Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

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 меро-лриятий 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 гкважин 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 яри текущих ремонтах скважин относятся работы по с пуск о-подъемным операциям, монтажу и разборке устьевого оборудования.
Обычно за счет своевременного и качественного текущего ремонта удается восстановить нормальную работу добывающих я нагнетательных скважин.
Все текущие ремонты скважин подразделяют на планово-предупредительные (профилактические) и восстановительные.
Планов о-п редупредительный — 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.).
173
Таблица IV 1
Виды текущего ремонта скважин
[Цифр
Виды работ
Тех гшко-технотопические требования
Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами Смена насоса
Устранение обрыва и отвинчи вания штанг
Ремонт скважин, оборудован ных погружными центробежными электронасосами Смена ЭЦН
Ремонт скважин по очистке за боя и подъемной колонны от парафина, гидратных отложений, солей и песчаных пробок
Консервация и расконсервация
скважин
Консервация скважин
Расконсервация скважин
Ремонт газлифтных скважин
Ремонт фонтанных скважин Ремонт газовых скважин Ремонт скважин, связанных с негерметичностью НКТ
Ремонт скважин с помощью тросово-канатного метода
Опытные работы по испытанию новых видов НКТ, штанг, сква-жинных насосов, погружных центробежных электронасосов и т. д.
Выполнение заданного объема работ
Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче Устранение дефекта
Нормальная подача и напор Выполнение запланированного объема работ, прохождение шаблона до необходимой глубины. Увеличение дебита нефти
Выполнение заданною объема работ
Выполнение заданного объема работ, подтвержденных про-мыслово геофизическим исследованием. Технологический эффект прямо не определяется Выполнение заданного объема работ То же » »
Увеличение дебита нефти, уменьшение обводненности продукции
Выполнение заданного объема работ Увеличение дебита нефти, уменьшение обводненности продукции скважин Выполнение запланированного объема работ
От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме.
Межремонтным периодом работы скважины (МРГТ) 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
174
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 НКТ, 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
175
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% собственной массы колонны труб, что может возникнуть вследствие трения муфт об эксплуатационную колонну, особенно в искривленных 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 ниппельный конец установить на специальный лоток или клапан, медленно 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 па 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, фонтанного оборудования или другие предметы, находящиеся внутри фонаря вышки; а при работе двухтрубками — не допускать задевания средних муфт о первый пояс вышки;
б) посадку навинчиваемой трубы в муфту предыдущей трубы следует производить плавно, без резких ударов, соблюдая строгую вертикальность трубы и соосность талевого механизма с осью устья скважины;
в) при свинчивании труб автоматами АПР-2БВ или механическими ключами КМУ необходимо добиваться полного их завинчивания на всю длину резьбы;
г) не допускать вращения колонны труб при их свинчивании; во избежание этого на муфте необходимо устанавливать контр ключ;
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-
176
мерам; нельзя допускать смешивания труб различных типов_ марок и размеров (колонна труб различных марок сталей и размеров предварительно должна быть соответствующим образом >комплектована); при переходе от труб меньшего диаметрз 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 при 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 трубы 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 щтанг 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 по-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 и спуске насосных штанг или труб; ликвидации обрыва и отвинчивания штанг; проверке и замене клапанов, посадочного конуса или его гнезда; смене насосов; расхаживании заклинившегося плунжера в цилиндре насоса.
12-572 177
Разборка и сборка стан к а-к ачалки 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.
Смена трубного штангового насоса
Смена трубного насоса связана с подъемом и спуском штанг я труб. В случае необходимости при смене насоса — поднимают штанги и трубы, а для ремонта плунжера — только штанги.
Проверка и смена трубного насоса. После разборки станка-качалки и устьевого оборудования из скважины извлекают насосные штанги с плунжером и укладывают рядами на мостках. Затем вместе с цилиндром насоса и защитным приспособлением, присоединенным к его приему, извлекают насосные трубы.
После окончания подъема насоса при помощи глубинной лебедки определяют глубину уровня и забоя в скважине. Если фильтр открыт, то приступают к спуску нового насоса. Если после проверки насоса на поверхности устанавливают, что цилиндр и плунжер его сильно сработаны, то их заменяют. Если
а 78
же они еще пригодны для дальнейшей эксплуатации, то их промывают керосином и вновь спускают в скважину.
Вначале спускают защитное приспособление (газовый, песочный или газопесочный якорь, сепаратор, фильтр, защитную сетку), затем, присоединив к нему приемную часть,— на трубах насос на заранее намеченную глубину. После этого сажают трубы на планшайбу, спускают плунжер на насосных штангах и, не допуская их на 5—6 м до цилиндра насоса, заливают водой спущенные в скважину насосные трубы. Помещают плунжер в цилиндр насоса и разъединяют приемный клапан, если насос трехклапанный. Заполнив насосные трубы водой до устья, определяют нижнее положение плунжера при максимальном наклоне головки балансира станка-качалки. После сборки устьевого оборудования скважины и станка-качалки, присоединения сальникового штока к головке балансира при помощи канатной подвески скважину запускают в работу. Так как насосные трубы до ее пуска были заполнены водой, то при первых же качаниях балансира начинается подача жидкости насосом.
Поднятый из скважины отработанный насос отправляют в промысловый ремонтньрй пункт для соответствующего осмотра и определения пригодности его к дальнейшей работе в других скважинах.
Замена клапанов. Для замены клапанов штанги вместе с плунжером насоса поднимают из скважины. Если насос трехклапанный, то предварительно ловят приемный клапан при помощи захватного приспособления, смонтированного на нижнем конце плунжера. Замена только шарика или седла, или же переворачивание седла не разрешается, так как на заводе седло притирается к шарику только с одной стороны.
После смены отработанных клапанов плунжер спускают в трубы на насосных штангах. Установив плунжер в цилиндр и отсоединив приемный клапан от нижнего его конца (если насос трехклапанный), штанги обмывают водой. Затем спущенные в скважину трубы заполняют водой, устанавливают устьевое оборудование, собирают станок-качалку, сальниковый шток присоединяют к канатной подвеске и пускают станок-качалку в работу.
В целях увеличения срока службы клапанных узлов прибегают к гуммированию шариков в седла клапанов, либо впрессовывают втулки из высокопрочной резины, полиуретана и других износостойких материалов.
Проверка и смена захватных приспособлений. У двухклапанных трубных штанговых скважинных насосов захватным приспособлением приемного клапана является соединительный шток, а у трехклапанных — байонетное захватное устройство или специальный замок. В зависимости от того, какой вид захватного приспособления вышел из строя, проводят подъем штанг или труб.
12* 173
Если у двухклапанного насоса произошел обрыв соединительного штока, то обычно поднимают насосные трубы, так как •спуск ловильного приспособления в цилиндр насоса для ловли конца оставшегося соединительного штока, ввинченного в клет--ку приемного клапана, может привести к порче втулок. В случае отвинчивания нижнего конца соединительного штока от -клетки приемного клапана последний вылавливают. Для этого на штангах спускают специальный палец, имеющий на своем нижнем конце резьбу, соответствующую резьбе соединительного штока, и несколько большую конусность. На высоте 1 м от .нижнего конца резьбы пальца на штангах устанавливают направление с диаметром несколько меньшим, чем диаметр плунжера, так, чтобы оно могло свободно проходить в цилиндр насоса, не нарушая его поверхности. При допуске штанг, благодаря направлению, резьба пальца попадает в резьбу клетки приемного клапана (чему в значительной мере способствует большая конусность резьбы пальца). Затем штанги вращают по часовой стрелке, свинчивая тем самым палец с клеткой, и лоднимают их на поверхность.
Так как при ловле приемного клапана насосные трубы обычно заполняют водой, то при подъеме штанг захваченный конус •срывается с места, и жидкость сливается из тр>б. Если во время подъема штанг жидкость остается в трубах, то операцию по ловле приемного клапана повторяют. После извлечения приемного клапана на дневную поверхность его проверяют и, если .необходимо, заменяют. Затем соединяют его с соединительным штоком плунжера и вместе с последним спускают в цилиндр «асоса.
В случае выхода из строя нижней части замка у трехкла-ланного насоса и необходимости проверки приемного клапана, лоднимают трубы и замок заменяют.
При выходе из строя верхней части замка у трехклапанного насоса, штанги вместе с плунжером поднимают и ремонтируют эту часть замка. Затем допускают штанги, захватывают приемный клапан, поднимают на поверхность и проверяют его состояние.
Смена вставного штангового насоса
У насосов этого типа наиболее часто приходится заменять узел посадочного конуса или клапанные узлы. В случае обнаружения дефектов в поднятом насосе его бракуют и заменяют.
Замена насоса. Из скважины поднимают отработанный насос и спускают в нее новый. Затем насосные трубы за-лолняют водой для проверки герметичности и правильности лосадки насоса и срывают его с посадочного гнезда. При этом вода из труб устремляется вниз, смывая частицы грязи и песка с наружной поверхности штанг и внутренней поверхности насосных труб.
180
Затем насос повторно устанавливают на место, трубы вновь заполняют водой, монтируют устьевое оборудование, присоединяют сальниковый шток к канатной подвеске и запускают станок-качалку.
Замена посадочного гнезда. Посадочное гнездо вставного насоса монтируют в рубашке, спускаемой в скважину на насосных трубах. Поэтому для замены рубашки необходимо поднять трубы.
При смене посадочного гнезда особое внимание следует уделять состоянию его конусной фаски, с помощью которой отделяется жидкость, находящаяся в насосных трубах и в скважине. Если на фаске имеются царапины или вмятины, необходимо убедиться в том, что само посадочное гнездо установлено в расточке рубашки и в процессе его закрепления перекоса не происходит. При этом проверяют состояние замковой пружины. Ее также заменяют новой, если в ранее работавшей обнаружен какой-либо дефект.
В случае перекоса посадочного гнезда в рубашке насоса жидкость после пуска станка-качалки поступать не будет. Поэтому рубашку следует проверить в собранном виде, затем на трубах спустить в скважину.
Обрыв или отвинчивание насосных штанг на одной и той же глубине характеризуется динамограммой одинаковой формы. После разборки станка-качалки из скважины поднимают ту часть колонны штанг, которая осталась после разъединения их. В насосные трубы на штангах спускают шлипс, который прочно захватывает оборванную штангу, после чего ее поднимают. Затем спускают полный комплект штанг, собирают наземное оборудование скважины и включают станок-качалку.
Для замены дефектных или оборвавшихся штанг на мостках должно находиться не менее двух запасных штанг соответствующего диаметра и марки стали.
При отвинчивании штанг в насосные трубы спускают штанговый ловитель (клапан). После захвата им штанг их поднимают из скважины, проверяют, соединяют с отвинтившимся концом и вновь спускают в трубы. Если резьба имеет дефект, то штанги заменяют новыми. Если обрыв или отвинчивание штанг произошло в нижней части колонны, то поднимают всю колонну.
Устранение заклинивания плунжера
Для устранения заклинивания плунжера насоса разбирают станок-качалку и устьевое оборудование и плавно подтягивают колонну насосных штанг. Затем многократно сажают и поднимают плунжер до полного выхода его из цилиндра. Если насос двухклапанный, то при этом жидкость, заполняющая трубы, устремляется в скважину и промывает цилиндр. Если насос
181
трехклапанныи, то при повторных подъемах и посадках плунжера захватывают (ловят) приемный клапан, вследствие чего жидкость из труб сливается в скважину.
Убедившись, что плунжер свободно перемещается по всей длине цилиндра и заеданий в это время не происходит, допускают его до нижнего положения и заливают насосные трубы водой. Затем вновь приподнимают штанги до полного выхода плунжера вместе с приемным клапаном из цилиндра. Вода из труб вновь стекает в скважину, попутно промывая цилиндр. Плунжер допускают до нижнего, в котором приемный клапан устанавливается в гнезде. Насосные трубы заливают водой, проводят сборку устьевого оборудования и станка-качалки и запускают скважину.
Если плунжер сильно заклинило и при подтягивании штанг вверх он остается неподвижным, то при помощи кругового штангового ключа отвинчивают штанги и поднимают по частям насосные трубы. Отвинтив по частям штанги и трубы, извлекают насос с заклиненным плунжером и спускают новый.
Во избежание заклинивания плунжера в цилиндре насоса рекомендуется: а) использовать насосные трубы диаметрами, соответствующими диаметрам насоса; б) применять защитные приспособления; в) обеспечивать соответствующие скорости подъема жидкости в насосных трубах; г) не допускать загрязнения штанг на мостках; д) промывать колонну штанг после спуска их в трубы.
Если при подтягивании штанг плунжер сильно заклинило, та во время натяжки колонны штанг dacoc выходит из замковой пружины, в результате его со штангами извлекают из скважины. Затем спускают новый насос, трубы заливают водой, проверяют герметичность насоса, проводят сборку устьевого обо* рудования и станка-качалки и скважину запускают в работу.
В случае заклинивания плунжера вставного насоса трубы извлекать не следует. Тогда лишь плавно поднимают штанги вместе с насосом и заменяют его новым.
РЕМОНТ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ПОГРУЖНЫМИ ЦЕНТРОБЕЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ
Подготовка к спуску и спуск ЭЦН. Подготовка скважин к спуску в них погружного агрегата заключается в проверке состояния эксплуатационной колонны (от устья до глубины, превышающей глубину спуска агрегата на 100— 150 м) шаблоном, диаметр которого должен быть на 4 мм больше максимального наружного диаметра погружного агрегата-и длиной не менее 9 м. При этом следует избегать спуска шаблона в фильтровую часть.
Перед спуском ЭЦН подготавливают рабочее место, устанавливают мостки для укладки на них деталей погружной
182
•установки, монтируют подвесной ролик ко второму поясу вышки, подготавливают вспомогательные приспособления и инструмент для соединения отдельных частей погружного агрегата и крепления кабеля.
Подвесной ролик служит для направления кабеля, обегаемого с верхней части барабана, к устью скважины, облегчения операций по спуску и подъему и недопущения перегибов. Кабе-ленаматыватель устанавливают в 15—17 м от устья скважины в поле зрения тракториста. Ось барабана должна быть перпендикулярна к линии, соединяющей центры его и устья скважины.
Работы по спуску погружного центробежного электронасоса в скважину выполняют в следующем порядке: на устье скважины двигатель соединяют с гидрозащитной и насосом; надевают монтажный хомут на компенсатор, поднимают его с мостков и спускают в скважину до посадки на фланец эксплуатационной колонны; снижают транспортировочную крышку компенсатора, надевают хомут на двигатель, приподнимают его над устьем скважины и снимают нижнюю транспортировочную крышку; соединяют двигатель с компенсатором, вывичнивают пробку и открывают перепускной клапан, отвинтив его на 3—4 оборота; вновь завинчивают пробку и снимают хомут с компенсатора, спускают двигатель в скважину до установки хомута на фланец эксплуатационной колонны; снимают крышку кабельного ввода двигателя, промывают контакты трансформаторным маслом и замеряют сопротивление изоляции двигателя и кабеля. Оно должно быть не менее 10 кОм.
После всех этих операций вывинчивают пробку двигателя, в отверстие ввинчивают штуцер маслонасоса и прокачивают масло до перелива его через отверстие в колодке кабельного ввода, соединяют муфту кабеля с колодкой токоввода двигателя и устанавливают на место крышку. Затем испытывают на герметичность кабельный ввод и фланцевое соединение с компенсатором при давлении масла 1,0 МПа в течение 5 мин. При этом течь и запотевание недопустимы. При опрессовке перепускной клапан компенсатора должен быть открыт.
Далее с двигателя снимают верхнюю транспортировочную крышку, проверяют вращение вала шлицевым ключом (вал должен проворачиваться без заеданий), надевают хомут на протектор и поднимают его над устьем, Затем снимают верхнюю крышку протектора и проверяют вращение его вала, проверяют посадку шлицевой муфты на валы двигателя и протектора и соединяют двигатель с протектором.
Вывинчивают пробку протектора и через клапан в головке двигателя заканчивают трансформаторное масло до появления его в отверстии под пробкой, ввинчивают манометр и испытывают на герметичность фланцевое соединение протектора с двигателем при давлении 0,2 МПа в течение 10 мин. При этом
183
течь недопустима. Затем давление снижают до атмосферного и
вывинчивают манометр.
После осуществления всех контрольных работ приподнимают насос над устьем и проверяют вращение его валов, валов протектора и посадку шлицевой муфты и соединяют насос с протектором.
Далее погружной агрегат приподнимают над устьем, вывинчивают пробку из компенсатора, открывают его перепускной клапан и вновь ввинчивают пробку. Затем кратковременно включают двигатель для определения правильности направления вращения вала (направление вращения будет правильным, если корпус двигателя развернется против часовой стрелки при наблюдении за валом сверху). После этого погружной агрегат соединяют с первой трубой, под которой монтируют спускной клапан. Спуск НКТ с погружным агрегатом ничем ке отличается от спуска труб при обычном ремонте скважин. Разница заключается лишь в том, что одновременно с НКТ спускают кабель, который крепят к трубам с помощью металлических хомутов с пряжкой. При этом необходимо проверять изоляцию кабеля и следить за тем, чтобы он не закручивался вокруг труб. Скорость спуска погружного агрегата не должна превышать 0,25 м/с. После спуска ЭЦН собирают устьевое оборудование. Если при этом необходимо регулировать дебит скважины, то на устье устанавливают штуцер соответствующего диаметра.
Подъем и демонтаж погружного агрегата проводят в обратном порядке. Остальные ремонтные работы в скважинах, оборудованных ЭЦН (например, чистка и промывка скважины от песчаных пробок, удаление парафинистых, солевых и других отложений и т. д.), существенно от таковых при обычном текущем ремонте не отличаются.
Смена ЭЦН. Прежде чем приступить к работам по подъему агрегата из скважины, необходимо выключить установку и блок рубильник-предохранитель. Затем отсоединяют кабель, питающий двигатель, от станции управления и проверяют сопротивление изоляции системы кабель — двигатель. При необходимости глушат скважину, демонтируют устьевую арматуру, спускают жидкость из колонны НКТ через спускной клапан, установленный над насосом. Отверстие в этом клапане вскрывают при помощи "металлического стержня диаметром 35 мм и длиной 650 мм, сбрасываемого в трубу с поверхности. Стержень, ударяясь о штуцер, отламывает его в месте надреза и и открывает отверстие в клапане. Б результате жидкость из труб перетекает в эксплуатационную колонну. После удаления жидкости из насосных труб в муфту верхней из них, подвешенной на планшайбе, ввинчивают подъемный патрубок длиной 0,5— 1,0 м, имеющий на одном конце резьбу, а на другом — муфту для захвата элеватором. Затем разбирают уплотнение кабеля в планшайбе или колонной головке, устанавливают пьедестал
184
на фланец эксплуатационной колонны и извлекают насосные трубы с кабелем. Погружной агрегат поднимают со скоростью не более 0,25 м/с.
По мере подъема труб кабель освобождают от хомутов, не допуская падения их в скважину, и навивают на барабан ка-беленаматьшателя. При этом необходимо следить за тем, чтобы кабель навивался равномерно и не касался земли.
Во время спуско-подъемных операций проводить какие-либо работы с кабелем запрещается: нельзя сматывать его на землю, не допускаются резкие перегибы его и удары по броне. После подъема агрегата снимают защитные кожухи (защитные хомуты) плоского кабеля. Под головкой нижней секции насоса устанавливают хомут, агрегат спускают до посадки хомута на фланец эксплуатационной колонны и верхнюю секцию насоса отсоединяют от нижней. После проверки вращения вала верхнюю секцию закрывают защитной крышкой и укладывают на мостки.
В процессе демонтажа узлы агрегата (насос, протектор, двигатель, компенсатор и муфта кабеля) обязательно закрывают упаковочными крышками.
РЕМОНТЫ СКВАЖИН, СВЯЗАННЫЕ С ОЧИСТКОЙ ЗАБОЯ ОТ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК
Защитные приспособления (газовые, песочные и газопесочные якоря, предохранительные сетки) монтируют под приемами штанговых насосов, а поэтому для проверки их приходится поднимать на дневную поверхность всю колонну штанг, насосных труб и насос.
У газовых якорей вибрационного типа проверяют состояние вибрационных пружин, вибраторов и центральной трубки. Износившиеся пружины заменяют новыми, причем проверяют свободно ли движутся вибраторы под действием пружин и не задевают ли их края за внутреннюю поверхность кожуха вибратора.
Нижнюю часть якоря очищают от песка. Если требуется значительный ремонт якоря, то в скважину спускают новый, а поднятый из нее якорь отправляют в ремонтную мастерскую.
После подъема песочного или газопесочного якоря песочную камеру его очищают от песка и промывают водой. Проверяют также резьбу переводника якоря, при помощи которой он присоединяется к приему насоса, а также прочищают входные отверстия в якорь. В случае обнаружения дефектов на резьбе переводника в скважину спускают новый якорь. При проверке защитных сеток и фильтров, монтируемых под приемами сква-жинных насосов, проверяют присоединительную резьбу, а также очищают входные отверстия.
185
Способы ликвидации песчаных пробок в скважинах
При разработке пластов, сложенных рыхлыми, слабо сцементированными породами (особенно песчаники), в призабой-ной зоне разрушается скелет пласта. В этом случае жидкость к. газ во время движения по пласту увлекают в скважину некоторое, а иногда весьма значительное количество песка. Если скорость недостаточна для подъема песчинок, то они осаждаются на забое, скапливаются, образуя пробку, частично или полностью перекрывающую отверстия фильтра, прекращая доступ жидкости из пласта. Иногда высота песчаной пробки достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Для возобновления нормальной эксплуатации скважины возникает необходимость в очистке забоя от скопившегося песка.
Ликвидацию песчаных пробок проводят промывкой скважин водой, различными жидкостями, газожидкостными смесями, пенами, ПрОДуВКОЙ ВОЗДУХОМ, ОЧИСТКОЙ СКВЭЖИНи С ПОМОЩЬЮ'
струйного насоса, желонки или гидробура.
Прямая промывка скважины от песчаной пробки— процесс удаления из нее песка путем нагнетания промывочной жидкости внутрь спущенных труб и выноса размытой, породы жидкостью через затрубное (кольцевое) пространство.
Для повышения эффективности разрыхления пробок на конец колонны НКТ навинчивают различные приспособления — короткие патрубки, называемые мундштуками: а) со срезанным косо концом (тип пера); б) с закругленным концом (тип карандаша) с проходным сечением от 12 до 37 мм; в) с фрезером на конце; г) с комбинированным фрезером-карандашом.
Различают прямую промывку обычную и скоростную.
Скоростная прямая промывка (рис. IV. 1) отличается от обычной тем, что в период наращивания промывочных. труб процесс промывки не прекращается; это исключает оседание размытого песка и прихват промывочных труб.
Обратная промывка скважин от песчаных пробок— процесс удаления песка из скважин с нагнетанием промывочной жидкости в затрубное (кольцевое) пространство и направлением восходящего потока жидкости через промывочные трубы. Благодаря меньшему сечению в них создаются большие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший-вынос песка. Устье скважины оборудуют сальником, который с помощью фланца 10 прикрепляется к тройнику или крестовине (рис. IV.2). Корпус 8 сальника изготавляют из металлического патрубка с приваренным отводом 9 для присоединения выкидной линии промывочного агрегата. Внутри корпуса приварен конус 7, заклинивающий резиновое уплотнение 6. На верхнюю его часть навинчена гайка 1 с ручками 2 для сжатия резинового уплотнения и посадки на нее колонны промывочных труб с элеватором при наращивании очередной трубы. Шпилька 4„ шайба 5 и кольцо 3 вместе с резиновым уплотнением изготав-
166
Рис. IV.1, Схема прямой скоростной промывки скважин для удаления песчаной пробки1
1,2, 5 — краны; 3 — выкид в чан; 4 — вы-кнд от насоса, 6 —скважина. 7 — тройник, ё — промывочная головка
Рис. IV.2. Сальник для обратной промывки скважин
ливаются как одно целое в специальной пресс-форме.
Сальник действует подобно самоуплотняющемуся поршню. Давление промывочной жидкости распирает резиновое уплотнение и тем самым герметизирует затрубное пространство.
Для промывки плотных песчаных пробок рекомендуется применять комбинированную промывку с помощью промывочного устройства ПУ-1 конструкции Б. И. Арутюнова.
Промывочное устройство ПУ-1 (рис. IV.3) состоит из циркуляционной муфты / с продольными и поперечными отверстиями для направления жидкости из затрубного пространства (над резиновой манжетой) в трубы и обратно —из затрубного пространства (под резиновой манжетой) в промывочные трубы.
На нижний конец циркуляционной муфты навинчивают переводник для присоединения промывочного устройства к трубам, а на верхний — корпус 6, в котором просверлено несколько отверстий, со специальной муфтой 7. Снаружи на корпус надета резиновая самоуплотняющаяся манжета 2, удерживающаяся распорным кольцом 3 и зажимной гайкой 4. В середине циркуляционной муфты предусмотрено гнездо, в резьбу которого ввинчивают нижний конец внутреннего патрубка 5. Верхний конец этого патрубка снаружи герметизируется сальниковой набивкой 8 и грундбуксой 9. Этим исключается возможность прохода жидкости через соединения внутреннего патруб-жа со спецмуфтой.
187
Рис. IV.3. Промывочное устройство ПУ-1
Рис. IV.4. Схема струйного аппарата
Работы с промывочным устройством ПУЛ проводят в следующем порядке. В скважину спускают промывочные трубы, затем к ним присоединяют устройство, к верхнему концу которого привинчивают наращиваемую трубу или двухтрубку. Башмак труб должен находиться на 15—20 м выше пробки. Для отвода жидкости из колонны промывочных труб применяют головку. На устье устанавливают сальник для обратной промывки и затем закачивают промывочную жидкость в затрубное пространство. Вследствие перекрытия межтрубного пространства манжетой 2 жидкость через отверстия в корпусе 6 и продольные каналы циркуляционной муфты 1 поступает к забою скважины. Смесь размытой пробки и жидкости поднимается по
188
затрубному пространству до циркуляционной муфты и, проходя: через ее поперечные каналы и патрубок 5, направляется в промывочные трубы, а затем выносится на поверхность.
По окончании размыва пробки на длину наращенной трубы, элеватор нагруженный колонной труб, устанавливают на сальник и закачивают 1—2 м3 жидкости (для подъема размытой-пробки на безопасную высоту). Затем наращивают новую трубу. Эти операции повторяют в зависимости от толщины пробки. По окончании промывки снимают с устья скважины сальник, поднимают трубы с промывочным устройством.
Перед спуском ПУ-1 необходимо проверить: надежность крепления резьбовых соединений специальной муфты с корпусом, корпуса с циркуляционной муфтой; сообщаемость через продольные отверстия (для этого наливают воду в циркуляционную муфту, вода должна пройти через ее продольные отверстия и выйти через отверстия корпуса промывочного устройства); сообщаемость через поперечные отверстия (для этого наливают воду в патрубок, вода должна выйти через поперечные боковые отверстия циркуляционной муфты); состояние резиновой манжеты, которая должна быть хорошо закреплена зажимной гайкой и своей внутренней поверхностью плотно прилегать к корпусу, а нижней поверхностью входить в кольцевую посадочную канавку. Перед спуском ПУ-1 в скважину необходимо резиновую манжету смазать тавотом.
Промывка скважин струйными аппарат а-м и. Такие аппараты применяют в тех случаях, когда эксплуатационная колонна имеет дефекты либо разрабатываемый пласт сильно дренирован. Установка для промывки скважин состоит из струйного насоса, концентрично расположенных труб и поверхностного оборудования (шланга, вертлюга, приспособления, для подлива воды).
Струйный аппарат (рис. IV.4) представляет собой инжектор, состоящий из диффузора 3, сопла 4 и размывочной головки 6. При упоре размывочной головки о песчаную пробку механический клапан 5 открывается и жидкость подается через кольцевое пространство к размывочной головке. Вода и размытый песок транспортируются по внутренней трубе на поверхность. Если пробка промыта, механический клапан закрывается, и вода в пласт не поступает. В сдвоенных трубах 2 внутренняя труба подвешена на точечных опорах без резьбовых соединений. Герметизируется внутренняя колонна резиновыми уплотнителями 1. При спуске внешней колонны одновременно наращивается внутренняя.
В случае, когда очистка скважин от пробок осуществляется специальными сдвоенными трубами, диаметр аппарата равен 90 мм. Если аппарат спускают на одном ряде труб внутрь штангового насоса, наружный диаметр аппарата выбирают таким, чтобы он свободно проходил через седло конуса и замок. вставного насоса самого малого диаметра. Длина струйного ап-
189--
парата со сдвоенными трубами диаметром 90 мм составляет около 1 м, а масса около 15 кг.
Очистка скважин от песчаных пробок аэрированной жидкостью, пенами и сжатым воздухом. Этот способ применяют в скважинах с небольшим столбом жидкости и при наличии на забоях рыхлых (неуплотненных) пробок. Для герметизации устья используют сальник (см. рис. IV.2). В качестве рабочего агента применяют аэрированную жидкость, пены, сжатый воздух.
Преимущества такого способа очистки скважин от песчаных пробок;
1) исключение или значительное сокращение поглощения промывочной жидкости пластом;
2) ускорение процесса ввода скважины в эксплуатацию после очистки от пробки;
3) возможность очистки части колонны ниже отверстий фильтра (зумпфа), что обеспечивает создание свободного кармана для накопления песка в период последующей эксплуатации скважины, а это в свою очередь способствует удлинению межремонтного периода ее работы.
Промывка аэрированной жидкостью с добавками ПАВ. Этот способ применяют в скважинах с низким пластовым давлением, эксплуатация которых осложнена частыми пробкообразованиями, а ликвидация пробок связана с поглощением пластом промывочной жидкости, т. е. с ухудшением проницаемости призабойной зоны. В таких скважинах для размыва пробки, уменьшения плотности промывочной жидкости и снижения гидростатического давления на забой, а следовательно, для уменьшения поглощения пластом промывочной жидкости применяют аэрированную жидкость (водовоздушную смесь) с добавкой ПАВ.
Промывка поверхности о-а ктивными веществами (ПАВ). Этот способ применяют для снижения поверхностного натяжения на границе нефть — вода.
Добавка ПАВ к жесткой воде (например, морской) способствует снижению ее поверхностного натяжения на границе нефть — вода и быстрому и почти полному удалению этой воды из прнзабойной зоны при освоении скважины после ее промывки. В качестве добавок применяют различные ПАВ: суль-фанол, сульфонатриевые соли, неионогенные деэмульгаторы и др.
На рис. IV.5 приведена схема оборудования скважины при промывках ее аэрированной жидкостью с добавками ПАВ.
В скважину спускают промывочные тр^бы 2, башмак которых устанавливают на 10—15 м выше уровня песчаной пробки 1. Верхнюю трубу, присоединенную к вертлюгу, оборудуют •обратным клапаном 3. Обратные клапаны // устанавливают также на линии для подачи воздуха и воды в аэратор 7. Устье •скважины герметизируют сальником 4.
190
Рис. IV.5. Схема оборудования скважины при промывке ее аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ
(пенами)
Вода с добавкой ПАВ при помощи насоса промывочного агрегата 13 нагнетается в аэратор 7, куда одновременно поступает воздух по линии 9 из ГВРБ или от передвижного компрессора. Выкид аэратора соединяют с промывочным шлангом. Контроль и регулирование процесса осуществляют с помощью вентиля 10, расходомера 8, манометра 5 и отвода 6, который предусмотрен для снятия давления на линии нагнетания при наращивании труб. Размытая пробка выносится на поверхность по затрубному пространству, поступает в линию 14, через которую отводится в емкость 12. Раствор ПАВ приготавливают в емкости 12 или в емкостях агрегата.
Добавка ПАВ к воде рекомендуется в следующих количествах (в массовых долях):
сульфанол......0,1—0,3; ОП-7 и ОП-10
сульфонатриевые соли 1,0—2,0; ДС-РАС
0,05—0,1 0,5—1,0
Соотношение количества воды и воздуха принимают в зависимости от дренированности пласта, проницаемости призабой-
191
згой зоны и пластового давления. Для скважин, эксплуатирующих истощенные пласты, рекомендуется пользоваться следующими данными для определения степени аэрации в зависимости от пластового давления.
Пластовое давление, % от гидростатического давления . ..... 60—40; 40—25; 25—15
Степень аэрации воздух — вода,
м3/м3............ 15—20; 20—30; 30—50.
Включая насос агрегата и открывая воздушный вентиль, регулируют процесс аэрации жидкости, обработанной ПАВ. После восстановления циркуляции промывают скважину и по мере выноса песчаной пробки наращивают промывочные трубы, прекращая на время подачу аэрированной жидкости.
Промывка скважин пенами. При определенно] концентрации раствора ПАВ в воде (например, при добавке i воде 0,5% сульфанола и при соотношениях этого раствора ] воздуху в пределах 1:20—1:40) образуется стабильная пена которую используют для промывки скважин.
Технологический процесс промывки скважин пенами не от -личается от процесса промывки аэрированной жидкостью с до бавкой ПАВ (см. рис. IV.5). В случае продувки скважин ежа тым воздухом от песчаной пробки технологический процесс зна чительно упрощается: отпадает необходимость в промывочно! агрегате 13 и аэраторе 7.
При незначительном пластовом давлении во избежание пс глощения пластом больших количеств промывочной жидкост применяют комбинированный метод очистки скважины от проб ки. Вначале ее удаляют одним из указанных способов (удале ние жидкости), затем (не вскрывая фильтра) последние 2—3 ] пробки очищают желонкой.
Очистка скважин от пробок желонками. Очистка скважин от песчаных пробок этим методом заключается в последовательном списке на забой желонки, заполнении ее и подъеме. Различают простые, поршневые и автоматические желонки.
Несмотря на простоту, этот метод обладает рядом существенных недостатков- а) длительность процесса; б) возможность протирания эксплуатационных колонн; в) возможность обрыва тартального каната; г) загрязнение рабочего места. При очистке скважины от рыхлых пробок и небольшой высоте столба жидкости рекомендуется использовать простые желонки, при плотных пробках — поршневые, во всех остальных случаях — автоматические.
Опытом установлены следующие рекомендуемые области применения желонок различного диаметра.
Диаметр колонны, мч . . . 114, 127 140, 146, 16S 17S, 194 и более
Диаметр жетонки, мч . . . 73 89 114
Очистка скважин от песчаных пробок гидробурами. Песчаные пробки из скважин можно удалять и без спуска промывочных тр}б. Для этой цели применяют гидробур (рис. IV.6), спускаемый на канате.
После удара о пробку гидробур приподнимают на 2—3 м и вновь ударяют долотом о ее поверхность. Во время очередного подъема плунжер засасывает жидкость с песком из-под долота, затем песок попадает в желонку, а жидкость — в поршневой насос. При таких ударах в несколько приемов в гидробур засасывается осевшая на забое песчаная пробка.
Во избежание образования петель каната в колонне или большого его натяга и обрыва рекомендуется работы проводить на I или II скорости подъемника.
Меры по предотвращению осложнений при промывке скважин от песчаных пробок
Рис. IV.6. Беструбный гидробур 2ГБ-90
/ — боковой клапан, 2 — корпус насоса, 3 — плунжер. 4 — плунжерный насос, S — шариковый кталан 6 — мэр п>с желонки. 7 — желонка; S— центральная тр\бка, 9 — долото
1. Перед промывкой необходимо провести подготовительные работы, основные из которых: проверка наземных сооружений, оборудования и инструмента; выбор и проверка промывочных труб,
подъемника и промывочного насоса; выбор способа промывки, промывочной жидкости и специальных приспособлений на случай фонтанных проявлений; замер глубины забоя.
2. При промывке наклонных и глубоких скважин следует пользоваться гидравлическим индикатором массы.
3. Промывать фонтанные и разведочные скважины следует при установленной под вертлюгом центральной задвижке фонтанной арматуры и переводной катушке. Для быстрой герметизации устья во время фонтанных проявлений на нижнем фланце катушки необходимо предусмотреть свинцовый поясок, а канавку верхнего фланца крестовины заполнить клингеритовой прокладкой. Кроме того, на скважине необходимо иметь комплект инструментов для работы в газовой среде.
4. При использовании бурового раствора или нефти в качестве промывочной жидкости необходима специальная система желобов для циркуляции жидкости, чтобы не допустить ее потери и не загрязнять окружающую среду.
5. Перед промывкой скважины всю систему от насоса до ее устья необходимо промыть водой и спрессовать на давление, не
13—572
193
менее чем полуторакратное рабочее, ожидаемое в процессе промывки.
6. При промывке скважины водой для большей надежности подавать ее следует из двух самостоятельных источников.
7. Спуск промывочных труб без восстановления циркуляции следует прекратить, не доводя их башмак на 50—100 м до пробки.
8. После спуска промывочных труб до установленной глубины следует путем наращивания нескольких труб восстанавливать циркуляцию после каждого наращивания, достичь песчаной пробки и приступить к промывке. Спускать тр;бы нужно осторожно, чтобы не углубиться в пробку, которая может забить конец промывочных труб.
Во избежание погружения конца промывочных труб в пробку при очередном их наращивании, длина самой верхней (верт-люговой) двухтрубки (трубы) должна быть на 2—3 м больше длины любой двухтрубки (трубы), спускаемой в скважину. Крепкие песчаные пробки пробивают с помощью специальных наконечников.
9. Если при наращивании промывочных труб конец их будет забит, то не следует развивать чрезмерно высокие давления для восстановления циркуляции во избежание уплотнения пробки. В таких случаях после каждого подъема 100—150 м труб необходимо попытаться восстановить циркуляцию обратной промывкой. Если это не удается, то необходимо полностью поднять трубы и очистить забитый конец.
10. При прекращении подачи жидкости насосом необходимо приподнять трубы и принять срочные меры к возобновлению промывки. Число приподнимаемых труб зависит от способа промывки, диаметров промывочных труб и эксплуатационной колонны, подачи промывочного насоса и высоты пробки. Обычно приподнимают не менее 70—100 м труб. До возобновления промывки через 10—20 мин следует расхаживать трубы, внимательно наблюдая за показанием индикатора веса. Кроме того, следует соединить водяную линию с затрубным пространством.
11. Если при двухрядном и полуторарядном лифте первый ряд труб прихвачен песком, то освобождать его следует только после удаления песчаной пробки внутри них. Промывку ведут обычным путем до башмака этого ряда. Затем без прекращения прокачки жидкости промывают скважину до полного удаления песка из затрубного пространства между первым рядом труб и эксплуатационной колонной. После этого продолжают промывку до вскрытия фильтра.
Во избежание осложнений в процессе промывки при двухрядном лифте на конце первого ряда труб необходимо установить специальный башмак, позволяющий свободно поднимать промывочные трубы из-под башмака. Кроме того, с верхней стороны нижних муфт промывочных труб должны быть предусмотрены конусные фаски.
194
РЕМОНТ ГАЗЛИФТНЫХ И ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Подготовка скважин к ремонту
До начала ремонта газлифтной или фонтанной скважины для предотвращения открытого фонтанирования при снятии устьевого оборудования и подъеме труб ее необходимо заглушить нефтью, водой или жидкостью повышенной плотности. Для этого используют жидкости на водной основе (техническая вода, искусственные водные растворы). Однако они оказывают блокирующее действие на пласт, что приводит к ухудшению проницаемости пласта и призабойной зоны, увеличению сроков освоения скважин и снижению их производительности.
Сохранение коллекторских свойств пласта при ремонте скважин может быть обеспечено использованием для гл\шения г и дрофобно-э мульсионных растворов (ГЭР).
Если во время прокачки жидкости обнаружится, что в скважине имеется забойная песчаная пробка или сальник, образовавшийся из продуктов коррозии, то необходимо по центральной системе нагнетать в нее под давлением, превышающим давление в затрубном пространстве, газ (сжатый воздух) или аэрированную жидкость. Затем к верхнему концу лифтовых труб следует присоединить одну трубу или двухтрубку и всю колонну НКТ опустить вниз. Если трубы пойдут вниз с «посадкой», то следует приступить к их расхаживанию, отмечая мелом интервалы движения труб вниз и вверх. Эти работы следует проводить лишь при наличии на скважине индикатора веса.
Если расхаживанием освободить прихваченные трубы не удается, то необходимо отвинтить одну трубу (двухтрубку) и уложить ее на мостки. Затем к колонне НКТ присоединить вертлюг с трубой и, расхаживая ее, одновременно попытаться восстановить циркуляцию как между подъемным и первым рядом труб, так и между последним и эксплуатационной колонной. Если и таким способом освободить прихваченные трубы не удается, то скважину передают в капитальный ремонт.
Разборка и сборка фонтанной арматуры
Вначале необходимо разъединить штуцерные патрубки (боковые фланцы) от выкидных линий, снять буферный патрубок, положить на заранее отведенное место и присоединить теми же болтами подъемный патрубок с приваренным фланцем на нижнем его конце и с муфтой на верхнем. Отвинтив болты между тройником и центровой (посадочной) задвижкой, элеватор следует завести под муфту этого патрубка. Затем приподнять и снять арматуру.
Сборку арматуры производят в обратном порядке.
13* 195
Увеличение длины (допуск] колонны спущенных
R rvRawfuuu ЫИТ
---Г1 -
в скважину НКТ
Допуск труб проводится в случаях, когда скважину осваивают методом постепенного увеличения длины спущенных НКТ, либо в случаях снижения уровня жидкости в процессе ее эксплуатации, что легко заметить по постепенному падению устьевого и рабочего давления При этом допуск труб должен быть заранее рассчитан Длина допускаемых труб должна быть согласована с руководством НГДУ (промысла)
Спускаемые в скважину НКТ заранее укладывают на мостках Марка, диаметр и резьба их должны соответствовать марке, диаметру и резьбе труб, находящихся в скважине.
До разработки арматуры фактическую длину допускаемых лифтовых труб необходимо заранее замерить и данные занести в книгу документации скважины.
Процесс спуска наращиваемых труб ничем не отличается от спуска самих лифтовых труб. Основное условие, которое необходимо соблюдать при этом, — выполнение работ в возможно короткие сроки. Когда при спуске конец труб приближается к переводнику труб первого ряда (при комбинированном лифте), допуск последних необходимо производить замедленно и осторожно, чтобы не ударить их о переводник и не оборвать «хвостовые» трубы
Уменьшение длины колонны лифтовых труб, переборка труб
Уменьшение длины колонны проводят в тех случаях, когда при имеющейся подвеске труб невозможно эксплуатировать скважину газлифтным способом Кроме того, уменьшить длину колонны можно в случаях необходимости ограничения отбора жидкости, подъема уровня, возрастания содержания механических примесей в струе жидкости либо по другим геолого-техническим причинам.
Порядок уменьшения длины труб такой же, как и при их подъеме, только эту операцию проводят в обратном допуску труб порядке
Длину и число поднятых из скважины труб необходимо замерить и занести в книгу документации скважины
Переборка труб проводится в тех случаях, когда по геолого-техническим причинам требуется допуск подъемных труб, а глубина спуска переводника первого ряда ограничивает это Тогда приходится либо поднимать оба ряда труб и за счет уменьшения длины хвостовика увеличивать глубину спуска верхней части воздушных труб и затем спускать подъемные трубы, либо, увеличив глубину подвески труб первого ряда (за счет верхней части их), увеличить соответственно глубину подвески подъемных труб второго ряда (глубины вхождения газа в лифтовые трубы)
196
Ремонт скважин, оборудованных газлифтнымм клапанами
Особенность ремонта компрессорных скважин, оборудованных газлифтными клапанами, обусловливается тем, что на расчетных глубинах в колонне НКТ устанавливают специальные скважинные камеры. До их спуска обследуют состояние колонны и забоя. При наличии пробки ее удаляют или промывают скважину. Нельзя спускать клапаны в скважины, колонны которых деформированы, имеют дефект или сильно корродированы.
В этих специальных эксцентричных камерах имеется газ-лифтный клапан. Клапан уплотняется с помощью верхних и нижних колец, изготовленных из нефтестойкой резины, и стопорной пружинной защелки. На внешней стороне камеры уплотнительными кольцами проделаны сквозные отверстия, через которые газ из межтрубного пространства проходит в карман, а затем через боковые отверстия в клапане — в насосно-компрессорные трубы. Эксцентричная камера изготовлена таким образом, что проходное сечение колонны труб и их соосность полностью сохраняются. В верхней части камеры (рис. IV.7) предусмотрена специальная направляющая втулка, ориентирующая инструмент (посадочный инстрлмент), на котором спускают клапан так, чтобы он при отклонении точно попадал в карман. При этом с помощью захватного пружинного устройства освобождается головка клапана после его посадки в карман. Посадочный инструмент, спускаемый в НКТ на стальной проволоке диаметром от 1,8 до 2,4 мм и имеющий шарнирные соединения, после ориентирования направляющей втулкой переламывается в этих соединениях с помощью пружинных устройств так, что продольная ось спускаемого клапана совпадает с продольной осью посадочной камеры.
Клапаны извлекают также с помощью канатной техники. Для этого в скважину спускают экстрактор, который, попадая в эксцентричную камеру, после небольшого подъема ориентируется направляющей втулкой в плоскости посадочной камеры. Затем его звенья под действием пружин переламываются так, что становятся в положение перед ловильной головкой клапана. Захватное пружинное приспособление на конце экстрактора при посадке на ловильную головку клапана захватывает ее и при подъеме вырывает клапан из посадочной камеры.
Для замены и установки газлифтных клапанов без глушения или остановки скважины на устье монтируют оборудование ОУГ-80Х350, рассчитанное на давление 35 МПа. Это оборудование состоит из лубрикатора и превентора (рис. IV.8). На верхний фланец крестовины 1 газлифтной арматуры или буферной задвижки устанавливают малогабаритный перекрывающий механизм — превентор 2 с ручным приводом, имеющий эластичные (резиновые) уплотняющие элементы, с помощью которых
197
Рис. IV.7, Последовательность операций при извлечении газлифтного клапана из кармана эксцентричной камеры с помощью канатной техники
Рис. IV.8. Устьевой лубрикато[ для спуска и подъема газлифтныз клапанов с помощью канатно! техники
198
можно перекрыть скважину даже в том случае, когда в ней остается проволока. К превентору с помощью быстросъемных соединений крепят секции лубрикатора 3, на верхнем конце которого имеется сальник 6 для пропуска проволоки 8 или тонкого каната и ролик 7. Внизу арматуры предусмотрен натяжной шкив 9 через который канат направляется на барабан лебедки с механическим приводом. Параллельно лубрикатору крепится небольшая съемная мачта 4 с полиспастом 5 для облегчения поднятия и сборки лубрикатора и ввода в него необходимого инструмента или извлечения клапанов. Натяжной шкив связан механически с датчиком 10, преобразующим силу натяжения каната в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 11 на индикаторное устройство. По натяжению каната можно судить о проводимых операциях на глубине. В связи с этим точности определения его натяжения и предотвращения обрыва придается особое значение. Приводим для барабана лебедки служит гидравлический двигатель.
Широко применяемая канатная техника не только облегчает производство текущего ремонта газлифтных скважин без подъема НКТ, но и значительно сокращает продолжительность ремонта, создает безопасные условия труда, стабилизирует добычу нефти и газа.
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 скважины? 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?
11. 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 промывочного устройства ПУ-1?
16. В каких случаях применяют для промывки скважин струйные насосы?
17. Как работает струйный насос?
199
18. В каких случаях проводят промывку скважин аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ?
19. Как проводят очистку скважины от пробки желонкой? Гидробуром?
20. Какие меры принимают для предотвращения осложнений при промывке скважин от песчаных пробок?
21. В чем заключается подготовка к ремонту газлифтных и фонтанных скважин?
22. Как проводят разборку и сборку фонтанной арматуры?
23. В чем особенность ремонта скважин, оборудованных газ-лифтнымн клапанами?
24. Как спускают и извлекают из скважины газлифтные клапаны без подъема НКТ с помощью канатной техники?
25. Для чего предназначено специальное устьевое оборудование ОУГ-80Х350?

На главную страницу