Умралиев Б.Т., Ермеков М.М. Капитальный ремонт скважин

Подождите немного. Документ загружается.

ние подаваемого газа и его расход, можно обеспечить подъем пластовой

жидкости пузырьками газа на поверхность. Поднятию жидкости способ-

ствуют также и движущиеся вверх пузырьки газа. Газ может подаваться

не только по кольцевому пространству, но и по центральной трубе. В

этом случае газожидкостная смесь будет подниматься по кольцевому про-

странству.

Применяют также двухрядные подъемники, в которых газ нагнетается

в кольцевое пространство между двумя рядами колонн подъемных труб, а

газожидкостная смесь поднимается по центральной колонне. В зависимо-

сти от глубины динамического уровня длина наружного, второго, ряда

труб может быть больше внутреннего, в этом случае подъемник называ-

ют полутора рядным. Для пуска газлифтной скважины необходимо соз-

дать давление таза, обеспечивающее снижение уровня жидкости до баш-

мака подъемной колонны.

Рис. 1.6. Схема газлифтного способа эксплуатации:

а- двухрядный подъемник; б- полуторарпядный подъемник; в- однорядный подъ-

емник; г-однорядный подъемник; с рабочим отверстием; 1-первый ряд труб; 2-

второй ряд труб; 3-хвостовая часть первого ряда труб

При этом газ будет попадать в колонну, по которой поднимается

смесь. Это давление (пусковое) значительно превышает давление, необ-

ходимое для установившегося режима работы газлифта. Так, при экс-

плуатации скважины оно уравновешивает столб газированной жидкости с

небольшой средней плотностью, а при пуске — столб пластовой жидко-

сти большей плотности.

Раньше для пуска применяли специальные пусковые компрессоры вы-

сокого давления, которые соединялись со скважинами специальными

трубопроводами; в настоящее время используют пусковые клапаны, уста-

навливаемые на колонне подъемных труб для ступенчатого аэрирования

столба жидкости.

Клапаны в зависимости от места их установки должны иметь различ-

ную настройку. В процессе эксплуатации они нуждаются в периодиче-

ской регулировке и осмотре, для чего их необходимо извлекать на по-

верхность.

Часто скважину перед пуском в эксплуатацию фонтанным способом

оснащают газлифтным оборудованием, а вместо пусковых клапанов уста-

навливают их макеты — детали, имеющие размеры клапанов и обеспечи-

вающие герметизацию отверстий, соединяющих внутреннюю и наружные

полости подъемных труб. После истощения энергии пласта и прекраще-

ния фонтанирования макеты заменяют клапанами, а скважину переводят

на газлифтную эксплуатацию.

Один из самых массовых механизированных способов эксплуатации

связан с использованием штанговых скважинных насосов (ШСН). При его

применении плунжерный насос опускают на колонне подъемных труб под

уровень пластовой жидкости и соединяют с приводящим его станком-

качалкой колонной штанг (рис. 1.7). Насосная установка включает сква-

жинный насос, цилиндр которого закреплен на колонне подъемных труб,

а плунжер колонной штанг соединен с приводом — балансирным стан-

ком-качалкой. Насос снабжен нагнетательным и всасывающим клапанами.

Колонна штанг соединена устьевым штоком, проходящим через усть-

евой сальник с балансиром станка-качалки. Приводной двигатель посред-

ством редуктора и кривошипно-шатунного механизма обеспечивает воз-

вратно-качательное движение балансира, а он в свою очередь перемещает

колонну штанг и плунжер скважинного насоса. Пластовая жидкость под-

нимается по внутренней полости колонны подъемных труб и через боко-

вой отвод направляется в промысловую сеть.

Принцип работы скважинного насоса следующий. При движении плун-

жера вверх всасывающий клапан открывается, и жидкость поступает в

цилиндр насоса. В это же время нагнетательный клапан закрыт и жид-

кость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх по трубам. Таким

образом, происходит одновременный подъем жидкости, находящейся над

плунжером, и заполнение полости цилиндра под плунжером. При ходе

плунжера вниз нагнетательный клапан открывается, а всасывающий за-

крывается и происходит вытеснение пластовой жидкости из пространства

под плунжером через нагнетательный клапан в пространство над ним.

В зависимости от способа монтажа различаются два основных типа на-

соса — трубные (невставные) и вставные.

В невставных насосах цилиндр и плунжер опускают в скважину раз-

дельно: сначала цилиндр на колонне подъемных труб, а потом

плунжер с клапанами на колонне штанг.

Вставные насосы спускают в скважину в собранном виде на колонне

штанг и закрепляют на колонне труб с помощью специального замка.

Существует множество конструкций штанговых скважинных насосов,

отличающихся выполнениями плунжера, цилиндра, числом и типами кла-

панов, способами их извлечения и т. п.

Привод скважинного насоса — балансирный станок-качалку монтируют

на специальном массивном фундаменте. Он состоит из следующих основ-

ных узлов: рамы со стойкой, балансира с головкой, редуктора с двумя

кривошипами, шатунами и траверсой. Для обеспечения равномерной за-

грузки двигателя и уменьшения его мощности станок-качалку уравнове-

шивают грузами, устанавливаемыми на балансире, кривошипах или и од-

новременно тут и там. Необходимость уравновешивания установки обу-

словлена тем, что при ходе вверх двигатель должен обеспечить подъем

колонны штанг и столба жидкости, находящейся над плунжером скважин-

ного насоса, т. е, совершить полезную работу и передать колонне штанг

значительную потенциальную энергию при ее подъеме. Если не уравнове-

сить установку грузами, то при ходе штанг вниз накопленная ими по-

тенциальная энергия перейдет в теплоту и пропадет безвозвратно.

Массу грузов подбирают таким образом, чтобы, например, работа, затра-

чиваемая двигателем при ходе штанг вверх и вниз, была постоянной.

При работе штанговой скважинкой насосной установки в особо слож-

ных условиях находятся элементы внутрискважинного оборудования —

штанги, насос и подъемные трубы. Колонна штанг, передающая усилие от

станка-качалки к плунжеру скважинного насоса, подвергается перемен-

ным, по величине растягивающим усилиям в верхней части, а в нижней —

то растягивающим, то сжимающим. В процессе работы на нее воздейст-

вуют агрессивные вещества (сероводород, углекислый газ), вызывающие

ее коррозию, песок, выносимый пластовой жидкостью.

Рис. 1.7. Схема эксплуатации штанговой скважинной насосной установкой:

1-эксплдуатационная колонна; 2-скважина; 3-колонна насосно- компрессорных труб;

4-колонна штанг; 5-тройник; 6-устьевой сальник; 7-устьевой шток; 8- станок-качалка

Особенностью работы металлических деталей, подвергаемых изменяю-

щимся во времени нагрузкам, является их разрушение при определенном

числе циклов нагружения. В том случае, если детали находятся в пласто-

вой жидкости, предельное число циклов нагружения резко уменьшается

по сравнению с аналогичным при работе на воздухе. Учитывая эту осо-

бенность, целесообразно эксплуатировать скважинные насосы при воз-

можно большей длине хода штанг, так как это позволяет пропорциональ-

но уменьшить число нагружений и тем самым продлить срок их службы

при условии сохранения необходимой подачи скважинного насоса. Так,

например, увеличение длины хода штанг в 2 раза позволяет увеличить

срок службы колонны штанг примерно в 2 раза.

Подъемные трубы подвергаются воздействию пластовой жидкости, на-

ходящейся в них, там же располагается колонна штанг, соприкасающихся

с трубами в местах, где ствол скважины невертикален. Наружная поверх-

ность насосно-компрессорных труб (НКТ) соприкасается с внутренней

поверхностью эксплуатационной колонны. Так как в процессе работы

скважинного насоса усилие, обусловленное весом столба пластовой жид-

кости, расположенной над плунжером, действует то на штанги (при ходе

плунжера вверх), то на трубы (при ходе его вниз), то и колонны штанг и

труб в течение двойного хода то сокращаются, то удлиняются. Эти удли-

нения в зависимости от диаметра плунжера насоса, поперечных сечений

штанг и труб могут изменяться в широких пределах. Для скважин глуби-

ной 1000—1500 м они составляют для штанг десятки сантиметров, для

труб — единицы. Удлинения максимальны для нижнего конца труб и

убывают по мере приближения к его верхнему, неподвижно закреплен-

ному концу.

Таким образом, несмотря на то, что колонна подъемных труб непод-

вижно закреплена в зоне устья, ее нижняя часть при каждом двойном хо-

де плунжера перемещается вверх и вниз на несколько сантиметров. При

этом в местах соприкосновения истирается и - наружная поверхность ко-

лонны подъемных труб, и внутренняя поверхность эксплуатационной ко-

лонны.

В скважинном насосе к наиболее изнашивающимся деталям относятся

плунжер и цилиндр. Они истираются в результате трения и попадания в

зазор между ними песчинок. Иногда в результате попадания песка в зазор

может произойти заклинивание и для возобновления работы насос необ-

ходимо поднять на поверхность. Для предотвращения попадания песка в

насос применяют песочные якори, устанавливаемые перед всасывающим

клапаном.

Нагнетательные и всасывающие клапаны в процессе работы насоса из-

нашиваются в результате соударения шарика с его седлом и промывания

пластовой жидкостью. Увеличению их долговечности, так же как и

штанг, способствует уменьшение числа двойных ходов штанг путем уве-

личения длины хода.

Таким образом, правильный выбор параметров работы оборудования,

прежде всего длины хода штанг, может увеличить межремонтный период

работы установки.

Для приведения в действие бесштанговых скважинных насосов исполь-

зуют электрические или гидравлические двигатели, располагаемые в

скважине в непосредственной близости от них. В нашей стране широко

используют установки, в которых погруженный в пластовую жидкость

электродвигатель приводит в действие многоступенчатый центробежный

или винтовой насос.

Установка погружного центробежного электронасоса (УЭЦН) (рис. 1.8)

состоит из погружного насосного агрегата, включающего электродвига-

тель, протектор и многоступенчатый насос, спущенный в скважину на

колонне подъемных труб, закрепленных на устье скважины. Электродви-

гатель соединен кабелем со станцией управления и автотрансформато-

ром, расположенными на поверхности у устья скважины. Часть неисполь-

зованного кабеля наматывают на барабан, установленный у устья сква-

жины.

Пластовая жидкость, поступающая из пласта в эксплуатационную колон-

ну, обтекает двигатель, протектор и через боковой вход поступает в на-

сос, из которого по подъемным трубам поднимается поверхность и через

устьевую арматуру отводится в промысловую сеть.

На выходе насоса устанавливают обратный клапан для предотращения

обратного течения жидкости в подъемных трубах при установке дви-

гателя и спускной клапан для слива жидкости из труб перед подъе-

мом их из скважины. Электродвигатель установки изготавливают в специ-

альном исполнении, предотвращающем попадание пластовой жидкости в

его внутреннюю полость. Для этого ее заполняют маловязким маслом. В

электродвигателе предусмотрены устройства для обеспечения фильтрации

масла и циркуляции его внутри корпуса.

Протектор для защиты двигателя от воздействия окружающей его пла-

стовой жидкости имеет запас масла для смазки подшипников двигателя и

насоса.

Погружной насос состоит из большого числа ступеней — рабочих колес

и направляющих аппаратов,— расположенных внутри корпуса. Подобная

конструкция обусловлена тем, что одна ступень центробежного насоса

создает небольшой напор, а последовательное их соединение позволяет

получить необходимое давление.

Нагнетательные скважины (рис. 1.9) служат для закачки в продуктив-

ный пласт жидкости или газа для поддержания пластового давления на

необходимом уровне. Наиболее часто закачивают воду. Существует не-

сколько вариантов компоновки внутрискважинного оборудования, опре-

деляемых в основном расположением источника закачиваемой воды.

Нагнетаемую в пласт воду, откачивают из специальных неглубоких

скважин, пробуриваемых под руслами рек, непосредственно из рек, озер

или морей. В этих случаях ее предварительно очищают, после чего спе-

циальными многоступенчатыми центробежными насосами по трубопрово-

дам направляют в нагнетательные скважины. В скважины спускают ко-

лонну труб, нижний торец которых — башмак располагают чуть выше

пласта, куда закачивают воду. Для предохранения эксплуатационной ко-

лонны от действия давления закачиваемой жидкости в нижней части ко-

лонны устанавливают специальное уплотнение — пакер. Если геологиче-

ское строение таково, что на территории промысла имеются мощные во-

доносные горизонты, то воду берут из расположенных поблизости сква-

жин, а иногда и из выше- или нижележащих водоносных пластов той же

нагнетательной скважины. В таком случае для закачивания жидкости в

пласт в скважину спускают центробежный электронасос, устанавливают

пакеры и другое необходимое оборудование

1.7. Подземный ремонт скважин

Каждый из перечисленных выше способов эксплуатации не обеспечи-

вает непрерывного функционирования скважины в течение всего периода

его применения. Это обусловлено следующими причинами. Во-

первых, внутрискважинное оборудование, предназначенное для подъема

продукции пласта, закачки в него жидкости или газа нуждается в перио-

дическом ремонте. Для его выполнения необходимо прекратить эксплуа-

тацию скважины, поднять на поверхность оборудование и спустить в

скважину новое или отремонтированное. Во-вторых, в процессе вытесне-

ния пластовой жидкости или газа из пласта изменяются его свойства,

размеры пор и трещин, по которым течет пластовая жидкость, уменьша-

ются из-за отложения на стенках различных веществ, выделяющихся из

нефти, или даже совсем закупориваются.

Для дальнейшей эксплуатации скважины в таких случаях необходимо

воздействовать на часть пласта, прилегающую к забою скважины, для его

очистки от отложений и улучшения притока пластовой жидкости, увеличе-

ния размера пор и трещин. В-третьих, технология разработки мес-

торождения может потребовать прекращения эксплуатации какого-либо

пласта или группы пластов, ввести в эксплуатацию новые и т. п. Для этого

бывает необходимо изолировать отдельные пласты, обеспечить приток из

неэксплуатировавшихся ранее пластов или же углубить скважину, забурить

второй ствол.

Работы, связанные с выполнением операций по воздействию на обору-

дование, находящееся в скважине, скважину или прилежащие к ней участ-

ки пластов, называются подземным ремонтом скважин. Его принято под-

разделять на текущий и капитальный.

В зависимости от причин, предопределяющих проведение текущего ре-

монта, его подразделяют на:

предупредительный (или профилактический) — ремонт, который прово-

дится в соответствии с заранее составленным графиком. Его основная цель

— поддержание режима эксплуатации скважины на заданном уровне —

прежде всего это обеспечение требуемого дебита;

вынужденный (или восстановительный) — ремонт, вызванный непред-

виденными изменениями режима или вообще прекращением эксплуатации

скважины;

технологические работы выполняют при введении в эксплуатацию но-

вых скважин после бурения или капитального ремонта, необходимости из-

менения режима их работы и т. п.

Текущий подземный ремонт — комплекс работ по проверке, частичной

или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок сква-

жин и забоев от различных отложений (песка, парафина, солей, продуктов

коррозии), а также по осуществлению в скважинах геолого-технических и

других мероприятий по восстановлению и повышению их дебита.

Капитальный ремонт скважины — комплекс работ по восстановлению

ее работоспособного состояния. К нему относятся ремонт обсадной ко-

лонны и воздействия на призабойную зону и прилегающие к скважине

участки пластов.

Характер операций, выполняемых при подземном ремонте, зависит от

способа эксплуатации, поскольку он определяет применяемое внутри-

скважинное оборудование. Последовательность способов эксплуатации,

как правило, следующая: фонтанная эксплуатация, перевод на какой-либо

механизирован-ный способ добычи — газлифт, ШСН, ЭЦН.

Рассмотрим основные причины, вызывающие текущий подземный ре-

монт, при различных способах эксплуатации скважин.

Фонтанная эксплуатация

После окончания бурения скважину оборудуют фонтанной арматурой

для удержания колонны подъемных труб и соединения ее внутренней по-

лости и кольцевого пространства с выкидными линиями. На колонне

подъемных труб при необходимости устанавливают пакер, якорь и кла-

пан-отсекатель.

Пуск в эксплуатацию проводят заменой глинистого раствора или воды,

заполняющие скважину, на более легкую жидкость — воду или нефть.

Удельный вес жидкости уменьшают также ее аэрацией — продувкой

скважины сжатым воздухом — или заменой ее на газожидкостную смесь.

При фонтанной эксплуатации пластовая жидкость, как правило, подни-

мается не по всему сечению эксплуатационной колонны, а по колонне

подъемных труб (колонна насосно-компрессорных труб). Применение

специальной колонны, обусловлено:

1) облегчением работ по освоению скважины;

2) более эффективным использованием энергии газа, растворенного в

пластовой жидкости и выделяющегося в виде пузырьков при ее подъе-

ме по колонне;

3) стремлением увеличить скорость движения продукции скважины по

подъемным трубам и обеспечить вынос песка, поступающего из пласта на

поверхность;

Рис. 1.8. Схема установки скважинного электроцентробежного насоса:

1-электродвигатель с гидрозащитой; 2-насос; 3- кабель; 4- колонна насосно-

компрессорных труб; 5-пояса; 6-оборудование устья скважины; 7-станция управления

Рис. 1.9. Схема нагнетательной скважины:

1-электродвигатель; 2-насос; 3-кабель; 4-

колонна насосно-компрессорных труб; 5-пояса;

6-оборудоавние устья скважины; 7-станция

управления; 8-трансформатор

4) необходимостью обеспечения

такого режима течения, при

котором осаждение парафина на

стенках труб минимальное.

Необходимость выполнения этих

требований обусловлена осо-

бенностями процесса подъема пла-

стовой жидкости на поверхность —

она содержит в себе нефть, минера-

лизованную воду, парафин, песок и

газ. При высокой температуре в пла-

стовых условиях парафин растворен

в нефти. По мере подъема пластовой

жидкости гидростатическое давле-

ние уменьшается, растворенный газ

начинает выделяться в виде пузырь-

ков, которые постепенно рас-

ширяются. При расширении газа его

температура уменьшается, что при-

водит к охлаждению всей смеси, в

результате понижения темпе-ратуры

растворенный парафин начинает

кристаллизоваться — из жидкого со-

стояния он переходит в твердое.

Мельчайшие кристаллики парафина

находятся во взвешенном состоянии

и по пути движения жидкости осаж-

даются на внутренней поверхности

колонны подъемных труб. На слое

парафина закрепляются песчинки, и

постепенно толщина слоя увеличи-

вается.

Понижение температуры плас-

товой жидкости тем больше, чем

выше она поднимается.

В основном отложения парафина наблюдаются в верхней части подъемных

труб на расстоянии до 400 м от устья скважины; как правило, толщина отложе-

ний достигает максимума на глубине 50—200 м.

Через некоторое время после пуска в эксплуатацию фонтанной скважины

в результате отложения парафина и песка в колонне подъемных труб мо-

гут образоваться пробки, а течение жидкости может прекратиться. Пробки

представляют собой смесь песка, выносимого из продуктивного пласта, окали-

ны, образующейся при взаимодействии агрессивных составляющих пластовой

жидкости с металлом труб, парафина, смол и других веществ, находящихся в

пластовой жидкости. Пробки бывают забойные или патронные. Забойные —

представляют собой сплошной столб песка, патронные — перемежающиеся

столбы песка, жидкости и газа. Пробка, находящаяся в колонне труб длительное

время, может уплотняться, образовать прочную корку. Ликвидировать ее доста-

точно сложно.