Билалов. 1. Основная часть Текущее состояние оборудования
 Скачать 299 Kb.
|
|
1.2 Тарировка и монтаж клапана. 1. Испытание клапана давлением. а) проводить зарядку клапана азотом: - зарядить клапан азотом до величины давления 8 Мпа и записать его открытое давление. б) чистить камеру для испытания клапана: снять пробку и уплотнительную манжету с двух концов камеры, - очистить их и смазать маслом, после этого заполнить камеру чистой водой. в) пустить компрессор: - в воздушном сосуде давление должно быть достигнуто до нужной величины. г) испытание клапана давлением проводится согласно инструкции по эксплуатации. д) проверка давления: - после третьего испытания проверить давление на открытие клапана на стенде. Клапан считается нормальным тогда, когда его открытое давление изменяется не более 0,07 Мпа по сравнению с давлением до испытания. 2.Регулировка клапана, а) зарядка азотом клапана: - давление зарядки должно превышать 0,14 Мпа по сравнению с давлением по паспорту, после зарядки ввернуть ввертыш. б) испытание клапана температурой: - вложить клапан в водяной бак с постоянной температурой 10° С и выдержать ее в течении ЗОминут. в) регулировка давления: - вытащить клапан из водяного бака и сразу устанавливать его на стенде для регулирования давления, давление на открытие на стенде всех клапанов должно превышать 0,07 МПа по сравнению с давлением по паспорту. г) регулировка конечного давления: после регулировки давления на стенде оставить клапан в течении 1-3 дней, если это давление не изменилось, регулировать его до проектного давления. 2.5.3. Установка клапана в скважинную камеру. а) маркировка клапана: - после регулировки давления клапана на его наружной поверхности должна нанесена следующая маркировка: № скважины, № клапана, глубина спуска и сторона спуска. б) проверка скважинной камеры: - проверка коррозии, резьбы, отверстия прохода газа. - Погрешность центральности между штоками для установки клапана не превышает 1.0 мм. в) установка клапана в скважинную камеру: - соединить его обратным клапаном; ввернуть его нижнюю резьбу в камеру, а его верхний конец установлен штоком с резьбой. 4. Герметичность скважинной камеры. а) подготовка гидравлического насоса к работе. б) проверка герметичности скважинной камеры: - соединить линию опрессовки, и включит насос; камера спрессована давлением 10 Мпа; если не обнаружены утечки, это считается нормальным. 5. Закачивание. а) записать все данные в журнал, б) очистить все инструменты. 6. Перевозка клапана. Резьба с двух концов камеры должна защищаться. В процессе перевозки на скважину камера должна быть упакована в деревянном ящике, и осторожно погрузиться и отгрузиться. На скважине камера с клапаном должна контролироваться ответственным лицом. 1.3 Спуск клапана. При спуске компоновки в газлифтную скважину соблюдается инструкция по эксплуатации. Особое внимание необходимо обратить на следующее: 1. продавочная жидкость должна быть чистой, то есть профильтрованная через сетку; в процессе операции устье скважины должно быть без посторонних предметов и чистой. 2. Глубина спуска камеры - погрешность не должна превышать 2м; съемная камера должна быть спущена правильно по стороне. 3. Компоновка спуска должна быть чистой и с герметичной резьбой; если используется старые НКТ, необходимо очистить ее внутреннюю и наружную поверхности паром. 4. Резьба НКТ и все оборудование на устье должны быть без утечки. 5. Спуска клапана в скважину по указанному номеру, снятие покрытия отверстия клапана. 6. Пакер должен быть установлен на заданную глубину и не должен касаться муфты колонны. 7. Скорость компоновки не должна превышать 20 труб в час; необходимо плавно проводить операцию, нельзя резко поднимать и спускать все колонны, особое внимание на проход камеры через устье. 8. Резьба скважинной камеры - API 2 7/8 , оптимальный вращающий момент ввернуть резьбу - 3200 N.m. 9. Во время спуска вставленного патрубка для герметизации пакера соблюдается инструкция по эксплуатации разрубаемого пакера Y 435-135. 10. Не разрешается проводить обратную циркуляцию жидкости. 11. За проведение вышеуказанных операций отвечает мастер. 1.4 Схема обвязки устья скважины при переводе на непрерывный компрессорный газлифт. На устье скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и арматура на фонтанных скважинах месторождения Жанажол (т.е. подвески спущенных в скважину труб, герметизация межтрубных пространств, направления продукции скважины в выкидную линию, а сжатого газа в скважину). Нагнетаемый газ по подводящему газопроводу 57 х 4 мм направляется через запорную арматуру в затрубное пространство скважины. Контроль за показаниями давления нагнетаемого газа Рнагн. Осуществляется манометром, который присоединен к запорной арматуре, соединяющей затрубное пространство скважины. К этой же запорной арматуре присоединяется блок - реагентов 2,5, который присоединен к запорной арматуре насоса НД 16/400 производит подачу ингибитора "Нефтехим" и ингибиторов парафиногидратоотложений (СНПХ - ИПГ, метанол, и др.) в затрубное пространство. Кроме показаний давления нагнетаемого газа Рнагн на устье газлифтной скважины замеряются манометрами: буферное давление Рбуф., устьевое давление Руст., межколонные перетоки Рм/к кроме того, в схеме обвязки устья скважины установлен двухленточный регистратор давления CW 600 (КНР) для регистрации буферного (трубного давления Ртр) и дифференциального (давления нагнетаемого газа Рнаг) давлений. Регистратор давлений необходим для контроля за изменением буферного и затрубного (дифференциального), длительность замера должна быть не менее 8 часов, в течении которых регистратор давлений установлен на устье скважины. После замера регистратор давления демонстрируется и устанавливается на устье другой скважины. Периодичность замера давлений должна быть не реже 1 раза в неделю (на установившемся режиме работы) и ежедневно (до вывода скважин на установившийся режим работы). Объем закачки газа фиксируется на БГРА 2. Блок реагентов Бр-2,5 должен располагаться на расстоянии не менее 20м от устья скважины. В соответствии «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности РК" г. Алматы 1995г. Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано со стороны подводящего газопровода обратным клапаном (опрессованным на давление 1,25 МПа Рр), арматурой с манифольдом, имеющим продувочную линию с выводом на свечу, удаленную на расстояние не менее 20м от устья скважины и предназначеной для проведения на газопроводе необходимых ремонтных работ. Для скважин месторождения Жанажол переводимых на непрерывный газлифт расстояние от устья скважины до продувочной свечи должно быть не менее 25м. Кроме того, в схеме обвязки устья скважин предусмотрено соединение трубного и затрубного пространств скважины перемычкой диаметром 57 х 4 мм с установкой задвижки. Продувочная свеча необходима для продувки газопровода, проводящего подготовленный газ, который должен соответствовать требованиям ГОСТ-5542-87 (газы природные). 1.5 Защита от коррозии. На скважинах переведенных на непрерывный (компрессорный) газлифт необходимо производить защиту металла от коррозии на проводящих к устью скважин газопроводах и на нефтепроводах в системе сбора нефти. В соответствии со «Схемой комплексного обустройства III очереди...» (том 2 книга 3), выполненной институтом «Гипровостокнефть» в 1988 году, предусмотрено производить ингибирование газопроводов ингибитором ИФ-ХАНГАЗ. Учитывая, что рекомендации института «Гипровостокнефть» выдавались 12-17 лет назад, на текущий момент в стадии утверждения находится «Отрегулированный проект по разработке нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол. Синьцзяньского нефтегазового научно-исследовательского института при СУ АР. 1999 год». После его утверждения возможна замена ингибитора ИФХАНГАЗ на СТ-2-15 (КНР) или другие ингибиторы коррозии и ингибиторы парафиногидратоотложений, которые покажут эффективность в ходе лабораторных и опытно-промышленных испытаний на месторождении Жанажол, в соответствии с требованиями: 1. Методика лабораторных испытаний эффективности ингибиторов коррозии стали в водных и водно-углеродных средах с повышенным содержанием сероводорода и двуокиси углерода. РД-39-0147103-368-86 МНП: ВНИИСПТ нефть. Уфа 1987 год. 2. Инструкция по применению технологии антикоррозийной защиты подземного оборудования месторождения Жанажол (для обводненной продукции). РД-39-0147103-362-90 МНП: ВНИИСПТ нефть. Уфа 1990 год 3. Методика определения степени защиты стали ингибиторами от коррозионно-механического разрушения в сероводородсодержащих минеральных средах. РД-39-0147103-324-88 МНП: ВНИИСПТ нефть. Уфа 1988 год. Для защиты нефтепроводов продолжать использовать ингибитор коррозии «Нефтехим», который успешно зарекомендовал себя на месторождении Жана жол. Дозировку осуществлять через затрубное пространством посредством насосов НД-16-400. Возможна замена данного ингибитора на более эффективный при успешном проведении лабораторных и опытно-промышленных испытании на месторождении Жанажол, в соответствии с вышеперечисленными требованиями. 1.6 Возможные неисправности при работе газлифтной установки. Наиболее характерными признаками неисправностей работы газлифтной установки являются следующие: Отсутствие поступления жидкости в скважину, рота давления газа в обсадной колонне при подаче газа для запуска газлифтной установки. Возможные причины: А. Негерметичность газопровода или арматуры. Определяется визуальным осмотром и опрессовкой. После устранения утечек газа запуск газлифтной установки продолжается. Б. Негерметичность обсадной колонны. Определяется опрессовкой колонны или визуальным осмотром при газопроявлениях. Места утечек газа определяют также геофизическими методами. В. утечки газа в верхней части подъемника или подвесном патрубке. Места утечек газа определяют поинтервальным замером давления или более точно, снятием динамограммы. Изменение градиента давления или температуры определяют места негерметичности. Г. образование гидратов газа в регуляторе расхода на газораспределительной гребенке. При недостаточной осушке газа при сжижении его температуры ниже точки росы за счет дросселирования в регуляторе происходит выпадение гидратов. В результате перекрытия гидратами проходного сечения регулятором расхода, поступление газа на скважину прекращается. Наличие гидратов определяется по замеру расхода газа или на слух по уровню шума в регуляторе расхода. Гидраты устраняются механически при перемещении запорного органа регулятора расхода или подачей метанола или другого ингибитора гидратообразования в газ высокого давления дозировочным насосом с применением распыляющей форсунки. Важно обеспечить подачу метанола непосредственно в линии, идущие на скважины, а не в общий коллектор газа. Метанол должен вводиться перед регулятором расхода газа. В таком случае будет обеспечено попадание метанола непосредственно в зону гидратообразования. Мерами, предотвращающими образование гидратов, является также повышение давления в обсадной колонне скважины и снижение перепада давления на регуляторе расхода, а также подогрев рабочего агента. Д. Пробка в газопроводе. Наличие ее определяется по перепаду давления в газопроводе. Пробка устраняется продувкой газопровода с закачкой метанола или другого гидратообразователя. Газлифтная установка не принимает газ, давление газа в обсадной колонне выравнивается с давлением в общей системе, подача жидкости со скважины отсутствует. Возможные причины: А. Пробка в арматуре или выкидном коллекторе скважины. Определятся замером давления на устье или шаблонированием арматуры скважины. Пробку устраняют пропариванием устьевой арматуры и выкидного коллектора. Б. Пробка в подъемнике скважины. Наличие пробки определяется шаблонированием подъемника, если пробка состоит из парафина, ее устраняют механическим, тепловым или химическим методами. При газлифтной эксплуатации обводненных скважин наблюдается также образование ледяных и гидратных пробок в подъемнике, что является следствием подачи в скважину холодного газа. Это характерно для районов с пониженной температурой, и при прохождении газа за счет дроссельного эффекта в газлифтных клапанах и негерметичностях подъемника. Газ также охлаждается за счет его расширения при подъеме на устье скважины. Образование гидратных пробок наблюдается в основном в скважинах с низким притоком жидкости и высоким удельным расходом газа, в момент запуска скважин при отсутствии притока и в простаивающих скважинах, где прекращена подача газа, но давление газа в обсадной колонне сохранилось. В этом случае газ, дросселируясь через верхние газлифтные клапаны и негерметичности в подъемнике, охлаждает жидкость, находящуюся без движения, до отрицательных температур. Меры предотвращения образования гидратов: Устранение негерметичности подъемника и уменьшение перепада давления на рабочем клапане; Ввод ингибитора гидратообразования в нагнетаемый газ; Обработка призабойной зоны пласта скважин с низким притоком жидкости для его повышения; Понижение давления в обсадной колонне при прекращении подачи газа на скважину; Подогрев газа. При образовании гидратных пробок их устраняют теми же способами, что и парафиновые пробки. В. Несоответствие настройки газлифтных клапанов условиям эксплуатации скважины. По результатам замеров давления и температуры по стволу подъемника подсчитывается давление, действующее на клапан: PΣ= Prx S г / Sc + Рж х Sж / Sc, Где РΣ - суммарное давление, действующее на клапан; Рж — давление жидкости, действующее на клапан; Sж - площадь клапана, на которую действует давление жидкости; Рг - давление газа, которое действует на клапан; Sr - площадь клапана, на которую действует давление газа; Sc - эффективная площадь сифона; Рн - давление настройки клапана при температуре в скважине. При РΣ < Рн клапан закрыт, при РΣ> Рн клапан открыт. Если все газлифтные клапаны, расположенные выше уровня жидкости в обсадной колонне, закрыты, то нижний из них настроен неправильно и необходимо его перенастроить. Если нижний газлифтный клапан, расположенный над уровнем жидкости, открыт, но давление зарядки клапана близко суммарному давлению, действующему на клапан, то клапан за счет эффекта дросселирования пропускает газ в объеме, недостаточном для снижения давления в лифте и уровня жидкости в обсадной колонне до глубины расположения клапана. Необходимо перенастроить клапан. Если нижний, расположенный над уровнем жидкости газлифтный клапан по данным замера давления в скважине находится в открытом состоянии, а фактически газ не пропускает, значит, он неисправен и его необходимо заменить. Г. Пробка в обсадной колонне, которая определяется созданием циркуляции жидкости между подъемником и обсадной колонной. 3. Понижение давления газа в межтрубном пространстве, дебит жидкости низкий. Возможные причины: А. Утечка газа в подъемных трубах. Б. Несоответствие зарядки газлифтных клапанов условиям эксплуатации скважины в результате неправильного расчета газлифтной установки. Для выяснения причины неисправности производится замер давления и температуры в скважине. Определяется рабочий клапан и по известной величине его зарядки определяется ожидаемое давление газа в обсадной колонне. Если действительное давление в обсадной колонне на глубине клапана ниже расчетного, клапан необходимо заменить. Если расчетное давление в обсадной колонне соответствует фактическому, то необходимо провести перерасчет газлифтной установки с учетом условий эксплуатации, с последующей заменой клапанов. 4. Периодическое снижение давление газа в межтрубном пространстве и периодическая подача жидкости. Возможные причины: Негерметичность лифта или газлифтного клапана ниже точки ввода газа. Периодическая работа газлифтной установки объясняется повторяющимся срывом поступления газа в подъемник через негерметичность в трубах. Ориентировочно глубину места утечки газа можно определить расчетным путем по следующим данным: скорости повышения давления в период накопления жидкости в подъемнике и давления газа в межтрубном пространстве, расходу газа, давлению газа, геометрическим размерам газопровода, обсадной и подъемной колонн. Более точно место утечки газа определяется поинтервальным замером давления или температуры в скважине. Для того, чтобы ввод газа стабильно удерживался на негерметичности лифта, на скважину перед замером давления или температуры подаются большие расходы газа. Утечки газа устраняют ремонтом скважин. Колебание давления газа в межтрубном пространстве при соответствии дебита жидкости ожидаемому. Возможная причина: Периодическая робота клапанов в связи с возникновением автоколебательных явлений, вызванных нестабильностью структуры, их влиянием на работу, которое пока что трудно поддается учету. 1.7 Требования безопасности к газлифтным установкам 1. Фонтанно-компрессорная арматура независимо от ожидаемого рабочего давления должна монтироваться с полным комплектом шпилек. 2. Рабочее давление фонтанной арматуры должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины, и быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны (Р = 35МПа). 3. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию, эксплуатационная колонна устьевое оборудование и насосно-компрессорные срубы должны быть спрессованы с выдержкой не менее 5 минут на максимальное (пусковое) давление (Р=35 МПа). 4. В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить ежемесячный осмотр всех технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно-регулирующей арматуры с записью результатов в вахтовом журнале. 5. Контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханики по утвержденному графику. 6. Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, спрессованы водой давлением ( Р=15 МПа), на 25% превышающим максимальное рабочее давление, с выдержкой не менее 5 минут. 7. Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано арматурой с ма-нифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 100м. На манифольде устанавливается обратный клапан. 8. Отогревать обвязку скважины и аппаратуры, а также газопроводы, находящиеся под давлением, допускается только паром или горячей водой. 9. К работе с газлифтным комплексом допускаются лица, ознакомленные с инструкцией по эксплуатации, принципом работы составных частей и комплекса в целом, а также прошедших инструктаж по технике безопасности при проведении спускоподъемных операций в скважине. 10.Распаковка, проверка комплектности поставки и подготовки комплекса к спуску в скважину должны осуществляться в ремонтных мастерских неф-тегазодобывающих предприятий, располагающих насосами с рабочим давлением Р = 35 МПа, зажимными устройствами и свободной площадью не менее 20 кв.м. 11. В процессе распаковки составные части из ящика должны извлекаться с использованием подъемно-транспортынх средств грузоподъемностью не менее 500 кг. 12.Подготовку составных частей комплекса в скважину, а также его монтаж и демонтаж должны производиться операторами бригады подземного ремонта, имеющими квалификацию не ниже 4 разряда. 13.Подготовка составных частей комплекса (испытание на герметичность и работоспособность) к спуску в скважину должны осуществляться на стенде, прошедшем госпроверку и обеспечивающем соблюдение правил техники безопасности при испытании нефтепромыслового оборудования. 14.Стендовое хозяйство должно оснащаться необходимыми контрольно-измерительными приборами (показывающими и регистрирующими) прошедшими госпроверку. 15.В момент высоких давлений при испытании составных частей на герметичность, обслуживающий персонал должен находиться в безопасном месте, на расстоянии от испытуемого изделия не менее 3 метров. 16.Подготовленные составные части газлифтного комплекса к скважине могут транспортироваться в упаковке или без нее, любым видом транспорта, при соблюдении всех требований правил, действующих на этих видах транспорта. 17.Присоединительные размеры насосно-компрессорных труб должны соответствовать присоединительным размерам пакета и скважинных камер комплекса. 18.Спустить в скважину части комплекса согласно утвержденного плана работ. Скорость спуска комплекса не должна превышать 0,8 м/сек. 19.При монтаже комплекса между составными частями необходимо соблюдать расстояние между пакером и скважинными камерами не менее 10 метров. 20.В процессе монтажа и эксплуатации комплекса следует соблюдать указания «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности РК» г.Алматы 1995 год. 21.При проведении ремонтно-профилактических работ по замене газлифтных клапанов, лубрикатор оборудования устья ОУП, установленный и закрепленный на превенторе, должен оставаться под натяжением каната грузовой лебедки. 22. Лубрикатор необходимо проверить на герметичность путем постепенного перезапуска скважиннои среды в него через перезапускаемый клапан пре-вентора. 2.Расчетная часть. |