Проектирование технологии ремонта эксплуатационной скважины глубиной 2950 метров на Игольско-Таловом месторождении с проведением ГРП

К гидравлическим относятся все пакеры, резиновые элементы которых деформируются и герметизируют колонну за счет перепада давлений. Преимущество таких пакеров -- способность воспринимать перепады давления 50 МПа и более; недостаток -- сравнительная сложность конструкции. Основным узлом пакеров всех типов является уплотнительный элемент из специальной резины, который при воздействии внешней силы расширяется и, упираясь в стенки труб, разъединяет верхнюю часть колонны этих труб и нижнюю, находящуюся под пакером.

Различают пакеры следующих видов:

ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений направленного вверх;

ПН - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений направленного вниз;

ПД - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного как вниз, так и вверх. Для восприятия усилия от перепада давлений, действующего на пакер в одном или двух направлениях, он должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь), наличие которого в шифре пакера обозначается буквой Я.

Условное обозначение пакеров включает буквенную часть, состоящую из обозначения типа пакера (ПВ, ПН, ПД), способа посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличия якорного устройства (буква Я); цифровую часть: первая цифра после обозначения типа пакера -- число проходов; цифра перед буквами -- номер модели; первое число после букв -- наружный диаметр пакера (в мм); второе число -- рабочее давление (максимальный перепад давлений, воспринимаемый пакером). Индекс К2 обозначает сероводородное исполнение, например ПД-Г-136-210К2.

Пакер типа ПН-ЯМ состоит из уплотнительного устройства, плашечного механизма и фиксатор типа байонстного замка. На ствол пакера свободно насажены конус и уплотнительные манжеты. Плашкодержатель фиксируется со стволом и цилиндром захватами. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со стволом.

Посадка пакера проводится путем приподъема труб на величину, необходимую для создания на пакер расчетной осевой нагрузки, поворота его на 1,5--2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков о стенку эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность корпуса фонаря и плашек. Палец при повороте скользит по фигурному пазу и опускается вниз совместно со стволом. При этом захваты заходят в паз, освобождая ствол, а конус раздвигает плашки в радиальном направлении и заякоривает их. Сжатие манжет и герметизация пакером разобщаемых пространств происходит при дальнейшем опускании ствола пакера за счет массы колонны подъемных труб. Пакер извлекается из скважины при подъеме труб. При этом освобождаются манжеты, а ствол своим буртом вытягивает конус из-под плашек, которые освобождаются и одновременно приводят корпус плашек с захватами в исходное положение. При подъеме труб и повороте их влево на 1.5--2 оборота палец на стволе автоматически входит в фигурный паз замка, вследствие чего пакер можно посадить повторно без извлечения из скважины.

Пакер 1ПД-ЯГ, также используемые при ГРП, состоят из верхнего и нижнего якорных устройств, уплотнения, гидроцилиндра и фиксатора. Посадка пакера осуществляется путем подачи давления в колонну подъемных труб, причем предварительно проход пакера перекрывается шариком; сбрасываемым на седло. Под действием давления в трубах плашки верхнего якоря выдвигаются наружу, заякориваясь на стенке эксплуатационной колонны.

Пакер освобождается при подъеме колонны подъемных труб, после среза винтов. Ствол совместно с корпусом якоря поднимается и освобождает манжеты, а бурт толкателя тянет вверх цилиндр, который выводит конус из плашек, освобождая их. Плашки верхнего якоря освобождаются после разгерметизации манжет и выравнивания давления на плашки.

Якорь ЯГ-1 состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки. Пружина удерживает плашки в утопленном положении. Планки ограничивают ход плашек в радиальном направлении и крепятся на корпусе при помощи винтов. Заякоривание осуществляется в результате подачи давления в колонну подъемных труб. Под действием давления внутри корпуса якоря плашки выдвигаются наружу в радиальном направлении и внедряются в стенку эксплуатационной колонны. При снятии давления в трубах плашки возвращаются в исходное положение под действием пружин, и происходит освобождение якоря.

Насосно-компрессорные трубы предназначаются для эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Их изготовляют по ГОСТ 633--63 «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним». Трубы выпускают двух типов: с гладкими концами и с высаженными наружу концами.

По длине трубы поставляют:

нормальной длины трех групп:

I группа -- от 5,5 до 8 м;

II группа--свыше 8 до 8,5 м;

III группа -- свыше 8,5 до 10м; количество труб каждой группы устанавливается соглашением сторон.

Трубы и муфты к ним изготовляют из сталей групп прочности Д, К, Е,Л и М. В сталях, предназначенных для изготовления труб и муфт допускается содержание серы и фосфора не более 0,45% каждого, мышьяка -- не более 0,15%.

Содержание серы, фосфора и мышьяка проверяется в каждой плавке при разливке стали согласно ГОСТ 7565--73. Трубы и муфты к ним изготовляют из материала одной группы прочности. Выбираем пакер 1ПД-ЯД-118-500, так условный диаметр эксплуатационной колонны разобщаемой пакером равен 146мм.

12. Перевод скважины с ШГН на ЭЦН

Подъем не вставного штангового глубинного насоса. В случае прекращения подачи жидкости или уменьшения подачи необходимо проверить состояние насоса или отдельных его деталей.

Для проверки состояния невставного насоса сначала извлекают на поверхность штанги с плунжером, а затем трубы с цилиндром насоса. В двухклапанном насосе при подъеме плунжера наконечник плунжера, захватывая за головку захватного штока (рис. 200), срывает конус всасывающего клапана с седла и жидкость из насосных труб уходит в скважину. Для ловли всасывающего клапана при трехклапаниом насосе с крючкообразным захватом плунжер необходимо осторожно спускать до упора. Когда плунжер и штанги займут нижнее положение, надо повернуть их на 90° вправо и затем натянуть штанги.

О срыве клапана с седла можно судить по спуску вытекающей жидкости из насосных труб в скважину. Если всасывающий клапан не пойман сразу, то эту операцию повторяют. После подъема штанг на поверхность проверяют состояние плунжера и клапанов. Причиной прекращения подачи жидкости насосом часто является сработанность плунжера или всасывающего и нагнетательного клапанов. Если сработаны клапаны, то нужно сменить их сработанные детали и снова спустить плунжер с клапанами, не поднимая цилиндр насоса. Плунжер считается пригодным для дальнейшего использования при сохранности видимого слоя хрома па его поверхности и отсутствии значительных следов коррозии и глубоких царапин. Допускаются неглубокие продольные риски (если риска не по всей длине плунжера) и сработка концов плунжера.

На плунжерах с канавками риски, пересекающие канавки, не должны быть расположены в смежных секциях. Если один конец плунжера сработан незначительно, допускается перевертывание плунжера; при этом его верхний конец становится нижним, а нижний верхним. Если состояние плунжера вызывает сомнение в его удовлетворительной работе в дальнейшем, то разрешается заменить его новым плунжером, диаметр которого должен быть немного больше диаметра сработанного плунжера. Подбирать новый плунжер взамен отработанного следует с большой тщательностью; правильный подбор в значительной степени зависит от опыта оператора по подземному ремонту скважин или слесаря по ремонту глубинных насосов. Обычно плунжер подбирает мастер подземного ремонта.

При большой или односторонней сработке плунжера лучше поднять из скважины все трубы и цилиндр насоса и спустить другой, исправный насос.

Подъем невставного насоса с заклиненным плунжером. В скважинах, выделяющих большое количество песка, при остановке работы насосной установки для замены или подтягивания каких-либо ее деталей, в случае обрыва подвески сальникового штока и обрыва штанг песок оседает в трубах и в насосе, поэтому часто не представляется возможным вытащить плунжер из цилиндра. Из-за этого приходится поднимать трубы, заполненные жидкостью, имеете со штангами, что создает большие неудобства в работе; кроме того, жидкость, стекающая из насосных труб, загрязняет рабочее место и брызгами обливает исполнителей работы. Но перед подъемом труб прежде всего нужно отвинтить и извлечь часть колонны штанг.

При подъеме насоса с заклиненным плунжером работы ведут и следующем порядке. Сделав небольшую натяжку, отвинчивают штанги. После того как штанги отвинтят в каком-либо месте колонны, их поднимают на поверхность и приступают к подъему труб с жидкостью и оставшимися в трубах штангами. Трубы поднимают до тех пор, пока не покажется штанга. Затем штанги вновь отвинчивают, поднимают на поверхность, за ними снова поднимают трубы и т. д., т. е. штанги и трубы поднимают отдельными партиями. Надо иметь в виду, что отвинчивание штанг с заклиненным плунжером -- очень опасная операция, так как колонна штанг испытывает упругую деформацию скручивания и способна развинтиться в сторону, обратную вращению ключей, и рукояткой ключа нанести удар работающим у скважины. Поэтому для безопасного развинчивания штанг в случае прихвата плунжера применяют круговой ключ. Для предупреждения разбрызгивания жидкости, стекающей из труб, на муфту и на резьбу надевают предохранительный кожух или тряпку (тряпка не мешает отвинчиванию).

Спуск Электроцентробежного насоса.

Подготовительные работы. При переходе на эксплуатацию скважину электроцентробежным погружным насосом должны быть выполнены следующие подготовительные работы: очистка забоя от песчаной пробки, замер уровня жидкости в скважине, проверка специальным шаблоном состояния эксплуатационной колонны на всей длине спуска агрегата и подготовительные работы на поверхности у скважины.

Эксплуатационную колонну проверяют шаблоном с целью предупреждения аварии с кабелем и агрегатом при спуско и подъеме. Диаметр шаблона соответствует максимальному габаритному размеру погружного агрегата. Размеры шаблонов для различных агрегатов.

Подготовительные работы на поверхности заключаются в подготовке рабочего места у скважины, установке стоек для укладки на них насоса и электродвигателя, подвешивании подвесного ролика ко второму поясу вышки, подготовке всех вспомогательных приспособлений и инструментов для соединения отдельных частей агрегата и крепления кабеля к агрегату и насосным трубам. Подвесной ролик служит для направления кабеля к устью скважины, облегчения операций по его спуску и подъему и недопущения опасных перегибов кабеля.

Кабель с деревянных барабанов, на которых он поставляется с заводов, перематывают на специальные металлические барабаны со стойками; при этом кабель /должен быть намотай на барабан ровными рядами. Кабельный барабан устанавливают у скважины так, чтобы он не мешал при сборке и спуске агрегата.

Погружной агрегат доставляют на скважину в разобранном по узлам виде, т. е. электродвигатель, насос и протектор доставляют раздельно, которые затем собирают на скважине.

Все узлы электроцентробежного погружного агрегата перед отправкой на скважину должны быть проверены в мастерской промысла для установления пригодности к работе, и в мастерской же должны быть заправлены маслом двигатель и протектор.

Для защиты торцовых поверхностей насоса, протектора и электродвигателя от повреждения, коррозии и попадания в них пыли и грязи при транспортировке и хранении насос, протектор и электродвигатель поставляют с заводов с упаковочными крышками. Наличие упаковочных крышек необходимо проверять при доставке оборудования на скважину.

Снимать упаковочные крышки с насоса, протектора и электродвигателя разрешается только тогда, когда они готовы для присоединения друг к другу при спуске в скважину.

Спуск агрегата в скважину. Работы по спуску погружного агрегата в скважину выполняют в следующем порядке. На головке электродвигателя закрепляют хомут и при помощи штропов, подвешенных на крюке талевой системы, поднимают электродвигатель с мостков и опускают в скважину до посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны. Затем закрепляют хомут на протекторе (под головкой протектора), поднимают протектор с мостков при помощи талевой системы и удерживают его в подвешенном состоянии над скважиной. Снимают нижнюю упаковочную крышку протектора, протирают его опорный фланец и проверяют вращение вала. Снимают с головки электродвигателя упаковочную крышку, проверяют вращение вала двигателя и на фланец головки последнего устанавливают свинцовую прокладку. Затем вал протектора и вал электродвигателя соединяют при помощи галицевой муфты, которая должна свободно заходить на оба вала. Головку электродвигателя соединяют с фланцем протектора мри помощи шпилек. Шпильки закрепляют с предельной затяжкой для уплотнения свинцовой прокладки, учитывая возможность ослабления плотности соединений стыков при удлинении шпилек под действием силы веса агрегата.

Соединив протектор с электродвигателем, приподнимают агрегат, снимают хомут с головки электродвигателя и спускают его в скважину до посадки хомута, закрепленного на протекторе, на фланец эксплуатационной колонны. Затем протирают головку протектора, снимают с него верхнюю упаковочную крышку п проверяют вращение сочлененных валов протектора и электродвигателя специальным ключом. После этого надевают упаковочную крышку протектора на шпильки (не укрепляя крышку гайками) для того, чтобы предохранить протектор от попадания грязи, и электродвигатель с протектором поднимают из скважины до появления над фланцем эксплуатационной колонны упаковочной крышки кабельного ввода. После этого приступают к присоединению кабельного ввода с проводами электродвигателя.

Головку электродвигателя в месте кабельного ввода промывают бензином или соляровым маслом и тщательно протирают насухо. Снимают упаковочную крышку кабельного ввода и проверяют сопротивление изоляции провода электродвигателя и кабеля, подсоединяют кабельный ввод к выводным концам провода мотора и изолируют соединения. Перед присоединением кабельного ввода надо не забыть положить свинцовую прокладку в горловину электродвигателя.

Закончив изоляцию соединений концов кабеля и проводов электродвигателя, замеряют сопротивление изоляции и затем выводные концы проводов электродвигателя вводят в полость головки последнего. Место соединения кабельного ввода с проводами электродвигателя является очень важным узлом в погружном электродвигателе, так как он находится под большим давлением столба жидкости в скважине и под избыточным давле-пием масла (в 2 am) изнутри электродвигателя и при этом место для прохода проводов в корпусе электродвигателя и размеры кабельной муфты очень ограничены.

Надевают упаковочную крышку кабельного ввода и слегка затягивают ее на шпильках. После этого в электродвигатель дополняют жидкого масла через обратный клапан, находящийся в нижней части электродвигателя; при этом в нижней камере протектора вывинчивают пробку для выпуска воздуха. Закачивают масло до тех пор, пока оно не начнет переливаться через отверстие для выпуска воздуха; закрывают отверстие в протекторе пробкой, уплотняют упаковочную крышку кабельного ввода, затягивая гайки на шпильках до отказа (в собранном виде кабельный ввод незначительно выступает за габариты электродвигателя по диаметру) и спускают электродвигатель р скважину до посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны.

Через станцию управления и трансформатор кабель электродвигателя подсоединяют к электросети и на двигатель подают напряжение в течение 5--10 сек. При правильной сборке электродвигателя последний свободно запускается.

Затем в головку насоса ввинчивают переводной патрубок длиной 1,2 м и под насосные трубы. На нижнем конце этого патрубка навинчен обратный клапан, а на верхнем -- спускной клапан. Надевают элеватор на переводной патрубок и при помощи талевой системы поднимают насос с мостков и удерживают в подвешенном состоянии над скважиной. Протирают тряпкой основание насоса, снимают упаковочную крышку насоса и проверяют вращение вала насоса. Снимают упаковочную крышку протектора, на торец последнего кладут прокладку и затем шпильками скрепляют фланец насоса с головкой протектора. Соединив насос с протектором, приподнимают агрегат и закачивают в протектор масло.

После этого через станцию управления и трасформатор кабель электродвигателя вновь подсоединяют к сети и на электродвигатель подают напряжение в течение 5--10 сек. для проверки правильности сборки агрегата. Если сборка произведена правильно, то агрегат запускается свободно.

Затем закрепляют плоский кабель на протекторе и насосе при помощи поясов. Несколько выше насоса плоский кабель заменяют круглым. В месте стростки плоского кабеля с круглым устанавливают по два пояса с каждой стороны, после этого спускают насосные трубы с агрегатом в скважину. Кабель прикрепляют к трубам специальными поясами с пряжками. Пояса затягивают специальными плоскогубцами. Креплению кабеля к насосным трубам при спуске надо уделять особое внимание.

Для предотвращения сползания кабеля его крепят на первых трех трубах через каждые 1,5 м, а далее двумя поясами на каждой трубе, из которых один пояс крепят на середине трубы, второй -- на 300 мм выше муфты. При спуске агрегата нужно наблюдать, чтобы не произошло повреждения кабеля элеватором.

При завинчивании труб и креплении кабеля категорически запрещается поворачивать колонну насосных труб во избежание закручивания кабеля вокруг труб по винтовой линии, что может привести к повреждению кабеля и к аварии.

По окончании спуска колонну насосных труб заливают водой или нефтью до самого устья и подвешивают ее, сажая последнюю муфту насосной трубы на специальную планшайбу, посаженную на фланец эксплуатационной колонны. Затем на подвесную шайбу устанавливают еще одну шайбу и скрепляют последнюю болтами с фланцем эксплуатационной колонны.

После этого на устье скважины устанавливают необходимую арматуру, делают обвязку ее (манифольды), замеряют сопротивление изоляции, производят пробный пуск установки и затем пускают ее в эксплуатацию.

13. Запуск скважины

“Подрядчик” “Заказчик”

ЦПКРС ЦДНГ№1

АКТ на производство текущего ремонта скважины 2006 куст 4 месторождение Средне - Нюрольское месторождение категория - эксплуатационная

Цель ремонта: ТР 2-6; 100% дебита

Начало ремонта: 26.01.07г. 12⁰⁰

Конец ремонта: 29.04.07г. 10⁰⁰

Продолжительность ремонта: 130, бр/час.

Краткое описание работ:

26.01.07г. - Произвели переезд и расстановку оборудования согласно ПБ в НГП и ТБ;

- Начали глушение V = 36,97 м³, с = 1080 кг/ м³; 27.01.07г. - Произвели монтаж оборудования и А-50;

- Начали подъем ШГН на НКТ 2,5"; 28.01.07г. - Произвели спуск “пера” на НКТ 2,5" на глубину 2300 м;

- Произвели промывку песочной пробки на глубине 2300 - 2400 м; 29.01.07г. - Произвели подъем “пера” с глубины 2400 м;

- Произвели спуск ЭЦН; 30.01.07г. - Запуск скважины. Скважина сдана в ЦДНГ-1.

Начальник ЦРС-2 В.М. Юманов

Начальник ЦДНГ-7 Н.Н. Ротарь

Геолог ЦРС Н.Н. Скворцов

Геолог ЦДНГ-7 Д.С. Пармон

Мастер ЦРС-2 Р.Б. Валишин

Мастер ЦДНГ-7 Н.В. Бояков

Заключение

По окончании подземного ремонта скважины выполняют заключительные работы, которые состоят из сборки устьевого оборудования На скважинах, оборудованных насосами, собирают устьевой сальник самоустанавливающийся типа СУС1 и СУС2, соединяют устьевой шток с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески. На фонтанной, компрессорной и эксплуатирующейся погружными центробежными электронасосами скважинах собирают устьевую арматуру, проводят ее обвязку с выкидной линией. После ремонта скважины бригада разбирает талевую систему с подъемным крюком, открепляет ходовой конец талевого каната с барабана подъемника, собирает инструмент, укладывает его на тележку для перевозки на другую скважину.

В случае ремонта скважины передвижным агрегатом бригада открепляет оттяжки вышки, поднимает крюкоблок на высоту, обеспечивающую его укладку на вышку, с помощью выносного пульта управления размещает вышку в транспортное положение и прикрепляет к передней опоре укладывает оттяжки, завинчивает до отказа винтовые домкраты ног задней опоры, поднимает их и фиксирует в верхнем положении. Затем открепляет заземляющий провод агрегата, переключатель основного пульта управления устанавливает в положение «отключено», выносной пульт укладывает в ящик для кабеля. После этого агрегат готов к переезду на другую скважину.

Список литературы

1. Молчанов, Александр Георгиевич. Подземный ремонт скважин: Учебное пособие / А.Г. Молчанов. М.: Недра, 1986. 207 с. (Профтехобразование).

2. Лаврушко Петр Нестерович. Подземный ремонт скважин: Учебник для профессионально-технических учебных заведений. Для подготовки и повышения квалификации рабочих по подземному ремонту скважин / П.Н. Лаврушко. 3-е изд., доп. и перераб. М.: Недра, 1968. 412 с.

3. Середа Николай Гаврилович. Спутник нефтяника и газовика: Справочник / Н.Г. Середа, В.А. Сахаров, А.Н. Тимашев. М.: Недра, 1986. 324 с.

4. Муравьев, Виталий Михайлович. Спутник нефтяника: Справочная книга / В.М. Муравьев. М.: Недра, 1977. 303 с.: ил. Библиогр.: с. 302-303.

Размещено на Allbest.ru