После сборки устьевого оборудования скважины и станка качалки, присоединение 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.

Замена клапанов. Для замены клапанов штанги вместе с плунжером насоса поднимают из скважины. После смены отработанных клапанов плунжер спускают в трубы на насосных штангах. Установив плунжер в цилиндр и отсоединив приемный клапан от нижнего его конца, штанги обмывают водой. Затем спущенные в скважину трубы заполняют водой, устанавливают устьевое оборудование, монтируют станок-качалку, сальниковый шток присоединяют к канатной подвеске и пускают станок-качалку в работу.

Перед разборкой устьевой арматуры ремонтируемой скважины следует убедиться, что давление в скважине снижено до атмосферного, затем снять шпильки, соединяющие ФА с трубной головкой, кроме двух шпилек, расположенных диаметрально противоположно. После этого снять оставшиеся шпильки, поддерживая ФА в вертикальном положении, поднять ее и установить в угол рабочей площадки, прикрепив к ноге вышки или мачты.

Запрещается:

Ø  Производства ремонта скважины при переливе жидкости из нее;

Ø  Изменять положение балансира путем проворачивания клиноременной передачи вручную;

Ø  Расхаживать заклиненный плунжер глубинного насоса;

Ø  Применять клиновую подвеску при свинчивании и развинчивании штанг механическими ключами.

Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин штанговыми насосными установками

При эксплуатации скважин ШНУ могут происходить следующие осложнения:

Ø  Износ штанг и истирание НКТ

Ø  Поступление из пласта в скважину вместе с нефтью пластовой воды

Ø  Поступление из пласта в скважину газа и песка

Ø  Отложение парафина на клапанах насоса, стенках и поверхностях труб и штанг.

Для предупреждения обрыва штанг и истирания труб применяют закаленные поверхности муфты с овальными кромками и обработанные токами высокой частоты. Для борьбы с коррозией применяют ингибиторы коррозии, которые периодически в нужной дозе подаются в затрубное пространство скважины. Борьбу с отложениями парафина проводят механическим путем с помощью торцевых укороченных пластинчатых скребков, закрепленных к штангам. Эти скребки автоматически поворачиваются на определенный угол при каждом ходе колонны штанг вниз. Для борьбы с отложениями парафина так же проводят периодические термические обработки скважин без их остановки закачкой в затрубное пространство горячей нефти, которая проходя через клапаны и НКТ, расплавляет отложения парафина и вносит их на поверхность. Так же применяют остеклованные или покрытые специальным лаком НКТ, на которых парафин не оседает.

Большие осложнения обусловлены попаданием свободного газа в цилиндры штанговых насосов. Борьбу с этими осложнениями проводят следующими методами:

Ø Используют насосы с уменьшенным вредным пространством

Ø Увеличивают длину хода плунжера

Ø Увеличивают глубину погружения насоса под уровень жидкости в скважине

Ø Откачивают газ из затрубного пространства

Песок, поступающий из пласта может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. Так же, попадая в насос, песок преждевременно истирает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре. Основные мероприятия по борьбе с песком на приеме насоса:

Ø Установка на приеме насоса песочного якоря

Ø Регулирование отбора жидкости из скважины;

Ø Применение трубчатых штанг.

Подготовка к спуску и спуск ЭЦН

Подготовка скважины к спуску в них погружного агрегата заключается в проверке состояния экс.колонны шаблоном, диаметр которого должен быть на 4 мм. Больше максимального наружного диаметра ЭЦН и длиной не менее 9 м. Перед спуском ЭЦН устанавливают мостки для укладки на них деталей погружной установки, монтируют подвесной ролик ко второму поясу мышки. Подвесной ролик служит для направления кабеля, сбегаемого с верхней части барабана к устью скважины. Кабеленаматыватель устанавливают в 15 – 17 м. от устья скважины.

Спуск погружного центробежного электронасоса выполняют в следующем порядке:

Ø  На устье скважины двигатель соединяют с гидрозащитой и насосом.

Ø  Надевают монтажный хомут на компенсатор, поднимают его с мостков и спускают в скважину до посадки на фланец экс.колонны.

Ø  Опускают транспортировочную крышку компенсатора, надевают хомут на двигатель, приподнимают его над устьем скважины и снимают нижнюю транспортировочную крышку.

Ø  Соединяют двигатели с компенсатором, вывинчивают пробку и открывают перепускной клапан, отвинтив его на 3 – 4 оборота.

Ø  Вновь завинчивают пробку и снимают хомут с компенсатора, спускают двигатель в скважину до установки хомута на фланец экс.колонны.

Ø  Снимают крышку кабельного ввода двигателя, промывают контакты и замеряют сопротивление изоляции двигателя и кабеля. Оно должно быть не менее 10 кОм.

Далее с двигателя снимают верхнюю транспортировочную книжку, проверяют вращение вала шлицевым ключом, надевают хомут на протектор и поднимают над устьем скважины. Затем снимают верхнюю крышку протектора и проверяют вращение его вала, проверяют посадку шлицевой муфты на валы двигателя и протектора и соединяют двигатель с протектором.

ЭЦН приподнимают над устьем, вывинчивают пробку с компенсатором, открывают его перепускной клапан и вновь ввинчивают пробку. Затем кратковременно включают двигатели для определения правильности направления вращения вала (против часовой стрелки при наблюдении за валом сверху). После этого погружной агрегат соединяют с первой НКТ, под которой монтируют спускной клапан. Скорость спуска ЭЦН не должна превышать 0,25 м/сек.

Смена ЭЦН

Прежде чем приступить к работам по подъему ЭЦН из скважины, необходимо выключить установку и блок рубильник-предохранитель. Затем отсоединяют кабель, питающий двигатель, от станции управления и проверяют сопротивление изоляции. Далее демонтируют устьевую арматуру через сбивной клапан, установленный над насосом, спускают жидкость из колонны НКТ при помощи спецгруза. В результате жидкость из труб перетекает в экс.колонну. Затем в муфту верхней НКТ, подвешенной на планшайбе, ввинчивают подъемный патрубок для захвата элеватором. Разбирают сальник кабельного ввода в планшайбе и извлекают НКТ с кабелем. Скорость подъема ЭЦН не более 0,25 м/сек.

По мере подъема труб кабель освобождают от клямсев, недопуская падения их в скважину и навивают КРБК на барабан кабеленаматывателя.

После подъема ЭЦН снимают защитные кожухи плоского кабеля. Под головкой нижней секции насоса устанавливают хомут, агрегат спускают до посадки хомута на фланец экс. колонны и верхнюю секцию насоса отсоединяют от нижней. После проверки вращения вала верхнюю секцию закрывают защитной крышкой и укладывают на стеллаж.

Необходимые требования по монтажу и спуску ЭЦН:

Ø  ЭЦН на устье скважины следует собирать с применением специальных хомутов-элеваторов. Проушины хомутов должны быть снабжены предохранительными шпильками.

Ø  Намотка и размотка кабеля с барабана должна быть механизирована. Витки кабеля должны укладываться на барабан правильными рядами.

Ø  Скорость спуска ЭЦН в скважину не должна превышать 0,25м/с.

Ø  При СПО не следует допускать изгибов, перегибов, перекосов и ударов кабеля, а так же его загрязнения.

Ø  Остановка барабана должна производиться только отключением электропривода. Запрещается тормозить барабан руками, досками и трубами.

Ø  После спуска центробежного электронасоса оставшийся кабель должен подвешиваться на специальном устройстве или укладываться на площадке у станции управления и ограждаться.

Ø  Запрещается прикасаться к кабелю при опробовании установки ЭЦН на устье скважины.

Способы ликвидации песчаных пробок в скважинах

При разработке пластов, сложенных рыхлыми породами в призабойной зоне разрушается скелет пласта. В этом случае жидкость и газ во время движения по пласту увлекают в скважину значительное количество песка. Если скорость недостаточна для подъема песчинок, то они осаждаются на забое, образуя пробку, прекращая доступ флюида из пласта. Поэтому для возобновления нормальной эксплуатации скважины необходимо очистить забой от песка. Разберем наиболее используемые способы.

Ø  Прямая промывка скважины от песчаной пробки – процесс удаления из нее песка путем нагнетания промывочной жидкости внутрь спущенных НКТ и выноса размытой породы жидкостью через затрубное пространство скважины (затруб). Конец подвески труб оборудуют пером, фрезером, фрезером-карандашом.

Ø  Скоростная прямая промывка – при наращивании промывочных труб процесс промывки не прекращается, это исключает оседание размытого песка и прихват колонны НКТ.

Ø  Обратная промывка скважины – процесс удаления песка из скважины путем нагнетания промывочной жидкости в затрубное пространство и направлением восходящего потока жидкости через промывочные трубы. Благодаря меньшему сечению в них создаются большие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос песка.

Ø  Промывка скважин струйными аппаратами применяется в тех случаях, когда экс. колонна имеет дефекты. Установка для промывки состоит из струйного насоса, концентрично расположенных труб и поверхностного оборудования (шланга, вертлюга, приспособления для подлива воды)

Ø  Очистка скважин от песчаных пробок аэрированной жидкостью, пенами и сжатым воздухом. Применяют в скважинах с небольшим столбом жидкости и при наличии на забоях рыхлых пробок. Для герметизации устья используют сальник. В качестве рабочего агента применяют аэрированную жидкость, пену, сжатый воздух. Преимущества такого способа – исключение поглощения промывочной жидкости пластом; ускорение процесса ввода скважины в эксплуатацию после очистки от пробки; возможность очистки части колонны ниже отверстий фильтра (зумпфа).

Ø  Промывка аэрированной жидкостью с добавлением ПАВ. Применяют в скважинах с низким пластовым давлением, эксплуатация которых осложнена частыми пробкообразованиями, а ликвидация пробок связана с поглощением пластом промывочной жидкости.

Ø  Промывка скважин с поверхностно-активными веществами (ПАВ). Применяют для снижения поверхностного натяжения на границе нефть – вода. Добавка ПАВ к жесткой воде способствует снижению ее поверхностного натяжения и быстрому, почти полному удалению этой воды из призабойной зоны при освоении скважины. В качестве ПАВ используют сульфанол, сульфонатриевые соли, деэмульгаторы и др.

Ø  Промывка скважин пенами. При определенной концентрации раствора ПАВ в воде образуется стабильная пена, которую используют для промывки скважин.

Ø  Очистка скважин от пробок желонками. Метод заключается в последовательном спуске на забой желонки, заполнении ее и подъеме. Различают простые, поршневые и автоматические желонки. Несмотря на простоту, этот метод обладает рядом существенных недостатков – длительность процесса; возможность протирания экс.колонны; возможность обрыва тартального каната или проволоки; загрязнения 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.

Ø  Очистка скважин от песчаных пробок гидробурами. Песчаные пробки из скважины можно удалять и без спуска промывочных труб. Для этой цели применяют гидробур, спускаемый на канате. После удара о пробку гидробур приподнимают на 2 – 3 метра и вновь ударяют долотом о 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 или большого его натяга и обрыва рекомендуется проводить работы на пониженной скорости подъемника.

Меры по предотвращению осложнений при промывке скважин от песчаных пробок

Ø  Перед промывкой необходимо провести подготовительные работы: проверка наземных сооружений, оборудования и инструмента; выбор и проверка промывочных труб, промывочного насоса; выбор способа помывки, промывочной жидкости; замер глубины забоя.

Ø  При промывке наклонных и глубоких скважин рекомендуется пользоваться гидравлическим индикатором веса (ГИВ).

Ø  Промывать фонтанные скважины следует при установленной под вертлюгом центральной (коренной) задвижке ФА и переводной катушке.

Ø  При использовании бурового раствора или нефти в качестве промывочной жидкости необходима специальная система желобов для циркуляции жидкости, чтобы не допускать ее потери.

Ø  Перед промывкой скважины всю систему необходимо промыть водой и опрессовать на давление, не менее чем полуторакратное ожидаемое.

Ø  При промывке скважины водой для большей надежности подавать ее следует из двух самостоятельных источников.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18