МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

Обслуживание фонтанных скважин

Режим эксплуатации скважины устанавливается исходя из необходимости обеспечения оптимального расхода пластовой энергии.Эксплуатация скважины в нормальном режиме подразумевает получение максимальной производительности при низком значении газового фактора, минимальных количествах песка и воды, ритмичном фонтанировании.

При мониторинге работы фонтанной скважины и ее сервисном обеспечении проводят измерения буферного и затрубного давления, рабочие значения давления на замерных установках, вычисляют производительность скважины по нефти, газу, определяют содержание воды и песка в продукте скважины и т.п. Помимо перечисленного, выполняются проверки исправности устьевого оборудования; нагнетательных линий; скребков, которые применяются для борьбы с образованием парафинистых отложений. Все работы по ремонту, сопровождающиеся образованием парафинистых отложений желательно проводить не останавливая скважину.

Результаты мониторинга фиксируются в отдельном журнал. Эти данные используются, как исходныф материал для определения оптимального режима работы других скважин, эксплуатируемых в идентичных условиях.

При эксплуатации фонтанных скважин возможны следующие неполадки:

• перекрытие сечения насосно-компрессорных труб парафинами;
• формирование песчаных пробок;
• корррозия штуцеров;
• обводнение скважины;
• засорение штуцера и нагнетательной линии
• и др.

Определить наличие неполадок можно по изменению буферного и затрубного давлений, производительности скважины по нефти, по изменениям количества воды и песка.

При пробке в насосно-компрессорных трубах понижается буферное давление, а значение затрубного - повышается (если в скважину оппущен один ряд НКТ).

При образовании песчаной пробки в эксплуатируемой скважине необходимо увеличить диаметр штуцера или подкачать в затрубное пространство нефть. Это позволит повысить скорость перемещения продукции по насосно-компрессорным трубам, что будет способствовать выносу песка.

При образовании песчаной пробки на забое происходит падение затрубного давления. Чтобы удалить такую пробки также требуется увеличение диаметра штуцера или подкачка нефти в затрубное пространство.

При обнаружении в скважине воды требуется уменьшить её производительность. При увеличении производительности и снижении буферного давления требуется увеличить проходное сечение штуцера. Чтобы это сделать необходимо переключить нагнетательную линию на резервную и выполнить замену штуцера.

При засорении штуцера или выходной линии происходит снижение дебета параллельно с увеличением буферного и затрубного давления. В подобном случае также требуется переключить линию нагнетания нефти на резервную и проверить штуцер и выходную линию.

Для борьбы с парафинистыми отложениями выполняются следующие мероприятия:

• сокращение пульсации фонтанирования при максимально возможном понижении газового фактора;
• применение различных скребков для механической очистки насосно-компрессорных труб;
• футерование внутренних стенок насосно-компрессорных труб эмалями, эпоксидными смолами, стеклом, бакелитовым лаком и др.;
• расплавка парафина;
• растворение парафина разнообразными растворителями.

Для использования скребков на устьевой арматуре устанавливается лубрикатор с сальником. Для спускания скребков на металлическом тросе и их подъема используют депарафинизационные установки типа АДУ, состоящие из электроприводной лебедки и станции управления.

Чтобы плавить парафин применяется прогрев насосно-компрессорных труб подачей пара, горячей нефти или нефтепродуктов.

Закачка теплоносителей в паровой фазе от паровой передвижной установки (ППУ) в затрубное пространство и сброс его через НКТ позволяет расплавить и вымыть парафин струей нефти.

Для паровой обработки скважин используются передвижные парогенераторные установки пПу-ЗМ, ППУА-1200/100 и ППУ-1600/100.

Передвижная установка генерации пара ППУА-1200/100, ППУ-1600/100 выпускается в серийном производстве вместо снятых с производства передвижных паровых установок ППУ-3М.

1 - цистерна для воды; 2 - кузов; 3 - котел паровой; 4 - рама с креплением; 5 - привод и трансмиссия привода; 6 - питательный насос; 7 - автомобиль КрАЗ-255Б;

Установка ППУА-1200/100 имеет отличия от установки ППУ-3М в виде большей производительности, более совершенной конструкцию котла и оснащения автоматической системой защиты котла. Работа главных узлов и систем установки управляется удаленно - из водительской кабины. Установка монтируется на автомобильном шасси КрАЗа-255Б или КрАЗа-257.

Принципиальная схема установки ППУА-1200/100:

А - пар к потребителю; Б - воздух к вентилятору; Б - пар в емкость для подогрева воды; Г - сжатый воздух от компрессора; Д - слив (дренаж); 1, 19, 20, 21 - вентиль регулирующий В-622-2; 2, 22 - обратный клапан; 3, 18, 23 ~ вентиль запорный В-201; 4 - фильтр воздушный; 3, 9, 17, 23, 33 - пробковый проходной сальниковый муфтовый кран; 6 - ресивер; 7 - емкость для воды; 8 - фильтр водяной; 10, 31 - коробка отбора мощностей; 11 - вентилятор Ц-10-28-4; 12 - заслонка шиберная; 13 ~ клапан предохранительный СППКМ-25-100; 14 -вентиль регулирующий; 13 ~ расширитель; 16 - насос питательный ПТ-2/160; 21 - диафрагма высокого давления ДВ-100; 24 - горелочное устройство; 26 - парогенератор; 28- клапан отсечной 14с821р; 29 - фильтр топливный; 30, 32 - вентиль регулирующий 15с90бк; 33 - насос топливный ШФ-0,4/255; 34 - бак топливный; 36 - кран запорный

В мобильной парогенераторной установке ППУА-1200/100 питательная вода из емкости (поз.7) под собственным давлением проходит водяной фильтр (поз.8) и поступает на всас насоса подачи питательной воды высокого давления (поз.16Ю и далее подается под давлением в генератор пара (поз.26).

На нагнетательном трубопроводе между насосом питания и генератора пара последовательно установлены регулирующий вентиль (поз.20), диафрагма ДВ-100 (поз.21) и обратный клапан КП160 (поз.22). Посредством регулирующего вентиля (поз.19) поток частично направляется в приёмный трубопровод, чем регулируется подача воды, которую измеряют прибором предельных значений расхода. Во избежание попадания пара в нагнетательную линию при резком повышении давления в гененраторе пара предусмотрен обратный клапан (поз.22).

Произведенный в парогенераторе пар подается через расширитель (поз.15), регулирующий вентиль (поз.14) и обратный клапан (поз.2) к потребителю. На трубопроводе пара на выходе из генератора пара смонтированы 2 предохранительных клапана СППКМ-25-100, оттарированные соответственно на 108 (рабочий) и 105 (контрольный) кгс/см². На расширителе (поз.15) установлены датчики контроля температуры и давления. Во избежание попадания продукта скважины в обвязку установки устанавливается обратный клапан КП-160 (поз.2).

Дизтопливо из емкости (поз.34) подается в шестеренный насос ШФ-0,4/25Б 33. Расход топлива в приёмную линию управляется вентилем (поз.32). Топливо проходит через фильтр топлива (поз.29), клапан-отсекатель (поз.28) и поступает на горелку, предварительно подвергаясь подогреву.

Воздух на горелку поступает от вентилятора Ц-10-28-4 11 через шибер (поз.12), подогреваясь.

Трубопроводная обвязка дренируется, как самотёком через запорную арматуру (поз.9, 36, 23, 18), так и под давлением сжатого воздуха, подаваемого из ресивера (поз.6).

Агрегат АДП для удаления парафинов из скважин горячей нефтью используется для нагрева и подачи нефти под напором в скважину для удаления со внутренней поверхности труб отложений парафина. Агрегат также можно использовать для удаления парафинов с манифольдов, мерников, трапов и др.

Агрегат монтируется на шасси автомобиля с высокой проходимостью, например, КрАЗ-255Б1А.

Агрегат для удаления парафина скважин нагретой нефтью 2АДП-12/ 150-У1:1 - насос; 2 - манифольд; 3 - нагреватель; 4 - трансмиссия привода оборудования; 5 - топливная система

Приводом всех механизмов данного агрегата является тяговый двигатель автомобиля. Управление агрегатом осуществялется из кабины водителя. Нагреваемая среда - сырая нефть. Ресурс эксплуатации агрегата по запасу нефти составляет 4 года. Для обслуживания требуется 2 человека.

Состав агрегата:

• нагреватель змеевикового типа;
• нагнетательный насос;
• трансмиссия;
• вспомогательное оборудование;
• трубопроводы;
• контрольно-измерительные приборы;
• системы автоматизации.

Нагреватель представляет из себя толстостенный змеевик для работы под высоким давлением, заключенный в двухстенную обечайку. Внизу нагревателя организована топка, в которую смонтирована горелка с запальным устройством.

Принцип работы агрегата заключается в следующем:

• нефть из расходной емкости всасывается насосом и подается в змеевики нагревателя;
• при перемещении по змеевикам нефть подогревается до заданный температуры;
• после нагрева через нагнетательный трубопровод нефть подается в скважину.

Чтобы усилить эффект воздействия применяются подогретые растворители, к примеру, газовый конденсат. Эффективным вариантом борьбы с парафинистыми отложениями в НКТ является их футерование, т.е. нанесение на внутренние поверхности специальных лаков, эмалей или стекла.

В систему сервиса фонтанных скважин включено оборудование их устья (фонтанной арматуры). Ключевыми элементами ей являются запорные органы.

Прямоточная задвижка и пробковый кран, уплотняемые смазкой Л 3-162, не нуждаются в больших усилиях при регулировке ими потоков. В прямоточных задвижках, чтобы увеличить герметичность не допустимо применения рычагов, так как плотность закрытия от увеличения усилия на закрытие не возрастет, так как плашки плоские. В процессе использования арматуры с прямоточными задвижками нужно через 2-3 месяца выполнять смазку подшипников шпинделя солидолами УС. Требуется также через патрубок в днище корпуса задвижки набивать смазку Л 3-162 согласно эксплуатационной документации. Герметичность запорной части прямоточной задвижки может быть повышена за счет уплотнительной смазки, автоматически подаваемой к поверхности затвора под напором среды в корпусе запорного устройства.

После монтажа на скважине фонтанной арматуры с крановыми запорными устройствами требуется дополнительная набивка уплотнительной смазки во всю арматуру и проверка плавности хода затворной части. Подача смазки выполняется маслёнкой, ввинчивающейся в месте нажимного болта в резьбовое отверстие шпинделя. Кран во время набивки смазки необходимо перевести в крайнее положение - полностью открыть или закрыть до упора.

После того, как кран наполнен смазкой, нажимной болт нужно выставить в исходное положение. Желательно ввинтить его на половину резьбовой части, чтобы во время эксплуатации выдавливать смазку на уплотнительные поверхности за счёт вращения нажимного болта на 5-6 оборотов. Периодическая подача смазки на уплотнительные поверхности арматуры гарантируют постоянную плотность затвора. Обязательной является поднабивка смазки по заврешении удаления парафинов из скважины паром и иных технологических операций, которые проводятся при близких к рабочему давлению.

Надежная работа затвора обеспечивается регулярной проверкой наличия смазки в системе крана и периодической (не реже 1 раза в 3 месяца) набивкой смазки масленкой. Смазка подаётся масленкой в кран до момента, пока ручного усилия достаточно.

Фонтанную арматуру, находившуюся в эксплуатации, перед переустановкой на другую скважину, необходимо проверить и, если потребуется, выполнить ремонт с обязательным последующим проведением гидравлического испытания.

Структура ремонта задвижки или пробкового крана:

• разобрать и промыть деталу в керосиновой ванне;
• выполнить визуальный и измерительный контроль и отбраковку;
• отремонтировать изношенные детали и изготовить новые;
• собрать задвижку;
• провести гидравлическое испытание.

Детали простой конструкции, не требующие специальной термообработки изготовливаются в ремонтномеханической мастерской.

В запорных устройствах с прямоточными задвижками во фланцевых соединениях, кроме соединений тройника с переводной катушкой, крестовика с тройником, применятся стальные кольца одностороннего касания в качестве уплотняющего элемента. Именно поэтому на затяжку шпилек затрачивается значительно меньше усилиий, чем при применении уплотнительных колец с двухсторонним касанием. После выпонения ремонта задвижкам необходимо провести гидравлическое испытание.