Умралиев Б.Т., Ермеков М.М. Капитальный ремонт скважин
Подождите немного. Документ загружается.
отключение двигателя при уменьшении изоляции кабеля ниже
определенной величины.
Трансформатор служит для обеспечения требуемого напряжения,
подаваемого к кабелю. Он состоит из обмоток высокого и низкого
напряжения, магнитопровода, бака, крышки с вводами и расширителя с
воздухоочистителем.
66
Рис. 2.12. Протектор:
1-головка верхняя; 2-ниппель верхний; 3-уплотнение торцевое; 4-пята; 5-ниппель
нижний; 6-диафрагма; 7-корпус; 8-вал; 9-клапан обратный; 10- головка нижняя
67
Рис. 2.13 Компенсатор:
1-каркас; 2-пробка; 3-клапан;
4-корпус; 5-диафрагма
Рис. 2.14. Оборудование устья установки ЭЦН:
1-трубная подвеска; 2-кабель; 3-кран пробко-
вый, проходной, 4-корпус; 5- манжета
68
На стороне обмоток высокого напряжения имеется 5—10 ответвлений
(отпаек), обеспечивающих подачу необходимого напряжения на
электродвигатель в зависимости от длины кабеля, загрузки
электродвигателя и напряжения сети.
Особенности эксплуатации УЭЦН обусловлены спецификой ха-
рактеристик центробежного насоса и условиями его совместной работы
со скважиной.
УЭЦН спускают в скважину на колонне подъемных труб на глубину,
соответствующую погружению агрегата, под динамический уровень
жидкости, при котором содержание газа, выделяющегося из пластовой
жидкости, не превышает определенного предела, обеспечивающего
устойчивую работу насоса.
При остановке скважины, оборудованной УЭЦН, на длительное
время происходит разделение пластовой жидкости на нефть и во-
ду, причем граница их раздела располагается, как правило, ниже
приема насоса. Поэтому при пуске насоса, например, после дли
тельной остановки в результате обесточивания электросети сначала
установка подает чистую нефть, потом воду и, наконец, когда
установится приток жидкости в скважину, насос начинает подавать смесь
воды, нефти и газа в характерной для скважины пропорции. Попав в
центробежный насос, смесь превращается по мере прохождения его
ступеней в эмульсию, которая поднимается по колонне подъемных труб
на поверхность.
По мере ее подъема и уменьшения гидростатического давления из нее
выделяется газ. При добыче парафинистой нефти из-за уменьшения
температуры жидкости, так же как и при фонтанном или газлифтном
способе эксплуатации, начинается кристаллизация парафина, который
откладывается на стенках подъемных труб. При определенных условиях
парафин может откладываться и на стенках эксплуатационной колонны,
ниже приема насоса.
Отложению парафина способствует уменьшение скорости движения
жидкости в подъемных трубах, а также неравномерность потока
жидкости. Скорость движения жидкости при заданной подаче насоса
определяется диаметром труб, и при возможности отложения парафина их
следует выбирать, возможно, меньшего диаметра. Неравномерность
потока жидкости в подъемных трубах обусловлена в первую очередь
интенсивным выделением растворенного газа при подходе к устью
скважины. В результате непрерывное движение газожидкостной смеси
превращается в последовательное перемещение порций жидкости и газа,
что способствует быстрому запарафиниванию труб. Для исключения
подобного режима работы подъемника на устье скважины необходимо
поддерживать буферное давление не менее 0,2—0,5 МПа, что достигается
установкой штуцера соответствующего диаметра или же пред-
определяется режимом работы системы промыслового сбора продукции
скважин. Как правило, буферное давление при использовании
герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин
составляет 0,3—4,0 МПа. Штуцеры устанавливают также для ограничения
подачи насоса в тех случаях, когда она превышает дебит скважины,
рассчитанный исходя из условий эксплуатации 1 месторождения в целом.
Помимо отложений парафина в подъемных трубах причиной выхода
установки из строя, а следовательно, необходимости в подземном
69
ремонте являются неисправности и неполадки в кабеле или механической
части погружного агрегата.
Наиболее частой причиной выхода кабеля из строя является пробой
изоляции или уменьшение ее сопротивления ниже определенного уровня.
Пробой изоляции происходит мгновенно в результате механического
повреждения кабеля в процессе его спуска или растрескивания изоляции
и проникновения в трещины пластовой жидкости. Наиболее часто
проникновение жидкости через изоляцию происходит в месте
присоединения кабеля к электродвигателю, реже — в результате
проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость двигателя.
При снижении сопротивления изоляции в результате ее старения ниже
определенного предела следует прекратить эксплуатацию установки, так
как дальнейшая работа приводит к короткому замыканию, обгоранию
отдельных элементов электрической цепи, что, в свою очередь, ведет к
усложнению и удорожанию ремонта установки.
Неисправности в механической части погружных установок могут быть
связаны с заклиниванием вращающихся деталей, вызванным
некачественной сборкой агрегата на скважине перед его спуском —
перекосом во фланцевом соединении двигателя с протектором,
протектора с насосом. В подобных случаях заклинивание обнаруживается
при пуске установки. Если заклинивание произошло в результате
изнашивания подшипников насоса и протектора, то оно происходит после
определенного периода эксплуатации насоса.
Погружные центробежные электроустановки рассчитаны на
продолжительную работу, которая достигает 12—20 мес при бла-
гоприятных условиях эксплуатации и 3—4 мес при неблагоприятных —
высокой температуре пластовой жидкости, большом содержании воды и
механических примесей и т. п.
Наиболее частыми причинами снижения или полного прекращения
подачи жидкости являются следующие:
недостаточный приток пластовой жидкости в скважине;
недостаточный напор насоса;
дефектные резьбовые соединения в колонне подъемных труб, слив
жидкости через случайно сломанный штуцер сливного канала и другие
дефекты колонны;
засорение приемной сетки и первых ступеней насоса окалиной, песком,
парафином или отложениями солей.
Все перечисленные причины устраняются при проведении подземного
ремонта скважины.
2.5. Оборудование нагнетательных скважин
Для закачки воды в один или несколько пластов через одну скважину
применяют, как правило, одноканальные системы нагнетания, а для
распределения жидкости по пластам используют скважинные регуляторы
расхода или дроссели. Выпускаемые установки позволяют закачивать в
пласт речную, морскую, пластовую или сточную воды.
Оборудование скважины (рис. 2.15) состоит из наземной и подземной
части. К наземной относится арматура устья, включающая регулятор
расхода и предназначенная для герметизации устья скважины и
удержания колонны подъемных труб. Регулятор служит для
автоматического поддержания необходимого расхода жидкости при
70
колебаниях давления в нагнетательном трубопроводе. На арматуре также
предусмотрены обратные клапаны Для предотвращения обратного тока
жидкости при временном прекращении подачи или аварии водовода.
Задвижки арматуры позволяют соединять внутреннюю полость НКТ
или затрубное пространство с напорным трубопроводом или с помощью
быстросъемных соединений подключить их к агрегатам при ремонтных
или профилактических работах.
71
Рис. 2.15. Схема установки для нагнетания воды:
а-один пласт: 1-арматура устья; 2-регулятор расхода; 3-пакер; 4-циркуляционный
клапан; б - два пласта; 1-нагнетательная арматура; 2-якорь; 3-пакер; 4-регулятор расхода
жидкости; 5-циркуляционный клапан; 6-компенсатор; 7-скважинная камера; 8-
кулачковый фиксатор; 9-регулятор расхода жидкости
72
Для закачки воды в два или более пласта на колонне НКТ
устанавливают несколько пакеров таким образом, чтобы изолировать
один пласт от другого, а также эксплуатационную колонну от воздействия
закачиваемой жидкости. Напротив (аналогичные применяемым при
газлифтной эксплуатации скважин), в которых размещают регуляторы
расхода жидкости. Установку или съем регуляторов жидкости
осуществляют без подъема колонны на поверхность, спуском регуляторов
на проволоке и установкой их с помощью отклонителей в
соответствующие гнезда.
В нижней части колонн устанавливают клапаны для промывки
скважины потоком жидкости, подаваемой в кольцевое пространство
между эксплуатационной и подъемными трубами.
Контрольные вопросы
1. Какие элементы включает внутрискважинное оборудование,
применяемое
при фонтанном, газлифтном способах эксплуатации, использовании
штанговых
скважинных насосов, центробежных электронасосов?
2. Для чего предназначено устьевое оборудование, применяемое
при фонтанном и механизированных способах добычи?
3. Почему необходимо строго контролировать крутящий момент
при затяжке резьбовых соединений колонны штанг и труб?
4. Почему нельзя спускать
в скважину деформированные штанги?
5. Для чего служат песочные якори?
6. В каких случаях целесообразно использовать насосно-компрессорные
трубы с внутренним покрытием?
7. Из каких узлов состоит установка погружного центробежного
элек-тронасоса?
8. Назовите причины выхода из строя штанговых скважинных насосных
установок.
73
РАЗДЕЛ 3
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА
СКВАЖИН
3.1. Оборудование для подземного ремонта скважин и его
классификация
При текущем и капитальном ремонтах скважин выполняют большое
число однотипных операций машинами, агрегатами одного и того же
назначения, но с различными параметрами. Так, например, для спуско-
подъемных операций при текущем ремонте необходимо оборудование с
грузоподъемностью до 30—35 т, а при капитальном — 80 т и более.
Вместе с тем и в текущем и
в капитальном ремонтах применяют одно и то
же оборудование или инструмент, например элеваторы, ключи и т. п.
Очень часто при капитальном ремонте используют инструменты,
предназначенные для работ при текущем ремонте, при условии, что их
параметры, например грузоподъемность, соответствуют требуемым
условиям.
В целом оборудование и инструмент для подземного ремонта
узкоспециализированные и имеют
специфическую конструкцию, что
вообще характерно для оборудования, используемого в нефтяной и
газовой промышленности.
Особенности оборудования и инструмента обусловлены:
необходимостью выполнения работ на глубинах от десятков до
нескольких тысяч метров при весьма ограниченных диаметральных
размерах скважины — порядка 0,25 м и менее. Таким образом, отношение
диаметра к длине составляет примерно 1:10000;
необходимостью извлечения на
поверхность колонны труб для
крепления рабочего инструмента, его смены и выполнения каких-либо
новых операций, поэтому спуск и подъем колонны труб превратились в
самостоятельную группу операций, для выполнения которых создано
большое число машин и инструментов;
сложным профилем скважин, в которых выполняются работы;
высокими гидростатическим давлением, температурой, химически
активными и агрессивными веществами
, воздействующими на спущенные
оборудование и инструмент.
Все многообразие машин и оборудования, используемых при подземном
ремонте, можно разделить на две основные группы:
для спуско-подъемных операций;
для технологических операций.
Оборудование для спуско-подъемных операций включает:
1) Грузоподъемное оборудование — вышку (или мачту), талевую
систему и лебедку. Могут использоваться отдельные, самостоятельные
конструкции или объединенные
в единый комплекс (агрегат подземного
ремонта). Все это оборудование в зависимости от условий эксплуатации
может быть выполнено в стационарном или мобильном исполнении. В
оборудовании, смонтированном на какой-либо транспортной базе, как
правило, используют ее элементы — шасси автомобиля или трактора
для восприятия нагрузок, возникающих в процессе работы агрегата,
67
ходовой двигатель для приведения в действие лебедки и т. п.
2) Инструмент — элеваторы, спайдеры, ключи, штропы, клинья. Они
служат для выполнения отдельных операций в процессе спуска
или подъема — захват колонны штанг или труб, удержание их навесу,
развинчивание или свинчивание резьбовых соединений и т. п.
3) Средства механизации — автоматические спайдеры, трубные и
штанговые
ключи с механическим приводом, автоматы для выполнения
операций свинчивания и развинчивания. Они служат для выполнения тех
же операций, что и инструмент, но ускоряют и облегчают их, поскольку
имеют собственный привод (электрический пневматический или
гидравлический), а также автоматизируют некоторые операции, например
захват труб спайдером.
К ним относятся автоматические ключи, манипуляторы для
укладки
труб и штанг, трубные и штанговые магазины, т. е. механизмы,
позволяющие полностью исключить ручной труд и обеспечить проведение
всех операций при спуске или подъеме без прикосновения людей к
извлекаемому оборудованию или инструменту.
Оборудование для технологических операций включает:
1) Насосные агрегаты для подачи технологической жидкости
(нефти или воды, водопесчаной смеси, раствора
кислот, цементного
раствора и т. п.) в ремонтируемую скважину; манифольды и
трубопроводы для обвязки насосных агрегатов и соединения их со
скважиной.
2) Котлы для приготовления пара или горячей нефти для прогрева и
депарафинизации подъемных труб.
3) Оборудование для вращения инструмента: турбобур, винтовые
вращатели.
4) Инструмент для ловильных работ, предназначенный для захвата и
извлечения из скважины упавших или оставшихся в ней труб, штанг,
эксплуатационного оборудования или случайно упавших предметов.
5) Инструмент для разрушения или изменения формы
эксплуатационной колонны: долота, райберы, фрезеры, а также
перфораторы.
6) Устройства для удержания в скважине какого-либо оборудования и
герметизации ее отдельных полостей — якори, пакеры, пробки и т. п.
7) Оборудование устья скважины для выполнения работ, связанных с
подземным ремонтом — головки различных конструкций для удержания
спущенных в скважину труб, противовыбросовое оборудование,
лубрикаторы для спуска в скважину инструментов или приборов и т. п.
8) Приборы и инструменты для исследования скважин перед
подземным ремонтом. Эта группа оборудования хотя и достаточно
универсальна и используется
при различных геофизических
исследованиях скважин, но должна быть представлена в данной
классификации, поскольку ее использование перед подземным ремонтом,
после него, а в первую очередь после капитального ремонта обязательно.
3.2. Инструмент и приспособления для спуско-подъемных
операций
Эта группа оборудования предназначена для выполнения таких
операций, как свинчивание и развинчивание резьбовых соединений
68