Глушение скважин. Ответы для глушения. На каком основании выполняется глушение
 Скачать 28.75 Kb.
|
|
Ответы: На каком основании выполняется глушение. Глушение скважин выполняется на основании План-заказа на глушение скважины выданным геолого-технологической службой ЦДНГ Сбивается ли сбивной клапан при негерметичности НКТ. В случае наличия явных признаков негерметичности НКТ – циркуляционный (сливной) клапан в скважинах оборудованных УЭЦН не сбивается (с целью облегчения поиска места негерметичности путем подъёма НКТ до «жидкости») – скважина глушится методом обратной промывки путем закачки ЖГ в затрубное пространство. Для чего применяются ингибиторы. Введение гидрофобизаторов позволяет сохранить продуктивность скважин после глушения за счет сохранения фазовой проницаемости по нефти путем инверсии смачиваемости пористой среды (гидрофобизация) и подавления набухания глинистых минералов. Что такое глушение скважины. Под глушением понимается комплекс работ, направленных на временное прекращение притока жидкости из пласта в открытой скважине путем создания противодавления на продуктивный пласт жидкостью повышенной плотности. Глушение скважин оборудованных ЭЦН и ШГН. Глушение скважин, оборудованных УЭЦН производится после остановки насоса методом прямой/обратной промывки в два и более циклов. Перед началом работ производится опрессовка НКТ (результат фиксируется в акте), затем (в случае остановки скважины по причине отсутствия изоляции R-0 и контрольного замера изоляции) при помощи специального ломика сбивается циркуляционный (сливной) клапан и производится глушение скважины расчетным количеством циклов. При сбитом циркуляционном клапане УЭЦН рекомендуется проводить закачку жидкости глушения методом прямой промывки созданием циркуляции и выходом через межтрубное пространство в нефтесборный коллектор. В случае наличия признаков механического повреждения (или пробоя) кабеля в районе кабельного ввода и предполагается произвести рубку кабеля под планшайбой, циркуляционный (сливной) клапан в скважинах, оборудованных УЭЦН, не сбивается (с целью обеспечения возможности запуска установки без подъема при наличии допустимой изоляции системы «ПЭД+кабель») – скважина глушится методом обратной промывки. В случае недохода ломика до сливного клапана из-за наличия отложений в НКТ по возможности производится перфорация НКТ над насосом специальными перфораторами, спускаемыми на непрерывной трубе, канатной технике, на насосных штангах или сбрасываемых во внутреннюю полость НКТ (ПНКТ5). После чего производится глушение скважины. В случае наличия явных признаков негерметичности НКТ – циркуляционный (сливной) клапан в скважинах оборудованных УЭЦН не сбивается (с целью облегчения поиска места негерметичности путем подъёма НКТ до «жидкости») – скважина глушится методом обратной промывки путем закачки ЖГ в затрубное пространство. Глушение скважин, оборудованных УШГН, производят в два и более циклов после остановки скважинного насоса. Жидкость глушения закачивают методом обратной промывкой в затрубное пространство созданием циркуляции и выходом через трубное пространство в нефтесборный коллектор. Глушение скважин ППД. Глушение нагнетательных скважин, не оборудованных пакерами, выполняется путем закачки по циркуляции жидкости глушения в НКТ и выходом через межтрубное пространство эксплуатационной колонны на поверхность (на пустую емкость) расчетного объема жидкости глушения. Глушение нагнетательных скважин, оборудованных пакерами, ведется путем закачки жидкости глушения прямой промывкой с продавкой в пласт расчетного объема жидкости глушения. После срыва пакера необходимо произвести смену объёма жидкости в скважине на жидкость глушения в объёме трубного и затрубного пространства. Глушение нагнетательных скважин, оборудованных пакерами (при наличии в компоновке циркуляционного клапана), ведется путем закачки жидкости глушения глушения обратной промывкой путем закачки по циркуляции через межтрубное пространство эксплуатационной колонны и НКТ с выходом на поверхность (на пустую емкость) расчетного объема жидкости глушения. Возможно ли прерывать цикл глушения. Процесс глушения скважины должен быть непрерывным. С целью исключения прерывания технологического процесса, глушение необходимо начинать только при условии наличия на кустовой площадке достаточного количества жидкости глушения соответствующего удельного веса, в объёме не менее объёма соответствующего цикла глушения. Без наличия этого объема на скважине начинать цикл глушения запрещается. Опрессовка НКТ Скважины, оборудованные ГНО перед началом работ по глушению (промывке ГНО) подлежат опрессовке лифта НКТ. Опрессовка производится на давление 40 атм при открытой затрубной задвижке и стравленном затрубном пространстве до атмосферного давления, время выдержки под давлением опрессовки 5 мин, допустимое падение давления 10 атм. Результаты опрессовки заносятся в акт на выполненный объём работ по глушению (промывке ГНО) скважины. Глушения скважин с высоким газовым фактором. В скважинах с высоким газовым фактором после проведения работ по глушению раствором расчетной плотности возможно насыщение газом жидкости глушения. В этом случае, приняв во внимание статический уровень и избыточное давление, а также проверки расчета объема и плотности глушения, возможно произведение работ по «дегазации» ствола скважина (путем создания циркуляции от насосного агрегата через трубное/затрубное пространство скважины при этом вытесняемая скважинная жидкость направляется в желобную емкость, для ускорения процесса «дегазации») в объёме не мене 1- го объема скважины. 10.Сколько существует методов глушения, описать каждый метод. Различают три основных способа промывки скважин: прямая, обратная и комбинированный способ промывки: При прямой промывке промывочная жидкость через промывочную линию, гибкий шланг, вертлюг в закачивается в трубы, спущенные в скважину. При обратной промывке промывочная жидкость закачивается в затрубное пространство, а подъем размытого песка происходит по промывочным трубам. Комбинированная промывка соединяет в себе основные достоинства прямой и обратной промывки, т.е. размывание/разрушение песчаной пробки происходит при прямой промывке, затем обратной промывкой на скважине производится вынос песка и смена объема для удаления оставшихся взвешенных частиц с забоя и ствола скважины. 1) Ознакомление исполнителя работ с План-заказом выданным Заказчиком под роспись. 2) Переезд звена по глушению скважин на кустовую площадку, расстановка спецтехники у устья скважины согласно требований ПБвНГП. Приемка территории скважины с составлением акта (Приложение № 2). 3). Подготовка скважины к глушению. Определение статического уровня и избыточного давления. Стравливание давления в скважине до атмосферного (стравливание избыточного давления в затрубном пространстве скважины). Выполняет Заказчик (оператор добычи). 4) Сборка манифольдных линий высокого давления с БРС, обвязка со скважиной согласно План-заказа (трубки, затруб) выполняет исполнитель (подрядчик) работ. 5) Проверка исправности контрольно-измерительных приборов, опрессовка нагнетательных линий на полуторакратное ожидаемое рабочее давление с составлением акта на опрессовку. Ожидаемое рабочее давление не должно превышать давление опрессовки ЭК. 6) Отбор проб солевого раствора с АЦ для анализ на КВЧ. Замер плотности завезенного раствора ареометром, проверка соответствия плотности с План-заказом. 7) Опрессовка НКТ с составлением акта (если требуется по План-заказу). Скважины, оборудованные ГНО перед началом работ по глушению (промывке ГНО) подлежат опрессовке лифта НКТ. Опрессовка производится на давление 40 атм при открытой затрубной задвижке и стравленном затрубном пространстве до атмосферного давления, время выдержки под давлением опрессовки 5 мин, допустимое падение давления 10 атм. Результаты опрессовки заносятся в акт на выполненный объём работ по глушению (промывке ГНО) скважины. 8) Закачка в скважину расчетного объёма жидкости глушения для 1-го цикла глушения согласно План-заказа. Герметизация устья скважины. 9) В процессе глушения, после появления на выходе из скважины водного раствора, необходимо через каждые 2-3 м3 прокаченного солевого раствора глушения производить контрольный замер плотности выходящей из скважины жидкости. Появление раствора глушения на выходе ранее расчетного объема может сигнализировать о наличии значительной негерметичности в подвеске НКТ или об отсутствии части подвески НКТ. В этом случае производится перерасчет параметром глушения с учетом выявленных факторов. 10) Смена объёма в скважине на жидкость глушения осуществляется путем создания циркуляции от насосного агрегата через трубное/затрубное пространство скважины. При этом циркуляция жидкости должна быть непрерывной, с созданием противодавления на линии выхода из скважины в пределах 20-30 атм. Противодавление создается путем прокачки на нефтесборный коллектор (при этом противодавление равно рабочему давлению нефтесборного коллектора) или путем штуцирования линии выхода из скважины (в случае глушения на ёмкость и в случае низкого рабочго давления нефтесборного коллектора). В ряде случаев при проведении смены объёма в скважине по вышеописанной технологии возможно поглощение жидкости глушения, для исключения этого необходимо уменьшить противодавление на пласт, регулируя его в диапазонах величины противодавления на пласт (Таблица 2.), и/или снизить противодавление на линии выхода жидкости до минимума, производя глушение на ёмкость. Интенсивное поглощение возможно в многопластовых системах, когда пласт с меньшим пластовым давлением начинает поглощать, а пласт с более высоким давлением проявлять из-за уменьшения, в результате поглощения, высоты столба жидкости глушения. В таких случаях рекомендуется использовать блокирующие составы и плотность жидкости глушения рассчитывать по наименьшему коэффициенту К для пласта с более высоким пластовым давлением. Как агрегат ЦА-320 должен производить промывку скважины на каких оборотах и с каким расходом. Во время процесса промывки, агрегат должен производить закачку промывочной жидкости непрерывно, на третей - четвертой передаче, на средних оборотах двигателя с расходом не менее 10-12 л/сек. Как отбирается проба на КВЧ и каким объёмом. Пробы на КВЧ отбираются в чистую тару, объемом 1,5л (объем пробы не менее 800мл) и отправляется с заполненной этикеткой установленного образца. Отбор проб на КВЧ производится комиссионно с представителем Заказчика. Этикетка на пробе должна содержать следующие сведения: дату отбора пробы (время, число, месяц, год), место отбора, должность и подпись лиц производивших отбор проб. 14. Как производится расстановка техники при глушении и промывки. Расстановка спецтехники и оборудования должна производится согласно типовой схемы расстановки. 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 автоцистерны должны быть оборудованы искрогасителями, расстояние между ними – не менее 1 метра. Другие установки для выполнения работ (компрессор, парогенераторная установка) должны размещаться на расстоянии не менее 25 м от устья скважины. 15. На какой скорости начинается процесс глушения. Подача насосным агрегатом технологической жидкости в скважину должна быть плавной, непрерывной и равномерной, без рывков и гидроударов. Закачку начинают с пониженной (на 1-2 скорости) с контролем давления по манометру на линии нагнетания. Давление на линии нагнетания насосного агрегата контролирует машинист насосного агрегата. 16.Действие при пожаре во время проведения глушения скважин. При возникновении пожара следует немедленно сообщить по телефону/радиосвязи в пожарную часть и ЦДНГ (промысел) и принять меры по эвакуации людей, одновременно приступить к ликвидации пожара имеющимися средствами пожаротушения. 17. Какие параметры ответственный исполнитель должен контролировать при глушении? В процессе проведения работ по глушению/промывке скважин ответственный исполнитель контролирует: давление на насосном агрегате; показания уровнемера на АЦ; состояние линий обвязки; местонахождение людей; отсутствие утечек нефти; отбирает пробы выходящей из скважины жидкости, визуально определяет ее состав и с помощью ареометра определяет ее плотность. 18. Требования к насосным агрегатам при глушении? Насосные агрегаты должны иметь поверенные исправные манометры, заводские тарированные предохранительные устройства для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры. Выкид от предохранительного устройства на насосе должен быть выведен под агрегат. Нагнетательные линии от насосного агрегата должны быть собраны из труб с быстросъемными соединительными гайками и шарнирных колен (угольников) и вся система насосного агрегата и линия нагнетания до устья скважины должна быть опрессована на полуторократное давление от максимального рабочего давления, предусмотренного планом работ. Монтаж нагнетательной линии от агрегата проводить с использованием не менее трех шарнирных колен (угольников) – один на агрегате, один на скважине, один обеспечивает угол между трубами БРС. 19. Какую ответственность несет подрядчик при глушении? За качество применяемых материалов, обеспечение безопасности и выполнение требований плана заказа на глушение скважин несет ответственность исполнитель (подрядчик) работ по глушению скважины. 20. Согласно каким нормативным документам проводятся работы по глушению на КП? Все работы на кустовой площадке необходимо проводить в соответствии с требованиями пожарной безопасности к ОПО, установленными Федеральным законом от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" N 123-ФЗ, постановлением правительства РФ от 25.04.2012 г. №390 «Правил противопожарного режима в Российской Федерации», РД 08-435-02 «Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте», «Типовые инструкции по безопасности работ при строительстве нефтяных и газовых скважин», а также локально-нормативными документами ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», определяющими безопасное проведение работ. Требования по охране окружающей среды после глушения на скважине. По окончанию работ на скважине необходимо: очистить загрязненные нефтью и химреагентами участки вокруг скважины; вывезти оставшиеся химреагенты, растворы для дальнейшего использования; или регенерации произвести очистку и планировку территории. |