2763.Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

ЭЦН нефтяных скважин. Установка включает в себя лебедку со станцией управления ЦИКЛ-М для спуска и подъема скребка, лубрикатор для ввода в канал подъемных труб скребка с грузом при спуске его в скважину, индукционный сигнализатор положения СПИ-0,1 для остановки установки после возвращения скребка вверхнее исходное положение, скребок с грузом для снятия пара- финасповерхностиколоннынасосно-компрессорных труб.

Лебедка предназначена для спуска и подъема скребка и состоит из серийного редуктора, электродвигателя, соответственно прикрепленных к вертикальной и горизонтальной плитам рамы. Барабан лебедки насажен свободно на неподвижную втулку рамы и через храповый механизм, состоящий из храповика и храпового колеса, соединен с валом редуктора. Храповой механизм предназначается для защиты скребковой проволоки от сматывания. При спуске скребка электродвигатель вращает вал редуктора с храповым колесом против часовой стрелки. Под действием груза проволока натягивается и барабан лебедки также вращается против часовой стрелки. Храповик, прикрепленный к ступице барабана лебедки, упирается в зуб храпового колеса, частота вращения вала редуктора и барабана выравнивается, и электродвигатель выполняет роль регулятора скорости спуска. При остановке скребка натяжение проволоки уменьшается и, несмотря на вращение вала редуктора, вследствие проскальзывания храповика по зубьям храпового колеса барабан остается в покое и разматывание проволоки предотвращается.

8.2.9. Скважинная установка магнитной обработки жидкости типа УМЖ

Установка на постоянных сверхсильных магнитах предназначена для снижения коррозионной активности жидкости, интенсивности солевых и парафиновых отложений, предотвращения образования стойких эмульсий в насосе и колонне труб (рис. 8.20). Выпускается диаметром 60, 73, 89 мм. Величина магнитной индукции 0,01–0,1 Тл; давление обрабатываемой жидкости не более 50 МПа; температура рабочей среды не более 90 °С; рН рабочей среды 4,0–8,0; длина установки 550–1500 мм.

261

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен с молекулярной массой 2000–3000, низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной массой 8000–12000, алифатические сополимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпиролидоном, полимер с молекулярной массой 2500–3000.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относятся «Парафлоу» АзНИИ, алкилфенол ИПХ-9, «До- рад-1А», ВЭО-504 ТюмИИ, «Азолят-7».

Диспергаторы – химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относятся соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий; защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии; защитой от солеотложений; процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

Разработан достаточно широкий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО. В настоящее время применяются следующие марки реагентов:

–бутилбензольная фракция (бутиленбензол, изопропилбензол, полиалкилбензолы);

–толуольная фракция (толуол, изопентан, н-пентан, изо-

прен);

–СНПХ-7р-1 – смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов;

–СНПХ-7р-2 – углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции;

263

–ХПП-003, 004, 007;

–МЛ-72 – смесь синтетических ПАВ;

–реагенты типа СНПХ-7200, СНПХ-7400 – сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ароматических углеводородов;

–реагент ИКБ-4, оказывающий комплексное воздействие на АСПО и коррозию металла труб;

–ИНПАР; СЭВА-28.

Технические характеристики УБПР

Назначение: малогабаритное оборудование (аналоги УДХ, УДЭ, УДР), предназначенное для хранения от 400 до 1000 литров и небольших подач (до 2,5 л/ч) химического реагента. Изготавливается два исполнения, УБПР/04 – общепромышленные, УБПР/05 – взрывобезопасное.

264

265

9. ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, изменение режима эксплуатации скважины, а также очистку скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).

Текущий ремонт подразделяют на планово-предупреди- тельный (или профилактический) и восстановительный.

Планово-предупредительный ремонт скважин – это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

Восстановительный ремонт скважин – это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

Межремонтный период работы скважин – это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность опреде-

на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период

вданной скважине.

Втабл. 9.1 представлены виды текущего ремонта скважин.

266

267

ТР7 Ремонт газлифтных скважин

ТР7-1 Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ ТР 7-2 Очистка и пропарка НКТ ТР 7-3 Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов

ТР 7-4 Ревизия, смена устьевого оборудования

ТР8 Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин

ТР9 Очистка, промывка забоя

ТР9-1 Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ ТР 9-2 Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.)

ТР10 Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования

ТР11 Прочие виды работ

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется ком-

плекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, улучшением коллекторских свойств призабойной (прискважинной) зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации пластов. Бригады капитального ремонта скважин готовят добывающие и нагнетательные скважины к гидравлическому разрыву пластов, пескоструйной перфорации, забуриванию вторых стволов и выполняют эти сложные операции. Большую долю при капитальномремонтескважинзанимаютловильныеработы.

Скважинооперацией по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

Для удобства расчета стоимости ремонтов скважин, группировки одноименных ремонтов, ускорения подготовительных работ разработан и внедрен классификатор ремонтов скважин по видам работ.

Видыкапитальногоремонтаскважинпредставленывтабл. 9.2.

268

Таблица 9 . 2 Разновидности капитального ремонта скважин

КР1 Ремонтно-изоляционные работы

КР1-1 Отключение отдельных обводненных интервалов пласта КР1-2 Отключение отдельных пластов КР1-3 Исправление негерметичности цементного кольца

КР1-4 Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором

КР2 Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

КР2-1 Устранение негерметичности тампонированием КР2-2 Устранение негерметичности установкой пластыря

КР2-3 Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра

КР3 Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта

КР3-1 Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации

КР3-2 Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной КР3-3 Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов

КР3-4 Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин

КР3-5 Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин

КР4 Переход на другие горизонты и разобщение пластов

КР4-1 Переход на другие горизонты КР4-2 Разобщение пластов

КР5 Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОРЗ, пакеровотсекателей

КР6 Комплекс подземных работ, связанных с бурением

КР6-1 Зарезка новых стволов скважин КР6-2 Бурение цементного стакана

КР6-3 Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе

КР6-4 Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин

КР7 Обработка призабойной зоны

КР7-1 Проведение кислотной обработки КР7-2 Проведение ГРП КР7-3 Проведение ГПП

КР7-4 Виброобработка призабойной зоны КР7-5 Термообработка призабойной зоны

КР7-6 Промывка призабойной зоны растворителями

269

9.1. Глушение скважин

Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:

–скважиныспластовымдавлениемвышегидростатического;

–скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанированияилинефтегазопроявления.

Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин:

–плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.

–допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин (табл. 9.3);

270