Курс лекций по программе «контроль скважины 2

Курс лекций по программке «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях»

^ Дополнительные требования к консервации скважин с содержанием сероводорода Н2S: Скважина заполняется веществом, обработанным нейтрализатором. Над интервалом перфорации должен быть установлен цементный мост высотой более 100 50 м. инструмент должен быть приподнят над цементным мостом более чем на 50 м либо извлечен из скважины На железной табличке дополнительно наносится надпись – «Опасно сероводород». Дополнения: Консервация скважины считается завершенной после подписания акта о консервации обладателем и территориальным органом Ростехнадзора. Продление срока консервации скважины осуществляется обладателем и согласованным территориальным органом Ростехнадзора. Преждевременная расконсервация скважины осуществляется обладателем и согласовывается с территориальным органом Ростехнадзора.

^ Требования, предъявляемые к монтажу стволовой части ПВО. Все стволовые проходы ПВО обязаны иметь соостность меж собой, обсадной колонной, также иметь однообразный поперечник, в т.ч. рабочие давления (Рраб. Всех узлов должны быть схожи). Если внутренний поперечник крестовины ПВ больше, чем у обсадной колонны, то устанавливается предохранительное кольцо со скосом под углом шестьдесят градусов. Установка ПВО производит спец. обученный персонал под управлением механика ПВО. Превенторы должны устанавливаться талевой системой. ПВО обязаны иметь паспорт с завода-изготовителя, в паспорт должны записываться отметки о произведенном ремонте, подмене отдельных деталей и узлов, резиновых уплотнителей к клапанам ПВО, также испытании на плотность и движении ПВО. На корпусе каждого превентора крестовина над превенторной катушки должны быть верно нанесены инвентарные номера. Допускается применение отдельных деталей и узлов, сделанных на базах производственного обслуживания компаний в согласовании с утвержденными техническими критериями, при всем этом сделанные узлы и детали обязаны иметь паспорта и проведены все нужные гидравлические тесты. Требования ПБ НГП при монтаже и эксплуатации Н.А. На скважине во время монтажа и эксплуатации Н.А. должны быть СИЗ, пожаротушения, средства связи, средства 1-й мед. помощи. В арматуре должны быть запорные устройства, дозволяющие подменять манометры. Все детали и узлы, входящие в набор ПВО обязаны иметь соосность меж собой и обсадной колонной, иметь однообразный поперечник и однообразное рабочее давление. В состав устьевого оборудования в процессе бурения и ремонта скважин входят: Оборудование для обвязки обсадных колонн (ОКК), ПВО, которое состоит из последующих главных узлов: крестовины, превенторов, надпревенторной катушки, разъемного жёлоба, манифольда, гидроуправления превенторами и коренными задвижками. 4.Рабочее давление всех составных частей ПВО должно быть рассчитаны на очень ожидаемое давление, но более.5.Крестовина устанавливается на колонный фланец либо на колонную головку, на которую устанавливается превенторная установка, а к боковым отводам – полосы манифольда.6. Полосы ручки должны быть зафиксированы либо снять. Завершается установка ПВО опрессовкой с составлением акта№2 и ведомости в 2-ух экземплярах: в ведомость вносят все узлы ПВО и фактическая схема обвязки, один экземпляр, который со всеми догадками должен быть на буровой, 2-ой в отделе гл. механика. Демонтаж ПВО разрешается создавать 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 ПВО выбирается в зависимости и с учетом выполнения последующих технологических операций: Герметизации устья при наличии труб и без их; 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 либо всей длины бурильной колонны при загерметизированном устье скважины. Все стволовые проходы ПВО обязаны иметь соосность меж собой и обсадной колонны, иметь однообразный поперечник и однообразное рабочее давление. Если внутренний поперечник крестовины ПВО больше, чем у обсадной колонны, то устанавливается предохранительное кольцо со скосом под углом шестьдесят градусов. ПВО при ремонте скважин устанавливается на эксплуатационную колонну и установка его производится согласно типовой схеме (1,3), утвержденной АНК «Башнефть» и согласованной с Башкирским Управлением Ростехнадзора и противофонтанной службой. После монтажа ПВО на скважине, составляется фактическая схема обвязки устья с указанием размеров по стволовой части. Составляется ведомость на набор ПВО. После монтажа ПВО совместно с манифольдом до концевых задвижек опрессуют водой на давление опрессовки обсадной колонны. Выкид. полосы после концевых задвижек опрессует водой: -50 атм при рабочем давлении ПВО до двести 10 атм.

-100 атм при рабочем давлении ПВО более двести 10 атм Штурвалы ручного управления превенторами инсталлируются в просто доступном месте за отбойным щитом с навесом (ширина 2,5 м., высота 2м, навес 0,5 м) не поближе 10м от устья. Мастерских делается не пореже один раза в год. В бригаду поступает она совместно с актом на опрессовку. Планшайба хранится с открытым краном. До каждой смены проверяется комплектность и исправность. ^ Фонтанная арматура. Мастером бригады ежеквартально со всеми рабочими бригады проводится инструктаж по правилам управления и эксплуатации ПВО. Для предотвращения износа стволовой части обеспечить контроль за центровкой мачты относительно оси устья скважины.

^ Периодичность ревизии и ремонта ПВО. Очередные ревизии и ремонты ПВО выполняются по графику ППР.

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

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

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

АУШГН – 146х14, АУШГН – 168х14 Арматура устьевая для штанговых глубинных насосов создана для: Обвязки и герметизации устья нефтяных скважин. Удержание на весу колонны НКТ. Направление нефти в выкидную линию. Выполнение разных технологических операций. Проведение глубинных исследовательских работ. Техно черта. Условный проход запорных устройств и частей обвязки арматуры 50 мм Рабочее давление 100 40 атм Пробное давление двести 10 атм. Температурный режим эксплуатации -45,+40. Масса 116,126 кг.

АУЭЦН-146х14, АУЭЦН 168х14. Арматура устьевая для электроцентробежных насосов создана для: Обвязки и герметизации устья нефтяных скважин. Удержание на весу колонны НКТ. Направление нефти в выкидную линию. Выполнение разных технологических операций. Проведение глубинных исследовательских работ.

Техно черта. Условный проход запорных устройств и частей обвязки арматуры 50 мм Рабочее давление арматуры в сборе с верхней задвижкой и кабельным вводом 40 атм Рабочее давление арматуры без верхней задвижки и кабельного ввода 100 40 атм Пробное давление двести 10 атм. Температурный режим эксплуатации -45,+40. Масса 138,147 кг.

Состоит из последующих деталей и узлов: Устьевого патрубка с фланцем Вкладыша устьевой арматуры Гайки прижимающей Верхней задвижки Пробоотборника Угловых вентилей (3шт.) Выкидной полосы из НКТ поперечником 60мм.

Аварийная планшайба. Созданы для герметизации устья скважины с целью предупреждения ГНВП при освоении и ремонте скважин.

Техно черта. Условный проход 50мм Рабочее давление 140атм Пробное давление 280атм Масса 66кг Нагрузка на навесной трубе до пятнадцать тонн.

Аварийные планшайбы окрашиваются в красноватый цвет, наносится инвентарный номер. Ревизия, ремонт и опрессовка на рабочее давление планшайбой и крана высочайшего давления в мех. Щит изготавливают из листовой стали шириной 5мм. На щите наносятся надписи: Направление вращения руля «закрытие-открытие» - стрелками; Количество оборотов руля на закрытие; Метка совмещения на ручке руля и на щите при полном закрытии превентора.. Выкид полосы для скважин 1,2 категории более 100м, для три категории более 30м. Фонтанная арматура создана 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 13846-89. Фонтанная ёлка создана для направления газожидкостной струи в выкидные полосы, для регулирования и контроля скважины, также для её закрытия по мере надобности.

По конструкции фонтанные ёлки разделяются на: тройниковые; крестовые.

Согласно ГОСТа 13846-89 используются 6 типовых схем фонтанных ёлок:

4-тройниковые и 2-крестовые. ^ Трубная подвязка создана для подвески НКТ и герметизации места меж НКТ и эксплуатационной колонной, также для контроля межтрубного места и по мере надобности воздействия на него.

Трубная подвязка состоит из одной либо 2-ух трубных головок, задвижек манометров и труб.

Трубная головка устанавливается конкретно на колонной головке.

Согласно ГОСТа 13846-89 используются два типовые схемы трубных обвязок:

1-ая – для однорядного лифта, а 2-ая – для двухрядного. Фонтанные арматуры различаются меж собой: по рабочему давлению на: 14,21,35,70,105,140 МПа; по поперечникам: - 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 либо с вентилями. Один манометр устанавливают на отводе крестовины трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины. Это давление именуется затрубным.

В тройниковой арматуре рабочим выкидом всегда является верхний, для того чтоб можно было отремонтировать верхнюю струну либо поменять штуцер.

Из сопоставления однотипных крестовых и тройниковых арматур видно, что крестовая арматура имеет наименьшие габариты по высоте и потому комфортна для обслуживания. В тройниковой арматуре выкидные полосы ориентированы в одну сторону, это комфортно для их обвязки. Не считая того при эксплуатации фонтанных скважин, выделяющих огромное количество песка, крестовина фонтанной ёлки резвее выходит из строя, чем тройник. Потому к выбору типа ФА в каждом отдельно взятом случае подходят с учетом особенностей данного месторождения. Условное обозначение фонтанной арматуры:

АФ6-80/65*70 ГОСТ 13846-89.

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-156х21.

При производстве ремонтных работ на скважинах с вероятным ГНВП, устья оборудуются согласно схеме №3, составленной организацией и согласованной с управлением Ростехнадзора и противофонтанной службой: В качестве запорного устройства применяется компактный превентор с ручным управлением. Схема №3 применяется для оборудования устья при ремонте скважин 1,2 категории и перфорации скважин всех категорий. При перфорации скважин три категории допускается установка одной выкид. полосы, но при всем этом на случай выполнения аварийных работ на скважине нужно иметь припас труб. Превентор после монтажа на устье должен быть опрессован на очень ожидаемое давление, но не выше «Р о.э.к.» и рабочего давления превентора. Выкид. полосы должны закрепляться на опорах через 6-8 м и иметь уклон 1,5 градуса от устья скважины. При работе с комбинированной колонной труб на мостках нужно иметь спец. опрессованную трубу с переводником и шаровым краном. Труба, переводник и шаровой кран окрашиваются в красноватый цвет. Мастер (бурильщик, старший оператор) раз в день инспектируют комплектность ПВО и делают отметки о его состоянии в журнальчике «Проверки тех. состояния оборудования». При ограниченной площади допускается длина полосы 30 м – при всем этом на случай выполнения аварийных работ на скважине иметь припас труб длиной 70 м для наращивания до100 м. Для газовых скважин длина выкид. линий должна быть более 100 м.

^ Технические условия (ТУ) на узлы и детали ПВО.

При монтаже и эксплуатации ПВО время от времени появляется необходимость применение узлов и деталей сделанных в мех. мастерских предприятия: шпильки, гайки, уплотнительные кольца, переходные катушки, фланцы, кованые угольники, оборотные клапана и т.д. На эти детали службой ОГМ разрабатываются ТУ, после согласования с Ростехнадзором и противофонтанной службой, утверждаются основным инженером предприятия.

ТУ включает: Описание производства, монтажа и эксплуатации деталей и узлы ПВО. Рабочие чертежи и материал производства. Требуемые расчеты на допустимые нагрузки. На сделанные узлы должны быть паспорта. После производства все узлы и детали проходят гидроиспытания или раздельно, или в сборе ПВО. На сделанные узлы и детали наносятся инвентарные номера. ^ Технические требования к конструкции ОП и его составных частей. ОП является герметизирующим устройством, которое устанавливают на устье скважины для предотвращения выбросов и воздействия на скважину при проявлениях. На щитке перед каждым рулем водостойкой краской должны быть нанесены: Номер превентора Направление вращения руля на закрытие стрелкой Число оборотов руля до полного закрытия Давление опрессовки технической колонны Поперечник установленных плашек Метка совмещения (фиксация) на ручке руля и щите. Угол отличия карданного вала и осью гидроцилиндра. ППГ допускается менее восемь градусов Под буровой должен быть жесткий настил для доступа к ПВО. Перед ручками на основном пульте управления должны быть точные надписи- превентор «нижний», превентор «средний», превентор «универсальный» и т.д.; ручка управления должна быть в последнем положении – «открыто», «закрыто».

Превенторы с гидроприводом обеспечивают возможность расхаживания и проворачивания труб при загерметизированном устье, подвешивание колонны труб на плашке до 100 40 тонн и удержание труб плашками от выброса под действием скважинного давления.

7. Для фиксации плашек превентора, закрытого гпдроприводом, применяется ручной привод – тем же приводом при не исправности станции управления можно закрыть превентор, переведя ручку на пульте управления в положение «закрыто».

^ Требования к монтажу и эксплуатации устьевого оборудования на скважинах ППД согласно ПБ НГП. Н.А.создана для герметизации устья нагнетательных скважин и контроля режима закачки воды. Н.А. устанавливают на колонную головку либо колонный фланец. Через Н.А. проводится спуск инструментов и устройств при исследовании скважин. Н.А. состоит из ёлки трубной обвязки, ёе конструкция обеспечивает возможность измерения «Р» и «Т» среды. Трубная обвязка состоит из крестовины, задвижек и фланцев. Ёлка состоит из стволовых и боковых задвижек, оборотного клапана, манометра. Фабрики выпускают три типа- размера Н. А.:

А.Н. – арматура нагнетательная,

После монтажа на устье арматуры должна быть опрессована (без «СУС») на очень ожидаемое давление, но не выше «Ро.э.к.» либо «Рраб.» АУШГН. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки «СУС» при наличии давления в скважине. Застыл давления на устье и температуру продукции «СК» предназначен для преобразования вращательного движения в возвратно- поступательное движение плунжера глубинного насоса. Все передвигающиеся части СК должны быть ограждены, кондуктор должен быть связан с рамой СК 2-мя заживляющими проводниками, доступных для осмотра.

После монтажа на устье Н.А. опрессуют на «Рм.о.д.», но не выше «Ро.э.к.» либо рабочего давления НА.

Перед монтажом Н.А. нужно: Кропотливо протереть уплотнительные канавки привалочных фланцев ёлки и крестовины, нанести на канавки смазку. Проверить корректность сборки всех соединений. До работы проверить: Все запорные устройства Н.А. на плавность открытия-закрытия и наличие смазки в полости корпуса методом контрольной набивки смазки. Затяжку всех фланцевых соединений. Корректность положения указателя открытия-закрытия затвора задвижки. На участках обслуживания Н.А. должны быть след. принадлежности: Манометры Запасные задвижки Смазка ЛЗ-162 Уплотнительная паста Нагнетатель смазки Прокладки, шпильки, гайки Набор ключей При окружающей температуре ниже нуль Н.А. утепляется. Ось отводов крестовины должна находиться на высоте более 0,8м от земли. Гладкая часть патрубка колонного фланца, на которой установлена ПВО, должна быть более 0,3м Привод ручного управления превентором устанавливается не поближе 10мот устья, за щитом с навесом, который должен быть сделан из листовой стали 5мм либо из досок, шириной 40мм. Щит обязан иметь последующие размеры: ширина-2,5м, высота-2м, козырек-0,5м.

Монтаж-демонтаж, устранение неисправности, подмена узлов и деталей при наличии «Р» воспрещается. Не допускается Н.А. при неисправных: Манометрах либо их отсутствия Неисправных клапанах в запорных устройствах Оборудования устья нагнетательных скважин должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические характеристики нагнетаемого агента и очень ожидаемое давление нагнетания.

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

^ Установка и эксплуатация устьевого оборудования.

на скважинах с АУШГН. Более распространён в мировой практике штанговый насосный метод добычи нефти, который обхватывает более 2/3 общего действующего фонда. СШНГУ (скважинная штанговая глубинная насосная установка) состоит из «СК», устьевой арматуры, колонны НКТ, подвешенных на устьевом вкладыше, насосных штанг, штангового насоса – вставного либо невставного (трубного). Возвратно- поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем продукции из скважины на поверхность. При наличии парафина на штангах устанавливают «скребки», очистительные внутренние стены НКТ. Для борьбы с газом и песком на приеме насоса могут устанавливаться газовые либо песочные якоря. Металлической канат воспрещается использовать. ^ Установка и эксплуатация устьевого оборудования на скважинах ЭЦН.Для отбора скважин воды в огромных количествах употребляются установки ЭЦН, основная отличительная особенность их – отсутствие мех. связи меж приводом и насосом. Конструктивно арматурой ШГН и ЭЦН схожи и отличаются только наличием СУС у ШГН и кабельного ввода у ЭЦН. Установка устьевого патрубка с фланцем делается на эксплуатационную колонну, резьба должна быть смазана смазкой для ФА марки ЛЗ-162 от -40 до +120 градусов. Полированный шток предназначен для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской. «ПШ» изготавливают круглой холодно-тянутой калиброванной, углеродистой стали марки «40». Выпускаются 3-х типо- размеров: Д31мм, L=2600 мм, Р=6,5 т, масса пятнадцать кг. Д31мм, L=4600 мм, Р=6,5 т, масса 20 семь кг. Д36мм, L=5600 мм, Р=10 т, масса 40 6 кг. Сальник устьевой самоустанавливающийся предназначен для герметизации «ПШ». Соответствующей особенностью «СУС» является шарнирне соединение меж головкой сальника и его тройником- для поворота головки в границах конусного угла «3 градуса» и самоустанавливание по «ПШ»- этим обеспечиваются уменьшение однобокого износа набивки при несоосности «ПШ» с осью ствола скважины. Сальник устьевой делается два типо- размеров: СУС1А-73*31 и СУС2А-73*31.

СУС1А – с одинарным уплотнением, созданный для скважин с низким статистическим уровнем и без газопроявлений. Выдерживает Р=70 атм при недвижном «ПШ».

СУС2А – с двойным уплотнением, созданный для скважин с высочайшим статистическим уровнем и с газопроявлениями. Выдерживает наибольшее Р=140 атм при недвижном «ПШ» и затянутой сальниковой набивкой.К – подвеска НКТ на резьбе,65 – внутренний проход, мм;1 – первой модели;0 – облегченная арматура. Отбор продукции составляет от нескольких сот кг до 350-400 т/сут. с глубин три тыщи 500 м и поболее. Устьевой патрубок с фланцем и вкупе с устьевым вкладышем предназначен для: Обвязки и герметизации устья скважины Удержания на весу колонны НКТ Направления нефти в выкид. линию Выполнения разных технологических операций Регулирования отбора проведения глубинных исследовательских работ До установки на устье арматура в сборе в критериях мех. мастерских опрессовывается водой на рабочее давление 100 40 атм с выдержкой 5 мин. Пробное давление равное 1,5*Рраб.

Скважина оборудуется устьевой арматурой, обеспечивающей герметизацию труб и затрубного места, возможность их сообщения, проведения глубинных исследовательских работ, разных технологических операций. Обвязка выкид. полосы труб. и затруб. пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу воды либо газа в затрубное место, включая глушение скважины. Межремонтный период их довольно высок – до 600 суток. Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре обязано иметь герметичное уплотнение. По окончании монтажа арматуры ЭЦН без кабельного ввода и верхней задвижки должна быть опрессована водой на очень ожидаемое давление, но не выше Ро.э.к. либо рабочего давления самой арматуры. Установка – демонтаж наземного электрического оборудования, осмотр, ремонт и наладка их должен проводить электротехнический персонал. Кабельный ролик должен подвешивать на мачте с помощью цепи либо на спец. канатной подвеске и страховаться тросом поперечником 8-10 мм. Кабель, пропущенный через ролик восемьсот 10 мм при СПО не должен касаться частей конструкции агрегата- подъемника и земли. При свинчивании и развенчивании труб кабель следует отводить за границы рабочей зоны, что бы он не был помехой работающему персоналу. Скорость СПО ЭЦН в скважину не должна превосходить 0,25 м/с. В наклонно-направленных скважинах скорость спуска не должна превосходить 0,1 м/с. Ствол скважины, в которую ЭЦН спускается в первый раз, также при смене типа – размера насоса, должен быть проверен шаблоном (поперечник шаблона больше на 2,5-3 мм и L=10 м). После сборки кабельного ввода – он совместно с верхней задвижкой и арматурой в сборе должен быть опрессован на 40 атм.

Требования ПБ НГП.

Все работы по монтажу-демонтажу и эксплуатации ЭЦН нужно делать в согласовании с ПБ НГП, правилами устройств электроустановок. Проверку надежности крепления оборудования, контактов наземного электрического оборудования и др. работы производить только при выключенной установке. Корпус трансформатора и станции управления, броня кабеля должны быть заземлены. Обсадная колонна должна быть соединена с заземляющим контуром либо нулевым проводом сети 380В. Кабель от ЦУ до устья скважины прокладывается на спец. опорах на расстоянии 0,5м от земли. Воспрещается дотрагиваться к кабелю при работающей установке и при пробных спусках.