Фонтанная добыча нефти

 

 

 

 

 

 

ГЛАВА 2. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

 

 

Капитальный ремонт скважин это комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца,

призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Работы, характерные  при капитальном ремонте скважин:

- Ремонтно-изоляционные;

- Ремонтно-исправительные;

- Ловильные;

- Зарезка и бурение вторых стволов;

- Мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта;

Скважины, в которых нельзя провести ремонтные работы силами бригад текущего ремонта и выполнение которых  требует специального оборудования и инструмента, передаются в капитальный  ремонт. Обычно капитальный ремонт проводится специализированным управлением, организуемым в объединении, которому передаются все работы на скважинах, связанные с повышением нефтеотдачи пластов. Поэтому оно называется Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и К.РС). В нем сосредоточены все технические средства, оборудование, материалы, транспортные средства, квалифицированная инженерно-техническая служба и бригады.

В некоторых случаях, когда  на данном месторождении отдельные  виды работ носят массовый характер, как, например, кислотные обработки, то их передают специализированному  цеху, выполняющему только эти работы.

Такая специализация повышает качество работ, их эффективность и  способствует сокращению производственного  травматизма.

Особое место в работах  по капитальному ремонту скважин  занимают ловильные работы, необходимость в которых возникает при обрыве или отвороте подземного оборудования, НКТ, штанг, кабеля и при других осложнениях. При обрыве и ударе о забой оторвавшаяся часть оборудования сминается, расклинивается в обсадной колонне и зачастую выводит скважину из строя. Для ликвидации таких аварий после надежного глушения скважины в нее сначала опускают так называемую печать для обследования места обрыва. На свинцовом или алюминиевом диске печати, спускаемой в скважину и прижимаемой к месту обрыва, отпечатываются следы оторванной части, по которым удается распознать характер обрыва, его положение в обсадной колонне и, таким образом, решить вопрос о выборе ловиль-ного инструмента (овершота, пауков, труболовок, отводных крючков, ловильных колоколов). Захват ловильным инструментом оборванного конца, даже если он удается, не всегда заканчивается полным извлечением оборвавшейся части оборудования и очисткой скважины. Иногда приходится прибегать к помощи гидравлических домкратов (когда натяжение талевой системы превышает грузоподъемность подъемных сооружений) и с их помощью по частям извлекать оборванное оборудование. Если такая попытка очистки скважины снова кончается повторным обрывом спущенного инструмента (бурильных труб), то для восстановления работоспособности скважины забуривают второй ствол и эксплуатируют его как новую скважину. Эта работа выполняется бригадой капитального ремонта с использованием специальной фрезы и легкого бурового оборудования. Не менее сложны работы по изоляции обсадных колонн, в которых обнаружены дефекты в результате коррозии или смятия, по отвороту и извлечению труб, прихваченных цементом; когда приходится обуривать эти трубы специальными коронковыми долотами или трубными фрезами. При интенсивном обводнении скважины возникает проблема изоляции того пропластка или того места, через которое произошел прорыв воды в скважину. Такой прорыв может произойти по затрубному пространству в результате нарушения целостности цементного камня. В этом случае вода водоносных горизонтов попадает на забой и препятствует притоку нефти из продуктивного пласта. Источником обводнения может быть хорошо проницаемый пропласток, залегающий в пределах вскрытой толщины пласта, по которому вода от нагнетательной скважины проникает на забой добывающей скважины и снижает ее продуктивность. Обводнение может произойти и по нижней части продуктивного горизонта с образованием в призабойной зоне водяного конуса. Во всех случаях требуется тщательное обследование скважины с применением геофизических методов для обнаружения источников обводнения. Лишь после анализа данных исследования могут быть разработаны и осуществлены конкретные меры по технике и технологии изоляции водопритока. Не всегда работы по изоляции водопритока дают желаемый эффект, однако передача этих работ в ведение специализированной организации существенно повышает их успешность. Существует множество технических приемов изоляции водопритоков, которые сводятся к закачке в обводнившийся прослой или в заколонное пространство различных тампонирующих смесей и материалов, в том числе специальных смол. Конкретное выполнение работ по капитальному ремонту скважин регламентируется проектом и различными инструктивными картами, в которых указываются последовательность операций, используемые технические средства и оборудование. Эффективность выполненных работ определяется сравнением результатов исследования скважины до и после капитального ремонта, сравнения ее обводненности, коэффициента продуктивности и других показателей. По мере старения фонда скважин, роста обводненности их продукции и увеличения доли механизированной добычи необходимость в ремонте возрастает и выполнение этих работ традиционными методами становится трудно осуществимой задачей. В связи с этим разработаны новые технологические

приемы, сокращающие трудовые и материально-технические средства на ремонт скважин.

 

 

 

ГЛАВА 3. КОМПРЕССОРНЫЕ  СТАНЦИИ

 

Компрессорные станции на магистральных газопроводах сооружают  с целью достижения проектной  или плановой производительности повышением давления транспортируемого газа, при  этом осуществляют следующие основные технологические процессы: очистку  газа от жидких и твердых примесей, компримирование газа; охлаждение газа.   На КС газопроводов транспортируемый газ компримируют до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до газораспределительных станций потребителей. Основными параметрами, контролируемыми на КС, являются количество транспортируемого газа, его давление и температура на входе и выходе.       

1.  Классификация  компрессорных станций и их  назначение   По технологическому принципу КС делят на головные (ГКС), размещаемые обычно в непосредственной близости от месторождений газа, и на промежуточные располагаемые по трассе газопровода, в соответствии с его гидравлическим расчетом, на площадках, выбранных в процессе изысканий.  На ГКС газ не только компримируют, но и подготавливают для транспорта. Для обеспечения требований, предъявляемых к транспортируемому газу, на головных станциях газопровода производят сепарацию, осушку, очистку, удаление сероводорода и углекислоты, охлаждение и замер количества газа. На промежуточных КС обязательно производится очистка газа от механических примесей и, при необходимости, охлаждение газа.  По типу применяемых на них газоперекачивающих агрегатов (ГПА) КС разделяют на: станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газомоторным приводом (газомотокомпрессорами); станции, оборудованные центробежными нагнетателями с газотурбинным приводом; станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от электродвигателей. Комплекс компрессорных станций включает, как правило: один или несколько компрессорных цехов; узлы пуска и очистных устройств; систему сбора, удаления и обезвреживания твердых и жидких примесей, извлеченных из транспортируемого газа; систему электроснабжения; систему производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения; систему теплоснабжения и утилизации теплоты; систему канализации и очистные сооружения; систему молниезащиты; систему ЭХЗ объектов КС; систему связи; Диспетчерский пункт (ДП) КС; административно-хозяйственные помещения. Эффективность, надежность и безопасность оборудования КС обеспечивают с помощью технической диагностики состояния оборудования; поддержания оборудования и коммуникаций в исправном состоянии; модернизации или реновации морально или физически устаревшего оборудования.  Оборудование компрессорной станции должно иметь технологическую станционную нумерацию, нанесенную несмываемой краской или другим способом.   К основным объектам КС относят: площадки приема и пуска очистных устройств; установки очистки газа от механических примесей; компрессорный цех (КЦ); коллекторы газа высокого давления; узел охлаждения газа.  Объектами вспомогательного назначения являются: узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа для собственных нужд; электростанция для собственных нужд или трансформаторная подстанция при внешнем источнике энергоснабжения; котельная или установка утилизации тепла уходящих газов; склад горюче-смазочных материалов; ремонтно-эксплуатационный блок; служебно-эксплуатационный блок; служба связи; объекты водоснабжения, канализации и очистные сооружения.

 

2.  Основное  и вспомогательное оборудование  КС   Основным оборудованием на КС являются ГПА, которые могут быть поршневого или центробежного типа. Приводом поршневых компрессоров являются газовые двигатели, выполненные, как правило, в одном блоке с компрессором. Такой агрегат получил название газомотокомпрессора. Центробежные машины для перекачки газа — нагнетатели — могут иметь привод от газотурбинных установок (ГТУ) или от электродвигателей.  При малых подачах газа (до 5000 млн. м³/год) в свое время наиболее широкое применение нашли газомотокомпрессоры, мощность которых достигла 5500 кВт. При больших подачах газа используют центробежные нагнетатели с приводом от электродвигателя или от ГТУ, мощность которых достигает 12500 и 25000 кВт соответственно.  При выборе типа ГПА учитывают их технико-экономические показатели в зависимости от типа нагнетателей и характеристики привода. ГПА включает в себя газотурбинную установку, центробежный нагнетатель природного газа и следующее вспомогательное оборудование: комплексное воздухоочистительное устройство; выхлопное устройство; системы топливную и пусковые, масляную, автоматического управления, регулирования и защиты, охлаждения масла, гидравлического уплотнения нагнетателя. Многочисленные исследования эффективности применения различных видов привода центробежных нагнетателей показали наибольшую экономичность газотурбинного привода, однако в некоторых случаях, например при небольших расстояниях между КС и источником электроэнергии (30 —50 км) электропривод является конкурентоспособным.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Александров В.Н., Гольянов А.И., Коробков Г.Е., Мастобаев Б.Н., Шаммазов А.М.,  «Проектирование и эксплуатация насосных и компрессорных станций».
2. Быков Л.И., Лаврентьев А.Е. ,  Мустафин Ф.М., Нечваль А.М. Рафиков С.К., «Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов».
3. Бухаленко Е. И., Абдуллаев Ю. Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1974.
4. Валиханов А. В., Хисамутдинов Н. И., Ибрагимов Г. 3. Подземный ремонт насосных скважин. М., Недра, 1978.
5. Казак А. С., Рост Н. И., Чичеров Л. Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М., Недра, 1973.
6. Казак А. С. Новое в развитии техники и технологии механизированных способов добычи нефти. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1974.
7. Муравьев В. М. Спутник нефтяника. М., Недра, 1977.
8. Новоселов В.Ф.,Тугунов П.И., «Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов».
9. Петров А. И. Глубинные приборы для исследования скважин. М., Недра, 1980.
10. Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965.
11. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти. Учебник для вузов. - М., Недра, 1983. - 510 с.
12. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. / Справочное руководство в 2-х томах. Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. - М: Недра,1984.- 360с.
13. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. проф. Ш. К. Гиматудинова. М., Недра, 1974.
14. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин/ А. Д. Амиров, А. К. Карапетов, Ф. Д. Лемберанский. М., Недра, 1979.
15. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. - М: Недра, 1983. - 455с.
16. Техника и технология добычи нефти: Учебник для вузов/ А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Ахметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев. Под ред. проф. А.Х. Мирзаджанзаде. - М.: Недра, 1986. -382 с.
17. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М: изд. РГУ Нефти и газа им. Е.М. Губкина; 1999.
18. Энергетика трубопроводного транспорта газа / под редакцией Казаченко А.Н.; Никишин В.Н., Коршаков Б.П. - М: изд. РГУ Нефти и газа им. Е.М. Губкина, 2001.