Технические средства и приборы раннего обнаружения газонефтеводопроявлений

Оснащение бригад приборами и средствами для обнаружения ГНВП производится исходя из признаков ГНВП. Это;

Уровнемеры различных конструкций.

Расходомеры или приборы для определения скорости потока различных конструкций.

Приборы для определения плотности жидкости.

Приборы для определения изменения давления.

Приборы для определения изменения веса инструмента в скважине.

Технико-технологические требования по предупреждению ГНВП

В целях предупреждения нефтегазопроявления при текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определенного удельного веса — «жидкость глушения», свойства которой должны отвечать следующим требованиям:

жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды;

жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм/год;

жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях;

жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной;

жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании;

содержание мех. примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг/л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.

Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидкостей или их сочетаний.

• 1 способ — глушение жидкостями на водной основе:
  • — подтоварной водой (технической);
  • — водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хлористый магний, хлористый кальций, хлористый калий);
  • — сеноманской водой.
• 2 способ — глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные эмульсии)
• 3 способ — объединяет преимущества двух первых способов глушения, включает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализованной воды. Технология основана на естественным осаждением на забой, в интервале перфорации, более тяжелой обратной эмульсии по сравнению со скважинной жидкостью, после чего производится промывка минерализованной водой необходимой плотности.

Плотность обратной эмульсии 1060 — 1350 кг/м³. На месторождениях Западной Сибири рекомендуется использовать составы обратной эмульсии на СаСl₂. Объем обратной эмульсии 3−6 м³.

Существуют два пути повышения качества жидкости глушения на водной основе: использование солей обратных ПАВ, или добавка ПАВ в солевые растворы. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым раствором (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит снижение фазовой проницаемости для нефти, в результате увеличиваются сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, снижаются дебиты и послеремонтный период эксплуатации, что обуславливает значительный недобор нефти.

Технология глушения скважин жидкостями на углеводородной основе (обратными эмульсиями) позволяет избежать многих недостатков жидкостей глушения на водной основе. Низкая фильтруемость обратных эмульсий в пласт, надежная стабилизация водной дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное влияние на продуктивный пласт. Наоборот, фильтрация дисперсной среды (нефти, легких нефтепродуктов в смеси с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт.

Определение плотности жидкости глушения.

• 2.1. Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%.
• (формула 1)

где: _жг — плотность жидкости глушения, г/см³;

Р_пл — текущее пластовое давление, атм;

К_з — коэффициент запаса, равный 1.10;

Н — глубина скважина до кровли пласта или ВНК, м.

Коэффициент запаса (величиной 10 от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины — от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.

Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м³/м³ допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.

Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3−5 м³) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.

При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.

На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) — с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:

(формула 2).

где: Р_изб — избыточное давление на устье скважины, атм.

На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

Для глушения, (к примеру) используются следующие жидкости глушения:

Количество реагента (NaCl, CaCl₂), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

(формула 3).

где: Мр — количество реагента, кг;

_р — удельный вес реагента, г/см3.

(_жг — удельный вес жидкости глушения, г/см3.

_в — удельный вес воды, используемой для приготовления жидкости глушения, г/см³

V_р — требуемый объем жидкости глушения, м³

Удельные веса NaCl — 2,15 г/cм³ (2 150 кг/м³).

CaCl₂ — 2,20 г/см³ (2 200 кг/м³).

При приготовлении жидкости глушения можно пользоваться данными, приведенными в «Приложение-1» .

Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на + 0.02 г/см³.

Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения.

Расчет объема жидкости и количества циклов глушения скважины.

Объем жидкости для глушения скважины и количество циклов глушения определяется расчетным путем в зависимости от глубины скважины до середины интервала перфорации, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, объема спущенных в скважину штанг.

Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле:

(формула 4).

где: V_эк=(D²/4)xH;

Н — глубина скважины до цементного моста,.

D — внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

V_экО — объем эксплуатационной колонны, с учетом спущенного подземного оборудования.

Примечание: Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:

• — внутренний диаметр э/к d-127 мм считать равным 113 мм (толщина стенки 7мм);
• — внутренний диаметр э/к d-146 мм считать равным 130 мм (толщина стенки 8 мм);
• — внутренний диаметр э/к d-168.3 м считать равным 152.3 мм (толщина стенки 8 мм).

Формула определяющая объем жидкости вытесняемой металлом НКТ (без учета муфт):

где: d_нкт-d_нктВ— соответственно внешний и внутренний диаметр НКТ,.

Н_сн — глубина спуска насоса, м.

Формула, определяющая объем жидкости, вытесняемой металлом штанг:

Средневзвешенный диаметр штанг определяется:

dштСр=((dшт1 х h1) + (dшт2 х h2) + (dшт3 х h3)/Hсп где: dшт₁, h₁ … диаметры и длины ступеней колонны штанг.

Объем 1 цикла глушения должен соответствовать объему между внутренним диаметром э/к и внешним НКТ до глубины спуска насоса. Объем 1 цикла определяется по формуле:

Количество циклов определяется:

Кц=VэкО/V1ц Так как количество циклов глушения определяемое по вышеприведенной формуле всегда будет дробным, а объем последнего цикла глушения, при округлении в меньшую сторону, всегда был большим, что не обеспечивало качественного глушения на последней стадии и перерасход жидкости глушения вводится следующая методика расчетов объемов последующих циклов.

При 2.5 Кц = 2 объема второго цикла вычисляется по формуле:

V2ц=VэкО-V1ц+3, м3.

При 3.5 Кц = 2.5 объем третьего цикла вычисляется по формуле:

V3ц=V1ц+3, м3.

объем второго цикла.

V2ц=VэкО=V1ц-V3ц, м3;

При Кц 3.5 объем четвертого и второго циклов глушения вычисляется по формуле:

V4ц=V1ц+3;V2ц=V1ц, объем третьего цикла вычисляется по формуле:

V3ц=VэкО-V1ц-V2ц-V4ц, м3.

Подготовительные работы к глушению скважины.

• — Останавливается скважина, производится ее разрядка, проверяется исправность запорной арматуры.
• — Определяется величина текущего пластового давления.
• — Производится расчет необходимой плотности жидкости глушения и материалов для ее приготовления.
• — Готовится требуемый объем жидкости глушения соответствующей плотности с учетом аварийного запаса.
• — Расставляются агрегат и автоцистерны, производится обвязка оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое в 1.5 раза. Нагнетательная линия оборудуется обратным клапаном.
• — Проверятся наличие циркуляции в скважине, и принимается решение о категории ремонта.

Технология глушения скважины.

• — Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения заканчивается через НКТ, при обратном — в затрубное пространство.
• — Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.
• — Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки — для создания противодавления на пласт.
• — Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при ее прокачивании на поглощение.
• — При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле.

to 1.2… n-1 = Hз1.2 …n-1-Hж1.2…n-1.

где: Vотн — относительная скорость жидкости глушения и скважинной жидкости в условиях отстоя (равная 70 м/час для нефти плотностью 0.81 г/см³ и воды плотностью 1.0 г/см³);

Нж1.2…n-1 — высота столба закаченной жидкости (приведенная к внутреннему объему эксплуатационной колонны) при первом и последующих циклах глушения, м;

Нз1.2…n-1 — высота замещения скважинной жидкости — жидкостью глушения (взятая от низа спущенного в скважину оборудования Нсп до границы раздела скважинной жидкости и жидкости глушения. При первом цикле глушения — до башмака скважины), м;

tо — продолжительность отстоя, час.

Нж1.2…n-1=Vжг1.2…n-1.

Относительная скорость замещения скважинной жидкости — жидкостью глушения, при разном соотношении их плотностей, может быть определена по графику приведенному в «Приложении 3».

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины (п. 3.2. Формула 4).

• — При глушении скважин с высоким газовым фактором (более 200 м³/м³, и с пластами имеющими поглощающие интервалы должна предусматриваться закачка в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости или ВУС. При интенсивном поглощении используются нефтеводо — кислоторастворимые наполнители — кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.
• — Глушение фонтанных и нагнетательных скважин.
• — В фонтанных скважинах НКТ спускается до интервала перфорации или на 10−30 м выше его. Поэтому, для замещения скважинной жидкости на жидкость глушения в этих скважинах, достаточно одного цикла глушения выполненного путем закачки жидкости глушения в НКТ (прямой способ).
• — Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят, при условии выхода циркуляции жидкости глушения, с противодавлением (в пределах допустимого для данной эксплуатационной колоны) — достаточным для прекращения работы пласта. Величина противодавления регулируется задвижкой на затрубном пространстве, при этом, давление в линии отвода скважинной жидкости (выкидная линия) не должно превышать 30 кг/см².
• — К концу глушения скважины давление прокачки необходимо постепенно снижать путем открытия задвижки на затрубном пространстве или уменьшения производительности насоса.
• — Глушение скважин, оборудованных насосами.
• — Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, производят в два и более приемов (циклов) после остановки скважинного насоса и сбития циркуляционного клапана (ЭЦН) или откидывания головки балансира у станка-качалки.
• — Скважину после первого и последующих циклов глушения оставляют на отстой, на время, рассчитанное по формуле 8.
• — Количество выполненных циклов, время отстоя, и объем прокаченной жидкости глушения должны соответствовать расчетным значениям, указанным в плане-задании на глушение скважины.
• — Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением.
• — Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением производится сеноманской или подтоварной водой без создания противодавления на пласт.
• — Для предотвращения ухудшения притока жидкости из пласта к закачиваемой в скважину воде добавляются химреагенты (КМЦ, ПЭО, ПАВ). Добавку указанных и других химреагентов производить по специальным методикам.
• — Приготовление жидкости глушения с добавкой химреагентов необходимо производить путем интенсивного их перемешивания.
• — Закачку жидкости глушения в скважину с добавкой химреагентов осуществлять при первом цикле глушения.
• — Меры безопасности при глушении скважин.
• -Глушение скважины может быть начато только после оформления двухстороннего акта о приеме скважины в ремонт (мастер бригады КРС (ТРС) и представитель ПДНГ, ЦППД).
• — Глушение скважины производится по заданию мастера КРС (ТРС). Проведение глушения скважины без плана ЗАПРЕЩАЕТСЯ.
• — Глушение скважин производится, как правило, в светлое время суток. В особых случаях глушение может быть произведено в ночное время при обеспечении освещенности скважины не менее 26 люк.
• — Площадка размером 40×40 м, на которой устанавливаются агрегаты, должна быть освобождена от посторонних предметов, зимой от снега.
• — Перед глушением необходимо проверить: исправность всех задвижек и фланцевых соединений на устьевом оборудовании; наличие протока жидкости по выкидной линии от скважины до замерной установки и при его отсутствии работы на скважине прекратить до выяснения и устранения причин.
• — Промывочный агрегат и автоцистерны следует располагать с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. При этом кабина агрегата и автоцистерн должны быть обращены в сторону противоположную от устья скважины, выхлопные трубы агрегата и автоцистерн должны быть оборудованы искрогасителями, расстояние между ними должно быть не менее 1.5 м.

Промывочный агрегат, кроме того, должен быть оборудован предохранительным и обратным клапанами.

• — В процессе глушения скважина ЗАПРЕЩАЕТСЯ крепление каких-либо узлов агрегата или обвязки устья скважины и трубопроводов. Должен быть обеспечен постоянный контроль: за показаниями манометров, за линией обвязки, за местонахождением людей. Манометры должны быть установлены на прокачивающем агрегате и выкидной линии скважины.
• — При глушении скважин давление прокачки жидкости глушения не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны данной скважины.
• — Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижка на фонтанной арматуре со стороны скважины должна быть закрыта.
• — После окончания работ по глушению скважины задвижки должны быть закрыты, территория вокруг скважины очищена, заглушенная скважина должна находиться в ожидании ремонта не более 36 часов.

При более длительном простое скважины в ожидании ремонта, скважина должна быть заглушена повторно до начала ремонтных работ.

— После окончания всех работ по глушению скважины составляется «Акт на глушение скважины».

В акте на глушение скважины должно быть указано:

дата глушения скважины;

удельный вес жидкости глушения;

объем жидкости глушения по циклам;

время начала и окончания циклов глушения;

начальное и конечное давление прокачки жидкости глушения.

— «Акт на глушение скважины» подписывается (с указанием удельного веса и объема жидкости глушения), лицом производившим глушение скважины, мастером бригады КРС и машинистом агрегата.

ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ. (ПВО).

НАЗНАЧЕНИЕ: Для герметизации устья н/г скважин, при их строительстве, освоении и ремонте с целью предупреждения выбросов и фонтанов.

ПВО состоит из следующих основных узлов:

ПРЕВЕНТОР плашечный малогабаритный с ручным управлением ППМ-125*250 атм.

Предназначен для предотвращения и ликвидации ГНВП путем герметизации устья скважины при освоении, испытании, проведении аварийных и ремонтных работ.

Техническая характеристика.

• 1. Диаметр уплотняемых труб 33,42,48,60,73,89 мм
• 2. Рабочее давление 250 атм
• 3. Пробное давление 500 атм
• 4. Диаметр проходного отверстия 125 мм
• 5. Диаметр уплотняемого геофизического

кабеля и каната 6,3−16 мм.

• 6. Масса 280 кг
• 7. Управление превентором ручное

ПРЕВЕНТОР малогабаритный трубный

ПМТ-156*210 атм.

Предназначен для герметизации устья скважин с целью предупреждения выброса или открытого фонтанирования, как при наличии трубы в скважине, так и без неё.

Техническая характеристика.

• 1. Диаметр прохода 156 мм
• 2. Рабочее давление 210 атм
• 3. Пробное давление 420 атм
• 4. Наружный диаметр герметизируемых труб 60,73,89 мм
• 5. Привод плашек превентора ручной
• 6. Количество оборотов каждого штурвала

для закрытия 14−15 об.

7. Рабочая среда нефть; газ; газоконденсат;

вода; растворы.

8. Масса 300 кг Состоит из корпуса, корпуса плашек плунжерного типа, плашек, штока, гайки штока, центраторов под типо-размеры труб (3 шт.) и штурвала управления.

На скважине превентор устанавливается центраторами вверх.

Нельзя расхаживать трубы при закрытом превенторе во избежание повреждения резиновых уплотнителей.

Нельзя производить посадку на корпусе плашек труб массой более 500 кг.

Проверка работоспособности ПРЕВЕНТОРОВ.

Периодически производят проверку ПВО путём окрытия-закрытия и записью в «Журнале технического состояния ПВО»:

• 1. При нормальной работе 1 раз в неделю
• 2. В режиме оперативной готовности перед каждым СПО

МАНИФОЛЬДЫ ПВО.

Предназначены для обвязки стволовой части ПВО с целью управления скважиной при ГНВП. Поставляются составными частями:

• · блок дросселирования
• · блок глушения
• · пакет напорных труб
• · пульт управления дросселем
• · комплекты монтажных запчастей
• · сопроводительная документация

Серийно выпускаются следующие типы манифольдов:

МПБ2−80*70, МПБК3−80*70, МПБ2−80*35К2, МПБ3−80*35, МПБ3−80*35К2, где :

М — манифольд.

П — противовыбросовый Б — блочный К — комбинированный.

• 2,3 — номера схем обвязки по ГОСТу. 13 862−90
• 80 - условный проход напорных труб, мм
• 35,70 — рабочее давление, МПА

К1, К2, К3 — исполнение по коррозийной стойкости Обеспечивает выполнение следующих операций:

• 1. Разрядку скважины через любую линию манифольда.
• 2. Замену газированного раствора утяжеленным.
• 3. Выпуск раствора с регулируемым противодавлением на пласт через за трубное пространство при помощи дросселя.
• 4. Закачку раствора буровыми насосами или агрегатом СА-320.

Манифольд состоит из следующих основных узлов :

• · Блока глушения
• · блока дросселирования
• · сипаратора — для естественного выделения газа из раствора при ГНВП

Требования к монтажу и эксплуатации МПБ

• 1. Длина выкид. линий должна быть:
  • — для нефтяных скважин 3 категориине менее 30 м.
  • — для нефтяных скважин 1,2 категории, а также для разведочных и газовыхне менее 100 м.
• 2. Линии должны иметь уклон 1,5 градуса от устья в сторону приемных ёмкостей.
• 3. Расстояние от концов выкид. линий манифольда до всех коммуникации и сооружении, не относящихся к обьектам буровой установки, должно быть не менее 100 м. для всех категорий скважин.
• 4. Консоль от последней опоры не более 1 м.
• 5. Расстояние от устья до блоков глушения и дросселирования 15−20 м., а между стойками опор 6−8м. Последняя опора бетонируется в грунте объемом 0,6*0,6*1м. и глубиной не менее 0,6 м.
• 6. Выкид. линии не должны пересекать подъездные пути .
• 7. Манометры должны иметь верхний предел диапазона измерении на 30% превышающие давление опрессовки тех. колонны
• 8. На задвижки перед дросселем устанавливается табличка с указанием давления опрессовки тех. колонны и давление гидроразрыва пласта.
• 9. После монтажа манифольд до концевых задвижек вместе с ПВО опрессуется водой на давление опрессовки тех. колонны .
• 10. Выкид. линии после концевых задвижек опрессует водой:
  • -50 атм при рабочем давлении ПВО до 210 атм
  • -100 атм при рабочем давлении ПВО более 210 атм
• 11. Манифольд продувает сжатым воздухом после каждого открытия коренной задвижки, но не реже 1 раза в неделю

ПРЯМОТОЧНЫЕ ЗАДВИЖКИ ЗМ-80×350 с ручным управлением и ЗМГ-80×350 с дистанционным гидроприводом.

Задвижки предназначены для перекрытия линий манифольда ПВО при работе в образивных средах. Задвижка прямоточная — контакт между шибером и седлами — металл по металлу.

Техническая характеристика.

• 1. Условный проход 80 мм
• 2. Рабочее давление 330 атм
• 3. Пробное давление 700 атм
• 4. Управление задвижкой ручное
• 5. Рабочая среда нефть; газ; газоконденсат;

растворы.

8. Масса 129 кг ДРОССЕЛЬ регулируемый ДР-80×350.

Предназначен для установки в манифольд ПВО с целью осуществления плавного бесступенчатого регулирования противодавление на пласт через кольцевое пространство при ГНВП.

Техническая характеристика.

• 1. Условный проход 80 мм
• 2. Рабочее давление 350 атм
• 3. Пробное давление 700 атм
• 4. Управление дросселем ручное
• 5. Рабочая среда нефть;газ; газоконденсат;

растворы.

8. Масса 110 кг КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ типа ОКК.

Оборудование колонное клиновое (с клиновой подвеской обсадных труб) предназначено для:

• · подвешивания и центровки обсадных колонн;
• · герметизации и разобщения межколонных пространств с возможностью контроля давления в межтрубном пространстве;
• · установки ПВО (в процессе бурения) и фонтанной арматуры (в процессе эксплуатации);
• · проведения технологических и ремонтных работ при эксплуатации скважин.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа «ОКК» рассчитано на рабочее давление 210, 350 и 700 атм и предназначено для подвески двух и более обсадных колонн (4−5).

Шифр «ОКК-3"-350×146×245×324×426хК2:

• · ОКК — оборудование колонное клиновое
• · 3 — количество подвешенных колонн
• · 350 — рабочее давление, атм
• · 146,245,324 — наружные диаметры подвешенных колонн, мм
• · 426 — наружный диаметр кондуктора, мм
• · К2 — коррозийная стойкость 2-ой степени.

ШАРОВЫЕ КРАНЫ.

КШВ, КШН, КШЦ, КШНВ назначение, устройство, принцип работы, эксплуатация.

Предназначены для перекрытия проходного канала бурильной колонны с целью предупреждения возникновения выброса жидкости или газа при бурении скважины (т.е. при ГНВП):

• · КШВ — кран шаровой верхний, с левой резьбой на рабочее давление 350 атм и устанавливается под вертлюгом.
• · КШН — кран шаровой нижний, с правой резьбой на рабочее давление 300 атм и устанавливается под квадратом.

Шифр крана КШН 178−76*350, где:

• · 178 — наружный диаметр корпуса, мм
• · 76 — внутренний диаметр проходного отверстия шаровой пробки, мм
• · 350 — рабочее давление, атм

ОБРАТНЫЕ КЛАПАНА.

Обратный клапан предназначен для предупреждения выброса жидкости или газа из скважины в процессе спуска и подъема бурильных труб и НКТ, при прекращении промывки скважины в процессе бурения и ремонта скважин. Выпускаются следующие типы обратных клапанов :

• — КОБТ — клапан обратный буровой тарелчатый на рабочее давление 350 атм
• — КОБМ — клапан обратный буровой манжетный на рабочее давление 350 атм

Недостатки:

• 1. Одностороннего действия
• 2. Недолговечность тарелки и седла
• 3. Невозможно пропускать геофиз. приборы
• 4. При переливах невозможно навернуть

Типовые схемы ПВО по ГОСТ. 13 862−90.

Согласно ГОСТ-13 862−90 устанавливаются 10 типовых схем ОП: (См. приложения).

• · 1−2 с ручным приводом
• · 3−10 с гидравлическим приводом

В ОП для ремонта скважин — привод механический или гидравлический, для бурения — привод гидравлический.

Типовые схемы устанавливают минимальное количество необходимых составных частей превенторного блока и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных геологических условий бурящейся или ремонтируемой скважины.

Выбор ПВО осуществляется с учетом возможностей выполнения следующих технологических операций:

• · Герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без неё.
• · Вымыва пластового флюида, поступившего в скважину, на поверхность.
• · Подвески колонны бур. труб на плашках превентора после его закрытия.
• · Срезание бур. колонны.
• · Контроля за состоянием скважины во время глушения.
• · Расхаживания бурильной колонны для предотвращения её прихвата

Все схемы ПВО в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъёмный жёлоб для облегчения работ по ликвидации О.Ф.

Условное обозначение ОП1−100/65*35*К2*А, где:

• · ОП — оборудование противовыбросовое
• · 1 — первая типовая схема
• · 100 — условный проход, мм
• · 65 — условный проход манифольда, мм
• · 35 — рабочее давление, МПА
• · К2 — коррозионно стойкое исполнение
• · А — оборудование модернизировано

Коррозионная стойкость — это сопротивление ПВО коррозии, различают 3 степени коррозионной стойкости:

К1 — среда с объемным содержанием СО2<6%.

К2 — среда с объемным содержанием Н2S+ СО2<6%.

К3 — среда с объемным содержанием Н2S+ СО2<25%.

Схема№ 1 (АНК «БН»).

Тех. Условия.

• 1. Схема№ 1 применяется для оборудования устья скважин 3 категории
• 2. Выкид. линия длинной не менее 30 м. Должна иметь уклон 1,5 градуса от устья скважины и закрепляется на опорах через 6−8 м.
• 3. После герметизации устья скважины необходимо осуществлять контроль за «Р» в затрубном пространстве.

Обозначения к схеме 1:

• 1. К насосным установкам или прямой сброс.
• 2. Выкидная линия, НКТ D~73mm.
• 3. Угловой вентиль.
• 4. Хомут крепления выкидной линии.
• 5. Устьевая арматура (ЛУШГН, АУЭЦН).
• 6. Аварийная планшайба (конус устьевой арматуры).
• 7. Кран высокого давления (КВД).
• 8. Муфта НКТ D=73mm с патрубком.
• 9. Манометр с запорным устройством и разделителем сред.
• 10. Опора.

Схема№ 3 (АНК «БН»).

Тех. Условия.

• 1. Схема№ 3 применяется для оборудования устья при ремонте скважин 1−2 категории и перфорации скважин всех категории. При перфорации скважин 3 категории допускается монтаж одной выкид. линии, при этом на выполнение аварийных работ на скважине иметь запас труб 70 м.
• 2. ППМ после монтажа опрессуют на максимальное ожидаемое давление, но не выше давления о.э.к. и рабочего давления арматуры (превентора).
• 3. Выкид. линии должны иметь уклон от устья скважины 1,5 градуса и закрепляться на опорах через 6−8 м.
• 4. При комбинированной колонне НКТ на мостках необходимо иметь спец. опресс. Трубу с переводником и шаровым краном по диаметру и по прочности, соответствующей верхней секции НКТ. Труба, переводник и шаровой кран окрашивается в красный цвет.

Задвижка № 5 в нормальном состоянии — открыта.

Задвижки № 1, 2, 3, 4 — закрыты.

Обозначения к схеме 3.

• 1. К насосным установкам или прямой сброс.
• 2. Манометр с запорным устройством и разделителем сред.
• 3. Кран высокого давления (КВД).
• 4. Задвижка.
• 5. Выкидная линия (в емкость долива, желобную систему).
• 6. Насосно-компрессорные трубы (НКТ).
• 7. Гидроротор (КМУ, АПР).
• 8. Превентор.
• 9. Крестовина арматуры или переходная катушка для АУШГН, АУЭЦН.
• 10. Муфта обсадной трубы.
• 11. Опора.
• 12. Хомут крепления выкидной линии.
• 13. БРС.

Консервация скважин в процессе эксплуатации и ПБ при их расконсервации.

Все категории скважин — параметрические, поисковые, разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, поглощающие, водозаборные, наблюдательные, скважины с открытым стволом, скважины со спущенной колонной, но не перфорированные, а также скважины, предназначенные для сброса и захоронения промышленных стоков, токсичных, ядовитых и радиоактивных отходов подлежат консервации.

До ввода скважины в консервацию необходимо:

• · поднять из скважины оборудование
• · спустить НКТ, промыть ствол скважины, очистить интервал перфорации с доведением параметров раствора до значений, установленной проектной документацией и обработанную ингибитором коррозии
• · проверить герметичность колонны и отсутствие за колонных перетоков
• · верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью — на глубину 25−30 м. заполняют 30% раствором хлористого кальция, нефтью, соляровым маслом и т. п., а в условии многолетней мерзлоты скважины заполняют незамерзающей жидкостью на всю глубину мерзлых пород;
• · схема обвязки устья скважин, установка цементных мостов выше интервала перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются проектной документацией на консервацию скважины.

Порядок работы по консервации скважины.

• 1. Опустить НКТ с «воронкой», заглушить скважину раствором с параметрами, установленными проектной документацией (планом работы) и обработанную ингибитором коррозии. В интервал перфорации закачать спец. жидкость, обеспечивающую сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Поднять НКТ выше интервала перфорации (50−100 м.), верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью; устьевое оборудование защитить от коррозии. При коэффициенте аномалии давление К4=1,1 и выше в компоновку НКТ включить пакер и клапан-отсекатель.
• 2. С устьевой арматуры снять штурвалы, манометры и установить на арматуре заглушки.
• 3. Оградить устье скважины (кроме скважин на кустовых площадках) 2*2 м. и на ограждении установить металлическую табличку с указанием номера скважины, месторождения, владельца, срока консервации; провести планировку при скважинной площадки.
• 4. Необходимость установки цементного моста над интервалом перфорации, устанавливается планом работы на консервацию скважины в зависимости от геологических факторов и длительности консервации.

П/Б при расконсервации скважин Все работы при расконсервации скважин должны проводиться в соответствии со следующими требованиями:

• 1. Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
• 2. Правилами ремонтных работ в скважинах.
• 3. Настоящей инструкцией, разработанной управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности, утвержденной Ростехнадзора Росси и введенной в действие с 1-го июня 2000 г.
• 4. Планом работы, разработанной владельцем по расконсервации скважины на основании вышеуказанных документов и согласованной с территориальными органами Ростехнадзора.
• 5. Расконсервацию скважины производят в следующем порядке:
  • · устанавливают штурвалы на задвижки устьевой арматуры;
  • · разгерметизируют патрубки и устанавливают манометры;
  • · снимают заглушки с фланцев задвижек;
  • · подвергают устьевую арматуру гидроиспытанию при давлении, соответствующую условиям эксплуатации;
  • · промывают скважину, при необходимости производят допуск колонны НКТ до заданной глубины и после комплектации устья соответствующим оборудованием производят её освоение и ввод в эксплуатацию
  • · при наличии в скважине цементного моста, его разбуривают, скважину промывают до искусственного забоя, спускают требуемое подземное оборудование или НКТ и после оборудования устья, скважину осваивают.

Дополнительные требования к консервации скважин с содержанием сероводорода Н2S:

• 1. Скважина заполняется раствором, обработанным нейтрализатором.
• 2. Над интервалом перфорации должен быть установлен цементный мост высотой не менее 150 м. инструмент должен быть приподнят над цементным мостом не менее чем на 50 м или извлечен из скважины
• 3. На металлической табличке дополнительно наносится надпись — «Опасно сероводород».

Дополнения:

• · Консервация скважины считается завершенной после подписания акта о консервации владельцем и территориальным органом Ростехнадзора.
• · Продление срока консервации скважины осуществляется владельцем и согласованным территориальным органом Ростехнадзора.
• · Досрочная расконсервация скважины осуществляется владельцем и согласовывается с территориальным органом Ростехнадзора.

Требования, предъявляемые к монтажу стволовой части ПВО.

• 1. Все стволовые проходы ПВО должны иметь соостность между собой, обсадной колонной, а также иметь одинаковый диаметр, в т. ч. рабочие давления (Рраб. Всех узлов должны быть одинаковы).
• 2. Если внутренний диаметр крестовины ПВ больше, чем у обсадной колонны, то устанавливается предохранительное кольцо со скосом под углом 60 градусов.
• 3. Монтаж ПВО производит спец. обученный персонал под руководством механика ПВО.
• 4. Превенторы должны устанавливаться талевой системой.
• 5. ПВО должны иметь паспорт с завода-изготовителя, в паспорт должны записываться отметки о произведенном ремонте, замене отдельных деталей и узлов, резиновых уплотнителей к клапанам ПВО, а также испытании на герметичность и движении ПВО.
• 6. На корпусе каждого превентора крестовина над превенторной катушки должны быть четко нанесены инвентарные номера.
• 7. Допускается применение отдельных деталей и узлов, изготовленных на базах производственного обслуживания предприятий в соответствии с утвержденными техническими условиями, при этом изготовленные узлы и детали должны иметь паспорта и проведены все необходимые гидравлические испытания.
• 8. Ось отводов крестовины должна находиться на высоте не менее 0,8 м от земли.
• 9. Гладкая часть патрубка колонного фланца, на которой установлена ПВО, должна быть не менее 0,3 м
• 10. Привод ручного управления превентором устанавливается не ближе 10мот устья, за щитом с навесом, который должен быть изготовлен из листовой стали 5 мм или из досок, толщиной 40 мм. Щит должен иметь следующие размеры: ширина-2,5 м, высота-2м, козырек-0,5 м. На щитке перед каждым штурвалом водостойкой краской должны быть нанесены:
  • · Номер превентора
  • · Направление вращения штурвала на закрытие стрелкой
  • · Число оборотов штурвала до полного закрытия
  • · Давление опрессовки технической колонны
  • · Диаметр установленных плашек
  • · Метка совмещения (фиксация) на рукоятке штурвала и щите.
• 11. Угол отклонения карданного вала и осью гидроцилиндра. ППГ допускается не более 8 градусов
• 12. Под буровой должен быть твердый настил для доступа к ПВО.
• 13. Перед рукоятками на основном пульте управления должны быть четкие надписипревентор «нижний», превентор «средний», превентор «универсальный» и т. д.; рукоятка управления должна быть в крайнем положении — «открыто», «закрыто». Линии рукоятки должны быть зафиксированы или снять.
• 14. Заканчивается монтаж ПВО опрессовкой с составлением акта№ 2 и ведомости в двух экземплярах: в ведомость заносят все узлы ПВО и фактическая схема обвязки, один экземпляр, который со всеми предположениями должен быть на буровой, второй в отделе гл. механика.
• 15. Демонтаж ПВО разрешается производить только после цементирования обсадной колонны, окончания срока ОЗЦ (ожидание затвердения цемента) и заключении геофизической службы о перекрытии цементом продуктивных горизонтов.

Требование к монтажу и эксплуатации ПВО согласно ПБ НГП.

• 1. ПВО выбирается в зависимости и с учетом выполнения следующих технологических операций:
  • · Герметизации устья при наличии труб и без них;
  • · Подвеска труб на плашки превентора после его закрытия;
  • · Срезание колонной труб;
  • · Контроля за состоянием скважины во время глушения;
  • · Расхаживания труб для предотвращения их прихвата;
  • · СПО части или всей длины бурильной колонны при загерметизированном устье скважины.
• 2. Все стволовые проходы ПВО должны иметь соосность между собой и обсадной колонны, иметь одинаковый диаметр и одинаковое рабочее давление.
• 3. Если внутренний диаметр крестовины ПВО больше, чем у обсадной колонны, то устанавливается предохранительное кольцо со скосом под углом 60 градусов.
• 4. ПВО при ремонте скважин устанавливается на эксплуатационную колонну и монтаж его выполняется согласно типовой схеме (1,3), утвержденной АНК «Башнефть» и согласованной с Башкирским Управлением Ростехнадзора и противофонтанной службой.
• 5. После монтажа ПВО на скважине, составляется фактическая схема обвязки устья с указанием размеров по стволовой части.
• 6. Составляется ведомость на комплект ПВО.

После монтажа ПВО вместе с манифольдом до концевых задвижек опрессуют водой на давление опрессовки обсадной колонны.

• 7. Выкид. линии после концевых задвижек опрессует водой:
  • -50 атм при рабочем давлении ПВО до 210 атм
  • -100 атм при рабочем давлении ПВО более 210 атм
• 8. Штурвалы ручного управления превенторами устанавливаются в легко доступном месте за отбойным щитом с навесом (ширина 2,5 м., высота 2 м, навес 0,5 м) не ближе 10 м от устья. Щит изготавливают из листовой стали толщиной 5 мм. На щите наносятся надписи:
  • · Направление вращения штурвала «закрытие-открытие» — стрелками;
  • · Количество оборотов штурвала на закрытие;
  • · Метка совмещения на рукоятке штурвала и на щите при полном закрытии превентора.
• 9. Выкид линии для скважин 1,2 категории не менее 100 м, для 3 категории не менее 30 м.
• 10. Мастером бригады ежеквартально со всеми рабочими бригады проводится инструктаж по правилам управления и эксплуатации ПВО.
• 11. Для предотвращения износа стволовой части обеспечить контроль за центровкой мачты относительно оси устья скважины.

Периодичность ревизии и ремонта ПВО.

Очередные ревизии и ремонты ПВО производятся по графику ППР.

1 раз в 6 месяцев. Аварийная планшайба 1 раз в год.

Внеочередные ревизии и ремонты ПВО производятся после ГНВП, фонтана, сменой деталей и узлов ПВО и манифольда.

Виды опрессовок ПВО.

• 1. На заводе ПВО испытывают на прочность пробным давлением согласно таблице.
• 2. В мех. Мастерской ПВО опрессуют водой на рабочее давление. Время опрессовки 15 минут и оформляют акт№ 1
• 3. В случаях, когда корпус ПВО подвергался ремонту с применением сварки и токарных работ опрессуют на пробное давление.
• 4. После монтажа на устье ПВО опрессуют на давление опрессовки обсадной колонны, но не выше рабочего давления ПВО, составляется акт№ 2.

Арматура АУШГН — 146×14, АУШГН — 168×14.

Арматура устьевая для штанговых глубинных насосов предназначена для:

• 1. Обвязки и герметизации устья нефтяных скважин.
• 2. Удержание на весу колонны НКТ.
• 3. Направление нефти в выкидную линию.
• 4. Выполнение различных технологических операций.
• 5. Проведение глубинных исследований.

Техническая характеристика.

1. Условный проход запорных устройств и элементов обвязки арматуры 50 мм.

• 2. Рабочее давление 140 атм
• 3. Пробное давление 210 атм.
• 4. Температурный режим эксплуатации -45,+40.
• 5. Масса 116,126 кг

Арматура АУЭЦН-146×14, АУЭЦН 168×14.

Арматура устьевая для электроцентробежных насосов предназначена для:

• 1. Обвязки и герметизации устья нефтяных скважин.
• 2. Удержание на весу колонны НКТ.
• 3. Направление нефти в выкидную линию.
• 4. Выполнение различных технологических операций.
• 5. Проведение глубинных исследований.

Техническая характеристика.

1. Условный проход запорных устройств и элементов обвязки арматуры 50 мм.

2. Рабочее давление арматуры в сборе с верхней задвижкой и кабельным вводом 40 атм.

3. Рабочее давление арматуры без верхней задвижки и кабельного ввода 140 атм.

• 4. Пробное давление 210 атм.
• 5. Температурный режим эксплуатации -45,+40.
• 6. Масса 138,147 кг

Состоит из следующих деталей и узлов:

• · Устьевого патрубка с фланцем
• · Вкладыша устьевой арматуры
• · Гайки прижимной
• · Верхней задвижки
• · Пробоотборника
• · Угловых вентилей (3шт.)
• · Выкидной линии из НКТ диаметром 60 мм

Аварийная планшайба.

Предназначены для герметизации устья скважины с целью предупреждения ГНВП при освоении и ремонте скважин Техническая характеристика.

• 1. Условный проход 50 мм
• 2. Рабочее давление 140атм
• 3. Пробное давление 280атм
• 4. Масса 66кг
• 5. Нагрузка на подвесной трубе до 15 тонн

Аварийные планшайбы окрашиваются в красный цвет, наносится инвентарный номер. Ревизия, ремонт и опрессовка на рабочее давление планшайбой и крана высокого давления в мех. Мастерских производится не реже 1 раза в год. В бригаду поступает она вместе с актом на опрессовку. Планшайба хранится с открытым краном. Перед началом каждой смены проверяется комплектность и исправность.

Фонтанная арматура.

Фонтанная арматура предназначена для оборудования устья фонтанирующих газовых и нефтяных скважин с целью их герметизации, контроля и регулирования режимов эксплуатации.

Фонтанная арматура состоит из:

• · фонтанной ёлки;
• · трубной обвязки.

Типовые схемы фонтанных ёлок и трубных обвязок фонтанных арматур, согласно ГОСТа 13 846−89.

Фонтанная ёлка предназначена для направления газожидкостной струи в выкидные линии, для регулирования и контроля скважины, а также для её закрытия при необходимости.

По конструкции фонтанные ёлки подразделяются на:

• · тройниковые;
• · крестовые.

Согласно ГОСТа 13 846−89 применяются 6 типовых схем фонтанных ёлок:4-тройниковые и 2-крестовые.

Трубная подвязка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространства между НКТ и эксплуатационной колонной, а также для контроля межтрубного пространства и при необходимости воздействия на него.

Трубная подвязка состоит из одной или двух трубных головок, задвижек манометров и труб.

Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке.

Согласно ГОСТа 13 846−89 применяются 2 типовые схемы трубных обвязок:1-ая — для однорядного лифта, а 2-ая — для двухрядного.

Фонтанные арматуры различаются между собой:

• · по рабочему давлению на: 14,21,35,70,105,140 МПа;
• · по диаметрам:
  • — ствола елки: 50,65,80,100,150 мм;
  • — боковых отводов ёлки: 50,65,80,100 мм;
  • — боковых отводов трубной головки: 50,65 мм;
• · по конструкции фонтанной ёлки на:
• — крестовые;
• — тройниковые;
• · по числу спускаемых в скважину рядов труб на:
• — однорядные;
• — двухрядные.

На фонтанную арматуру устанавливают два манометра с 3-ёх ходовыми кранами или с вентилями. Один манометр устанавливают на отводе крестовины трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины. Это давление называется затрубным.

В тройниковой арматуре рабочим выкидом всегда является верхний, для того чтобы можно было отремонтировать верхнюю струну или сменить штуцер.

Из сравнения однотипных крестовых и тройниковых арматур видно, что крестовая арматура имеет меньшие габариты по высоте и поэтому удобна для обслуживания. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону, это удобно для их обвязки. Кроме того при эксплуатации фонтанных скважин, выделяющих большое количество песка, крестовина фонтанной ёлки быстрее выходит из строя, чем тройник. Поэтому к выбору типа ФА в каждом отдельном случае подходят с учетом особенностей данного месторождения.

Условное обозначение фонтанной арматуры:

Например:

АФ6−80/65*70 ГОСТ 13 846–89.

А — арматура;

Ф — фонтанная;

• 6 — по типовой схеме № 6;
• 80 — условный проход ствола в мм;
• 65 — условный проход боковых отводов в мм;
• 70 — рабочее давление в МПа.

Схема обвязки устья скважин при КПРС, оборудованных превентором и перед перфорацией превентором ПМТ-156×21.

Технические Условия.

При производстве ремонтных работ на скважинах с возможным ГНВП, устья оборудуются согласно схеме № 3, составленной организацией и согласованной с управлением Ростехнадзора и противофонтанной службой:

• 1. В качестве запорного устройства применяется малогабаритный превентор с ручным управлением.
• 2. Схема № 3 применяется для оборудования устья при ремонте скважин 1,2 категории и перфорации скважин всех категорий.
• 3. При перфорации скважин 3 категории допускается монтаж одной выкид. линии, но при этом на случай выполнения аварийных работ на скважине необходимо иметь запас труб.
• 4. Превентор после монтажа на устье должен быть опрессован на максимально ожидаемое давление, но не выше «Р о.э.к.» и рабочего давления превентора.
• 5. Выкид. линии должны закрепляться на опорах через 6−8 м и иметь уклон 1,5 градуса от устья скважины.
• 6. При работе с комбинированной колонной труб на мостках необходимо иметь спец. опрессованную трубу с переводником и шаровым краном. Труба, переводник и шаровой кран окрашиваются в красный цвет.
• 7. Мастер (бурильщик, старший оператор) ежедневно проверяют комплектность ПВО и делают отметки о его состоянии в журнале «Проверки тех. состояния оборудования».
• 8. При ограниченной площади допускается длина линии 30 м — при этом на случай выполнения аварийных работ на скважине иметь запас труб длиной 70 м для наращивания до100 м.
• 9. Для газовых скважин длина выкид. линий должна быть не менее 100 м.

Технические условия (ТУ) на узлы и детали ПВО.

При монтаже и эксплуатации ПВО иногда возникает необходимость применение узлов и деталей изготовленных в мех. мастерских предприятия: шпильки, гайки, уплотнительные кольца, переходные катушки, фланцы, кованые угольники, обратные клапана и т. д. На эти детали службой ОГМ разрабатываются ТУ, после согласования с Ростехнадзором и противофонтанной службой, утверждаются главным инженером предприятия.

ТУ включает:

• 1. Описание изготовления, монтажа и эксплуатации деталей и узлы ПВО.
• 2. Рабочие чертежи и материал изготовления.
• 3. Требуемые расчеты на допустимые нагрузки.
• 4. На изготовленные узлы должны быть паспорта.

После изготовления все узлы и детали проходят гидроиспытания либо отдельно, либо в сборе ПВО. На изготовленные узлы и детали наносятся инвентарные номера.

Технические требования к конструкции ОП и его составных частей.

• 1. ОП является герметизирующим устройством, которое устанавливают на устье скважины для предотвращения выбросов и воздействия на скважину при проявлениях.
• 2. Все детали и узлы, входящие в комплект ПВО должны иметь соосность между собой и обсадной колонной, иметь одинаковый диаметр и одинаковое рабочее давление.
• 3. В состав устьевого оборудования в процессе бурения и ремонта скважин входят:
  • · Оборудование для обвязки обсадных колонн (ОКК),
  • · ПВО, которое состоит из следующих основных узлов: крестовины, превенторов, надпревенторной катушки, разъемного жёлоба, манифольда, гидроуправления превенторами и коренными задвижками.
• 4. Рабочее давление всех составных частей ПВО должно быть рассчитаны на максимально ожидаемое давление, но не менее

«Ро.э.к.».

5. Крестовина устанавливается на колонный фланец или на колонную головку, на которую устанавливается превенторная установка, а к боковым отводам — линии манифольда.

6. Превенторы с ги…

• · Манометрах или их отсутствия
• · Неисправных клапанах в запорных устройствах

Оборудования устья нагнетательных скважин должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимально ожидаемое давление нагнетания.

Нагнетательная скважина должна оборудоваться НКТ и при необходимости пакерующим устройством, обеспечивающим защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее нагнетаемого агента.

Монтаж и эксплуатация устьевого оборудования на скважинах с АУШГН.

Наиболее распространён в мировой практике штанговый насосный способ добычи нефти, который охватывает более 2/3 общего действующего фонда.

• 1. СШНГУ (скважинная штанговая глубинная насосная установка) состоит из «СК», устьевой арматуры, колонны НКТ, подвешенных на устьевом вкладыше, насосных штанг, штангового насоса — вставного или невставного (трубного). Возвратнопоступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем продукции из скважины на поверхность. При наличии парафина на штангах устанавливают «скребки», очищающие внутренние стенки НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые или песочные якоря. Отбор продукции составляет от нескольких сот кг до 350−400 т/сут. с глубин 3500 м и более.
• 2. Устьевой патрубок с фланцем и вместе с устьевым вкладышем предназначен для:
  • · Обвязки и герметизации устья скважины
  • · Удержания на весу колонны НКТ
  • · Направления нефти в выкид. линию
  • · Выполнения различных технологических операций
  • · Регулирования отбора проведения глубинных исследований

До установки на устье арматура в сборе в условиях мех. мастерских опрессовывается водой на рабочее давление 140 атм с выдержкой 5 мин. Пробное давление равное 1,5*Рраб. Монтаж устьевого патрубка с фланцем производится на эксплуатационную колонну, резьбовая часть должна быть смазана смазкой для ФА марки ЛЗ-162 от -40 до +120 градусов.

• 3. Полированный шток предназначен для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской. «ПШ» изготавливают круглой холодно-тянутой калиброванной, углеродистой стали марки «40». Выпускаются 3-х типоразмеров:
  • · Д31мм, L=2600 мм, Р=6,5 т, масса 15 кг.
  • · Д31мм, L=4600 мм, Р=6,5 т, масса 27 кг.
  • · Д36мм, L=5600 мм, Р=10 т, масса 46 кг.
• 4. Сальник устьевой самоустанавливающийся предназначен для герметизации «ПШ». Характерной особенностью «СУС» является шарнирне соединение между головкой сальника и его тройникомдля поворота головки в пределах конусного угла «3 градуса» и самоустанавливание по «ПШ" — этим обеспечиваются уменьшение одностороннего износа набивки при несоосности «ПШ» с осью ствола скважины. Сальник устьевой изготавливается 2 типоразмеров: СУС1А-73*31 и СУС2А-73*31

СУС1А — с одинарным уплотнением, предназначенный для скважин с низким статистическим уровнем и без газопроявлений. Выдерживает Р=70 атм при неподвижном «ПШ».

СУС2А — с двойным уплотнением, предназначенный для скважин с высоким статистическим уровнем и с газопроявлениями. Выдерживает наибольшее Р=140 атм при неподвижном «ПШ» и затянутой сальниковой набивкой.

• 5. После монтажа на устье арматуры должна быть опрессована (без «СУС») на максимально ожидаемое давление, но не выше «Ро.э.к.» или «Рраб.» АУШГН.
• 6. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки «СУС» при наличии давления в скважине. Замер давления на устье и температуру продукции
• 7. «СК» предназначен для преобразования вращательного движения в возвратнопоступательное движение плунжера глубинного насоса.

Все движущиеся части СК должны быть ограждены, кондуктор должен быть связан с рамой СК двумя заживляющими проводниками, доступных для осмотра. Стальной канат запрещается применять.

Монтаж и эксплуатация устьевого оборудования на скважинах ЭЦН.

• 1. Для отбора скважин жидкости в больших количествах используются установки ЭЦН, главная отличительная особенность их — отсутствие мех. связи между приводом и насосом.
• 2. Конструктивно арматурой ШГН и ЭЦН идентичны и отличаются только наличием СУС у ШГН и кабельного ввода у ЭЦН.
• 3. Скважина оборудуется устьевой арматурой, обеспечивающей герметизацию труб и затрубного пространства, возможность их сообщения, проведения глубинных исследований, различных технологических операций. Обвязка выкид. линии труб. и затруб. пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу жидкости или газа в затрубное пространство, включая глушение скважины. Межремонтный период их достаточно высок — до 600 суток.
• 4. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.
• 5. По окончании монтажа арматуры ЭЦН без кабельного ввода и верхней задвижки должна быть опрессована водой на максимально ожидаемое давление, но не выше Ро.э.к. или рабочего давления самой арматуры.
• 6. Монтаж — демонтаж наземного электрооборудования, осмотр, ремонт и наладка их должен проводить электротехнический персонал. Кабельный ролик должен подвешивать на мачте при помощи цепи или на спец. канатной подвеске и страховаться тросом диаметром 8−10 мм. Кабель, пропущенный через ролик 810 мм при СПО не должен касаться элементов конструкции агрегатаподъемника и земли.
• 7. При свинчивании и развенчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны, что бы он не был помехой работающему персоналу.
• 8. Скорость СПО ЭЦН в скважину не должна превышать 0,25 м/с. В наклонно-направленных скважинах скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с.
• 9. Ствол скважины, в которую ЭЦН спускается впервые, а также при смене типа — размера насоса, должен быть проверен шаблоном (диаметр шаблона больше на 2,5−3 мм и L=10 м).
• 10. После сборки кабельного ввода — он вместе с верхней задвижкой и арматурой в сборе должен быть опрессован на 40 атм.

Требования ПБ НГП.

• 1. Все работы по монтажу-демонтажу и эксплуатации ЭЦН необходимо выполнять в соответствии с ПБ НГП, правилами устройств электроустановок.
• 2. Проверку надежности крепления оборудования, контактов наземного электрооборудования и др. работы осуществлять только при выключенной установке.
• 3. Корпус трансформатора и станции управления, броня кабеля должны быть заземлены.
• 4. Обсадная колонна должна быть соединена с заземляющим контуром или нулевым проводом сети 380 В.
• 5. Кабель от ЦУ до устья скважины прокладывается на спец. опорах на расстоянии 0,5 м от земли.
• 6. Запрещается прикасаться к кабелю при работающей установке и при пробных спусках.