Ремонт скважин оборудованных шсну

Обновлено: 07.07.2024

43. Текущий ремонт скважин. Виды работ при текущем ремонте скважин.

Цель ремонтно-профилактических мероприятий — устра­нение различных нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, очистка от песка, гидратных от­ложений и продуктов коррозии, восстановление и повыше­ние добывных возможностей скважин.

От качества и своевременного проведения профилактичес­ких мероприятий и текущего ремонта во многом зависит продолжительность эксплуатации скважин на запланирован­ном технологическом режиме и межремонтного периода ра­боты скважин.

Текущий ремонт скважин - комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважины и забоя от различных отложений, а также по осуществлению в скважинах геолого-технических мероприятий по восстановлению и повышению их добывных возможностей.

Цель текущего ремонта — устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин, полученных после бурения и капитального ремонта.

Виды текущего ремонта скважин и общий характер работ.

Все работы по текущему ремонту скважин независимо от способа добычи нефти связаны со спуском и подъемом подземного оборудования (трубы, штанги, их узлы и т.д.), а также инструментов и приспособле­ний. Поэтому к основным при текущем ремонте относят работы по СПО (спускоподъемным операциям), монтажу и разборке устьевого оборудования.

Планово-предупредительный - текущий ремонт скважин, запланированный заранее, предусмотренный месячными и декадными графиками.

Восстановительный - текущий ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного режима работы скважины или внезапной остановки по различным причинам. Межремонтным периодом работы скважины ( МРП ) называют продолжительность эксплуатации скважины в сутках от предыдущего ремонта до следующего

Виды текущего ремонта скважин:

От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме.

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин (Workover)- повторное проникновение в законченную скважину для проведения очистных и восстановительных работ.

Комплекс работ КРС включает:

  • восстановление работоспособности:
    • эксплуатационных колонн,
    • цементного кольца,
    • призабойной зоны пласта,

    Это последовательность работ, направленных на восстановление цементного кольца, обсадочных колон, призабойной зоны.

    В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:

    Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

    Ремонты в скважинах свыше 1500 метров

    Ко 2 й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ:

    • ликвидация аварий и осложнений,
    • исправление смятий или замена участков поврежденных обсадных колонн,
    • проведение гидроразрыва пласта;
    • работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями;
    • ремонты в наклонно-направленных скважинах;
    • все виды ремонтно-изоляционных работ;
    • все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

    Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт.

    Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

    Необходимость проведения работ по КРС основывается факторами:

    Требованиями технологии рациональной разработки месторождения, залежи, пласта.

    Возможностью получения дополнительной нефти при улучшении технико-экономических показателей.

    Несоответствием конструкции скважины условиям эксплуатации и разработки месторождения.

    Несоответствием дебита нефти, содержанием воды в продукции скважины и их изменений параметрам продуктивного пласта в нефтяных добывающих скважинах; приемистости, давления нагнетания в водонагнетаемых скважинах.

    Возможностью повышения продуктивности скважин за счет увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне.

    Возникновением аварийных ситуаций, связанных со скважинным оборудованием, исследовательской аппаратурой и приборами.

    Подготовка скважин к капитальному ремонту включает глушение скважины и закрытие устья.

    РЕМОНТ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ШТАНГОВЫМИ СКВАЖИННЫМИ НАСОСАМИ

    Текущий ремонт скважин — комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очист­ке его, стенок скважин 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 добывных воз­можностей. .

    Цель текущего ремонта — устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опро­бованию и освоению новых скважин различного назначения (разведочных, эксплуатационных, нагнетательных и др.), полу­ченных после бурения и капитального ремонта.

    Все работы по текущему ремонту скважин независимо от способа добычи нефти связаны со спуском и подъемом подзем­ного оборудования (труб, штанг, насосов, их узлов и т. д.), а также инструментов и приспособлений. Поэтому к основным при текущих ремонтах скважин относятся работы по спуско-подъемным операциям, монтажу и разборке устьевого оборудования.

    Обычно за счет своевременного и качественного текущего ремонта удается восстановить нормальную работу добывающих и нагнетательных скважин.

    Все текущие ремонты скважин подразделяют на планово-предупредительные (профилактические) и восстановительные.

    Планово-предупредительный — текущий ремонт скважин, запланированный заблаговремено, предусмотренный соответствующими графиками (декадными, месячными и т. д.).

    В результате профилактического ремонта предупреждаются различные отклонения от установленного технологического ре­жима эксплуатации скважин — снижение их дебитов и полное, прекращение подачи жидкости, вызываемые отложением пара­фина, солей, пескопроявлением, износом и другими неполад­ками в работе подземного оборудования и самой скважины.

    Восстановительный — текущий ремонт скважин, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного технологического режима их работы или внезапной их останов­кой по различным причинам (пробкообразование, забивание труб парафином, солями, обрыв штанг, труб, пропуск клапана при газлифтной добыче и др.).

    От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме.

    Межремонтным периодом работы скважины (МРП) назы­вается продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта.

    МРП определяется делением числа скважино-суток, отрабо­танных в квартале, на число текущих ремонтов за то же время в данной скважине. Обычно он исчисляется в среднем за год

    по отдельной скважине, по цеху по добыче нефти и газа (про­мыслу), нефтегазодобывающему управлению (НГДУ), объеди­нению в целом (в среднем) и по способам эксплуатации.

    Различают плановый и фактический межремонтные периоды.

    Плановый межремонтный период каждой сква­жины проектируют, исходя из запланированного числа плано­во-предупредительных ремонтов, с учетом средней продолжи­тельности (в часах) каждого вида ремонта.

    фактический межремонтный период исчисля­ется исходя из фактических ремонтов данной скважины.

    В связи с неизбежными остановками скважин для произ­водства текущего ремонта и по другим причинам время, фак­тически отработанное каждой скважиной за достаточно дли­тельный период работы (квартал, год), часто оказывается меньше календарного. Отношение фактически отработанного скважиной времени к календарному (выражаемых, соответст­венно, в скважино-месяцах, отработанных и числившихся) на­зывается коэффициентом эксплуатации. При хоро­шей организации производства этот коэффициент достигает 0,95—0,98, а по фонтанному способу добычи нефти — 0,99—1,0.

    К текущему ремонту скважин относят виды работ, представ­ленные в табл. IV. 1.

    СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ

    В зависимости от способа эксплуатации, глубины и геолого-технической характеристики ремонтируемой (или вновь вводи­мой в эксплуатацию) скважины, а также цели ремонта и его вида технология текущего ремонта скважин бывает различной. Основной объем работ при этом связан со спуском и подъемом подъземного оборудования (труб, штанг, насосов, их узлов и деталей), а также различных инструментов и приспособлений.

    Спуско-подъемные операции трудоемки и в зависимости от характера работ занимают от 50 до 80% всего времени, затра­чиваемого на ремонт, т. е. фактически эти работы определяют общую продолжительность текущего ремонта. Поэтому механи­зация и автоматизация обязательны для ускорения ремонта. Свинчивание и развинчивание НКТ при спуско-подъемных опе­рациях выполняются с помощью автоматов АПР-2ВБ с приво­дом от электродвигателя. АПР-ГП с гидроприводом, механиче­ских ключей КМУ-32 и КМУ-50, КМУ-ГП с гидроприводом.

    Для свинчивания и развинчивания насосных штанг приме­няют штанговые ключи АШК-Г и АШК-Т.

    Подъем НКТ. Прежде чем начать подъем колонны "КТ, необходимо убедиться в том, что они не прихвачены. Прихват труб определяют по индикатору веса.

    При подъеме колонны труб из скважины следует соблюдать следующие правила:

    а) первую трубу колонны следует поднимать при помощи

    специального подъемного патрубка; во время ремонта глубоких скважин необходимо применять подъемный патрубок с термо-обработанным резьбовым концом;

    б) нельзя допускать резких переходов с одной скорости
    подъема на другую и превышения нагрузки более 20% собст­
    венной массы колонны труб, что может возникнуть вследствие
    трения муфт об эксплуатационную колонну, особенно в искрив­
    ленных и наклонно-направленных скважинах;

    в) поднимать отвинченную трубу можно лишь тогда, когда
    имеется полная уверенность в том, что она полностью вышла
    из резьбы муфты;

    г) не рекомендуется ударять ручниками по муфте в целях
    ослабления, резьбового соединения перед отвинчиванием труб;

    д) перед подачей поднятой трубы на мостки следует на ее
    резьбу навинтить предохранительное кольцо, а затем ниппель­
    ный конец установить на специальный лоток или клапан, мед­
    ленно опуская при этом талевой механизм, подтаскивать трубы
    на мостки следует при помощи специальных вилок.

    Подъем НКТ из скважины начинают с ввинчивания подъем­ного патрубка в муфту посадочной планшайбы, на который на­девают элеватор. Затем планшайбу вместе с подъемным па­трубком приподнимают до выхода из скважины первой муфты спущенных в скважину труб, под которую подводят элеватор. Закрыв элеватор, сажают на него трубы, отвинчивают план­шайбу и, оттащив ее в сторону, приступают к подъему труб.

    Спуск НКТ. При спуске колонны НКТ в ремонтируемую или вновь осваиваемую эксплуатационную или нагнетательную скважину рекомендуется соблюдать следующее:

    а) при подъеме с мостков не допускать раскачивания трубы
    (двухтрубки) и ее ударов о детали вышки, станка-качалки, фон­
    танного оборудования или другие предметы, находящиеся внут­
    ри фонаря вышки; а при работе двухтрубками — не допускать
    задевания средних муфт о первый пояс вышки;

    б) посадку навинчиваемой трубы в муфту предыдущей тру­
    бы следует производить плавно, без резких ударов, соблюдая
    строгую вертикальность трубы и соосность талевого механиз­
    ма с осью устья скважины;

    в) при свинчивании труб автоматами АПР-2БВ или меха­
    ническими ключами КМУ необходимо добиваться полного их
    завинчивания на всю длину резьбы;

    г) не допускать вращения колонны труб при их свинчива­
    нии; во избежание этого на муфте необходимо устанавливать
    контрключ;

    д) подъем колонны труб для снятия нижнего элеватора или
    освобождения от клинового захвата, а также спуск колонны и
    посадку ее на устьевой фланец или фланец тройника следует
    производить плавно, без рывков и ударов, на малой скорости;

    е) при спуске ступенчатой колонны, составленной из труб
    разных марок сталей, следует замерять их длины по типораз-

    мерам; нельзя допускать смешивания труб различных типов,, марок'и размеров (колонна труб различных марок сталей и размеров предварительно должна быть соответствующим обра­зом укомплектована); при переходе от труб меньшего диаметра к большему следует применять соответствующие переводники;

    ж) отбракованные трубы убирают с мостков с пометкой
    «брак»;

    з) на верхний конец колонны спущенных НКТ в планшайбу
    или в нижнюю часть тройника следует навинчивать подъемный,
    патрубок;

    и)при спуске труб, помимо надежного завинчивания очеред­ного резьбового соединения, следует докреплять муфту, а прж спуске двух трубок — промежуточные муфтовые соединения;

    к) рекомендуется после 10—12 ремонтов поменять местами расположение труб в колонне: нижние использовать для верх­ней части колонны, а верхние — для нижней (если эти трубьг одной марки), для чего при подъеме половину труб укладывают на одну сторону мостков, а другую — на другую сторону.

    Спуск и подъем насосных штанг. Процесс-спуска и подъема насосных штанг такой же, что и для труб.. Так как масса поднимаемых штанг значительно меньше массы труб той же длины, спуско-подъемные операции производят на больших скоростях, чем труб, и .при меньшем числе струн ос­настки. Поднятые штанги укладывают на мостках рядами, про­кладывая между ними специальные деревянные рейки. Во избе­жании изгиба запрещается поднимать сдвоенные штанги (ко­лена) при отсутствии оборудования по новой технологии спус­ка-подъема штанг (НТСПШ). Перед свинчиванием резьбу их очищают и смазывают, а затем крепят до отказа. Стучать, ударять по муфте и телу штанг ручниками, ключами, металли­ческими предметами и инструментами запрещается.

    Обнаруженную на мостках или же при подъеме из скважи­ны дефектную штангу бракуют и откладывают в сторону, а no-окончании ремонта убирают с мостков. Укладываемые насосные штанги должны иметь не менее шести опорных точек, равномер­но распределенных по всей их длине. Перед спуском насосных штанг каждую из них тщательно осматривают. Не допускается смешивания штанг разных марок сталей. При спуске ступенча­той колонны следует строго придерживаться указаний наряда на ремонт скважины.

    КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ

    1. Что называется текущим ремонтом скважин и какова его
    цель?

    2. Какие разновидности текущего ремонта скважин Вы
    знаете?

    3. Что понимают под межремонтным периодом работы сква­
    жины? Их виды.

    4. Что такое коэффициент эксплуатации скважины?

    5. Какие правила нужно соблюдать при подъеме НКТ?

    6. Какие правила нужно соблюдать при спуске НКТ?

    7. Как проводят спуск и подъем насосных штанг?

    8. Как проводят смену трубного скважинного -насоса?

    9. Как проводят смену вставного скважинного насоса?

    10. Как устраняют обрыв или отвинчивание штанг?

    П. В чем заключаются работы по устранению заклинивания плунжера?

    12. Как проводят подготовку к спуску и спуск ЭЦН?

    13. Как проводят смену ЭЦН?

    14. Какую промывку называют прямой? Обратной?

    15. Как проводится промывка скважин с применением про­
    мывочного устройства ПУ-1?

    16. В каких случаях применяют для промывки скважин
    Руйные насосы?

    17. Как работает струйный насос?

    Глава IV.

    ТЕХНОЛОГИЯ ТЕКУЩЕГО РЕМОНТА

    СКВАЖИН

    ОБЩИЙ ХАРАКТЕР РАБОТ

    Текущий ремонт скважин — комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очист­ке его, стенок скважин 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 добывных воз­можностей. .

    Цель текущего ремонта — устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опро­бованию и освоению новых скважин различного назначения (разведочных, эксплуатационных, нагнетательных и др.), полу­ченных после бурения и капитального ремонта.

    Все работы по текущему ремонту скважин независимо от способа добычи нефти связаны со спуском и подъемом подзем­ного оборудования (труб, штанг, насосов, их узлов и т. д.), а также инструментов и приспособлений. Поэтому к основным при текущих ремонтах скважин относятся работы по спуско-подъемным операциям, монтажу и разборке устьевого оборудования.

    Обычно за счет своевременного и качественного текущего ремонта удается восстановить нормальную работу добывающих и нагнетательных скважин.

    Все текущие ремонты скважин подразделяют на планово-предупредительные (профилактические) и восстановительные.

    Планово-предупредительный — текущий ремонт скважин, запланированный заблаговремено, предусмотренный соответствующими графиками (декадными, месячными и т. д.).

    В результате профилактического ремонта предупреждаются различные отклонения от установленного технологического ре­жима эксплуатации скважин — снижение их дебитов и полное, прекращение подачи жидкости, вызываемые отложением пара­фина, солей, пескопроявлением, износом и другими неполад­ками в работе подземного оборудования и самой скважины.

    Восстановительный — текущий ремонт скважин, вызванный непредвиденным резким ухудшением установленного технологического режима их работы или внезапной их останов­кой по различным причинам (пробкообразование, забивание труб парафином, солями, обрыв штанг, труб, пропуск клапана при газлифтной добыче и др.).

    От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме.

    Межремонтным периодом работы скважины (МРП) назы­вается продолжительность ее эксплуатации на установленном режиме (в сутках) от предыдущего до следующего ремонта.

    МРП определяется делением числа скважино-суток, отрабо­танных в квартале, на число текущих ремонтов за то же время в данной скважине. Обычно он исчисляется в среднем за год

    по отдельной скважине, по цеху по добыче нефти и газа (про­мыслу), нефтегазодобывающему управлению (НГДУ), объеди­нению в целом (в среднем) и по способам эксплуатации.

    Различают плановый и фактический межремонтные периоды.

    Плановый межремонтный период каждой сква­жины проектируют, исходя из запланированного числа плано­во-предупредительных ремонтов, с учетом средней продолжи­тельности (в часах) каждого вида ремонта.

    фактический межремонтный период исчисля­ется исходя из фактических ремонтов данной скважины.

    В связи с неизбежными остановками скважин для произ­водства текущего ремонта и по другим причинам время, фак­тически отработанное каждой скважиной за достаточно дли­тельный период работы (квартал, год), часто оказывается меньше календарного. Отношение фактически отработанного скважиной времени к календарному (выражаемых, соответст­венно, в скважино-месяцах, отработанных и числившихся) на­зывается коэффициентом эксплуатации. При хоро­шей организации производства этот коэффициент достигает 0,95—0,98, а по фонтанному способу добычи нефти — 0,99—1,0.

    К текущему ремонту скважин относят виды работ, представ­ленные в табл. IV. 1.

    СПУСКО-ПОДЪЕМНЫЕ ОПЕРАЦИИ

    В зависимости от способа эксплуатации, глубины и геолого-технической характеристики ремонтируемой (или вновь вводи­мой в эксплуатацию) скважины, а также цели ремонта и его вида технология текущего ремонта скважин бывает различной. Основной объем работ при этом связан со спуском и подъемом подъземного оборудования (труб, штанг, насосов, их узлов и деталей), а также различных инструментов и приспособлений.

    Спуско-подъемные операции трудоемки и в зависимости от характера работ занимают от 50 до 80% всего времени, затра­чиваемого на ремонт, т. е. фактически эти работы определяют общую продолжительность текущего ремонта. Поэтому механи­зация и автоматизация обязательны для ускорения ремонта. Свинчивание и развинчивание НКТ при спуско-подъемных опе­рациях выполняются с помощью автоматов АПР-2ВБ с приво­дом от электродвигателя. АПР-ГП с гидроприводом, механиче­ских ключей КМУ-32 и КМУ-50, КМУ-ГП с гидроприводом.

    Для свинчивания и развинчивания насосных штанг приме­няют штанговые ключи АШК-Г и АШК-Т.

    Подъем НКТ. Прежде чем начать подъем колонны "КТ, необходимо убедиться в том, что они не прихвачены. Прихват труб определяют по индикатору веса.

    При подъеме колонны труб из скважины следует соблюдать следующие правила:

    а) первую трубу колонны следует поднимать при помощи

    специального подъемного патрубка; во время ремонта глубоких скважин необходимо применять подъемный патрубок с термо-обработанным резьбовым концом;

    б) нельзя допускать резких переходов с одной скорости
    подъема на другую и превышения нагрузки более 20% собст­
    венной массы колонны труб, что может возникнуть вследствие
    трения муфт об эксплуатационную колонну, особенно в искрив­
    ленных и наклонно-направленных скважинах;

    в) поднимать отвинченную трубу можно лишь тогда, когда
    имеется полная уверенность в том, что она полностью вышла
    из резьбы муфты;

    г) не рекомендуется ударять ручниками по муфте в целях
    ослабления, резьбового соединения перед отвинчиванием труб;

    д) перед подачей поднятой трубы на мостки следует на ее
    резьбу навинтить предохранительное кольцо, а затем ниппель­
    ный конец установить на специальный лоток или клапан, мед­
    ленно опуская при этом талевой механизм, подтаскивать трубы
    на мостки следует при помощи специальных вилок.

    Подъем НКТ из скважины начинают с ввинчивания подъем­ного патрубка в муфту посадочной планшайбы, на который на­девают элеватор. Затем планшайбу вместе с подъемным па­трубком приподнимают до выхода из скважины первой муфты спущенных в скважину труб, под которую подводят элеватор. Закрыв элеватор, сажают на него трубы, отвинчивают план­шайбу и, оттащив ее в сторону, приступают к подъему труб.

    Спуск НКТ. При спуске колонны НКТ в ремонтируемую или вновь осваиваемую эксплуатационную или нагнетательную скважину рекомендуется соблюдать следующее:

    а) при подъеме с мостков не допускать раскачивания трубы
    (двухтрубки) и ее ударов о детали вышки, станка-качалки, фон­
    танного оборудования или другие предметы, находящиеся внут­
    ри фонаря вышки; а при работе двухтрубками — не допускать
    задевания средних муфт о первый пояс вышки;

    б) посадку навинчиваемой трубы в муфту предыдущей тру­
    бы следует производить плавно, без резких ударов, соблюдая
    строгую вертикальность трубы и соосность талевого механиз­
    ма с осью устья скважины;

    в) при свинчивании труб автоматами АПР-2БВ или меха­
    ническими ключами КМУ необходимо добиваться полного их
    завинчивания на всю длину резьбы;

    г) не допускать вращения колонны труб при их свинчива­
    нии; во избежание этого на муфте необходимо устанавливать
    контрключ;

    д) подъем колонны труб для снятия нижнего элеватора или
    освобождения от клинового захвата, а также спуск колонны и
    посадку ее на устьевой фланец или фланец тройника следует
    производить плавно, без рывков и ударов, на малой скорости;

    е) при спуске ступенчатой колонны, составленной из труб
    разных марок сталей, следует замерять их длины по типораз-

    мерам; нельзя допускать смешивания труб различных типов,, марок'и размеров (колонна труб различных марок сталей и размеров предварительно должна быть соответствующим обра­зом укомплектована); при переходе от труб меньшего диаметра к большему следует применять соответствующие переводники;

    ж) отбракованные трубы убирают с мостков с пометкой
    «брак»;

    з) на верхний конец колонны спущенных НКТ в планшайбу
    или в нижнюю часть тройника следует навинчивать подъемный,
    патрубок;

    и)при спуске труб, помимо надежного завинчивания очеред­ного резьбового соединения, следует докреплять муфту, а прж спуске двух трубок — промежуточные муфтовые соединения;

    к) рекомендуется после 10—12 ремонтов поменять местами расположение труб в колонне: нижние использовать для верх­ней части колонны, а верхние — для нижней (если эти трубьг одной марки), для чего при подъеме половину труб укладывают на одну сторону мостков, а другую — на другую сторону.

    Спуск и подъем насосных штанг. Процесс-спуска и подъема насосных штанг такой же, что и для труб.. Так как масса поднимаемых штанг значительно меньше массы труб той же длины, спуско-подъемные операции производят на больших скоростях, чем труб, и .при меньшем числе струн ос­настки. Поднятые штанги укладывают на мостках рядами, про­кладывая между ними специальные деревянные рейки. Во избе­жании изгиба запрещается поднимать сдвоенные штанги (ко­лена) при отсутствии оборудования по новой технологии спус­ка-подъема штанг (НТСПШ). Перед свинчиванием резьбу их очищают и смазывают, а затем крепят до отказа. Стучать, ударять по муфте и телу штанг ручниками, ключами, металли­ческими предметами и инструментами запрещается.

    Обнаруженную на мостках или же при подъеме из скважи­ны дефектную штангу бракуют и откладывают в сторону, а no-окончании ремонта убирают с мостков. Укладываемые насосные штанги должны иметь не менее шести опорных точек, равномер­но распределенных по всей их длине. Перед спуском насосных штанг каждую из них тщательно осматривают. Не допускается смешивания штанг разных марок сталей. При спуске ступенча­той колонны следует строго придерживаться указаний наряда на ремонт скважины.

    РЕМОНТ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ШТАНГОВЫМИ СКВАЖИННЫМИ НАСОСАМИ

    Ремонт штанговых насосных скважин заключается в подъеме 1 спуске насосных штанг или труб; ликвидации обрыва и Ввинчивания штанг; проверке и замене клапанов, посадочного <онуса или его гнезда; смене насосов; расхаживании заклинив­шегося плунжера в цилиндре насоса.

    Разборка и сборка станка-качалки и устье­вого оборудования. Перед началом ремонта насосных скважин частично разбирают станок-качалку. Установив голов­ку балансира в крайнем верхнем положении и закрепив ее тор­мозом, на полированном штоке несколько выше крышки устье­вого сальника устанавливают штанговый зажим. При крепле­нии зажима следует учитывать, что после посадки его на крышку сальника масса всей колонны насосных штанг будет передаваться на него. Отсоединив канатную подвеску от штока, плавно опускают вниз всю колонну насосных штанг до тех пор, пока нижняя сторона штангового зажима не сядет плотно на крышку сальника. После этого, захватив нижний конец голов­ки балансира станка-качалки канатным штропом, заранее под­вешенным на крюк талевой системы, производят плавный подъ­ем. Во время этой операции оператор внимательно следит за движением штропа и головки балансира, подавая рукой сигна­лы машинисту подъемника, который регулирует скорость вра­щения лебедки подъемника, а стало быть и скорость спуско-подъемных операций. В процессе дальнейшего подъема головка балансира станка-качалки поворачивается вокруг шарнира (если она начнет поворачиваться в обратную сторону, по сиг­налу оператора прекращают подъем и начинают плавный спуск), а затем тыльной частью ложится на верхнюю полку балансира и в таком положении находится во время ремонта скважины.

    После отсоединения сальникового штока канатную подвеску присоединяют к штропам талевой системы. Немного приподняв ее, оттягивают вручную вправо или влево вспомогательный ка­натик, заранее прикрепленный к головке балансира, при этом последняя отводится в сторону.

    После разъединения сальникового штока от головки балан­сира разбирают устьевое оборудование.

    Самостоятельная работа №5.

    В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30. 40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000. 1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут.

    В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.

    Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы:

    1. простота ее конструкции;

    2. простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

    3. удобство регулировки;

    4. возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;

    5. малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;

    6. высокий КПД;

    7. возможность эксплуатации скважин малых диаметров.

    Установка состоит из:

    • привода
    • устьевого оборудования
    • насосных штанг
    • глубинного насоса
    • вспомогательного подземного оборудования
    • насосно-компрессорных труб.

    Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг.


    Рис. 4.21. Штанговая скважинная насосная установка: 1 — фундамент; 2 - рама; 3 — электродвигатель; 4 - цилиндр; 5 - кривошип; 6 — груз; 7 - шатун; 8 - груз; 9 - стойка; 10 - балансир; 11 - механизм фиксации головки балансира; 12 - головка балансира; 13 - канатная подвеска; 14 - полированная штанга; 15 - оборудование устья скважины; 16 - обсадная колонна; 17 - насосно-компрессорные трубы; 18 - колонна штанг; 19 - глубинный насос; 20 - газовый якорь; 21 - уплотнение полированной штанги; 22 - муфта трубная; 23 - муфта штанговая; 24 - цилиндр глубинного насоса; 25 - плунжер насоса; 26 - нагнетательный клапан; 27 - всасывающий клапан

    Устьевое оборудование I предназначено для герметизации полированного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрессорных труб, замера затрубного давления и проведения исследовательских работ в скважине.

    Колонна насосных штанг II соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг 18. Штанги имеют длину по 8. 10 м, диаметр 16. 25 мм и соединяются друг с другом посредством муфт 23. Первая, верхняя штанга 14 имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, и называется полированной, иногда сальниковой штангой.

    Колонна насосно-компрессорных труб II служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб 17 длиной по 8. 12 м, диаметром 38. 100 мм, соединенных трубными муфтами 22. В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкостъ направляется в промысловую сеть.

    Глубинный штанговый насос III представляет собой насос одинарного действия. Он состоит из цилиндра 24, прикрепленного к колонне насосно-компрессорных труб, плунжера 25 соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26 установлен на плунжере, а всасывающий 27 - в нижней части цилиндра.

    Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый IV или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17 и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.

    При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх — происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.

    При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство цилиндра.

    Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.

    · При текущем ремонте проводятся следующие операции

    1. Транспортные – доставка оборудования на скважину;

    2. Подготовительные – подготовка к ремонту;

    3. Спускоподъемные – подъем и спуск нефтяного оборудования;

    4. Операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации

    мелких аварий;

    5. Заключительные – демонтаж оборудования и подготовка его к

    транспортировке.

    Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что

    основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50%

    времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в

    сторону сокращения времени на транспорт – за счет создания монтажеспособных

    машин и агрегатов, спускоподъемных операций – за счет создания надежных

    автоматов для свинчивания-развинчивания труб и штанг.

    Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее

    ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить

    случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это

    достигается двумя путями: первый и широко применяемый – «глушение»

    скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью,

    обеспечивающей создание на забое скважины давления PЗАБ , превышающего

    пластовое. Второй – применение различных устройств – отсекателей,

    перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ.

    Спуско-подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе

    времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и

    замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д.

    Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или

    развинчивании) насосно-компрессорных труб, являющихся средством подвески

    оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи

    технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях – инструментом

    для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало

    НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения

    способа эксплуатации.

    Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы.

    Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою

    специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ

    одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско-подъемные операции со

    штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание)

    штанг производят механическим штанговым ключом.

    В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ

    (запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость

    одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного

    отвинчивания трубы и штанги.

    Смена насоса.

    · Подготовительные работы.

    · Устанавливают специальный зажим для снятия полированного штока.

    · Снижают давление в трубном и затрубном пространствах до атмосферного и отсоединяют выкидную линию от устьевой арматуры.

    · Поднимают с помощью спец элеватора полированный шток.

    · Устанавливают штанговый крюк на талевsй блок.

    · Поднимают колонну штанг со вставным насосом или плунжером невставного насоса.

    · Укладывают штанги на мостики ровными рядами. Между рядами штанг прокладывают деревянные прокладки с расстоянием между ними не более 1.5 м. В процессе подъема штанг производят отбраковку и замену дефектных штанг на исправные.

    · Поднимают НКТ с цилиндром невставного или замковой опорой вставного насоса с помощью автомата АПР-2ВБ. В процессе подъема НКТ производят их отбраковку и замену исправными.

    Спуск насоса.

    · Перед спуском насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса. Неисправности насоса устраняют в мастерских.

    · Опускают защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и др.), цилиндр невставного или замковую опору вставного насоса в колонну НКТ с помощью автоматического ключа.

    · Спускают колонну штанг с плунжером вставного или цилиндром невставного насоса.

    · Соединяют верхнюю штангу с полиро­ванным штоком в соответствии с правилами подго­товки плунжера в цилиндре насоса.

    · Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.

    При ремонте насосных скважин проводят следующие операции: спуск и подъем насосных штанг или труб; ликвидацию обрыва и отвинчивания штанг; проверку и замену клапанов, посадочного конуса или его гнезда; смену насосов; промывку или очистку скважин от песчаных пробок; расхаживание заклинившегося плунжера в цилиндре насоса; ликвидацию утечки жидкости из насосных труб и т.д.

    Разборка и сборка станка -качалки и устьевого оборудования.

    При спуко-подъемных операциях перед началом ремонта насосных скважин частично разбирают СК. Установив головку балансира в крайнем верхнем положении, на сальниковом штоке несколько выше крышки устьевого сальника закрепляют штанговый зажим. Отсоединив канатную подвеску от сальникового штока, плавно опускают всю колонну насосных штанг до тех пор, пока нижняя сторона закрепленного на сальниковом штоке штангового зажима не сядет прочно на крышку устьевого сальника. После этого, захватив нижний конец головки балансира канатным штропом, подвешенным на крюк талевой системы, производят плавный подъем колонны. Во время этой операции оператор внимательно следит за движением штропа и головки балансира, подавая рукой сигналы трактористу, который регулирует скорость вращения лебедки трактора-подъемника. В процессе дальнейшего подъема колонны головка балансира СК поворачивается вокруг шарнира. Когда головка балансира начнет поворачиваться в обратную сторону, по сигналу оператора прекращают подъем колонны и начинают плавный ее спуск. Продолжая поворачиваться вокруг шарнира, головка своей тыльной частью ложится на верхнюю полку балансира. В таком положении головка балансира находится до тех пор, пока производится ремонт скважины.

    Для СК, выпускаемых по ГОСТ 5866-76, головки балансиров изготавливают поворотными. После отсоединения сальникового штока канатную подвеску присоединяют к штропам талевой системы. Немного приподняв ее, оттягивают вручную вправо или влево вспомогательный канатик, заранее прикрепленный к головке балансира, при этом последняя отводится в сторону.

    После окончания ремонта скважины головку балансира канатным штропом, подвешенным к крюку талевой системы, плавно поднимают с балансира, вследствие чего она, поворачивается на шарнире, занимает исходное положение. Затем канатную подвеску соединяют с сальниковым штоком.

    После разъединения сальникового штока и головки балансира разбирают устьевое оборудование насосной скважины.

    При наличии сальника несамоуплотняющейся конструкции для подъема штанг применяют следующий способ разборки устьевого оборудования. Для замены скважинного трубного насоса сальник и выкидную линию разъединяют, оставляя болты с навинченными на них гайками во фланце, находящемся на конце выкидной линии, а прокладки откладывают в сторону. Затем сальниковый шток вместе с колонной спущенных в скважину штанг поднимают на высоту 0,6-0,5 м., тем самым освобождая устьевой сальник от зажима, опиравшегося на его крышку. После этого отвинчивают сальник от верхней муфты устьевого фланца, прочно привязывают его штропом к штанговому зажиму и поднимают колонну штанг вместе с сальником до выхода из насосных труб очередной муфты штанг.

    Как только муфта штанги окажется над муфтой труб (на высоте 0,3-0,4 м. от последней), подъем колонны приостанавливают, а под штанговую муфту на торец муфты насосных труб устанавливают штанговый элеватор соответствующего размера и запирают им штанги.Затем при плавном спуске сажают муфту штанги на элеватор и, отвинтив верхнюю штангу вместе с сальником, осторожно укладывают ее в сторону на мостках скважины. С этого момента скважина считается готовой к подъему штанг и труб.

    Для подвески НКТ и герметизации сальникового штока широко применяют устьевое оборудование конструкции АзИНМАШа.

    Оборудование для подвески насосных труб с высаженными концами состоит из шайбы 5, патрубка 4, муфт 1 и 3 и переводного патрубка 2. Наружный диаметр шайбы зависит от диаметра эксплуатационной колонны.

    Шайба имеет внутреннюю цилиндрическую резьбу для ввинчивания в нее патрубка. Привалочные поверхности шайбы гладкие, с нанесенными на них рисками. Это сделано с учетом применения колонных головок с фланцами различных конструкций: с одним и двумя выступами.

    На верхний конец патрубка навинчивают муфту для присоединения переводника, один конец которого имеет резьбу, соответствующую резьбе НКТ с высаженными концами, а другой -резьбу, соответствующую резьбе гладких НКТ.

    Для подвески НКТ с гладкими концами применяют шайбу 1 с внутренней резьбой для присоединения патрубка 2. К верхнему концу патрубка привинчивается муфта 3, а к нижнему концу ее подвешиваются НКТ.

    В связи с внедрением напорных систем сбора нефти и газа применяют устьевые сальники с самоуплотняющимися головками СУСГ1 и СУСГ2, работающие на повышенных давлениях. Сальник СУСГ2 с двойным уплотнением состоит из двух основных узлов: самоустанавливающейся шаровой головки и тройника. В шаровой головке помещены нижняя и промежуточная (средняя) втулки, нижний манжетодержатель и нижняя сальниковая набивка. В корпусе сальника, навинченном на головку, помещены верхний манжетодержатель, верхняя сальниковая набивка и верхняя втулка (грундбукса). Сальниковую набивку подтягивают крышкой, навинченной на корпус. В верхней части крышки предусмотрен резервуар для масла, служащий для смазки трущихся поверхностей сальникового штока и вкладышей.

    Шаровая головка в тройнике удерживается крышкой, закрепленной двумя откидными болтами и гайками. Болты в тройнике установлены при помощи пальцев. Тройник снабжен специальным устройством для присоединения сальника и выкидной линии, состоящим из наконечника, ниппеля и накидной гайки.

    Сальник этого типа позволяет заменять изношенные сальниковые набивки, не снижая давление в скважине до атмосферного.

    При подъеме скважинного насоса вставного типа и плунжера трубного насоса разборка устьевого оборудования значительно упрощается, если устье скважины оборудовано сальником самоуплотняющейся конструкции СУ СП или СУСГ2. При этом выкидную линию не отсоединяют от сальника, как и сальник от муфты планшайбы (посадочного фланца).

    Для подъема штанг, плунжера трубного насоса, а также вставного насоса достаточно отвинтить верхнюю головку сальника и приподнять сальниковый элеватор под соединительной муфтой, устанавливают его на верхний торец сальника. Затем сажают соединительную муфту на элеватор, отвинчивают от нее сальниковый шток и вместе с верхней крышкой сальника убирают в шток на небольшую высоту (до выхода из сальника соединительной муфты сальникового штока со штангами). После этого, зарядив штанговый сторону.

    Вывод: Изучили текущий ремонт скважин оборудованных ШСНУ.

    Читайте также: