Стравливание давления из скважины

↑

▷ Содержание

Стр 1 из 12Следующая ⇒

▷ Похожие статьи

Глушение скважины

Расстановка техники

· Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью.

· Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями.

· НЕ ДОПУСКАТЬ установку агрегата под ЛЭП.

· Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

Определение давления

· Давление определяется при помощи манометра по показаниям стрелки.

· На манометре должна быть установлена контрольная стрелка показывающая максимальное рабочее давление.

· Манометр выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления находились в средней трети шкалы манометра.

Стравливание давления из скважины

· Останавливается скважина,

· На всех задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.

· Производится разрядка скважины открытием задвижки.

· Проверяется исправность запорной арматуры.

· Открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении указанном на штурвале (в основных случаях - в направлении против часовой стрелки)

Сборка линий

· Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления.

· Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины;

· в местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки;

· проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле трубы;

· ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка БРС в направлении по часовой стрелке;

· ударами кувалды производится закрепление гайки БРС;

·  для возможности сборки линий в различных плоскостях в отношении к труб друг к другу применяются стальных шарнирных соединений высокого давления соединение которых с трубами аналогична приведеному выше.

Испытание на герметичность

· После сборки линий производится испытание линий на герметичность.

· Закрывается задвижка на ФА;

·  удаляется персонал из опасной зоны;

· по команде руководителя работ начинется нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ);

· линии считаются герметичными, если в течение 3-х минут давление опрессовки не падает.

· В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова.

Закачка раствора глушения

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается 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.

· Перед началом закачки жидкости в скважину открыть задвижку на ФА.

· При закачке необходимо следить за показаниями манометров и целостности нагнетательных линий.

· ЗАПРЕЩЕНО находиться в зонах близлежащих к нагнетательным линиям.

· Производится закачка запланированного объема задавочной жидкости.

· Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время указанное в плане.

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.

Заключительные работы после глушения

· 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.

· После закачки в скважину задавочной жидкости, устье скважины перед производством работ оборудуется по утвержденной схеме.

Сооружение якорей

· Якорем служит труба, диаметром не менее 4” и толщиной стенки не менее 7мм. длиной от 4 до 6 метров в зависимости от грунта.

· Якоря оттяжек подъемных агрегатов должны располагаться по схеме (квадрат) 40х40 м.

· На расстоянии 100мм от вертикального конца врезается крестовина, диаметром 26мм, на которую зацепляется петля из стального каната, диаметром не менее 18мм.

· Установка якорей производится при помощи агрегата АЗА-3.

При задавке якорей ЗАПРЕЩАЕТСЯ

· устанавливать агрегаты под линиями электропередач в охранной зоне ЛЭП.

· нахождение людей в радиусе 15 метров от него;

· Оттяжки к якорям присоединять при помощи винтовых оттяжек специальными цепями с приспособлением для их надежной фиксации или маркированными петлями и крепить не менее как четырьмя зажимами, расположенными между собой на расстоянии не менее 300мм. Винтовые оттяжки должны иметь контрольные окна или установленные ограничители, исключающие полное вывертывание винтов из гаек.

· 1.6. На расстоянии 100мм от вертикального конца врезается крестовина, диаметром 26мм, на которую зацепляется петля из стального каната, диаметром не менее 18мм.

Замер длины колонны труб

· Измерение длины трубы необходимо производить от свободного торца муфты до конца резьбовой части трубы (последней нитки резьбы) с помощью проверенной стальной рулетки. Порядковый номер и измеренную длину рекомендуется наносить выделяющейся устойчивой краской на поверхности трубы.

· Измерение длины труб должна производиться под руководством мастера, который является ответственным за качество данной операции.

· Все сведения о подготовленных к работе трубах должны быть занесены в журнал "Мера труб" по форме приведеной ниже

Монтаж противовыбросового оборудования

Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, указанной в плане работ.

Убедиться в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.

Подготовительные работы

· Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), опрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника.

· Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т.п. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин.

· Запорная компоновка должна находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов.

· Подготовить противыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты, штурвалы должны свободно вращаться.

Монтаж ПВО.

· При работе по схеме №1 на крестовину (или через переходную катушку) монтируется уплотнительная головка. Герметизирующая муфта входит в состав запорной компоновки и должна находится на рабочей площадке.

· При выборе схемы №2 превентор с трубными плашками монтируется на крестовину (или через переходную катушку). Плашки должны соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки.

· При выборе схемы обвязки ПВО с двумя превенторами (схема №3) сначала монтируется превентор с глухими плашками, на него устанавливается превентор с трубными плашками. При этом превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением посредством тяг длиной не менее 10м, выполненных из труб диаметром 73мм. Перед штурвалами должна быть информация о направлении вращения и количестве оборотов для закрытия –открытия превентора и метки показывающие полное открытие и закрытие плашек превентора.

· Демонтировать фонтанную елку, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений.

· Профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца и канавки должны быть очищены быть очищены от льда и грязи и при установке ПВО плотно входить друг в друга.

· Застропить ПВО, согласно схеме строповки, придерживая крючками поднять талевым блоком ПВО над устьем скважины, медленно опустить на крестовину, проследить, чтобы при опускании ПВО уплотнительные кольца вошли в пазы корпуса ПВО. Совместить отверстия под шпильки крестовины ФА и ПВО.

· Присоединение ПВО к крестовине фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2-3 витка резьбы. Затяжка их производится крест-накрест.

· После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на давление, указанное в плане.

Эксплуатация ПВО

Перед началом смены необходимо проводить:

· визуальный осмотр противовыбросового оборудования и запорной компоновки;

· проверку затяжки фланцевых соединений;

· контроль технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость открытия-закрытия).

Закачка растворов кислот

Подготовительные работы:

· Работы по приготовлению и нагнетанию в скважину растворов кислот проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

· Работы по приготовлению и закачке рабочих растворов кислот производить в резиновых фартуках, прорезиненных перчатках и очках. Брюки спецодежды должны быть выпущены сверху спец обуви.

· На рабочих местах необходимо иметь 3% раствор соды, запас пресной воды и комплект спецодежды (аварийный запас).

Промывка скважин

Различают

· прямую,

· обратную и

· специальные способы промывки.

Прямая промывка. При прямой промывке промывочная жидкость закачивается в спущенные в скважину трубы, а подъем воды с размытым песком происходит по кольцевому пространству. В процессе промывки трубы находятся на весу и спускаются с той или иной скоростью в зависимости от плотности пробки и количества жидкости, необходимой для подъема размытого песка на поверхность.

Процесс промывки:

· Производится расстановка техники и оборудования согласно схеме.

· В зависимости от способа промывки производится сборка нагнетательных и выкидных линий.

· При промывке пробки промывочную жидкость следует отводить в промысловую канализацию или в амбар.

· На насосе промывочного агрегата должен быть установлен манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры.

· Выкид от предохранительного устройства должен быть направлен под пол агрегата и укреплен.

· Промывочный шланг должен иметь по всей длине петлевую обмотку из мягкого металлического каната, прочно прикрепленного к стояку и вертлюгу.

· До начала промывки скважины вся система промывочного агрегата и промывочная линия до устья скважины должна быть опрессована на полуторакратное давление от рабочего.

· Открыть рабочую задвижку на фонтанной арматуре. Вызвать циркуляцию на малой скорости, убедившись, что параметры (давление на нагнетательной линии, расход выходящей жидкости) промывки соответствуют расчетным постепенно довести подачу насоса до плановой.

· Персонал бригады должен находится в безопасной зоне и следить за процессом промывки, в случае обнаружения отклонений от процесса дать сигнал руководителю работ.

· При перерывах циркуляции необходимо приподнять трубы и периодически расхаживать их. При длительной остановке надо поднять несколько труб в зависимости от количества выносимого песка из скважины и диаметра колонны.

Пример.

       Оснастка талевой системы 3х4.

Вес инструмента вызвал отклонение стрелки до 44 делений.

По паспорту 40 делениям соответствует натяжение каната в 4350 кГс, а 50 делениям - 5550кГс.

Средняя цена одного деления в интервале от 40 до 50 делений будет равна:

Р = 5550-4350/50-40=120 кГс

Тогда усилие натяжения, соответствующее 44 делениям будет равно:

Р₄₄ =4350+(120х3)=4710 кГс.

       Для определения нагрузки на крюке необходимо из найденного значения вычесть начальное натяжение мертвого конца (нагрузка при десятом делении равна 300 кг) и полученную величину умножить на число струн (п=6) талевого блока:

Ркр=(4710-300)х6=25260 кГс, эта величина соответствует весу инструмента, погруженного в промывочный раствор.

       Для определения нагрузки на вышку необходимо полную величину нагрузки в мертвом конце каната умножить на число струн талевого блока+2.

Тогда нагрузка на вышку составит:

       Для определения нагрузки на долото необходимо умножить среднюю цену деления на число делений разгрузки и на число струн.

Пример.

       При условии предыдущего примера после установки инструмента на забой стрелка ГИВ остановилась на 41 делении.

Нагрузка на долото будет равна:

 Рд =Рх(44-41)х6 =2160кГс

       Для поддержания заданной нагрузки на долото по показаниям индикатора необходимо, зная тарировочную таблицу индикатора), произвести перерасчет заданной нагрузки на число делений нагрузки. 

Пример.

       Нагрузка на долото Рд = 3500 кГс (для долота Рmax=6000 кГс Æ 120.6) и условия предыдущих примеров.

При средней цене деления Р=120 кГс число делений нагрузки, соответствующее нагрузке Рд=3500 будет равно:

Sо = Рд/Р´ n= 4.86 ~ 4.9 делений.

       Таким образом, бурильщик должен разгрузить инструмент до 44-4.5=39.5 деления

Пример.

       При условиях предыдущих примеров при установке инструмента на забой стрелка верньерного указателя отклонилась от положения, которое она занимала при взвешенном инструменте, на 5 делений.

Следовательно, нагрузка на долото составит:

Рд= Р/2´Sв´n=120/2´5´6=1800 кГс.

       Для определения числа делений разгрузки по верньерному указателю по заданной нагрузке на долото расчет производится аналогично расчету по основному указателю.

Пример.

       Нагрузка на долото Рд=3500кГс и условия предыдущих примеров.

Число делений разгрузки, соответствующей этой нагрузке составит:

       Рд           3500

Sв= --------- = ----------- = 9.72 деления

     Р/2´n     120/2´6

Таким образом, бурильщик должен разгрузить инструмент до отклонения верньерной стрелки от положения взвешенном инструменте на 9.7 деления.

Ловильные работы

Общие положения

o Составляется план на ликвидацию аварии. В плане предусматривают

o  меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов,

o меры по безопасности персонала, а также

o меры по охране недр и окружающей среды.

o Работы по ликвидации аварий, в соответствии с утвержденным главным инженером предприятия планом, производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин.

o Доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплект ловильного инструмента, печатей, спецдолот, фрезеров и т.п.

o При спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами.

Ликвидации аварий со скважинным оборудованием (ловильные работы), а также ликвидация аварий с использованием скважинных гидравлических механизмов (ГУМ-115, ЯГ-108, гидроясс «Грифитс» и т.д.) относятся к категории сложных и опасных работ, это вызвано:

· Повышенными осевыми нагрузками

· Повышенным давлением в инструменте.

§ Работники, принимающие участие в работе по ликвидации аварии с подземным оборудованием, должны быть ознакомлены с характером предстоящих работ, с возможными опасными ситуациями и мерами по их предотвращению.

Ликвидация аварий

Перед производством работ по расхаживанию и вытяжке ловильного инструмента в скважине необходимо дополнительно проверить:

· крепление и состояние кронблока и талевого блока;

· крепление неподвижного (мертвого) конца талевого каната и ходового конца на барабане лебедки подъемника;

· состояние талевого каната;

· состояние механизмов талевой системы (тормозную систему, укладку каната и т.д.);

· исправность мачты, состояние фундаментов, центровку относительно устья и крепление оттяжек;

· состояние якорей (мертвяков);

· состояние оборудования и инструмента, соответствие их производимым работам по размерам и грузоподъемности и т.д.

· исправность индикатора веса.

Текущий ремонт скважин

Смена УЭЦН

Подготовительные работы

Подготовка скважины ведется в соответствии с “Планом работ” выданным цехом добычи с учетом следующих требований:

Глушение скважины производить необходимым количеством циклов, не допуская глушения на пласт (в лоб). 

Жидкость глушения на растворном узле должна проверяться на содержание количества взвешенных частиц (КВЧ) с отметкой в журнале.

· Скважины, в которые впервые спускают УЭЦН (перевод на мех. добычу с применением УЭЦН), а также скважины Программы ИДН, должны быть:

· тщательно промыты с допуском НКТ до глубины ниже нижних отверстий перфорации на 2 метра (объем промывочной жидкости не менее 2 объемов скважины, темп прокачки не менее 13 л/сек, окончание промывки после прекращения выпадения осадков). Промываются также скважины перед каждым спуском УЭЦН, у которых содержание мехпримесей в жидкости больше допустимой нормы (0,1 г/л).

· прошаблонированы до глубины на 100м больше глубины спуска УЭЦН. Длина шаблона соответствует длине УЭЦН (см. таблицу №1, №2), но не менее 18 м; шаблон сплошной, жесткой конструкции.

ПОГРУЖНЫЕ ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ

Таблица 1

Модуль

Насоса 3

Модуль

Насоса 4

Модуль

Насоса 5

Модуль

Входной

Модуль

Головка