение депрессии (разница между пластовым и забойным давлением) и в конечном счете снижение притока жидкости из пласта. Темп подъема уровня замедляется и приближается к статическому. Скорость подъема уровня, очевидно, будет зависеть от значения коэффициента продуктивности исследуемой скважины.
По значениям отбора и забойного давления при этом отборе и изменения их во времени в результате расчетов можно получить уравнение притока жидкости.
Метод пробных откачек при установившихся отборах заключается в следующем.
Производят одновременный замер дебита и забойного давления скважины при установившемся режиме, затем изменяют режим работы скважины, т.е. изменяют значение отбора жидкости, и после установления нового режима эксплуатации скважины вновь одновременно замеряют дебит и забойное давление. Ряд подобных операций (не менее трех) позволяет установить зависимость дебита скважины от забойного давления, т.е. установить уравнение притока.
2.5. Обслуживание фонтанных скважин
Режим эксплуатации скважины устанавливают на основе обеспечения рационального расхода энергии пласта. Нормальная эксплуатация скважины заключается в получении максимального дебита при небольшом газовом факторе, наименьших количествах воды и песка, бесперебойном фонтанировании.
При наблюдении за работой фонтанной скважины и ее обслуживании замеряют буферное и затрубное давления, рабочие давления на замерных установках, определяют дебит нефти, газа, содержание воды и песка в продукции скважины и т.п. Кроме того, проверяют исправность устьевого оборудования; выкидных линий; скребков, применяемых для борьбы с образованием отложений парафина. Желательно все ремонтные работы с образованием отложений парафина проводить без остановки скважины.
Результаты наблюдений записывают в специальный журнал. Эти данные служат исходным материалом для установления оптимального режима эксплуатации других скважин, работающих в аналогичных условиях.
При эксплуатации фонтанных скважин могут возникать всякого рода неполадки: запарафинивание НКТ, образование песчаных пробок, разъедание штуцера, обводнение скважины, засорение штуцера и выкидной линии и др. Признаком таких неполадок могут быть изменения буферного и затрубного давлений, дебита нефти, количества воды и песка.
Если засорились НКТ, то буферное давление понижается, а затрубное повышается (если в скважину спущен один ряд насосно-компрессорных труб). В случае образования песчаной пробки в работающей скважине увеличивают диаметр штуцера или в затрубное пространство подкачивают нефть. Это повысит скорость движения продукции по НКТ, что может привести к выносу песка.
Если песчаная пробка образовалась на забое, то затрубное давление падает. Для удаления этой пробки также увеличивают диаметр штуцера или в затрубное пространство подкачивают нефть.
При появлении воды в скважине необходимо уменьшить дебит. При увеличении дебита и уменьшении буферного давления следует увеличить проходное отверстие штуцера. В этом случае переключают линию выкида на другую и заменяют штуцер.
Если засорились штуцер или выходная линия, то дебит снижается, а буферное и затрубное давления увеличиваются. В этом случае также переключают линию выкида нефти на другую и проверяют штуцер и выкидную линию.
Для борьбы с отложениями парафина проводят следующие мероприятия:
уменьшение пульсации фонтанирования при максимальном снижении газового фактора;
применение механической очистки НКТ различными скребками;
покрытие внутренней поверхности НКТ стеклом, эпоксидными смолами, эмалями, бакелитовым лаком и др. (футерование) ;
расплавление парафина;
растворение парафина различными растворителями.
При использовании скребков на устьевой арматуре монтируют лубрикатор с сальником. Для спуска скребков на проволоке и их подъема применяют депарафинизационные установки типа АДУ, которые состоят из лебедки с электродвигателем и станции управления.
Для расплавления парафина применяют прогрев НКТ закачкой пара, горячей нефти или нефтепродуктов.
Подачу теплоносителей в виде пара от паровой передвижной установки (ППУ) в затрубное пространство и выход его через насосно-компрессорные трубы обеспечивают расплавление и вынос его струей нефти.
Для обработки скважин паром применяют передвижные парогенераторные установки пПу-3М, ППУА-1200/100 и ППУ-1600/100.
Техническая характеристика установки ППУ-3М
Топливо...................................................................... Дизельное
Расход топлива, кг/ч..................................................... До 85
Передвижная парогенераторная установка ППУА-1200/100, ППУ-1600/100 выпускается серийно взамен снятых с производства паровых передвижных установок ППУ-3М (рис.6.).
Установка ППУА-1200/100 отличается от установки ППУ-3М большей производительностью, имеет более совершенную конструкцию котла и оснащена системой автоматической защиты котла.
Рис. 6. Передвижная установка ППУ-3М:
1 - цистерна для воды; 2 - кузов; 3 - котел паровой; 4 - рама с креплением; 5 - привод и трансмиссия привода; 6 - питательный насос; 7 - автомобиль КрАЗ-255Б;
Работой основных узлов и систем установки управляют дистанционно с одного рабочего места - из кабины водителя. Установку монтируют на шасси автомобиля КрАЗ-255Б или КрАЗ-257.
Техническая характеристика ППУА-1200/100
Привод механизмов установки................................ От тягового двигателя автомобиля
Мощность, отбираемая от двигателя автомобиля, кВт... 13-15 Размеры, мм, на шасси автомобиля:
КрАЗ-255Б..........................................................................8588x2700x3740
КрАЗ-257 ...........................................................................9050x2700x3560
Масса установки, кг:
на шасси КрАЗ-255Б с полной заправкой..........................19 200
на шасси КрАЗ-257 с полной заправкой..............................18 380
В передвижной парогенераторной установке ППУА-1200/100 питательная вода из емкости 7 под гидростатическим напором через водяной фильтр 8 поступает на прием питательного насоса высокого давления 16 и далее нагнетается в парогенератор 26.
На напорном трубопроводе между питательным насосом и парогенератором последовательно смонтированы регулирующий вентиль 20, диафрагма ДВ-100 21 и обратный клапан КП-160 22. С помощью регулирующего вентиля 19 часть потока направляют во всасывающую линию, регулируя расход воды, который измеряют датчиком предельных значений расхода. Для исключения попадания пара в напорную линию при внезапном повышении давления в парогенераторе предусмотрен обратный клапан 22.
Полученный в парогенераторе пар поступает через расширитель 15, регулирующий вентиль 14 и обратный клапан 2 к потребителю. На паропроводе на выходе из парогенератора установлены два предохранительных клапана СППКМ-25-100, отрегулированные соответственно на 10,8 (рабочий) и 10,5 (контрольный) МПа. На расширителе 15 смонтированы приборы контроля температуры и давления. Для предотвращения попадания продукции скважины в трубопроводы установки предусмотрен обратный клапан КП-160 2.
Дизельное топливо из емкости 34 поступает в шестеренный
—><(
27
Рис. 7. Принципиальная схема новки ППУА-1200/100:
А - пар к потребителю; Б - воздух к вентилятору; В - пар в емкость для подогрева воды; Г - сжатый воздух от компрессора; Д - слив (дренаж); /, 19, 20, 27 - вентиль регулирующий В-622-2; 2, 22 - обратный клапан; 3, 18, 23
вентиль запорный В-201; 4 - фильтр воздушный; 5, 9, 17, 25, 35 - пробковый
28 29 30 -36ГД проходной сальниковый муфтовый кран; 6 - ресивер; 7 - емкость для воды; 5 - фильтр водяной; 10, 31
коробка отбора мощностей; II - вентилятор Ц-10-28-4; 12 - заслонка шиберная; 13 2.3. Регулирование работы фонтанной скважины
Режим работы фонтанных скважин можно изменять: а) созданием противодавления на выкиде фонтанной елки установкой штуцера (называемого обычно устьевым штуцером) или в трапе; б) созданием местного сопротивления у башмака фонтанных труб путем применения глубинного штуцера; в) подбором диаметра и длины колонны подъемных труб.
Устьевые штуцеры применяют нескольких конструкций соответственно характеристике скважины. Отверстие в штуцере делают в зависимости от заданного режима работы скважины. Штуцеры устанавливают на выкидных линиях за боковыми задвижками (кранами) фонтанной елки. Обычно за задвижкой (краном) на выкиде помещают катушку, а рядом с ней штуцер. За штуцером находится штуцерный патрубок длиной 1-1,2 м, изготовленный из толстостенной 102- или 146-мм бурильной трубы и имеющий на обоих концах фланцы.
На обеих выкидных линиях устанавливают штуцеры с отверстиями одинаковых диаметров с целью сохранения режима работы скважины при смене штуцера.
На рис. 4. изображен штуцер, используемый на скважинах, где в продукции скважины содержится песок. В стальной корпус 3 штуцера плотно вставлена стальная термообработанная или выполненная из твердых сплавов втулка 4. Для герметичности уплотнения между буртом штуцера и фланцами устанавливают металлические прокладки 2. При смене штуцера переводят фонтанную струю с рабочей линии на запасную, открыв и закрыв соответствующие задвижки. Для смены штуцера нужно разболтить два соединения штуцерного патрубка, причем нижние болты не следует вынимать из отверстий. Далее, для того чтобы вынуть буртик штуцера из паза, необходимо отвести в сторону на 5-7 мм штуцерный патрубок, после чего его можно будет повернуть на 180°, вынуть из него сработанный штуцер и вставить новый. Новый штуцер устанавливают в обратном порядке.Для облегчения и ускорения смены штуцеров применяют быстросменяемые и регулируемые штуцеры.
На рис. 5. показан регулируемый штуцер (дроссель). В этом штуцере фонтанная струя меняет свое направление на 90°. Чтобы изменить проходное сечение в штуцере, иглу-наконечник 2 приближают к втулке 1 или отдаляют от нее путем вращения маховика 6. Значение открытия штуцера показывает стрелка на указателе. Регулируемые штуцеры можно применять только для скважин с малым содержанием песка в фонтанной продукции.
Рис. 4. Устьевой штуцер со сменной втулкой:
1 - катушка; 2 - металлическая прокладка; 3 - стальной корпус; 4 - втулка;
5 - патрубок Рис. 5. Регулируемый штуцер.
В условном обозначении регулируемого дросселя указывается: ДР - дроссель регулируемый; первое число - диаметр условного прохода, мм; второе число - рабочее давление, МПа; следующее буквенное обозначение - исполнение по коррозионной стойкости по аналогии с фонтанной арматурой и задвижкой, например типа ДР-65*35К1.При необходимости иметь насадку постоянного сечения предусматривается нерегулируемый дроссель. Для этого сборка, состоящая из шпинделя, насадки, гайки и других деталей, заменяется заглушкой.
Большое распространение в зарубежной практике получили быстросменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются при помощи специальных пакеров. Сменяют такие штуцеры без извлечения труб из скважин. Для спуска и подъема забойных штуцеров применяют специальный спускоподъемный инструмент, спускаемый на стальном канате.2.4. Исследование фонтанных скважин
Основой исследования скважин на приток, независимо от способа эксплуатации, является определенное для данной скважины в данный период ее работы уравнение притока жидкости.
Исследования скважин на приток проводят двумя методами: 1) метод прослеживания уровней или давлений; 2) метод пробных откачек или установившихся отборов.
Первый метод заключается в том, что в скважине отбором или подливом жидкости понижают или повышают уровень жидкости относительно статического уровня, т.е. выводят скважину из состояния равновесия. Затем, прекратив отбор или подлив жидкости, прослеживают во времени изменение положения уровня жидкости в скважине или забойного давления.
Механизм этого процесса заключается в следующем. Уровень жидкости в скважине понижается, т.е. давление на забой становится меньше пластового, и начинается движение жидкости из пласта в скважину. После прекращения отбора жидкость из пласта продолжает поступать в скважину, повышая в ней уровень. Рост уровня вызывает: повышение давления на забой, уменьшение депрессии (разница между пластовым и забойным давлением) и в конечном счете снижение притока жидкости из пласта. Темп подъема уровня замедляется и приближается к статическому. Скорость подъема уровня, очевидно, будет зависеть от значения коэффициента продуктивности исследуемой скважины.
По значениям отбора и забойного давления при этом отборе и изменения их во времени в результате расчетов можно получить уравнение притока жидкости.
Метод пробных откачек при установившихся отборах заключается в следующем.
Производят одновременный замер дебита и забойного давления скважины при установившемся режиме, затем изменяют режим работы скважины, т.е. изменяют значение отбора жидкости, и после установления нового режима эксплуатации скважины вновь одновременно замеряют дебит и забойное давление. Ряд подобных операций (не менее трех) позволяет установить зависимость дебита скважины от забойного давления, т.е. установить уравнение притока.2.5. Обслуживание фонтанных скважин
Режим эксплуатации скважины устанавливают на основе обеспечения рационального расхода энергии пласта. Нормальная эксплуатация скважины заключается в получении максимального дебита при небольшом газовом факторе, наименьших количествах воды и песка, бесперебойном фонтанировании.
При наблюдении за работой фонтанной скважины и ее обслуживании замеряют буферное и затрубное давления, рабочие давления на замерных установках, определяют дебит нефти, газа, содержание воды и песка в продукции скважины и т.п. Кроме того, проверяют исправность устьевого оборудования; выкидных линий; скребков, применяемых для борьбы с образованием отложений парафина. Желательно все ремонтные работы с образованием отложений парафина проводить без остановки скважины.
Результаты наблюдений записывают в специальный журнал. Эти данные служат исходным материалом для установления оптимального режима эксплуатации других скважин, работающих в аналогичных условиях.
При эксплуатации фонтанных скважин могут возникать всякого рода неполадки: запарафинивание НКТ, образование песчаных пробок, разъедание штуцера, обводнение скважины, засорение штуцера и выкидной линии и др. Признаком таких неполадок могут быть изменения буферного и затрубного давлений, дебита нефти, количества воды и песка.
Если засорились НКТ, то буферное давление понижается, а затрубное повышается (если в скважину спущен один ряд насосно-компрессорных труб). В случае образования песчаной пробки в работающей скважине увеличивают диаметр штуцера или в затрубное пространство подкачивают нефть. Это повысит скорость движения продукции по НКТ, что может привести к выносу песка.Если песчаная пробка образовалась на забое, то затрубное давление падает. Для удаления этой пробки также увеличивают диаметр штуцера или в затрубное пространство подкачивают нефть.
При появлении воды в скважине необходимо уменьшить дебит. При увеличении дебита и уменьшении буферного давления следует увеличить проходное отверстие штуцера. В этом случае переключают линию выкида на другую и заменяют штуцер.
Если засорились штуцер или выходная линия, то дебит снижается, а буферное и затрубное давления увеличиваются. В этом случае также переключают линию выкида нефти на другую и проверяют штуцер и выкидную линию.
Для борьбы с отложениями парафина проводят следующие мероприятия:
уменьшение пульсации фонтанирования при максимальном снижении газового фактора;
применение механической очистки НКТ различными скребками;
покрытие внутренней поверхности НКТ стеклом, эпоксидными смолами, эмалями, бакелитовым лаком и др. (футерование) ;
расплавление парафина;
растворение парафина различными растворителями.
При использовании скребков на устьевой арматуре монтируют лубрикатор с сальником. Для спуска скребков на проволоке и их подъема применяют депарафинизационные установки типа АДУ, которые состоят из лебедки с электродвигателем и станции управления.
Для расплавления парафина применяют прогрев НКТ закачкой пара, горячей нефти или нефтепродуктов.
Подачу теплоносителей в виде пара от паровой передвижной установки (ППУ) в затрубное пространство и выход его через насосно-компрессорные трубы обеспечивают расплавление и вынос его струей нефти.Для обработки скважин паром применяют передвижные парогенераторные установки пПу-3М, ППУА-1200/100 и ППУ-1600/100.
Техническая характеристика установки ППУ-3М
Топливо...................................................................... Дизельное
Расход топлива, кг/ч..................................................... До 85
Передвижная парогенераторная установка ППУА-1200/100, ППУ-1600/100 выпускается серийно взамен снятых с производства паровых передвижных установок ППУ-3М (рис.6.).
Установка ППУА-1200/100 отличается от установки ППУ-3М большей производительностью, имеет более совершенную конструкцию котла и оснащена системой автоматической защиты котла.
Рис. 6. Передвижная установка ППУ-3М:
1 - цистерна для воды; 2 - кузов; 3 - котел паровой; 4 - рама с креплением; 5 - привод и трансмиссия привода; 6 - питательный насос; 7 - автомобиль КрАЗ-255Б;
Работой основных узлов и систем установки управляют дистанционно с одного рабочего места - из кабины водителя. Установку монтируют на шасси автомобиля КрАЗ-255Б или КрАЗ-257.
Техническая характеристика ППУА-1200/100
Привод механизмов установки................................ От тягового двигателя автомобиляМощность, отбираемая от двигателя автомобиля, кВт... 13-15 Размеры, мм, на шасси автомобиля:
КрАЗ-255Б..........................................................................8588x2700x3740
КрАЗ-257 ...........................................................................9050x2700x3560
Масса установки, кг:
на шасси КрАЗ-255Б с полной заправкой..........................19 200
на шасси КрАЗ-257 с полной заправкой..............................18 380
В передвижной парогенераторной установке ППУА-1200/100 питательная вода из емкости 7 под гидростатическим напором через водяной фильтр 8 поступает на прием питательного насоса высокого давления 16 и далее нагнетается в парогенератор 26.
На напорном трубопроводе между питательным насосом и парогенератором последовательно смонтированы регулирующий вентиль 20, диафрагма ДВ-100 21 и обратный клапан КП-160 22. С помощью регулирующего вентиля 19 часть потока направляют во всасывающую линию, регулируя расход воды, который измеряют датчиком предельных значений расхода. Для исключения попадания пара в напорную линию при внезапном повышении давления в парогенераторе предусмотрен обратный клапан 22.
Полученный в парогенераторе пар поступает через расширитель 15, регулирующий вентиль 14 и обратный клапан 2 к потребителю. На паропроводе на выходе из парогенератора установлены два предохранительных клапана СППКМ-25-100, отрегулированные соответственно на 10,8 (рабочий) и 10,5 (контрольный) МПа. На расширителе 15 смонтированы приборы контроля температуры и давления. Для предотвращения попадания продукции скважины в трубопроводы установки предусмотрен обратный клапан КП-160 2.
Дизельное топливо из емкости 34 поступает в шестеренный
—><(
27
Рис. 7. Принципиальная схема новки ППУА-1200/100:
А - пар к потребителю; Б - воздух к вентилятору; В - пар в емкость для подогрева воды; Г - сжатый воздух от компрессора; Д - слив (дренаж); /, 19, 20, 27 - вентиль регулирующий В-622-2; 2, 22 - обратный клапан; 3, 18, 23
Таблица 2 Техническая характеристика агрегатов
| Показатель | 1АДП-4-150 | АДПМ-12/150-У1 | 2АДПМ-12/150-У1 |
| Нагреваемая среда | | Нефть сырая | |
| Подача по нефти, | 8,2; 14,5 | 12 | 12 |
| | | | |
| м3/ч | | | |
| Температура подогре | | | |
| ва нефти, °С: | | | |
| безводной | 110-150 | 150 | 150 |
| обводненной до | 110 | 122 | 122 |
| 30 % | | | |
| Давление, развивае | 16; 20 | 13; 16 | 13; 16 |
| мое в рабочем режи | | | |
| ме, МПа | | | |
| Топливо, используе | Дизельное автотракторное ГОСТ 305-82 | ||
| мое при работе агре- | | | |
| гата | | | |
Воздух в горелочное устройство поступает от вентилятора Ц-10-28-4 11 через шиберную заслонку 12, подогреваясь.
Системы трубопроводов дренируются как естественным сливом через запорную арматуру 9, 36, 23, 18, так и подачей сжатого воздуха из ресивера 6.
Агрегат АДП для депарафинизации скважин горячей нефтью предназначен для нагрева и нагнетания нефти в скважину с целью удаления со стенок труб отложений парафина (табл. 2). Агрегат может быть использован также для депарафини-зации трапов, мерников, манифольдов и др.
Агрегат смонтирован на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б1А (рис. 3.10). Привод всех механизмов агрегата осуществляется от тягового двигателя автомобиля. Агрегатом управляют из кабины водителя. В качестве нагреваемой среды используют сырую нефть. Ресурс работы агрегата по запасу нефти равен 4 годам. Его обслуживают два человека.
Весь агрегат состоит из нескольких узлов и систем: нагревателя змеевикового типа, нагнетательного насоса, трансмиссии, вспомогательного оборудования, трубопроводов, контрольно-измерительных приборов и системы автоматики. Нагреватель представляет собой змеевик высокого давления, заключенный в двухстенный кожух. В нижней части нагревателя выложена топка, в которую введена форсунка. Здесь же смонтировано запальное устройство.
3600
Рис. 8. Агрегат для депарафинизации скважин горячей нефтью 2АДП-12/150-У1:
1 - насос; 2 - маннфольд; 3 - нагреватель; 4 - трансмиссия привода оборудования; 5 - топливная система
Принцип работы агрегата заключается в следующем. Нефть из емкости всасывается насосом и прокачивается через змеевики нагревателя. При своем движении по змеевикам нефть нагревается до определенной температуры и далее через напорный трубопровод нагнетается в скважину.
Для усиления эффекта воздействия используют подогретые растворители, например конденсат. Эффективным способом борьбы с отложениями парафина в НКТ является их футеровка, т.е. покрытие их внутренних поверхностей специальными лаками, эмалями или стеклом.
В систему обслуживания фонтанных скважин входит оборудование их устья (фонтанной арматуры). Основными элементами ее являются запорные устройства.
Пробковый кран и прямоточная задвижка, уплотняемые смазкой ЛЗ-162, не требуют больших усилий при управлении ими. В прямоточных задвижках для увеличения герметичности категорически воспрещается применять рычаг, так как герметичность от увеличения усилия не возрастает, поскольку плашки плоские. В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками требуется через два-три месяца смазывать подшипники шпинделя солидолами УС. Необходимо также через штуцер в днище корпуса задвижки в соответствии с инструкцией набивать смазку ЛЗ-162. Герметичность затвора прямоточной задвижки повышается за счет уплотнительной смазки, которая автоматически подается к поверхности затвора давлением среды в корпусе задвижки.После установки фонтанной арматуры с крановыми запорными устройствами на скважине необходимо дополнительно набить уплотнительную смазку во все краны и проверить их на плавность работы затвора. Смазка подается масленкой, которая ввинчивается в резьбовое отверстие шпинделя в месте нажимного болта. Кран в момент набивки смазки должен быть или полностью открыт, или полностью закрыт.
После заполнения крана смазкой нажимной болт необходимо поставить в исходное положение. Рекомендуется ввинтить его на половину длины, чтобы в процессе эксплуатации продавливать смазку на уплотнительные поверхности вращением нажимного болта на пять-шесть оборотов. Регулярная подача смазки на уплотнительные поверхности крана обеспечит постоянную герметичность затвора. Обязательна поднабивка смазки после депарафинизации скважин паром и других технологических операций, проводимых при давлениях, близких к рабочему.
Для надежной работы затвора следует регулярно проверять наличие смазки в системе крана и по мере необходимости, но не реже 1 раза в 3 мес проводить набивку смазки масленкой. Смазку подают масленкой в кран до тех пор, пока ее подача не станет затруднительной.
Фонтанную арматуру, эксплуатирующуюся перед установкой на другой скважине, как правило, проверяют и, если требуется, ремонтируют с обязательным последующим гидравлическим испытанием.
Ремонт задвижки или пробкового крана включает: разборку и промывку деталей в керосиновой ванне, их промер и отбраковку, ремонт изношенных деталей и изготовление новых, сборку задвижки и гидравлическое испытание.