|
|
Капитальный ремонт скважины. кап.ремонт скважины. Работы при фонтанировании скважин и капитальный ремонт ремонт скважин
Работы при фонтанировании скважин и капитальный ремонт РЕМОНТ СКВАЖИН - От того, насколько своевременно и качественно проводится текущий и капитальный ремонт скважин, зависит эффективность их последующей эксплуатации, длительность безаварийных межремонтных периодов и срок службы в целом. Кроме того, ремонтно-профилактические мероприятия служат залогом безопасности технологического процесса, а капитальный подземный ремонт скважин еще и повышает их добывные возможности.
Текущий ремонт скважин - Данный вид ремонта (называемый также профилактическим) предназначен для всех видов работ, целью которых является проверка, очистка, частичная или полная замена подземного оборудования, а также удаление в забоях посторонних отложений и загрязнений (гидратов, песка, следов ржавчины и т.д.). Таким образом, текущий подземный ремонт скважин способствует устранению незначительных неполадок и восстановлению работоспособности оборудования в штатном режиме.
- Независимо от разновидности и степени сложности текущего ремонта, все операции при его проведении связаны с процессом подъема и последующего спуска различного оборудования и оснащения (штанг, труб, узлов механизмов и пр.) и инструментария для проведения ремонтных работ.
- Кроме того, СПО (спускоподъемные операции), демонтаж и последующий монтаж может проводиться как планово, так и внепланово. В связи с этим, профилактические ремонты принято разделять на два вида:
- планово-предупредительные (проведение их включено в месячные и декадные графики нефтегазодобывающих предприятий)
- внеплановые восстановительные (причиной которых становятся непредвиденное и значительное ухудшение стандартных режимов работ либо и вовсе внезапная остановка добычи)
- Время штатной эксплуатации скважин между ремонтами именуется МПР (межремонтный период работы) – и чем он длительнее, тем выше качество и надежность проведенных работ.
Капитальный ремонт скважин - Типы капитального ремонта скважин и содержание работ В основном это комплексные и сложные как технологически, так и организационно программы, связанные с призабойной зоной, в т.ч.:
- ее тщательное промывание специальными химическими составами (включая ПАВ)
- проведение работ по укреплению породы (если наличествуют признаки разрушения, либо ее связность недостаточна)
- проведение мероприятий, интенсифицирующих добычу на скважинах – используя технологии ГРП (гидравлических разрывов пластов), химическую обработку, гидропескоструйную перфорацию, термическую, вибрационную и иные виды обработки повышенной степени сложности
- дополнительное вскрытие пластов
- перевод скважин в другие категории
- уточнение геологических разрезов и оценивание насыщенности того или иного пласта
- изолирование пластовых интервалов в случае их обводнения
- восстановление герметичности цементных колец, их утолщение и устранение дефектов самих эксплуатационных колонн
- работы по бурению и подготовке к эксплуатации дополнительных стволов
- ликвидация серьезных аварийных ситуаций и их последствий
- выполнение природоохранных задач
- Очевидно, что капитальный ремонт нефтяных скважин требует участия в процессе значительно более высококвалифицированных бригад и соответствующего сложного оборудования.
Оборудование для ремонта скважин
Оборудование для подземного ремонта предусматривает наличие на скважине постоянной эксплуатационной вышки, что не совсем удобно. Поэтому в настоящее время большее распространение получили подъемные агрегаты, на которых смонтированы мачта и все необходимое оборудование для проведения спускоподъемных работ.
Общий вид агрегата в транспортном и рабочем положениях
Подъемная установка УПА-50 (рис. 5.46) предназначена для выполнения спускоподъемных операций при ремонте и освоении нефтяных и газовых скважин глубиной до 3500 м, не оборудованных стационарными вышечными сооружениями, а также для проведения работ по промывке скважин, ликвидации аварий, разбуриванию цементных пробок, монтажу-демонтажу устьевого оборудования. Применяется в макроклиматических районах с умеренным и холодным климатом.
Подъемная установка УПА-50: 1 — шасси автомобиля; 2 — распределительный шкаф; 3 - цилиндрический редуктор; 4 — топливный бак; 5 — конический редуктор; 6 — лебедка; 7 - рабочая площадка; 8 — задняя опора; 9 - мачта; 10 - балкон; 11 — талевый блок; 12 - кронблок
Талевый блок
Талевый блок — подвижная часть талевой системы - представляет собой канатный шкив, насаженный на роликоподшипниках на ось, неподвижно установленную в двух щеках. К нижней части щек подвешена серьга для соединения с крюком. Талевый блок типа БТ также имеет грузоподъемность от 12,5 до 125 т
Талевый блок: 1 - щека; 2 - боковой кожух; 3 - ось шкивов; 4 - подшипник; 5 - шкив; 6 -серьга.
Кронблок
Кронблок (рис. 9.5) устанавливается на верху вышки или мачты, их талевый блок подвешивается на талевом канате, а крюк - к нижней серьге талевого блока. Кронблок типа КБ имеет грузоподъемность от 12,5 до 125 т.
Кронблок: а - исполнение I; б - исполнение II; 1 - ограждение; 2 - шкив; 3 - опора; 4 - ось шкивов; 5 - кожух; 6 - подкронблочная рама.
Крюк подъемный (рис. 9.7) — подвижная часть талевой системы - предназначен для подвешивания стропов, элеваторов, вертлюгов и других приспособлений.
Крюк типа КР в исполнении I (однорогий) имеет грузоподъемность 12,5 и 20 т, в исполнении II (трехрогий) - от 32 до 125 т. Крюк состоит из рога, подвески и серьги. Подвеска имеет упорный подшипник и пружину, что обеспечивает вращение рога как под нагрузкой, так и без нее. С помощью серьги крюк подвешивается к талевой системе.
Подъемные крюки: а - однорогий крюк (исполнение I); б - трехрогий крюк (исполнение II); 1 - серьга; 2 - корпус крюка; 3 - пружина; 4 - ствол крюка; 5 - рог крюка; 6 - седло; 7 - дополнительный рог со скобой.
Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором жидкость поднимается на поверхность, только за счёт природной пластовой энергии называется фонтанным способом. Фонтанирование скважины происходит вследствие разности давления в пласте и давления на забой столба жидкости. Рпл. > Рзаб. + Рлт.
Фонтанная арматура – это трубная конструкция схема и устройство подключения которой имеет фланцевое соединение с различными тройниками, соединительными устройствами и т.д. Во время обустройства системы фланцевое соединение уплотняют стальными прокладками с минимальным содержанием углерода. Фонтанная арматура предназначена для выполнения множества функций. Одна из них- это типовые обвязки трубопроводов. Это устройство позволяет управлять потоком среды в скважине и осуществлять контролирующие производство процессы.
Фонтанная арматура широко используется при герметизации и при проводке отводов выкидных линий. Практически во все типовые виды работ, связанных с прокладкой трубопроводов, необходимо задействовать подобное устройство.
- Типы фонтанной арматуры: тройниковые и крестовые.
- ФА служит для: – подвеска НКТ герметизация затрубного и трубного пространства для направления движения продукций скважин – наклон НКТ для проведения исследовательских работ обеспечения возможности регулирования режимов работы скважины в заданных пределах для регулирования дебита скважины и направления жидкостей неф те линий для проведения различных обработок скважины
- По рабочему давлению выпускают от 7 до 105 мПа, проходное сечение от 50 – 100 мм. Выпускают фонтанные арматуры на рабочее давление 70 и 105 мПа, испытывается на 1,5 кратное рабочее давление
Фонтанирование скважин - Открытое фонтанирование возможно при ремонте всех фонтанных скважин. Однако открытое фонтанирование кустовых скважин представляет особую опасность как для ремонтных бригад, так и для объекта в целом. Характерный случай произошел в декабре 1970 г. в районе Мексиканского залива, когда открытое фонтанирование и загорание одной из скважин куста вывело из-под контроля еще 10 скважин.
- Открытое фонтанирование может произойти, например, во время разбуривания или вскрытия пласта вследствие недостаточного давления столба глинистого раствора на забой и отсутствия на устье скважины противовыбросового оборудования или его неисправности. В этом случае нефть ( газ) поступает из пласта в скважину. В процессе бурения или перфорирования отверстий в обсадной колонне против нефтяного или газового пласта возможен уход раствора, следствием чего является выброс нефти и газа
Газонефтеводопроявление - Газонефтеводопроявление (ГНВП) – это регулируемый при помощи оборудования выброс нефти, газа или воды из продуктивного пласта в скважину, через устье на поверхность при производстве ремонта, освоения или бурения скважины. Открытый фонтан – это уже нерегулируемый выброс пластовых флюидов через устье скважины
Причины возникновения ГНВП - Недостаточная плотность раствора глушения вследствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.
- Отсутствие долива скважины при спускоподъемных операциях инструмента и оборудования.
- Поглощение жидкости, находящейся в скважине.
- Глушение скважины перед началом работ недостаточным объемом.
- Снижение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.
- Несоблюдение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.
- Длительные простои скважины без промывки.
- Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивающих опасность возникновения газонефтеводопроявлений (даже если пластовое давление ниже гидростатического).
- Газ может находиться в скважине в растворенном состоянии, либо в виде пузырьков, находящихся в покое относительно жидкости (т.е. не всплывает самостоятельно).
Первые два положения особой опасности не представляют, потому что забойное давление уменьшается незначительно. Если предполагать, что в скважину поступила компактная пачка газа (например при подъеме инструмента), то для идеальных условий при всплытии этого газа в закрытой скважине давление на забое почти удвоится.
Причины перехода ГНВП в открытые фонтаны - Низкая обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.
- Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности”.
- Некачественное цементирование обсадных колонн.
- Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.
- Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.
- Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.
Первоочередные действия производственного персонала при возникновении ГНВП Источник: - Первый работник, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.
- Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона.
- Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера ТКРС либо ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану. Остановить двигатели внутреннего сгорания.
- Отключить силовые и осветительные линии электропитания.
- Отключить электроэнергию в загазованной зоне.
- Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины.
- Прекратить в газоопасной зоне огневые работы, курение, и другие действия, в результате которых возможно искрообразование
- Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.п.), которые могут оказаться в газоопасной зоне.
- Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана.
- Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны.
- Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы.
- При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения.
Методы ликвидации ГНВП - Способ «непрерывного глушения скважины» При данном способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия при постоянном утяжелении раствора глушения, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности жидкости глушения до значения, необходимого для равновесия в скважине. В этом способе обеспечивается минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением, а при достаточно интенсивном утяжелении раствора — и наиболее низкие давления в колонне при глушении. Вследствие вышесказанного способ «непрерывного глушения» считается наиболее безопасным, но в то же время и наиболее сложным для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.
- Способ «ожидания и утяжеления» При этом способе после герметизации скважины предварительно утяжеляют необходимый объем жидкости глушения до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят само глушение. Этот способ весьма опасен, так как всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов. Помимо этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата инструмента.
- Способ «двухстадийного глушения скважины» Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов — стадия вымыва пластового флюида. Затем циркуляцию прекращают, увеличивают плотность раствора глушения и глушат скважину — стадия глушения. Данный способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его применении создаются наибольшие давления в колонне. Нежелательным является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления раствора глушения в запасных емкостях.
Противовыбросовое оборудование - Противовыбросовое оборудование (ПВО) - это комплекс оборудования, предназначенный для герметизации устья нефтяных и газовых скважин при их строительстве и ремонте.
- Использование ПВО позволяет повысить безопасность ведения работ, обеспечить предупреждение выбросов и открытых фонтанов.
- В России применение ПВО регламентирует ГОСТ 13862-90 «Оборудование противовыбросовое. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции»
- ПВО обеспечивает проведение следующих технологических операций:
- -герметизация скважины;
- -спуск-подъем колонн бурильных труб при герметизированном устье;
- -циркуляция бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию;
- -управление гидроприводами оборудования. ПВО включает стволовую часть, превенторы и манифольд.
- Стволовая часть включает ПВО, оси стволовых проходов которых совпадают с осью ствола скважины и которые последовательно установлены на верхнем фланце колонной обвязки. Стволовая часть включает превенторы, устьевые крестовины, надпревенторную и другие дополнительно устанавливаемые катушки, разъемный желоб и герметизатор.
- Превентор - противовыбросовое устройство, устанавливаемое на устье скважины с целью её герметизации в чрезвычайных ситуациях (ЧС) для предупреждения выброса из нее жидкости или газа при бурении. Это важный элемент бурового оборудования. Установка превенторов в настоящее время является обязательным условием бурения скважин, поскольку предотвращает возникновение фонтана нефти, пожара и загрязнения окружающей среды.
- Манифольд является элементом нефтегазовой трубопроводной арматуры и представляет собой трубопроводы и арматуру и др оборудование (компенсаторы и буровые рукава), закрепленные на одном основании.
- Манифольды рассчитаны на высокое давление и соединяются в соответствии с определенной схемой.
- В состав манифольда также входят линии дросселирования и глушения.
- Крестовины устьевые предназначены для использования в составе устьевого и противовыбросового оборудования. Изготавливаются в соответствии с ГОСТ 28919-91.
|
|
|
Скачать 3.83 Mb.