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

Подождите немного. Документ загружается.

Рис. 2.3. Схема газлифтной

установки:

1-устьевое оборудование; 2-сква-

жинная камера; 3-газлифтный клапан;

4-пакер; 5-приемный клапан

Если эксплуатация скважины

сопровождается интенсивным

отложением парафина, то на арматуре

устья устанавливают дополнительно

лубрикатор, через который на

проволоке в скважину опускают

скребок для механического удаления

парафина.

На устье газлифтных скважин

устанавливают клапан-регулятор с

исполнительным механизмом для

стабилизации давления, подаваемого

в скважину рабочего агента,

поскольку в магистральных линиях

часто происходят его колебания,

нарушающие нормальную работу

скважин.

При выборе конструкции

подъемника учитывают, в частности,

характерные особенности его

эксплуатации. Двухрядный подъем-

ник обеспечивает более равномерную

работу скважин — пульсация потока

жидкости, поднимающейся по

трубам, мала, поскольку объем

кольцевого пространства,

заполненного газом, меньше, чем

объем подъемных труб, а столб

жидкости в затрубном пространстве

играет роль компенсатора и

обеспечивает равномерное пос-

тупление жидкости к башмаку

подъемных труб.

Для однорядного подъемника

характерна пульсация, что

затрудняет регулирование подачи

рабочего агента и способствует

образованию песчаных пробок и

отложению парафина. Вместе с тем

однорядный лифт требует ис-

пользования меньшего количества

насосно-компрессорных труб. Для

равномерного поступления рабочего

агента в полость подъемных труб

используют рабочие клапаны.

При однорядном подъемнике (рис.

2.3) рабочий агент подают в

затрубное пространство скважины.

При использовании пусковых

клапанов пластовая жидкость

вытесняется в подъемные трубы до

тех пор, пока давление не достигнет

величины, соответствующей

регулировке верхнего клапана, после

чего он открывается и пропускает газ

во внутреннюю полость колонны

подъемных, труб. По мере его

подъема верхняя часть столба

жидкости газируется и начинает

двигаться вверх — часть ее вытекает

из колонны подъемных труб.

В результате давление в колонне уменьшается, уровень жидкости в

затрубном пространстве понижается до тех пор, пока не достигнет

следующего, нижерасположенного клапана. После этого (в соответствии с

регулировкой клапанов) верхний клапан закрывается, а нижний

открывается и начинается процесс газирования нижерасположенного

объема пластовой жидкости, находящегося во внутренней полости ко-

лонны подъемных труб.

Этот процесс повторяется до тех пор, пока весь объем жидкости во

внутренней полости подъемных труб не будет газирован. После этого

пусковые клапаны закроются, а газ будет поступать через башмак

подъемных труб или рабочий клапан. Для замены пусковых или рабочих

клапанов с целью их регулировки, при отказе или поломке без подъема

колонны труб клапаны устанавливают в специальных эксцентричных

скважинных камерах, располагаемых по длине колонны на расчетных

глубинах. Спускаемый в карман скважинной камеры клапан в рабочем

положении уплотняется специальными кольцами и фиксируется

пружинной защелкой. Скважинную камеру изготавливают таким образом,

чтобы проходное сечение колонны и соосность труб полностью сохраня-

лись. Это позволяет извлекать и устанавливать клапаны в любой

последовательности независимо друг от друга.

Клапаны устанавливают или извлекают инструментом, спускаемым в

скважину с помощью лебедки на канате или проволоке.

К характерным особенностям работы газлифтных установок с точки

зрения проведения подземных ремонтов следует отнести следующее:

отложения парафина в компрессорных скважинах по сравнению с

фонтанными при одинаковом составе нефти значительнее, что

объясняется более интенсивным охлаждением нефти в процессе ее

подъема по колонне труб. Признаком запарафинивания труб является

постепенное повышение давления рабочего агента при одновременном

уменьшении дебита. Парафин из подъемных труб удаляют теми же

методами, что и при фонтанной эксплуатации, поскольку арматура

устья в обоих случаях идентична, внутренняя полость подъемных

труб свободна от какого-либо оборудования.

Аналогичные признаки характерны и при отложении солей на стенках

насосно-компрессорных труб. Интенсивность их отложения зависит от

содержания воды в пластовой жидкости, ее химического состава, наличия

углекислого газа. Для уменьшения интенсивности отложения солей в

струю рабочего агента, направляемого в скважину, вводят специальные

химические реагенты.

При газлифтной эксплуатации, когда в качестве рабочего агента

применяют воздух, а продукция скважин содержит большое количество

воды и сероводорода, происходит интенсивная коррозия колонны

подъемных труб и деталей устьевой арматуры, соприкасающихся с

пластовой жидкостью. Коррозия может быть настолько интенсивной, что

через месяц в насосно-компрессорных трубах образуются сквозные

свищи, что приводит к необходимости замены колонны. В кольцевом

пространстве двухрядного подъемника из продуктов коррозии труб могут

образовываться пробки, перекрывающие поперечное сечение и

вызывающие прихваты внутреннего ряда труб.

Для предупреждения подобных явлений к наиболее эффективным

профилактическим средствам относятся использование в качестве

рабочего агента нефтяного газа, а также насосно-компрессорных труб с

внутренним покрытием. Положительный эффект достигается также при

подаче в поток рабочего агента различных ингибиторов коррозии.

2.3. Штанговые скважинные насосные установки

При использовании штанговой скважинной насосной установки

(ШСНУ) пластовая жидкость поднимается скважинным насосом

объемного действия, спускаемым на колонне насосно-компрессорных

труб и приводимым в действие балансирным станком-качалкой

посредством колонны штанг. Установка состоит из двух частей —

подземной и наземной. Подземное оборудование включает собственно

насос, защитные приспособления — газовые и песочные якори,

предназначенные для снижения вредного действия песка и газа,

находящихся в пластовой жидкости, колонны насосно-компрессорных

труб и штанг. Наземное состоит из устьевого оборудования и

балансирного станка-качалки.

Работа всего этого комплекса была подробно рассмотрена в п.1.6.

Балансирный станок-качалку (рис. 2.4) монтируют на массивном

фундаменте из сборного или монолитного железобетона. Станок-качалка

включает раму, на которой смонтированы стойка, понижающий редуктор

с тормозом и приводной электродвигатель. Двигатель соединен с

редуктором клиноременной передачей, шкив которой установлен на

одном конце ведущего вала, на другом находится тормозной шкив.

Тормоз служит для остановки балансира в нужном положении, так как,

например, при отсоединении штанг он под действием силы тяжести

грузов, (укрепленных на нем или кривошипе, стремится повернуться

вокруг своей оси. В тормоз входят две колодки с фрикционными

накладками, прижимаемыми к тормозному шкиву с помощью винта,

соединенного с приводной ручкой. Редуктор служит для уменьшения

числа оборотов, передаваемых от двигателя к балансиру. Он состоит из

чугунного корпуса с крышкой, внутри которого на подшипниках

качения располагаются три вала двухступенчатой зубчатой передачи. На

выходном валу редуктора по обе его стороны установлены кривошипы,

пальцы которых соединены с шатунами. В верхней части шатуны

сочленяются с траверсой, в средней части которой располагается

подшипник, соединяющий ее с балансиром. Он представляет

собой массивную балку двутаврового сечения, опирающуюся на

подшипник, установленный в верхней части пирамиды. На

противоположном конце балансира располагается головка, на которой

предусмотрен желоба для тросов канатной подвески. Дно желоба

представляет собой часть цилиндрической поверхности, ось которой

совпадает с осью вращения балансира. Благодаря этому возвратно-

качательное движение балансира преобразуется в возвратно-

поступательное движение канатной подвески, перемещающейся по

вертикали.

Головка соединена с траверсой с помощью шарнира, позволяющего ей

при освобождении специальной защелки поворачиваться в сторону (на

станках-качалках новых конструкций) либо откидываться вверх (на

старых конструкциях) шарнирное соединение головки с балансиром

обусловлено необходимостью освобождать пространство над устьем

скважины для размещения оборудования при подземных ремонтах и

беспрепятственного перемещения над устьем скважины талевого блока,

крюка и элеватора, а также всех инструментов и приспособлений,

применяемых при подземном ремонте.

Для изменения длины хода штанг в кривошипах имеется несколько

отверстий, в которые в зависимости от требуемой длины хода

вставляются пальцы кривошипов. Изменение числа качаний достигается

изменением передаточного отношения клиноременной передачи —

заменой шкивов на больший или меньший диаметр.

Рис. 2.4. Станок-качалка

1-канатная подвеска; 2-балансир с пововротной головкой; 3-опора балансира; 4-

стойка; 5-шатун; 6-кривошип; 7-редуктор; 8-ведомый шкив; 9-клиноременная

передача; 10-электромотор; 11-ведущий шкив; 12-ограждения; 13-салазки для

электромотора; 14-рама; 15-противовес;16–траверса; 17-тормозной шкив

Параметры станков-качалок — максимальное усилие в точке

подвеса, длина хода штанг, габариты и масса — регламентируются

стандартом.

Подвеска служит для удержания навесу колонны штанг и соединяет

устьевой шток с головкой балансира станка-качалки. Она позволяет

регулировать расположение штанг по высоте и служит для установки

динамографа — прибора для исследования работы внутрискважинного

оборудования.

Рис. 2.5. Канатная подвеска устьевого штока:

1-нижняя траверса; 2-зажимы; 3-винт; 4-верхняя траверса; 5-клиновой зажим; 6-

муфта; 7-канатная петля

Подвеска состоит из верхней и нижней траверс (рис. 2.5). На

нижнюю траверсу усилие

передается от тросов канатной подвески через их заделку. Нижний конец

корпуса заделки упирается в верхнюю траверсу, в средней части которой

через отверстие пропущен устьевой шток, зафиксированный с помощью

клиновой подвески. Для изменения его положения относительно

траверсы освобождают верхнюю гайку и перемещают подвеску вниз

относительно предварительно зафиксированного устьевого штока. При

этом плашки поднимаются и освобождают шток. По окончании

регулировки положения штока закручивают гайку, при этом плашки

опускаются вниз и захватывают его. Для обеспечения надежного

контакта штока с плашками рабочая поверхность последних имеет специ-

альную насечку, вершины зубцов которой при восприятии осевого

усилия внедряются в поверхность штока. Два винта служат для подъема

верхней траверсы при установке динамографа.

Оборудование устья скважины служит для удержания колонны

насосно-компрессорных труб, отвода пластовой жидкости,

поднимающейся по трубам в промысловую сеть, герметизации внутренней

полости НКТ и затрубного пространства.

Одна из возможных конструкций (рис. 2.6) включает в себя фланец 1,

навернутый на эксплуатационную колонну, к которому болтами

присоединена планшайба 2. В планшайбе имеются каналы 3,

соединяющие затрубное пространство с вентилем. Через центр

планшайбы проходит насосно-компрессорная труба, ввернутая в муфту 4,

на которой располагается тройник 5. Его боковое ответвление служит для

отвода продукции скважины в нефтепромысловый коллектор, а на

верхней части навинчен корпус сальника 6 устьевого штока 7.

В процессе работы балансирного станка-качалки может нарушиться

соосность канатной подвески и устьевого сальника вслед

ствие

неточности изготовления головки балансира, монтажа станка-качалки,

постепенного смещения станка-качалки относительно устья скважины и

т. п. При этом нарушается герметичность устьевого сальника. Для

уменьшения последствий от нарушения соосности применяют устьевые

сальники с самоустанавливающейся головкой, имеющей шарнирное

соединение корпуса

Рис. 2.6. Оборудование устья скважины

при эксплуатации ШСН

сальника с тройником. Зазор

между корпусом и устьевым

штоком уплотняется набором

разрезных манжет, поджимаемых

нажимным кольцом. По мере

износа манжет при появлении

утечки сальник подтягивается

вращением крышки головки. Во

время регулировки уплотнения не

следует чрезмерно затягивать его,

поскольку при увеличении

контактного давления между

уплотнением и поверхностью

устьевого штока ухудшаются

условия их смазки и уплотнение

будет перегреваться.

Для подъема пластовой

жидкости на поверхность и

удержания штангового

скважинного насоса применяют

насосно-компрессорные трубы,

используемые для фонтанной или

газлифтной эксплуатации.

Насосно-компрессорные трубы

в скважинах, эксплуатируемых с

помощью штанговых скважинных

насосов, несут большую нагрузку,

чем при фонтанном или

компрессорном способах

эксплуатации. Помимо

растягивающих усилий,

обусловленных собственным

весом, они подвержены нагрузке

от веса заполняющей их жидкости,

а в случае обрыва штанг и от веса

оборванной части колонны. В

искривленных скважинах трубы

подвергаются трению штанговых

муфт и сами трутся об

эксплуатационную колонну.

Для обеспечения высокой

долговечности труб необходимо

их свинчивать со строго

определенным крутящим

моментом (табл. 2.1).

Наиболее часто при штанговой эксплуатации используют трубы

условным диаметром 60, 73, 89 мм.

Для плунжера скважинного насоса используют штанги длиной 8 м

четырех номинальных диаметров тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм (рис.

2.7). Концы штанг имеют утолщенные головки сечением для захвата

специальными ключами

при их свинчивании и развинчивании. Штанги

соединяются специальными штанговыми муфтами.

Таблица 2.1.

Допустимые крутящие моменты для насосно-компрессорных труб

Условный диаметр трубы,

мм

102

114

Крутящий момент, Н•м

500

800 1000 1300

1600 1700—

2000

Кроме штанг нормальной длины выпускают укороченные штанги

длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3 м для регулировки длины всей колонны, которая

должна обеспечивать перемещение плунжера в цилиндре скважинного

насоса в заданных пределах. В противном случае при подходе к нижнему

положению плунжер будет ударяться о дно цилиндра, подходя к верхнему

— выскакивать из цилиндра или же выдергивать весь насос из замка (в

зависимости от конструкции насоса). Верхний конец колонны штанг

заканчивается устьевым штоком — штангой большого диаметра,

поверхность которой обработана с высоким классом чистоты. Устьевой

шток проходит через устьевой сальник и соединяется с канатной

подвеской.

В зависимости от условий эксплуатации применяют штанги с

различными прочностными характеристиками. Для их изготовления

используются стали марки 40 или легированные хромом, никелем,

молибденом с термообработкой и последующим поверхностным

упрочнением токами высокой частоты.

Штанги, расположенные в верхней части колонны, более нагружены, и

в скважинах, оборудованных скважинными насосами малых диаметров, их

обрывы наиболее часты в верхней части колонны. При использовании

насосов больших диаметров штанги в нижней части колонны при ходе их

вниз сжимаются и теряют прямолинейную форму. В результате этого

увеличивается частота разрушений колонны в нижней части, появляются

самоотвороты резьбовых соединений. В подобных случаях прибегают к

установке нескольких тяжелых штанг или труб, вес которых выбирают

таким образом, чтобы усилия в любом сечении колонны штанг были

растягивающими.

При спуске колонны штанг резьбовые соединения должны строго

соответствовать рекомендуемым (см.табл.2.7).

Рис. 2.7. Штанга насосная с муфтой

Таблица 2.2

Рекомендуемые значения крутящих моментов для штанг

Диаметр штанг, мм 16 19 22 25

Крутящий момент, Н•м 300 500 700 1000

Свинчивание штанг с меньшим крутящим моментом приводит к

увеличению вероятности самоотвинчивания, с большим моментом — к

преждевременному выходу из строя резьбы и учащению обрывов по

резьбе.

Диаметр колонны штанг подбирают исходя из расчета на прочность, в

основу которого положено сравнение действующих в колонне напряжений

с допускаемыми для используемого материала штанг при заданных

условиях их эксплуатации. Напряжение, действующее в штангах, равно

отношению силы, растягивающей их, к площади поперечного сечения.

Допускаемые напряжения для штанг определяются, как правило,

опытным путем и зависят не только от марки стали, из которой они

изготовлены, технологии их производства, но и от условий их

эксплуатации — прежде всего состава пластовой жидкости, содержания в

ней коррозионно-активных компонентов и т. п.

Разрушение штанг происходит в результате совместного воздействия

на них переменных по величине (а иногда и по направлению) усилий и

коррозионного действия химически активных веществ, содержащихся в

пластовой жидкости.

Конструкцию штанг все время совершенствуют — изыскивают способы

повышения их прочности в резьбовой части и переходной части — от

головки к телу штанги. Это достигается улучшением качества заготовок,

обеспечением соосности тела штанги и ее головки, накаткой резьбы и

снабжением ее разгрузочной канавкой. Разрабатывают принципиально

новые колонны, состоящие из одной непрерывной штанги, наматываемой

на барабан при подъеме насоса, что исключает такие операции, как

свинчивание-развинчивание, укладка на мостки и т. д.

Долговечность штанг может быть увеличена за счет их квали-

фицированной эксплуатации. Сюда относится, в частности, выполнение

всех правил при работе со штангами во время подземных ремонтов:

соблюдение правил, предъявляемых к технологии перевозки штанг,

выполнение погрузочно-разгрузочных работ только с использованием

специальных транспортных средств; правильный выброс штанг на мостки

при подъеме колонны, применение исправного инструмента при спуско-

подъемных операциях, обеспечение требуемых крутящих моментов при

свинчивании резьбовых соединений и т. п.

Помимо этого одним из основных требований грамотной эксплуатации

штанг является правильный выбор режимов работы насосной установки,

т. е. обеспечение возможно меньшего числа нагружений колонны штанг

при заданном дебите. Это достигается созданием режима работы с

минимальным числом двойных ходов штанг и максимальной длиной хода

штанг.

Как свидетельствует опыт эксплуатации, 60% разрушений происходит

в теле штанг, 17%—в ниппеле, 13%—в муфте, саморазвинчивание

резьбовых соединений составляет 10%. Характер разрушений колонны

штанг существенным образом зависит от глубины спуска насоса. Так,

например, для глубоких скважин (2000 — 2800 м) с малыми дебитами 91