Нефтяное оборудование для капитального ремонта скважин

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

На рис. III. 1 приведена схема классификации машин, обо­рудования, механизмов, сооружений и инструментов, составля­ющих современный комплекс технических средств для текуще­го ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин. По этой схеме группы оборудования подразделены на подгруппы, без дифференциации их на типы и типоразмеры оборудования.

На рис. III.2 показана схема классификации машин, обору­дования, механизмов, сооружений и инструмента для капиталь­ного ремонта скважин, необходимых для выполнения групп операций. Здесь техника также подразделена лишь на подгруп­пы, без дифференциации на отдельные типы оборудования. Видно, что и это оборудование так же, как и оборудование для текущего ремонта скважин, в основном не универсально, а спе­циализировано для выполнения строго определенных операций. Более того, такое оборудование применяют только в одной от­расли промышленности — нефтегазодобывающей.

Главное отличие техники капитального ремонта скважин от техники текущего ремонта заключается в широком использова­нии комплекса бурового оборудования.

Классификация оборудования по назначению показывает, что по номенклатуре оно отличается большим числом подгрупп и разнообразием. Технологическая специфика обоих процессов превратила их к настоящему времени в сложную и многооб­разную область техники, сформировавшуюся в самостоятель­ные службы текущего и капитального ремонтов скважин.

В состав комплекса оборудования входят: вышка с рабочей площадкой и мостками; талевая система; подъемная лебедка или установка (агрегат); насосная установка; ротор; вертлюг; противовыбросовое оборудование; устьевой и подземный инст­румент.

В зависимости от вида и сложности производимого ремонта, аварийных ситуаций, возникающих в процессе ремонта сква­жин, оборудование может поставляться отдельными комплек­тами или узлами (например, в виде подъемника, вышки или мачты, элементов талевой системы и т. д.), частично укомплек­тованными (лебедка, вышка, талевая система в комплекте, ро­торная установка с индивидуальным приводом, насосная уста­новка и т. д.) и полностью укомплектованными механизмами, позволяющими осуществлять весь цикл ремонта скважин.

Вышки и мачты

Вышки и мачты — стационарные или передвижные со­оружения (телескопические, транспортируемые на подъемных установках), предназначенные для подвески талевой системы, поддержания на весу колонны труб или штанг при ремонтных работах, проводимых на скважине.

Вышки и мачты различают по грузоподъемности, высоте и конструкции. По системе опор и передачи на фундамент основ­ной нагрузки, а также по степени разборности и методу сбор­ки вышки подразделены на два типа: башенные и мачтовые. А-образные вышки секционные мачтового типа по срав­нению с вышками башенного типа обладают меньшей металло­емкостью при равной грузоподъемности, более удобны для раз­мещения на рабочей площадке подъемного и вспомогательного оборудования.

Мачты используют в качестве подъемного сооружения при ремонте неглубоких скважин. Подразделены они на стацио­нарные и передвижные. Конструктивное их исполне­ние зависит от максимально действующей на нее нагрузки.

Передвижные мачты предназначены для ремонта скважин, не имеющих стационарных вышек и мачт. Применя-

гот их на участках безвышечной эксплуатации скважин с боль­шим межремонтным периодом их работы и при наличии зара­нее подготовленных площадок и подъездных путей. В восточ­ных нефтяных районах Советского Союза наиболее распростра­нена мачта ПТМТ-40 (передвижная телескопическая мачта трубная грузоподъемностью 400 кН), смонтированная на гусе­ничной тележке «Восток» и перевозимая с помощью трактора-подъемника. Мачта состоит из двух секций, для подъема кото­рых и выдвижения верхней секции используют лебедку подъем­ника.

Рабочая площадка у устья скважины, оборудованная стационарной вышкой, должна иметь размеры не менее 4X6 м, мачтой-—3X4 м. При работе с использованием самоходных подъемных установок размеры площадок составляют 4X12, м. Высота площадки от поверхности земли в зависимости от вы­соты устья и наличия противовыбросозого оборудования может быть от одного до четырех метров.

Площадки сооружают из бутобетона с деревянным насти­лом толщиной не менее 70 мм с уклоном четырех сторон к а устью, равным 0,03°, а со стороны мостков — 0,015° для обеспе­чения стока жидкости. Высота фланца эксплуатационной ко­лонны над уровнем рабочей площадки должна быть не менее

Приемные мостки и стеллажи, сооружаемые у вышки или мачты на уровне рабочей площадки с наклоном от ног вышки, служат для укладки труб при спуско-подъемных операциях. Конструкция их в зависимости от применяемого материала бывает различной.

В последнее время в ряде нефтяных районов применяют пе­реносные приемные мостки, выполненные в виде металлической пространственной фермы, перевозимой волоком (на полозьях) с помощью трактора.

Эксплуатация вышек и мачт. Вышки и мачты пе­риодически осматривают: после их сборки и подъема; до и пос­ле транспортирования в собранном виде; перед производством сложных работ (ловильных, расхаживание прихваченного ин­струмента, спуск обсадной колонны и т. п.); после сильного ветра (на открытой местности свыше 8 баллов и в лесистой — 10 баллов) и открытых нефтегазопроявлений.

При осмотрах вышки (мачты) особое внимание следует об­ращать на прямолинейность ног и зазоры в стыках труб, со­стояние фундаментов (деформацию, трещины, коррозию и дру­гие дефекты); состояние сварных швов, диагональных тяг, бал­конов, лестниц, ограждений и оттяжек. Так как во время ре­монтных работ вышка подвергается воздействию различных на­грузок и вибрациям, необходимо следить за тем, чтобы болто­вые соединения на всех узлах были надежно затянуты и укреп­лены контргайками.

Выявленные дефекты необходимо немедленно устранять.

Источник

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанный с восстановлением ее работоспособности

Капитальный ремонт скважин (Workover)- повторное проникновение в законченную скважину для проведения очистных и восстановительных работ.

Комплекс работ КРС включает восстановление работоспособности эксплуатационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.

Это последовательность работ, направленных на восстановление цементного кольца, обсадочных колон, призабойной зоны.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:

Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

Ремонты в скважинах свыше 1500 метров

Ко 2 й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт.

Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

Необходимость проведения работ по КРС основывается факторами:

Требованиями технологии рациональной разработки месторождения, залежи, пласта.

Возможностью получения дополнительной нефти при улучшении технико-экономических показателей.

Несоответствием конструкции скважины условиям эксплуатации и разработки месторождения.

Несоответствием дебета нефти, содержанием воды в продукции скважины и их изменений параметрам продуктивного пласта в нефтяных добывающих скважинах; приемистости, давления нагнетания в водонагнетаемых скважинах.

Возможностью повышения продуктивности скважин за счет увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне.

Возникновением аварийных ситуаций, связанных со скважинным оборудованием, исследовательской аппаратурой и приборами.

Подготовка скважин к капитальному ремонту включает глушение скважину и закрытие устья.

Источник

ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕН ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИНЕ

3.1 Подъёмный агрегат

При капитальном ремонте скважины используется подъемный агрегат. В нашем случае это агрегат грузоподъёмностью 80 тонн- ИДЕЛЬ-80 (рис. 2).

Рисунок 2 ИДЕЛЬ-80

Агрегат ИДЕЛЬ-80 предназначен для капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в районах с умереным и холодным климатом при температуре окружающего воздуха от минус 45°С до плюс 50°С, категория размещения 1 по ГОСТ 15150.

Агрегат позволяет производить следующие операции:

· передвижение по дорогам всех категории;

· монтаж и демонтаж скважинного оборудования;

· спускоподъемные операции с насосно-компрессорными и бурильными трубами;

· механизированное свинчивание и развинчивание колонны НКТ и бурильных труб;

· постановку цементных мостов в скважинах через манифольд вышки;

· разбуривание песчаных пробок, цементных мостов, вырезание окон в обсадной колонне ротором;

· ловильные и другие виды работ по ликвидации аварий;

· промывку скважин через манифольд вышки;

· освоение скважин после завершения буровых работ.

В качестве противовыбросового оборудования используем ППШР-2ФТ-152х21 (рис. 3).

Рисунок 3 ППШР-2ФТ-152х21

Превентор плшечно-шибертный с раздельным расположение плашек и шибера ППШР-2ФТ-152х21 предназначен для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с целью предотвращения газонефтеводопроявлений (ГНВП) при выполнении текущего и капитального ремонта скважин, а так же при проведении перфорационных, взрывных и других геофизических работ на скважинах.

Наименование параметра	Значение
Условный проход, мм
Давление рабочее, Мпа
Условный диаметр уплотняемых НКТ	60-114
Допустимая нагрузка на плашки от веса колонны, кН
Полное число оборотов штурвала до закрытия: плашек шибера
Привод плашек	Винтовой, ручной от штурвала с возможностью дистанционного управления
Габаритные размеры,мм, длина ширина высота
Масса полная,кг,

3.3 Ключ гидравлический

Для свинчивания и развинчивания НКТ и бурильных труб применяется гидравлический ключ ГКШ-1200 (рис. 4).

Рисунок 4 ГКШ-1200

Гидравлический ключ ГКШ-1200МК предназначен для быстрого, безопасного, точного свинчивания и развинчивания бурильных, насосно-компрессорных труб (далее НКТ) с наружными диаметром Ø50 мм (1.99″), Ø60 мм (2.3/8″), Ø73 мм (2.7/8″), Ø89 мм (3.1/2″), Ø95 мм (3.3/4″), Ø108 мм (4.1/4″), Ø114 мм (4.1/2″). Вид климатического исполнения УХЛ1 по ГОСТ 15150, температура окружающего воздуха -40 до 50°С.

3.4 Ключи трубные

Для свинчивания НКТ так же применяются ручные трубные ключи типа КОТ и КТГУ.

Ключи трубные одношарнирные типа КОТ (рис. 5), предназначены для свинчивания-развинчивания труб и муфт труб путем захватывания их за тело или муфту автоматизированным или ручным способом при ремонте скважин. Применяются для работы в умеренном и холодном макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80.

Рисунок 5 Ключ трубный КОТ

Ключ трубный типа КОТ состоит из челюсти, шарнирно соединенной с рукояткой при помощи пальца, застопоренного к рукоятке специальным болтом. В челюсти и рукоятке в пазах типа«ласточкин хвост» устанавливаются соответственно плашка и сухарь с зубчатыми насечками на рабочей поверхности. От продольного перемещения и выпадения из пазов плашка и сухарь удерживаются специальными стопорными болтами. Пружина кручения, закрепленная одним концом в прорези на пальце рукоятки, другим концом к челюсти, обеспечивает автоматический зажим трубы между плашкой челюсти и сухарем рукоятки и удерживает ключ от выпадения на вертикальной трубе.

Ключ трубный КТГУ-60 (рис. 6) предназначен для свинчивания и развинчивания резьбовых соединений насосно-компрессорных труб (НКТ 60 мм) механизированным способом и вручную при подземном ремонте скважин, для использования в умеренном и холодном макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80.

Ключ трубный для НКТ КТГУ-60 состоит из челюсти, шарнирно соединенной со створкой и рукояткой при помощи пальцев, застопоренных шплинтами. В створку вставлена пружина, надетая на направляющую, которая обеспечивает автоматический зажим трубы между челюстью и створкой. Поворот створки ограничивается уступом, выполненным на челюсти. На створке и челюсти ключа в канавках типа «ласточкин хвост» установлены два сухаря. Сухари ключа КТГУ-М от выпадения крепятся пружинными фиксаторами (хомутиками).

Основные спуско-подъемные операции, кроме ловильных, производятся на насосно-компрессионных трубах (рис. 7).

Насосно-компрессионные трубы на одном конце имеют муфту, на другом ниппельном конце резьбу, путем подъёма и свинчивания труб производится спуск оборудования в скважину. Резьбы НКТ калибруются при каждом спуско-подъеме, 10% от общего количества труб и так же последние 15 спускаемых труб. Резьбы труб при каждом спуске смазываются специальной герметизирующей смазкой.

Основные характеристики НКТ и резьбы

3.6 Превентор штанговый

Для герметизации устья скважины при спуско-подъемных операциях с насосными штангами используется ППМ (рис 8).

Превентор плашечныймалогабаритный ППМ-62х21 предназначен для герметизации устья нефтедобывающих скважин оснащенных насосными комплектами с приводом через насосные штанги при любых видах ремонтов скважин.

Применяются два вида элеваторов. Основным при спуско-подъёмных операциях является ЭТА-60 БН (рис 9).

Рисунок 9 ЭТА-60БН

Элеватор предназначен для захвата под муфту или замок и удержания на весу колонны труб с условным диаметром от 33 до 89 мм.по ГОСТ 633-80 и ГОСТ 631-75 в процессе спускоподъемных операции (СПО) при освоении и текущем ремонте нефтяных и газовых скважин. Элеватор может быть использован как при механическом свинчивании и развинчивании труб, так и при ручном с применением спайдера. Наличие сменных захватов Ø 33, 33В, 48, 48В, 60, 60В, 73, 73В, 89 позволяет одним элеватором производить спускоподъемные операции.

Условия эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80. Диапазон рабочих температур от — 45С0 до + 40С0.

Так же в работе применяются элеваторы типа ЭХЛ (рис 10).

Двухштропные элеваторы типа ЭХЛ предназначены для захвата и удержания на весу насосно-компрессорных труб в процессе спускоподъемных операций при текущем и капитальном ремонтах эксплуатационных скважин в условиях умеренного и холодного климата макроклиматических районов по ГОСТ 16350-80.

Основное отличие ЭХЛ от ЭТА это способ захвата и принцип работы, ЭХЛ в отличии от ЭТА, подбирается под размер трубы полностью, в то время как в ЭТА достаточно лишь сменить челюсть.

Источник