Подземный ремонт нефтяных и газовых скважин

    В табл.№8 приведена характеристика насоса 1НП-160 насосной промывочного агрегата Азинмаш – 32М при частоте вращения вала двигателя, равном 850 об/мин, общем коэффициенте полезного действия η=0,75 и диаметре плунжера, равном 130 мм.

    Промывочные вертлюги

    Промывочные вертлюги применяют при прямой промывке скважин. Наиболее широко на промыслах  используют промывочные вертлюги ВП-50×100 и ВП-80×200 (“Приложение 13”).

    Для заданных условий необходимо выбрать  вертлюг большей грузоподъемности, так как глубина скважины, а  также глубина спуска промывочных  труб говорят о достаточно больших  нагрузках на данную деталь. 
 
 

    Таблица 10

    Техническая характеристика вертлюгов

	ВП-80×200
Грузоподъемность, т	80
Давление, МПа:
рабочее	20
пробное	30
Диаметр проходного отверстия ствола, мм	75
Диаметр насосно-компрессорных труб, мм	114
Габаритные  размеры, мм:
длина	410
ширина	115
высота	880
Масса, кг	90

 
 

    Автоцистерны

       Для транспортирования технологической  жидкости к скважинам и проведения промывочно-продавочных работ используются различные автоцистерны, отличающиеся в основном объемом цистерн и  монтажной базой.

       В качестве цистерны выбирается агрегат  ППЦ-23-5524П, так как он имеет наибольшую емкость из предложенных цистерн, а  это немаловажно в условиях данной скважины.

       Автоцистерна  ППЦ-23-5524П наиболее емкая из автоцистерн, применяемых при транспортировании  жидкости для гидроразрыва и других, технологических жидкостей.

       Цистерна, насосный блок с трансмиссией, манифольд, самовсасывающая система, система  выхлопа и другое, вспомогательное  оборудование смонтированы на автомобиле-тягаче КрАЗ-258 и полуприцепе ЧМЗАП-5524П.

       Автоцистерна  ППЦ-23-5524П предназначена для транспортирования  неагрессивных жидкостей к нефтяным и газовым скважинам и подачи их на прием насосных установок при  проведении гидроразрыва пластов, гидропескоструйной перфорации, кислотной и углекислотной  обработок призабойной зоны.

       Автоцистерна  ППЦ-23-5524П рассчитана на следующие  операции: наполнение своей цистерны жидкостью из посторонней емкости  с уровнем жидкости не ниже уровня земли;

    Техническая характеристика автоцистерны ППЦ-23-5524П

Вместимость цистерны, м³ ………………………….………………23

Наибольшая  масса транспортируемой жидкости, т  ……….…..…20

Наибольшая  подача центробежного насоса

с самовсасывающим  устройством, л/с ……………………..……..37,5

Наибольший  напор, МПа ………………………………………….0,98

Частота вращения вала насоса, об/мин ………….………………2900

Условный  диаметр трубопровода манифольда, мм:

    приемного …………………………………………..………100

    напорного …………………………………………..……….50

Габаритные  размеры, мм:

    длина ………………………………..………………………14500

    ширина  ………………………………..…………………….2630

    высота  ……………………………………………………….3400

Масса автоцистерны (с автомобилем), кг:

    в снаряженном состоянии …………..……………………..18950

    полная  ……………………………………………………….38950

    Всасывающие рукава для промывочных  агрегатов и автоцистерн

       При проведении работ на скважине необходимо иметь несколько разных типов  всасывающих рукавов, так как  их наличие в полном комплекте  делает бригаду готовой к возникающим  трудностям.

       Неармированные  резиновые рукава с текстильным  каркасом и металлической спиралью применяются для всасывания и  нагнетания топлива, масел на нефтяной основе и газов.

       В зависимости от назначения рукава подразделяют на пять классов, а в зависимости  от условий работы рукава всех классов  делятся на всасывающие и напорно-всасывающие.

       Промывочные агрегаты и автоцистерны комплектуются  напорно-всасывающими рукавами класса Б для нефтяных сред, или рукавами класса В для воды.

    Основные  размеры и параметры  рукавов

Длина рукава, мм ……………………….….4000  10000

Толщина резинового слоя, не менее, мм:

    внутреннего ………………………….1,5  2,0

    промежуточного  …………………..…0,9  1,5

Минимальный радиус изгиба, мм ………….300  500

Рабочее давление, МПа …………………….0,3  1,0

Рабочий вакуум МПа ……………………….0,08  0,08

Масса 1 м рукава, кг:

     класса  Б ………………………………2,6  6,0

     класса  В ………………………………1,9  4,5

Температура работоспособности рукавов в  районах с климатом:

    умеренным ……………………………..От —35 до +90° С

    тропическим …………………………....От —10 до +90° С

    холодным  ……………………………….От —50 до +90° С 

1.11. Очистка оборудования от парафина

       При всех способах эксплуатации скважин, дающих парафинистую нефть, в подъемных  трубах, особенно в верхней части  колонны труб, а также в выкидных линиях, отлагается парафин, что приводит к нарушению нормальной работы скважин. Происходит это вследствии того, что вдоль пути движения нефти уменьшаются температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы, которые закупоривают поры пласта, создают отложения на трубах, в насосах и т. д. Толщина парафинистой корки на стенках труб постепенно увеличивается, и, если не принимать профилактических мер, может произойти полная закупорка труб и, следовательно, полное прекращение поступления жидкости по ним.

       Для удаления отложений парафина в скважинах  используются 3 основных метода: тепловой, механический и химический. Выбор метода удаления асфальтосмолопарафиновых образований (АСПО) тесно связан с составом АСПО, температурой их плавления, характеристиками нефтяного пласта.

       1) Сущность теплового метода заключается  в следующем. Для расплавления парафина в подъемных трубах их прогревают паром, прокачивают горячую нефть, нефтепродукты или разогревают при помощи электрического тока, не извлекая трубы из скважины. Прокачивать горячую жидкость можно в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами или непосредственно в подъемные трубы. На трубопроводе, подключенном к затрубному пространству, в этом случае надо ставить обратный клапан. При закачке расчетного количества нефти непосредственно в подъемные трубы нефть (подогретую до температуры 90 – 95 °С) закачивают насосом в подъемные трубы. Расплавленный парафин струей нефти выносится на поверхность. Закачка горячего керосина в трубы дает лучшие результаты, чем закачка нефти, поскольку, расплавляя парафин, он растворяет его. Кроме того, при закачке керосина уменьшается опасность глушения фонтанирующей скважины, так как керосин имеет меньший удельный вес и ненамного увеличивает вес столба жидкости.

       Недостатком этого способа является необходимость  останавливать скважину. В некоторых  районах для расплавления парафина в подъемные трубы прокачивают  горячую воду. Кроме описанных  способов теплового воздействия, для  очистки подъемных труб от парафина еще широко применяется пропарка запарафиненых труб после подъема  их на поверхность. В этом случае поднятые из скважины запарафиненые трубы  укладывают на мостки с большим уклоном. Пар, пускаемый внутрь трубы, расплавляет парафин, и последний вытекает из трубы. Пар подают от установки ППУ к трубе при помощи резинового шланга с укрепленным металлическим наконечником, который поочередно вставляют в каждую запарафиненную трубу. Пар подают до тех пор, пока из трубы не будет удален весь парафин. При этом способе очистки на каждую трубу расходуется много пара, и расход его увеличивается с понижением температуры атмосферы.

       Наиболее  распространённым тепловым метод депарафинизации  является использование пара. Паропередвижную  установку типа ППУ-2, смонтированную на автомашине или на металлической раме (типа салазок), транспортируемую по территории промысла трактором, подключают к затрубному пространству скважины. Установка ППУ-2 состоит из прямоточного котла па рабочее давление 60 кг/см² (максимально 5 кг/см²) производительностью 1000 кг пара в час при рабочей температуре 325° с необходимым вспомогательным оборудованием. Пар, увлекаемый воздухом, при движении вниз нагревает подъёмные трубы и расплавляет парафин, который восходящей струей выносится на поверхность, при этом расплавляется парафин и в выкидной линии. Подачу пара вначале производят в небольшом количестве с последующим плавным увеличением до максимальной производительности парогенераторной установки. Давление нагнетания пара в скважину зависит от рабочего давления нагнетания воздуха, при котором эксплуатируется скважина компрессорным способом. Процесс депарафинизации обычно длится около 2 часов. Наибольшая эффективность в прогреве труб достигается в скважинах, оборудованных двухрядным лифтом. При однорядном лифте большое количество тепла расходуется на бесполезный нагрев эксплуатационной колонны.

       2)Наиболее  распространенным способом очистки  подъемных труб от парафина  является механическая очистка  труб специальными скребками,  выполняемая в процессе эксплуатации  скважин без ее остановки. Этот  способ заключается в соскабливании  скребками со стенок труб отложений  парафина. Применяют скребки различных  конструкций. Движение скребков  вниз осуществляется под действием  силы тяжести самих скребков  и специально применяемых грузов, а вверх скребки поднимают  на стальном тросе (проволоке)  при помощи лебедки. Применяют  также «летающие» скребки конструкции  УфНИИ, которые опускаются под  действием силы тяжести, а поднимаются  без троса под действием энергии  восходящего потока газожидкостной  смеси.

       Схема оборудования скважины для очистки  подъемных труб скребками, спускаемыми  на тросе, следующая: на устьевой арматуре над буферной задвижкой устанавливают лубрикатор с сальником, над лубрикатором укрепляется ролик. Возле скважины устанавливают ручную лебедку (аппарат Яковлева) или механизированную лебедку для спуска и подъема в трубах на проволоке скребков с грузом. Проволока для спуска скребков должна быть диаметром 1,8 - 2,0 мм с пределом прочности 150 - 160 кг/мм². Лубрикатор служит для удержания приготовленных для спуска скребков и груза. Последний представляет собой болванку, вес которой зависит от диаметра труб и дебита скважины (от 10 до 20 кг), и служит для обеспечения быстрого и плавного движения скребков вниз и предупреждения их подбрасывания потоком жидкости при перемещении скребков вверх и вниз. Сальник в верхней части лубрикатора служит для создания  герметичности отверстия, через которое проходит проволока. Скребки, спускаемые в скважину на проволоке, могут иметь постоянное и переменное сечение. Скребки, показанные на рис. 10, соскабливают парафин заостренными кромками корпуса при движении вниз и вверх. Наружный диаметр этих скребков на 1,5 - 2 мм меньше диаметра подъемных труб. Конструкция скребка обеспечивает свободный проход восходящего потока жидкости, предупреждает подбрасывание его потоком. Постоянство диаметра скребков является недостатком. Такой скребок спускать в скважину необходимо не позднее, чем на трубах успеет отложиться слой парафина толщиной 0,5 - 0,7 мм. Спускают скребки обычно через каждые 1,5 - 2 часа. Малейшее промедление при очередном спуске скребков приводит к остановке скребка в каком-либо месте фонтанных труб. Это обычно устраняют расхаживанием, но часто происходит обрыв груза.

       Широко  применяют скребки конструкции  Т. В. Шалвача (рис. 11). Он имеет следующее устройство. Корпус его 1 изготовляют из трубы наружным диаметром 32 мм, длиной 1500 мм. Один конец трубы залит свинцом, в который заделан стержень, имеющий на другом конце резьбу под гайки. На этот стержень надета свободно вращающаяся турбина-скребок 2, которая удерживается на нем гайками. Гайки не имеют граней, что предотвращает завихрение восходящего потока газожидкостной смеси к турбинке. Для создания нормального выхода потока жидкости из турбинки корпус скребка обточен под конус. Для центрирования скребка в трубах на корпусе его имеются два фонаря, состоящие каждый из четырех приваренных к корпусу планок 3. К верхнему концу стержня приварена головка для крепления проволоки. Турбина имеет четыре спирали, изготовляемые из колец высотой 18 мм, вырезанных из труб наружным диаметром 82,42 мм и с толщиной стенок 1,8 мм, которые разрезают по высоте в одном месте, растягивают в спираль и приваривают по всей винтовой линии к трубке, свободно насаженной на стержень. Вес турбоскребка 12 кг.