Шпаргалка по "Геологии"

Для обеспечения длительной и бесперебойной работы скважин в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование  пластовой энергии за счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом скважин. Для ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной елки устанавливается сменный штуцер-вставка из износостойкого материала с калиброванным отверстием строго определенного диаметра. Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти в зависимости от принятого режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера равен 3 ¸ 15 мм и больше. Могут применяться быстро-сменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и   удерживаются пакерами. Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на стальном канате при помощи лебедки. Комплекс устьевого фонтанного оборудования показан на рис. 3.4.

 

 

Рис. 3.4. Комплекс устьевого фонтанного оборудования:

1 – оборудование обвязки обсадных колонн;

2 – фонтанная арматура; 3 – манифольд; 4 – станция управления арматурой.

11. Обслуживание фонтанных  скважин

 К эксплуатации скважин может  быть допущен персонал, ознакомленный  с конструкцией оборудования  фонтанных скважин, руководством  по его эксплуатации, производственными  инструкциями и режимом работы  скважин. Необходимо систематически  вести наблюдение за работой  оборудования фонтанных скважин. Периодичность контроля определяется  нефтегазодобывающим предприятием  в зависимости от наличия коррозионно-активных веществ в скважинной среде и места расположения скважины.В ходе проверки скважинного оборудования необходимо обращать особое внимание на: наличие повреждений деталей и узлов; наличие утечек газа, газового конденсата и нефти во фланцевых, резьбовых и других соединениях и уплотнениях (места утечек можно обнаружить визуально, по звуку, запаху, нарушению земляного или снежного покрова); комплектность и затяжку шпилек, гаек и болтов соединений, а также правильность их установки.Проверку и техническое обслуживание колонной обвязки следует проводить в течение всего периода эксплуатации скважины не реже, чем один раз в три дня (за исключением случаев, оговариваемых в дополнительных инструкциях).Периодически, не реже одного раза в месяц, следует продувать трёхходовые вентили и измерять давление в межколонном пространстве. По мере необходимости производить окраску колонной обвязки для защиты её от коррозии.При оборудовании скважин, при их освоении и эксплуатации необходимо установить надлежащий контроль за арматурой (с участием ответственного лица), строго соблюдать все требования охраны труда, техники безопасности и противопожарные правила.Работающая фонтанная арматура обслуживается операторами круглосуточно. На участке обслуживания должны иметься: манометры, запасные краны, смазка, нагнетатель смазки (шприц), прокладки, штуцеры, комплект необходимых ключей и т.п.При всех режимах работы скважины давление в фонтанной арматуре не должно превышать допустимого рабочего по паспорту (указывается в шифре арматуры).При обслуживании фонтанных скважин осуществляется контроль за её параметрами работы. Операторы производят замеры буферного, затрубного и линейного давлений, определяют дебит скважины, отбирают пробы жидкости. Периодичность проведения замеров и отбора проб определяется эксплуатирующей организацией и обычно составляет 1 раз в три дня - замер давлений, 1 раз в неделю - отбор проб скважинной жидкости и определение дебита скважин. При отклонении параметров от режимных определяют причину и при необходимости осуществляют регулирование режима работы.Все выявленные в процессе эксплуатации неисправности должны быть устранены. Проводимые операции по техническому обслуживанию и изменению режима эксплуатации необходимо регулярно записывать в предназначенные для этих целей журналы.

12. Методы борьбы с  отложениями парафина в фонтанных  скважинах. Техника безопасности  при эксплуатации фонтанных скважин

 Для предотвращения отложений  парафина и обеспечения нормальных  условий работы скважины применяются  различные методы. Можно выделить  следующие главные методы ликвидации  отложений парафина. 

1. Механические методы, к которым  относятся:

- а) применение пружинных скребков, периодически спускаемых в НКТ  на стальной проволоке; б) периодическое  извлечение запарафиненной части  колонны НКТ и очистка их  внутренней полости механическими  скребками на поверхности; в) применение  автоматических так называемых  летающих скребков.

2. Тепловые методы: а) прогрев колонны  труб путем закачки перегретого  пара в затрубное пространство; б) прогрев труб путем закачки  горячей нефти;

3. Применение труб, имеющих внутреннее  покрытие из стекла, эмали или  эпоксидных смол.

4. Применение различных растворителей  парафиновых отложений.

5. Применение химических добавок, предотвращающих прилипание парафина  к стенкам труб.

13. Запорные устройства, классификация и их типовые  схемы

Запорное устройство- один из наиболее применяемых видов оборудования для перекрытия и герметизации трубо- газо водопроводов. Запорное устройство применяется и в фонтанной арматуре для управления потоками жидкостей или газа, а так же при газлифтной и других видах эксплуатаций скважин. К запорной арматуре относится: краны, клапаны(винтели), задвижки, заслоны. К запорной арматуре относят и пробно-спускную и контрольно-спускную арматуру, используемую для проверки уровня жидкой среды в ёмкостях, отбора проб, выпуска воздуха из верхних полостей, дренажа и т.д.

14 Насосно-компрессорные  трубы. Условия работы и требования. Конструкция и классификация  НКТ.

.Колонна НКТ предназначена для  транспортирования нефти и газа  из продуктивного пласта  так  же для ремонтных и спуско-подъемных  работ. Составляется из труб путем  их последовательного свинчивания. Трубы имеют резьбу с обоих  сторон, на один конец трубы  обычно в заводских условиях  накручивается муфта. Колонна НКТ  подвешивается на фонтанной арматуре  или пьедестале, закрепленном на  устье скважины. К нижней части  колонны НКТ могут быть прикреплены  погружные насосы.  В связи  с постоянными механическими  нагрузками и взаимодействиями  с агрессивными средами Насосно-Компрессорные  трубы НКТ очень сильно подвергаются  коррозии и эрозии.Общими свойствами  для всего сортамента трубы  НКТ является: 1)трубы НКТ должны  обладать достаточной прочностью  и надежной герметичностью соединений  колонн труб; 2)Соответствие требованиям  износостойкости; 3)Проходимость труб  в стволах скважин, в сложных  местах (в том числе местах  интенсивного искривления).Трубы  НКТ имеют различное применение. Трубы НКТ имеют различную  толщину. Труба НКТ может быть  использована в разных отраслях.Трубы  НКТ исполнения А изготовляются  из полимерного материала. Трубы  НКТ А могут изготавливаться  с повышенной пластичностью. Кроме  того трубы НКТ обладают повышенной  хладостойкостью. Труба НКТ может  изготовляться устойчивой к коррозии. Для сред с низким содержанием  сероводорода труба НКТ также  может быть изготовлена.Труба  НКТ имеет различные размеры - от 6 до 10,5 м. По требованию, труба  НКТ может достигать длины 11,5 м. Труба НКТ исполнения А поставляется  длиной 9,5—10,5 м. Геометрические размеры  труб НКТ соответствуют ГОСТ 633—80. Масса труб НКТ по ГОСТ 633—80. Допустимые отклонения размеров  труб НКТ незначительны, это делает  их практичными.Каждая труба НКТ  должна пройти проверку:на растяжение, на ударную вязкост, на твёрдость, гидроиспытание, сульфидное коррозионное  растрескивание.После проверки трубы  отправляются на склад.

15. Классификация и  принцип  действия и схемы применения  газлифта

 После прекращения фонтанирования  из-за нехватки пластовой энергии  переходят на механизированный  способ эксплуатации скважин, при  котором вводят дополнительную  энергию извне (с поверхности). Одним  из таких способов, при котором  вводят энергию в виде сжатого  газа, является газлифт. Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных  в нее НКТ, в которой подъем  жидкости осуществляется с помощью  сжатого газа (воздуха). Иногда эту  систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации  скважин при этом называется  газлифтным. По схеме подачи от  вида источника рабочего агента  — газа (воздуха) различают компрессорный  и безкомпрессорный газлифт, а  по схеме действия — непрерывный  и периодический газлифт. Классификация  газлифта: 1) по принципиальной схеме газлифтной эксплуатации: непрерывный и переодический; 2) по характеру ввода рабочего агента: прямая закачка, обратная закачка. 3) по количеству колонн НКТ: одно- двухрядный и полуторорозрядный подьемник. 4) по типу используемой энергии рабочего агента: компрессорный и безкомпрессорный. 5) по используемому глубинному оборудованию: пакерная, безпакерная система, система с использованием пусковых и рабочего клапона.

16. Наземное оборудование газлифтных скважин

 При компрессорном газлифте  комплекс оборудования для эксплуатации  группы скважин значительно сложней, чем при фонтанной эксплуатации, и состоит из компрессорной  станции, газораспределительной и  газосборной сети, систем подготовки  газа и газлифтного оборудования  скважин.Для газлифта чаще всего  применяют поршневые компрессоры  с газовыми двигателями или  с электроприводом. В последние  годы – центробежные компрессоры  с газотурбинным или электроприводом.Сжатый  газ от газопровода или компрессорной  станции (КС) подается в газораспределительные  пункты (ГРП), каждый из которых  направляет его в группу газлифтных  скважин.

17. Внутрискважинное оборудование

 Внутрискважинное  оборудование: НКТ, пакеры и клапаны-отсекатели.Пусковые  клапаны обеспечивают пуск скважины  методом аэрации при последовательном  автоматическом увеличении глубины  ввода газа. При работе скважины  на установившемся режиме пусковые  клапаны остаются все время  закрытыми, а газ подается через  рабочие клапаны. Управляющим давлением  для этих клапанов является  давление газожидкостной смеси  в колонне подъемных труб.При  непрерывном газлифте в качестве  нижнего рабочего клапана можно  использовать пусковой, отрегулированный  на открытие при давлении, соответствующем  глубине ввода газа.Открытие или  закрытие газлифтного клапана  осуществляется чувствительным  элементом, который настраивается  до установки клапана в скважину  на определенное усилие. Чувствительным  элементом в клапанах может  быть сильфонная или мембранная  камера, пружина или комбинация  их.Широкое применение в нефтедобывающей  промышленности нашли газлифтные  клапаны с сильфонным чувствительным  элементом. Сильфонную камеру клапана  заряжают азотом, давление которого  в ней для правильной работы  клапана должно быть увязано  с параметрами скважины и нагнетаемого  газа.В скважинных камерах газлифтных  установок в процессе эксплуатации  скважины фонтанным и затем  газлифтным способами устанавливаются  глухие пробки, ингибиторные, циркуляционные  и газлифтные клапаны.Скважинные  камеры с эксцентричным расположением  кармана для клапанов являются  наиболее совершенными и распространенными. Они сохраняют проходное сечение  в месте установки клапана, равным  проходному сечению колонны подъемных  труб. Это позволяет проводить  все скважинные работы (исследование, промывку призабойной зоны, смену  съемных элементов скважинного  оборудования) без извлечения колонны  подъемных труб.

18. Оборудование скважины для предупреждения открытого фонтанирования: схема, конструкция, условия эксплуатации.

Для предупреждения открытого фонтанирования и связанных с ним опасностей в скважинах с большим пластовым давлением перед перфорацией проводят подготовительные работы: 1) оборудуют устье скважины и спрессовывают все оборудование на давление выше ожидаемого; 2) заполняют скважину жидкостью.Скважины, склонные к фонтанированию, следует промывать с предохранительной задвижкой.Часто в процессе открытого фонтанирования скважины выбрасывают смесь флюидов.По степени сложности работ при ликвидации открытого фонтанирования фонтаны можно разделить на две группы: неосложненные и осложненные.При несоответствии оборудования устья скважины давлениям, возникающим при герметизации устья противовыбросовыми устройствами или при низком качестве монтажа превенторов и ма-нифольдов, борьба с фонтанным проявлением пласта становится невозможной, возникает открытое фонтанирование.В промысловой практике наблюдается фонтанирование скважин в процессе спуска обсадных колонн, когда в результате их недолива ломаются обратные клапаны.При открытом фонтанировании газа или нефти образуется пожаровзрывоопасная зона.

19. Клапаны-отсекатели пласта, разъединители, компенсаторы удлинения, клапаны рабочие, для промывки и глушения

 Клатаны отчекатели пласта устанавливаются над фильтром для предупреждения открытого, тоесть аварийного фонтанирования скважин.На систему трубопроводов постоянно воздействует множество внешних факторов. Их защищают утеплением, окрашиванием, изоляцией. Воздействию внутренних факторов (давление, температура) можно противостоять путем использования специальных устройств – трубопроводных компенсаторов.Высокие нагрузки (технические характеристики свойства транспортируемых сред) вызывают сжатия и удлинения материалов, из которых изготовлены трубопроводы. Перепады давления, гидравлические удары приводят к их деформации, серьезным повреждениям. При планировании трубопровода приходится учитывать перегрузки системы и выполнять эластичную конструкцию со способностью к самокомпенсации.Компенсаторы трубопроводов, соединяющие два конца трубопровода, берут компенсацию на себя. Это гибкие устройства, они могут растягиваться в пределах своей деформации и обеспечивать высокую герметичность.

20. Состав ШСНУ. Ее принципиальные особенности, параметры. Классификация. Основные элементы ШСНУ.

 При работе ШСНУ энергия от двигателя  через клинно ременную передачу и редуктор передается кривошипно шатунному механизму.Преобразующего вращательное  движение выходного вала редуктора в в возвратно поступательное движение. ШСН для откачивания пластовой жидкости из скважины приводится в действие колонной штанг, он работает в тяжелых условиях, выдерживает химически активные вещества, газы часто содержащие СО2, температура 100С. ШСНУ включает:Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья.Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.    Отличительная особенность УШСН состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99 %, абсолютной вязкостью до 100 мПас, содержанием твердых механических примесей до 0,5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0,1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130 . Классификация ШСНУ :1) по принципу действия глубинного насоса-поршневые, плунжерные, винтовые , центробежные и тд; 2) По конструкции привода: качалки с балансиром и без, с механическим длинно ходовым приводом, гидро и пневмоприводом. 3) По типу передачи энергии: штанговые и безштанговые; 4) по типу тягового органа: с колонной стальных штанг, непрерывным стальным конатом или лентой; 5) по конструкции скважинных насосов: с вставным и невставным насосом для вязких и газированных жидкостей, для жидкостей с мех примесями; 6) по типу рабочего органа: с гладким плунжером, поршневой с резиновыми монжетами, поршневой с металическими уплатнителями и тд.; 7) по типу оборудования устья скважин: с сплошным и полым полированным штоками, заглубленным устьевым сальником и тд; 8) по конструкции клапона скважинного насоса: одно- двушаровым, лепестковыми, тарельчатыми.

 

 

21) Классификация скважинных насосов. Схема и особенности конструкции скважинных насосов.

Классификация скважинных насосов может быть выполнена по нескольким признакам: по внутреннему устройству, по диаметру корпуса, по производительности и т.д. По внутреннему устройству различают следующие насосы для скважин:

• центробежные, которые состоят из камер и рабочих колес. Напор воды при работе скважинного насоса обеспечивается вращением рабочих колес. При большом количестве ступеней обеспечивается хороший постоянный напор;

• вибрационные, состоящие конструктивно из электромагнита и вибратора. При колебаниях вибратора происходит движение поршня, который обеспечивает всасывание и сжатие воды.

Все насосы скважинные (как центробежные, так и вибрационные) относятся к погружному типу.

 

22) Механические  приводы штанговых скважинных  насосных установок

Наибольшее растпространение получили механические приводы скважинного насоса. Их особенностью является использование механического преобразователя, служащего для преобразования вращательного движения вала приводного двигателя в возвратно-поступательное движение точки подвеса штанг, а также применение механической трансмиссии.

Механические приводы включают двигатель, трансмиссию-преобразующий механизм и обеспечивают движение только одной колонны насосных штанг. В настоящее время почти все приводы ШСН относятся к этому типу.

 

23) Штанговые скважинные  насосы

Штанговый скважинный насос для откачивания пластовой жидкости из скважин приводится в действие колонной штанг. Он работает в тяжелых условиях: перекачиваемая пластовая жидкость содержит в себе минерализованную воду, абразив, химически активные вещества, газы- часто сероводород и СО2. В настоящее время почти во всех ШСНУ используются штанговые скважинные насосы- вертикальные, одинарного действия с полым приходным плунжером.

Насосы разделяются на невставные или трубные и вставные. Основные особенности их состоят в следующем.

Невставные насосы. Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диаметра плунжера (примерно на 6 мм). Для извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо сначала извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.