На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти готовые бесплатные и платные работы или заказать написание уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов по самым низким ценам. Добавив заявку на написание требуемой для вас работы, вы узнаете реальную стоимость ее выполнения.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Быстрая помощь студентам

 

Результат поиска


Наименование:


контрольная работа Эксплуатация скважин с помощью УЭЦН. Преимущества и недостатки

Информация:

Тип работы: контрольная работа. Добавлен: 13.06.13. Сдан: 2012. Страниц: 16. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


18. Эксплуатация скважин с помощью  УЭЦН. Преимущества и недостатки.
Работа штанговых глубинных  насосов на больших расстояниях  затруднена и эксплуатация скважин  ими малоэффективна.
С увеличением глубины спуска насосов  увеличиваются нагрузки, случаются  неполадки в их работе и аварии - обрывы насосных штанг, труб и поломка  наземного оборудования.
Для эксплуатации глубоких скважин  с низкими статическими уровнями и для большего отбора жидкости из высокодебитных скважин применяют  бесштанговые погружные насосные установки.
К бесштанговым погружным установкам относятся насосы:
а) электровинтовые;
б) гидропоршневые - 1%;
в) диафрагменные - 1 - 2 %;
г) электроцентробежные.
Наиболее широко распространены в  практике установки электроцентробежных  насосов.
Преимущества:
Скважины, оборудованные установками  погружных центробежных электронасосов, выгодно отличаются от скважин, оборудованных глубиннонасосными установками. Здесь на поверхности нет механизмов с движущимися частями, отсутствуют громадные металлоемкие станки - качалки и массивные фундаменты, необходимые для их установки.
Применение такого оборудования позволяет  вводить скважины в эксплуатацию сразу же после бурения в любой  период года, даже в самые суровые  зимние месяцы, без больших затрат времени и средств на сооружение фундаментов и монтажа тяжелого оборудования. При эксплуатации скважин  ЭЦН устье легко поддается  герметизации, что позволяет осуществлять сбор и отвод попутного газа. Для  установок ЭЦН характерно отсутствие промежуточного звена насосных шланг, благодаря чему повышается межремонтный период работы скважин. Расширяется область применения насосной добычи из глубоких скважин и форсированного отбора жидкости из сильно обводненных скважин, а также наклонно-направленных скважин.
 
Недостатки:
К недостаткам бесштанговых насосных установок можно отнести: сложный ремонт скважины при падении труб, иногда не приводящий к результату; сложное оборудование (шкаф ШГС), требующее электрика высокой квалификации. На больших оборотах нефть смешивается с водой, приходится тратить большое количество энергии, чтобы отделить нефть от воды. ЭЦН могут применяться также для межпластовой закачки воды и для поддержания пластовых давлений в нефтяных залежах.
Не рекомендуется применять  погружные электроцентробежные  насосы в скважинах:
а)   в жидкостях, в которых содержится значительное количество песка, вызывающего быстрый износ рабочих деталей насоса;
б) с большим количеством газа, снижающего производительность насоса.
Содержание свободного газа у первой ступени насоса не должна превышать 2% от объема перекачивающей жидкости. Повышение содержания свободного газа приводит к снижению напора, подачи, коэффициента полезного действия, а работа насоса становится неустойчивой.
Современные штанговые насосы не позволяют  эксплуатировать скважины большой  глубины, которые достигают 500м и  более, что объясняется необходимостью иметь громоздкое тяжелое оборудование со штангами, изготовленными из стали  высокой прочности. Да и подача этих насосных установок недостаточна. Поэтому  в настоящее время разработаны  принципиально новые бесштанговые насосные установки с переносом  двигателей на забой.
Широкое применение в нашей стране получили погружные установки центробежных электронасосов. Начали, применяется  гидропоршневые насосы, и прошли успешные промышленные испытания винтовые насосы. Средний дебит нефтяной скважины, оборудованной такой установкой, составляет 120-140 тонн/сут., в то время как дебит скважин, оборудованных штанговыми насосными установками, всего 15 тонн/сутки. Большое преимущество этих установок - простота обслуживания, большой межремонтный период работы - 1 года. Нередки случаи, когда на отдельных месторождениях установки работают более 2-3 лет без подъема.
Показатели назначения по перекачиваемым средам следующие:
- среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);
- максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и кпд- 1мм2/сут.;
- водородной показатель попутной воды Рн 6,0 - 8,5, максимальное содержание твердых частиц 0,01% (0,1 г/л), микротвердость частиц не более 5 баллов по Люису;
-    максимальное содержание попутной воды - 99%;
-   максимальное содержание свободного газа у основания двигателя 25%, для установок с насосными модулями - газосепораторами (по вариантам комплектаций) - 55%, при этом соотношение в откачиваемой жидкости нефти и воды регламентируется универсальной методикой подбора УЭЦН к нефтяным скважинам (УМП, ЭЦН - 79 );
- максимальная концентрация сероводорода: для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);
-    температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 С.
 
 
Принцип действия УЭЦН
Установка электробежного насоса предназначена  для отбора пластовой жидкости:
1) с максимальным содержанием  твердых частиц 0,01%;
2) с максимальной обводненностью 99%;
3) с максимальным объемным содержанием  свободного газа на приеме  насоса 25%;
4) с максимальным содержанием  сероводорода 0,01 грамм на 1 литр.
В УЭЦН входят: наземное и подземное  оборудование.
В подземное оборудование входят:
- сборка электроцентробежного  агрегата;
- колонна насосных труб и  кабель.
Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на НКТ. Он состоит из трех основных частей, расположенных  на одном вертикальном валу: многоступенчатого  центробежного насоса, электродвигателя (ПЭД) и протектора. ПЭД с протектором и последний с насосом соединены на фланцах. Вал электродвигателя через вал протектора соединен с валом насоса шлицевой муфтой. Протектор защищает электродвигатель от проникновения в него жидкости и обеспечивает длительную смазку насоса и двигателя. Электродвигатель расположен непосредственно под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр - сетку.
Ток для питания электродвигателя подводится по трехжильному плоскому кабелю, который опускает вместе с  колонной НКТ и прикрепляют к  ним тонкими железными хомутами (поясами). Их крепят по одному на каждой трубе над муфтой и по одному на середине трубы, затем, на каждой двадцатой  трубе кабель крепят дополнительно  пятью поясами, устанавливаемыми в  средней части трубы с интервалом 100 мм один от другого. Наземное оборудование состоит из устьевого оборудования, станции управления и трансформатора. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к ПЭД.
При помощи станции управления осуществляют ручное управление двигателем, автоматическое отключение агрегата при прекращении  подачи жидкости, нулевую защиту, защиту от перегрузки и отключения агрегата при коротких замыканиях. Во время  работы агрегата центробежный ток насос  всасывает жидкость через фильтр, установленный на приеме насоса и  нагнетает ее по насосам. Трубам на поверхность. В зависимости от напора, т.е. высоты подъема жидкости, применяют  насосы с различным числом ступеней. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапан. Обратный клапан используется для поддерживания  в НКТ, что облегчает пуск двигателя  и контроль его работы после пуска. Во время работы обратный клапан находится  в открытом положении под действием  давления снизу. Сливной клапан устанавливают  над обратным, и используется для слива жидкости из НКТ подъеме их на поверхность.
 
 Наземное оборудование УЭЦН: устьевое оборудование, трансформатор, ШГС.
Это оборудование предназначено для  герметизации устья и регулирования  отбора нефти в период фонтанирования при эксплуатации штанговыми скважинными  насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных  и исследовательских работ в  скважинах, расположенных в умеренном  и холодном макроклиматических районах. В оборудовании устья типа ОУ колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить исследовательские работы через межтрубное пространство. Запорное устройство оборудования - проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускаются по межтрубному пространству через специальный патрубок. Подъемные трубы подвешены на конусе, Насосно-компрессорные трубы и патрубок для спуска приборов уплотнены разрезными резиновыми прокладками и нажимным фланцем. Конус и все закладные детали уплотнительного узла выполнены разъемными.
В оборудовании применен устьевой сальник  с двойным уплотнением. Для перепуска  газа в систему нефтяного сбора  и для предотвращения излива нефти  в случае обрыва полированного штока  предусмотрены обратные клапаны. Оборудование унифицировано с серийно выпускаемой фонтанной арматурой с проходными пробковыми кранами.
 
Оборудование ОУГ-65Х21
Предназначено для герметизации устья  нефтяных скважин, оснащенных гидроприводными  насосами. Применяется в умеренном и холодном макроклиматических районах. Оборудование ОУГ-65Х21 обеспечивает подвеску лифтовых труб, проведение ряда технологических операций с целью спуска и извлечения гидропоршневого насоса, а также проведение ремонтных исследовательских и профилактических работ.
 
Трансформатор
У трансформаторов предусмотрено  масляное охлаждение. Они предназначены  для работы на открытом воздухе. На высокой стороне обмоток трансформаторов  выполняется по пятьдесят ответвлений для подачи оптимального напряжения на электродвигатель в зависимости от длины кабеля, загрузки электродвигателя и напряжения сети.
Переключение отпаек производится при полностью отключенном трансформаторе. Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого ВН и НН напряжения, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухосушителем. Бак трансформатора заполняется трансформаторным маслом, имеющим пробивное напряжение не ниже 40кВт. На трансформаторах мощностью 100 - 200кВт установлен термосифонный фильтр для очистки трансформаторного масла от продуктов старения. На крышке бака смонтирован:
-  привод переключателя ответвлений обмоток ВН (один или два);
-  ртутный термометр для измерения температуры верхних слоев масла;
- съемные ввода ВН и НН, допускающие замену изоляторов без подъема извлекаемой части;
-  расширитель с маслоуказателем и воздухоосушителем;
-  металлический короб для предохранения вводов от попадания пыли и влаги.
Воздухоосушитель с масляным затвором предназначен для удаления влаги  и очистки от промышленных загрязнений  воздуха, поступающего в трансформатор  при температурных колебаниях уровня масла.
 
Станция управления ШГС
Комплексное устройство, или станция  управления ШГС 5805 предназначена для  управления УЭЦН мощностью до 100 кВт., а комплексное устройство КУПНА - для установок с электродвигателями мощностью свыше 100 кВт. Станция управления ШГС 5805 располагается в металлическом шкафу, в котором размещено электрооборудование, обеспечивающее защиту электродвигателя и насоса от различных неполадок. Например: отключение ПЭД, защита при падении напряжения в сети, или при повышении напряжения выше номинального. Оператор по добыче нефти производит включение или отключение установки, а также контроль за работой установки по сигнальным лампам и по КИП на передней панели ШГС.
 
Автоматизация УЭЦН
Скважина, эксплуатируемая с помощью  ЭЦН, оснащается станцией управления ШГС  и электроконтактным манометром. Устройство обеспечивает:
-    включение и отключение электродвигателя;
-    дистанционное управление ПЭД от программного устройства;
- работу ПЭД насосной установки в режиме «ручной» и «автоматический»;
- автоматическое включение электродвигателя с регулируемой выдержкой времени от 2,5 -2,5+2,5 до 60 -+ 6 минут, при подаче напряжения питания;
-   станция не включает электродвигатель, если напряжение питания сети будет подаваться с изменением фаз;
-     двигатель не включается, если напряжение сети больше 420 В, при перегрузке любой из фаз. Отключает электродвигатель при отключении напряжения питания сети выше 10 % или 15% от номинального, если это отключение приводит к допустимой перегрузке по току с автоматическим повторным включением электродвигателя после восстановления напряжения;
-    включение электродвигателя при нагрузке с выдержкой времени на срабатывание защиты не более 45 секунд;
-  автоматическое повторное включение электродвигателя после его отключения защиты от перегрузки с выдержкой времени от 3 -2,2+2,6 до 1200-+120 минут;
-  выбор режима работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты от перегрузки или без автоматического повторного включения;
-  выбор режима работы защиты от турбинного вращения двигателя или без защиты;
-   отключение электродвигателя при .снижении напряжения питающей сети ниже 0,75 В от номинального;
- отключение электродвигателя в зависимости от давления в трубопроводе по сигналам ЭКМ;
- непрерывный контроль сопротивления изоляции системы ПЭД - кабель с отключением электродвигателя при снижении сопротивления изоляции ниже 30- = кОм;
-   контроль тока в сети электродвигателя и контроль питания сети;
возможность регистрации тока электродвигателя регистрирующим амперметром;
-   имеет наружную световую сигнализацию об аварийном отключении;
отключение с помощью штепсельного разъема переносных токоприемников с током фазы не более 60 А;
-  подключение с помощью розетки в напряжении 220 В геофизических приборов с током до 60 А.
 
Обслуживание УЭЦН
Во время эксплуатации УЭЦН необходимо вести систематический контроль за состоянием всех электрических приборов, аппаратов и наземного оборудования.
Контроль за состоянием электрооборудования ЭЦН, а также за работоспособностью ЭЦН осуществляется специалистом по обслуживанию таких установок. В межремонтный период работы установки производится профилактический осмотр не реже чем через три месяца. При производстве профилактических работ осуществляется:
-      проверки состояния и подтяжка болтовых соединений, обращая особое внимание на затяжку болтовых соединений токоведущих цепей, так как искрение и нагрев при слабой затяжке могут вызвать перебой в работе блока управления;
-       проверка целостности и очистка всех изоляционных деталей;
- зачистка контактных поверхностей, не имеющих гальванопокрытия протираются бензином с последующей смазкой техническим вазелином.
После производства профилактических работ необходимо проверить функционирование защитных цепей установки. Ежедневный осмотр за работоспособностью установки ЭЦН производится оператором по добыче нефти и газа.
При этом оператор по добыче должен:
-       произвести внешний осмотр УЭЦН, на целостность всех входящих в него оборудований (токопроводящего кабеля, станции управления питающего трансформатора);
-   снимаются показания приборов на панели управления. ШГС (нагрузка по показанию амперметра, напряжение в питающей сети, сопротивление изоляции, срабатывание элементов защиты), все изменения параметров по этим контрольным приборам передаются специалисту по обслуживанию ЭЦН и диспетчеру. Своевременное принятие соответствующих мер по устранению этих неисправностей позволяет увеличить межремонтный ресурс работы ЭЦН;
-  контроль за работой установки путем опрессовки, когда преднамеренно поднимается давление. При исправной работе ЭЦН в зависимости от типа установки, при правильной фразировке поднятия давления до определенного давления производится за определенный промежуток времени. Контроль за работой ЭЦН можно также осуществлять путем снятия замеров - это один из главных факторов стабильной работы ЭЦН.
По изменению нагрузки можно  судить о запарафиненности труб НКТ  или же об уменьшении КПД насоса из-за попадания песка через сетчатый фильтр, уменьшение нагрузки - первый признак  негерметичности в трубах НКТ  или пропуска части жидкости через  перепускной клапан устьевой арматуры. Комплексный подход при анализе  изменения нагрузки, нестабильности дебита, прослеживание динамического  и статических уровней позволяет  своевременно планировать вид ремонтных  работ.
При уменьшении динамического уровня с работающей установкой до минимальных  критических значений производится переключение работы ЭЦН на соответствующий  режим, поддерживающий безопасный для  работы ЭЦН динамический уровень. Оператор по добыче нефти и газа также должен знать основные характеристики обслуживаемых ЭЦН, уметь производить пуск и остановку установки.
24. Текущий ремонт скважин.  Классификация работ при ТРС
При ремонтных работах  скважины не дают продукции. В связи  с этим простои скважин учитываются  коэффициентом эксплуатации К„ т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.
Подземный ремонт скважин  условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущий ремонт подразделяют на планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.
Планово-предупредительный  ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.
Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.
Межремонтный  период работы скважин - это продолжительность фактической эксплуатации скважины от предыдущего ремонта до последующего. Эта продолжительность определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.
Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). В соответствии с Правилами ведения ремонтных работ в скважинах, введенными в действие с 01.11.97, к текущему ремонту относятся следующие работы.
Разновидности текущего ремонта  скважин:
-ТР1. Оснащение скважин скважинным оборудованием 
при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации);
-ТР1-1. Ввод фонтанных скважин;
-ТР1-2. Ввод газлифтных скважин;
-ТР1-3. Ввод скважин, оборудованных ШГН;
-ТР1-4. Ввод скважин, оборудованных ЭЦН;
-ТР2. Перевод скважин на другой вид эксплуатации;
-ТР2-1. Фонтанный – газлифт;
-ТР2-2. Фонтанный – ШГН;
-ТР2-3Фонтанный – ЭЦН;
-ТР2-4.Газлифт – ШГН;
- ТР2-5. Газлифт – ЭЦН;
- ТР2-6. ШГН – ЭЦН;
- ТР2-7. ЭЦН – ШГН;
- ТР2-8. ШГН – ОРЭ;
- ТР2-9. ЭЦН – ОРЭ;
-ТР2-10. Прочие виды переводы;
- ТР3. Оптимизация режима эксплуатации;
- ТР3-1. Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН;
- ТР3-2. Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН;
- ТР4. Ремонт скважин оборудованных ШГН;
- ТР4-1. Ревизия и смена насоса;
- ТР4-2. Устранение обрыва штанг;
- ТР4-3. Замена полированного штока;
- ТР4-4. Замена, опрессовка и устранение негерметичности;
- ТР4-5. Очистка и пропарка НКТ;
- ТР4-6. Ревизия, смена устьевого оборудования;
- ТР5. Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН;
- ТР5-1. Ревизия и смена насоса;
- ТР5-2. Смена электродвигателя;
- ТР5-3. Устранение повреждения кабеля;
- ТР5-4. Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ;
- ТР5-5. Очистка и пропарка НКТ;
- ТР5-6. Ревизия, смена устьевого оборудования;
- ТР6. Ремонт фонтанных скважин;
- ТР6-1. Ревизия, смена, опрссовка и устранение негерметичности НКТ;
- ТР6-2. Очистка и пропарка НКТ;
- ТР6-3. Ревизия, замена, устьевого оборудования;
- ТР7. Ремонт газлифтных скважин;
- ТР7-1. Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ;
- ТР7-2. Очистка и пропарка НКТ;
- ТР7-3. Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов;
- ТР7-4. Ревизия, смена устьевого оборудования;
- ТР8. Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих  
скважин;
- ТР9. Очистка, промывка забоя;
- ТР9-1. Промывка горячей нефтью (водой) с добавление ПАВ;
- ТР9-2. Обработка забоя хим. реагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.);
- ТР10. Опытные работы по испытанию новых видов подземного 
оборудования;
- ТР11. Прочие виды работ.
Выше приведенные работы выполняются бригадой текущего ремонта скважин, однако в промысловой практике их чаще называют бригадами подземного ремонта скважин, что не совсем правильно, так как подземный ремонт скважины включает в себя как текущий, так и капитальный ремонт, т.е. это понятие шире. Бригадами текущего ремонта скважин могут выполняться работы по устранению некоторых аварий (например, извлечение НКТ), не занимающих много времени.
 
Состав и организация  работ при текущем и капитальном  ремонте скважин
 
Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана  возможность выполнения СПО и  других работ. Кроме того, обязательно  нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности  загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными  газами. Указанные условия создаются  вследствие промывки и глушения скважин  специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины
Определяют так же необходимый  объём промывочной жидкости, который  обычно берут реальной двум объёмам  скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой  затрачивается минимальный объём  жидкости глушения. В качестве технологической  жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или  минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой  раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе и т.д.
Подготовка скважины и  оборудования для подземного ремонта
 
До промывки и глушения скважины во время выполнения или  после окончания этих процессов  начинают подготовительные работы. Территорию скважины очищают в радиусе 35-40 м  и подготавливают для размещения оборудования. Создают необходимый  для подземного ремонта запас инструмента и материалов, НКТ, насосных штанг и т.п. Подъёмное оборудование монтируют в определённой последовательности на основе рациональных и безопасных приёмах труда, выработанных в результате изучения и обобщения трудового опыта и изложенных в инструктивных картах.
 
Подземный ремонт и спускоподъемные операции
Подземный ремонт начинают с разборки устьевой арматуры. Разобранную арматуру располагают на вспомогательной площадке, расположенной неподалёку от устьевой. Далее с устья пьедестала монтируют механические или электромеханические ключи, исправность которых должна быть предварительно проверена. Этим заканчивается подготовка скважин к спускоподъемным операциям. При ремонте фонтанных и насосно - компрессорных скважин, в которые спущены два ряда НКТ, сначала поднимают внутренний ряд, а затем наружный. Развинченные трубы по диаметрам укладывают на стеллажи у приёмного моста. Для захвата трубы под муфту и удержания колонны НКТ на весу при СПО применяют трубные элеваторы: ЭТА, а для НКТ с высаженными концами наружу - типа ЭЗН. Элеваторы ЭТА выпускают грузоподъемностью 32,50 и 80 тонн для всех диаметров НКТ. Шифр элеватора (например, ЭТА 50-48/89) показывает минимальную грузоподъемность (50т) и размер НКТ (48-89 мм со сменными захватами) для которых предназначен элеватор.
Элеваторы типа ЭЗН обладают грузоподъёмностью 15, 25,50 тонн для НКТ  условным диаметром 48,60,73,89 и 114 мм. Шифр элеваторов (ЭЗН - 6 - 25) обозначает минимальный  условный диаметр труб (60мм) и грузоподъёмность 25 т. При использовании для свинчивания  и развенчивания НКТ автомата АПР применяют специальные элеваторы типа ЭГ, грузоподъёмностью 16, 50 и 80 т. Для НКТ с высаженными концами элеваторы типа ЭГ выпускают для труб 33,42,48,60,73, 89, 102 и 114 мм, а для гладких труб - 42, 60, 73, 89, 102 и 114мм. Содержание шифра элеваторов типа ЭГ, так же, как и элеваторов ЭЗН. Если в шифре содержится буква В, то эти элеваторы предназначены для НКТ с высаженными концами (например, ЭГ - 60 - 50 В), без этой буквы - для гладких НКТ (ЭГ - 60 - 50). После проверки качества НКТ, замены вышедших из строя или замены нефутированных труб футерованными, устранение песчаной пробки или обработки забойной части скважины химическим реагентом, НКТ опускают в скважину, начиная с наружного ряда труб и заканчивая внутренним рядом. При подземном ремонте скважины, оборудованной штанговым невставным глубинным насосом, штанги отсоединяют от плунжера на головке балансира СК, а потом поднимают из скважины. При штанги или подвешивают на специальном приспособлении или укладывают на стеллажи. Затем поднимают колонну НКТ с глубинным насосом. Заменив дефектные штанги, НКТ и глубинный насос, насосно-компрессорные трубы опускают на глубину и подвешивают на пьедестале, опускают насосные штанги и, соединив их с плунжером, подвешивают к головке балансира станка - качалки. При ремонте скважины, оборудованной вставным насосом, насосные штанги поднимают с плунжером, заменяют плунжер и отработанные штанги. Затем пускают плунжер со штангой в скважину. После установки плунжера на место штанги подвешивают к головке балансира станка - качалки. Спуск и подъём штанг производят с помощью 2х элеваторов штанговых грузоподъёмностью 5 и 10 тонн (ЭШН-5 и ЭШН-10). При ремонте скважины оборудованной ЭЦН, после снятия арматуры "заряжают" электрокабель на подвесной ролик, устанавливают ключи для отвинчивания НКТ и монтируют пульт управления автонаматывателем силового электрокабеля. После этого приступают к подъёму погружного электроцентробежного насоса. При подъёме очередной трубы помощник оператора с помощью специального ключа освобождает электрокабель от НКТ. После замены ЭЦН опускают в скважину, присоединив к НКТ силовой электрокабель при помощи специальных устройств. Заключительные работы (установка арматуры, проверка состояния задвижек) проводят в порядке, обратном подготовительным работам.
 
Освоение скважин после  подземного ремонта
После завершения подземного ремонта подъёмный агрегат демонтируют  и приступают к освоению скважины. Фонтанные и компрессорные скважины осваивают методом снижения забойного  давления, а глубинно - насосные пуском в работу насоса. В последнее время  в России и за рубежом интенсивно развивается колтюбинговая технология при бурении и проведении капитального ремонта в действующих скважинах  без их глушения. Развитие колтюбинговых технологий, основанных на применении безшуфтовых гибких, непрерывных стальных труб обеспечивает высокую эффективность проведения операций текущего и капитального ремонта: ликвидацию отложений в скважинах, поинтервальную обработку, борьбу с обводнениями, доставку и извлечение внутрискважинного оборудования, ловильные операции и др. Сегодня в мире эксплуатируется более 100 колтюбинговых установок.
 
Ликвидация скважин
Под ликвидацией скважин  понимают полное списание скважины со счёта из-за невозможности её бурения  или эксплуатации по техническим  или геологическим причинам. Скважины, не законченные бурением, могут быть ликвидированы вследствие: сложной аварии и доказанной технической невозможности её устранения, а так же невозможности использования скважины для других целей, например, возврата на вышележащие горизонты, использование в качестве наблюдательной или нагнетательной: полного отсутствия нефтенасыщенности вскрытого данной скважиной горизонта и невозможности использования её для других целей (возврат, углубление и др.).
Эксплуатационные скважины ликвидируются по причинам:
а) технической невозможности  устранения аварии и отсутствия объектов для эксплуатации вышележащих горизонтов;
б) полного обводнения пластовой  водой продуктивного горизонта;
в) снижение дебита до предела  рентабельности из-за истощения или  обводнения продуктивного горизонта;
г) прекращения приёмистости и невозможности или экономической  нецелесообразности восстановления приёмистости.
Технология работ по ликвидации скважин предусматривает:
а) промывку скважины и очистку  стенок от глинистой корки, нефти, парафина, смолистых веществ, продуктов коррозии.
б) установку сплошного  или прерывистого цементного моста  в интервале от забоя до глубины, обеспечивающей перекрытие всех интервалов перфорации и нефтегазопроявлений.
в) опрессовку на герметичность оставшегося ствола скважины и цементного моста.
г) проверку герметичности  межколонного пространства и при  необходимости цементирования его  до полной герметизации.
Иногда при отсутствии газовых и газонефтяных залежей, а так же напорных минерализованных вод, способных загрязнить пресные  воды, обсадные колонны извлекают  из скважины. Устье ликвидированной  скважины оборудуют репером с  указанием номера скважины, наименования месторождения и организации (НГДП или УБР).
 
 
Приток жидкости и газа к скважине. Уравнение притока  и определение дебита нефтяных и  газовых скважин.
При отборе жидкости (газа) из скважины в пласте двигаются (фильтруются) пластовые флюиды (лат. Floidus - текучий). Движение флюидов в пласте проходит по радиальным направлениям. Если жидкость движется к центру скважины (отбирается из потока), то это - сток - добывающая, эксплуатационная скважина. Если жидкость движется в обратном направлении (добавляется к потоку), это - источник - нагнетательная скважина.
Виды скважин:
По мере приближения к  скважине при условии постоянной величины отбора продукции из скважины, постоянной толщины и однородной проницаемости, скорости фильтрации (движения) флюидов возрастает, достигая максимума  у стенки скважины.
Уравнение притока и определение дебита нефтяных и газовых скважин:
 
   Рпл - Р заб = Q xМ in Rk, Гс
решая относитель, но Q получают
 
Q= 2ПxKxh (Pпл - Рзаб) MLn = Rk /rc ;
где Р пл - давление пластовое, Па
Рзаб - давление забойное, Па
Rk - радиус контура питания (давления) пл.
гс - радиус скважины, м.
Это выражение называется уравнением притока или законом  Дюпуи или формулой дебита нефтяной скважины.
Уравнение для притока  в скважину имеет вид:
 
Q = ПхКxh (P2
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.