Определение допустимого объёма поступления флюида в ствол скважины.

Определение допустимого объёма поступления флюида в ствол скважины.

При поступлении флюида в ствол скважины и его дальнейшей миграции в закрытой скважине или подъёме к устью при правильно организованном вымыве необходимо обеспечить постоянство давления на проявляющий горизонт и отсутствие угрозы потери герметичности канала по стволу или на устье скважины (гидроразрыв, поглощение, нарушение колонны или устьевой обвязки). Эти требования обуславливают управляемость скважины и безопасность ведения работ с позиции предупреждения аварийной ситуации. Учитывая, что с ростом длины пачки (т.е. объёма поступившего флюида), давление в затрубном пространстве будет возрастать, т.е. увеличиваться разность показаний между затрубным и трубным манометрами, а также возрастёт величина давления в «голове» пачки при её прохождении любого сечения, поэтому необходимо дать величину предельного (критичес-кого) объёма поступившего флюида, при котором возможно управление скважиной без угрозы потери контроля и её перехода в аварийное состояние.

Из решения задачи об определении давления в любом сечении ствола при при движении бурового раствора с пачкой флюида в затрубном пространстве предельный объём флюида в затрубном пространстве для сечения на расстоянии Х по глубине, поступившего в ствол скважины, определяется по формулам:

a) для газа

V^(г)_пр= F*{P_DX*[ P_DX-P_H+g* ρ *(H-x)]}

     g* ρ*(P_H*T_X*Z_X/T_H*Z_H) - g* ρ_г*P_DX

б) для нефти или воды с плотностью ρ_ф

V^(ф)_пр=F*(P_DX-P_H+g* ρ*(H-x))/(g*(ρ- ρ_ф))

где F- площадь кольцевого пр-ва, м²; P_DX- допустимое давление в сечении Х, Па;

P_H- забойное давление, Па;         ρ- плотность бурового раствора, кг/м³

Н- глубина скважины,м;             х- расстояние от устья до газовой пачки,м;

g- ускорение свободного падения, м/с²;

Тн, Тх- температура на забое и на глубине х при циркуляции, ⁰К;

Z_H, Zx- коэф. сжимаемости газа в условиях забоя и на глубине х (приводится в «Инструкции по предупреждению и ликвидации ГНВП…», рис.3.2.)

ρ_г- плотность газа в забойных условиях, кг/м³ (приводится в «Инструкции по предупреждению и ликвидации ГНВП…», рис.3.4.);

Расчёт предельного объёма проводится для сечений, в которых наиболее возможны условия потери герметичности ствола скважины и к ним относят:

- устье скважины;  -стыки секций обсадных колонн;

- цементное кольцо у башмака колонны; 

- подошву интервала необсаженного ствола скважины с min градиентом гидроразрыва.

По результатам расчётов в выбранных сечениях принимается минимальное значение из полученных для допустимого объёма Vпр, которое в дальнейшем используется для опре-деления допустимого объёма поступления флюида в ствол скважины [V], что в свою очередь позволяет дать оценку зон:

- предупреждения ГНВП; - ликвидации ГНВП;  -аварийного ГНВП;

Допустимый объём притока флюида в ствол скважины [V] определяется с учётом обеспечения резерва времени на герметизацию устья скважины и создания необходимого запаса прочности по формуле:

 [V]=а*Vпр; где Vпр- предельный объём флюида в затрубъе;

а- коэф. учитывающий неизвестность состояния объекта и вид технологической операции («Инструкция по предупреждению и ликвидации ГНВП при строителстве и ремонте скважин»). Значения коэф. а приведены в табл.3.2

                                                                                                     табл.3.2

Тип

Скважины

Значение коэффициента а

Технологические операции и виды работ

Бурение и прочие виды работ

Подъём труб

Наличие косвенных признаков Отсутствие кос венных признаков Наличие косвенных признаков Отсутствие косвенных признаков Эксплуатацион 0,75 0,62 0,50 0,37 Разведочная 0,62 0,50 0,37 0,25

 

Поступление пластовых флюидов в ствол скважины определённым образом отражается на гидравлических характеристиках циркулирующего потока, свойствах бурового раствора, выходящего из скважины. Возникающие при этом на поверхности сигналы подразделяют на прямые и косвенные признаки ГНВП, т.к. они обладают различной значимостью и информативностью.

Признаки, которые однозначно указывают на поступление пластового флюида в ствол скважины, называют прямыми признаками.

Признаки, которые предупреждают о возможности возникновения ГНВП, т.к. они могут возникать не только в результате поступления флюида из пласта, но и по другим причинам, называют косвенными.

Косвенные признаки ГНВП при различных технологических операциях

Признаки ГНВП

Бурение, проработка, промывка

СПО

Прямые признаки ГНВП при различных видах технологических операций

Признаки ГНВП

СПО

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 (п.3.2. Формула 4).

- При глушении скважин с высоким газовым фактором (более 200 м³/м³, и с пластами имеющими поглощающие интервалы должна предусматриваться закачка в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости или ВУС. При интенсивном поглощении используются нефтеводо – кислоторастворимые наполнители – кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.

 

       - Глушение фонтанных и нагнетательных скважин.

 

       - В фонтанных скважинах НКТ спускается до интервала перфорации или на 10-30 м выше его. Поэтому, для замещения скважинной жидкости на жидкость глушения в этих скважинах, достаточно одного цикла глушения выполненного путем закачки жидкости глушения в НКТ (прямой способ).

 

       - Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят, при условии выхода циркуляции жидкости глушения, с противодавлением (в пределах допустимого для данной эксплуатационной колоны) – достаточным для прекращения работы пласта. Величина противодавления регулируется задвижкой на затрубном пространстве, при этом, давление в линии отвода скважинной жидкости (выкидная линия) не должно превышать 30 кг/см².

 

       - К концу глушения скважины давление прокачки необходимо постепенно снижать путем открытия задвижки на затрубном пространстве или уменьшения производительности насоса.

 

       - Глушение скважин, оборудованных насосами.

 

       - Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, производят в два и более приемов (циклов) после остановки скважинного насоса и сбития циркуляционного клапана (ЭЦН) или откидывания головки балансира у станка-качалки.

 

       - Скважину после первого и последующих циклов глушения оставляют на отстой, на время, рассчитанное по формуле 8.

 

       - Количество выполненных циклов, время отстоя, и объем прокаченной жидкости глушения должны соответствовать расчетным значениям, указанным в плане-задании на глушение скважины.

 

       - Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением.

 

       - Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением производится сеноманской или подтоварной водой без создания противодавления на пласт.

           

       - Для предотвращения ухудшения притока жидкости из пласта к закачиваемой в скважину воде добавляются химреагенты (КМЦ, ПЭО, ПАВ). Добавку указанных и других химреагентов производить по специальным методикам.

 

       - Приготовление жидкости глушения с добавкой химреагентов необходимо производить путем интенсивного их перемешивания.

 

       - Закачку жидкости глушения в скважину с добавкой химреагентов осуществлять при первом цикле глушения.

 

                   - Меры безопасности при глушении скважин.

     -Глушение скважины может быть начато только после оформления двухстороннего акта о приеме скважины в ремонт (мастер бригады КРС(ТРС) и представитель ПДНГ, ЦППД).

 

       - Глушение скважины производится по заданию мастера КРС (ТРС). Проведение глушения скважины без плана ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

 

       - Глушение скважин производится, как правило, в светлое время суток. В особых случаях глушение может быть произведено в ночное время при обеспечении освещенности скважины не менее 26 люк.

 

       - Площадка размером 40х40 м, на которой устанавливаются агрегаты, должна быть освобождена от посторонних предметов, зимой от снега.

 

       - Перед глушением необходимо проверить: исправность всех задвижек и фланцевых соединений на устьевом оборудовании; наличие протока жидкости по выкидной линии от скважины до замерной установки и при его отсутствии работы на скважине прекратить до выяснения и устранения причин.

 

       - 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 автоцистерн должны быть оборудованы искрогасителями, расстояние между ними должно быть не менее 1.5 м.

       Промывочный агрегат, кроме того, должен быть оборудован предохранительным и обратным клапанами.

 

       - В процессе глушения скважина ЗАПРЕЩАЕТСЯ крепление каких-либо узлов агрегата или обвязки устья скважины и трубопроводов. Должен быть обеспечен постоянный контроль: за показаниями манометров, за линией обвязки, за местонахождением людей. Манометры должны быть установлены на прокачивающем агрегате и выкидной линии скважины.

 

       - При глушении скважин давление прокачки жидкости глушения не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны данной скважины.

 

       - 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.

       При более длительном простое скважины в ожидании ремонта, скважина должна быть заглушена повторно до начала ремонтных работ.

 

       - После окончания всех работ по глушению скважины составляется «Акт на глушение скважины».

       В акте на глушение скважины должно быть указано:

 

- дата глушения скважины;

- удельный вес жидкости глушения;

- объем жидкости глушения по циклам;

- время начала и окончания циклов глушения;

- начальное и конечное давление прокачки жидкости глушения.

 

- «Акт на глушение скважины» подписывается (с указанием удельного веса и объема жидкости глушения), лицом производившим глушение скважины, мастером бригады КРС и машинистом агрегата.

 

Общие положения

 

Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте и в соответствии с положениями настоящей инструкции. Выбранная схема должна быть указана в плане работ на ремонт (освоение) скважины.

- В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ.

- К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”.

- Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.

- Периодичность проверки ПВО в условиях базы-- гидравлическая опрессовка на рабочее давление-через 6 месяцев. Дефектоскопия –один раз в год. После проведения проверки составляется акт.

- Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью.

- При температуре воздуха ниже –10^оС превентора должны быть обеспечены обогревом.

- Для подъема превенторов на высоту должны использоваться стропы соответсвующей грузоподъемности (вес ПВО указывается в техническом паспорте), прошедшие испытание и имеющие соответсвующую маркировку.

 

Монтаж ПВО.

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

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 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.

- Допускается по согласованию с противофонтанной службой для проведения прострелочно-взрывных работ в колонне с последующим демонтажем установка верхнего превентора с глухими плашками и продолжения работ с одним превентором (кроме скважин 1-ой категории). В этом случае повторная опрессовка оставшегося в обвязке превентора не требуется.

- 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.

- 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 максимально ожидаемое давление, но не выше опрессовки эксплуатационной колонны.

- После монтажа противовыбросового оборудования на скважине с перфорированной или негерметичной колонной ПВО опрессовывается на давление не менее3,0 МПа. Давление опрессовки определяется, исходя из технического состояния и приемистости скважины и указывается в плане работ.

- Результаты опрессовки оформляются актом.

Эксплуатация

 

· Должен быть обеспечен свободный доступ к устью скважины для обслуживания ПВО.

· Перед началом смены необходимо проводить проверку затяжки фланцевых соединений и контроль технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость открытия-закрытия). Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования. Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования.

· При необходимости замены плашек следует руководствоваться рекомендациями завода – изготовителя, отраженными в паспорте на превентор. Работы производятся под руководством специалиста – механика по противовыбросовому оборудованию.

· После замены плашек или узлов превентора непосредственно на устье скважины необходимо превенторную установку опрессовать на давление опрессовки колонны (п.2.9.16 ПБ НГП) или на давление указанное в плане работ, но не ниже 30 кг/см².

· Периодичность проверки плашечных превенторов:

· - гидравлическая опрессовка      -      через каждые 6 месяцев

· - дефектоскопия                           -      один раз в год.

Запрещается:

Ø Производить удары по корпусу ПВО с целью очистки поверхности от грязи и льда.

Ø Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;

Ø Обогревать элементы превентора открытым огнем.

Ø Расхаживать или вращать колонну насосно-компрессорных труб или бурильных труб, не допускается нагрузка на плашки более 20т.

 

Исполнение     У Г У - 2

          

140х14                       140х21 120х14 120х21 Проходное сечение,мм Давление, Мпа (кгс/кв.см) рабочее пробное Габаритные размеры, мм не более головки уплотнительной муфты герметизирующей Масса, кг, не более  головки уплотнительной муфты герметизирующей Масса герметизатора в комплекте, кг, не более

140(120)*      140(120)*        120(110)*       120(110)*

 14 (140)         21 (210)           14 (140)         21 (210)

 28 (280)         42 (420)            28 (280)         42 (420)

408 х 395 х 304                           408 х 395 х 304

  d 140 х 272                                  d 128 х 272

         101                                        106

          15                                       11

         189                                        193

n проходное сечение, указанное в скобках должно обеспечиваться сменным центратором, поставляемым в комплекте с герметизатором.

2.2. Рабочая среда - продукт нефтегазовых скважин с содержанием механических примесей в количестве не более 0,5% по объему, с суммарным содержанием СО и HS до 0,003%, с объемным содержанием пластовых вод до 99%, а также вода (сеноманская, пластовая, поотоварная) с содержанием механических примесей не более 25 мг/л, и размером твердых частиц не более 0,1 мм.

2.3. Температура рабочей среды - плюс 2 - плюс 120 град.С

2.4. Температура окружающей среды - минус 45 - плюс 35 град.С

n количество крепежей отверстий на фланце - 12;

n диаметр крепежных отверстий фланца, мм - 40.

3. СОСТАВ И КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ

3.1. В состав герметизатора входит головка уплотнительная, муфта герметизирующая, комплект инструмента и принадлежностей, комплект сменных частей, комплект запасных частей, настоящий паспорт и инструкция по эксплуатации.

3.2. Комплект поставки приведен в таблице 2.

4. УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

4.1. Герметизатор УГУ-2 (см. Приложение 1) состоит из уплотнительной головки 1 и герметизирующей муфты 2. В уплотнительную головку входит: корпус 10, сменное кольцо фланцевое 11, центратор сменный 13, кольцо опорное 9, уплотнитель резиновый 8, обойма 7, фланец верхний 4, соединенный на резьбе с корпусом и зафиксированный к нему стопорным винтом 3. В пазах фланца верхнего 4, размещены плашечные затворы 5, снабженные телескопическими винтами6. Бухты винтов 6, заключены в разъемные опоры 14, прикрепленные к фланцу верхнему болтами. К плашечным затворам укреплены указатели, показываюшие исходное положение затворов.

4.2. Герметизирующая муфта (см. приложение 3), на резьбе, включена в состав запорной компоновки для перекрытия начала труб. Компоновка, в подготовленном состоянии, должна находиться рядом со скважиной, в месте, указанном планом работ по подземному или капитальному ремонту.

4.3. При необходимости герметизации устья скважины в случае появления признаков нефтегазопроявления, а также при длительных перерывах в работе, запорную компоновку необходимо присоединить к колонне труб НКТ. Натяжением колонны труб клиновой захват гидроротора освобождается и снимается, с помощью извлекателя из гидроротора вынимается центрирующая втулка. Спуском герметизирующей муфты до посадки на центратор (d 120 мм) она будет сопряжена с резиновым уплотнителем 8, с обеспечением автоматической герметизации затрубного пространства. Поворотом рукоятки крана перекрывается канал колонны труб.

4.4. Для предупреждения выброса труб из скважины - вращением телескопических винтов 6, плашечные затворы 5 вводятся в крутовой паз герметизирующей муфты и страхуют ее от движения вверх.

4.5. При сменном центраторе 13 с проходом 140 мм, посадка запорной компоновки производиться на гиророторе с помощью опорного кольца, при этом дистационный патрубок должен иметь высоту, при которой круговой паз герметизирующей муфты 2 будет находиться на уровне плащечных затворов 5.

 

Превентор плашечный малогабаритный

НАЗНАЧЕНИЕ

1. Превентор плашечный малогабаритный ППМ-125x25 (далее ППМ) предназначен для предотвращения и ликвидации нефтегазопроявлений (далее - НГВП) путем герметизации устья скважины при ппроведении аварийных работ.

2. ППМ обеспечивает герметизацию устья при наличии в стволе скважины насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80) диаметром 33, 42, 48, 60, 73, 89 мм, геофизического грузонесущего кабеля (ГОСТ 6020-82) диаметром 6,3...... 16 мм, либо их отсутствии.

3. ППМ предназначен для эксплуатации в макроклиматических районах с умеренным и холодным климатом по ГОСТ 16350-80, климатическое исполнение - УЧЛ, категория размещения - I по ГОСТ 15150-69.

Примечание. Нижнее значение температуры окружающего воздуха должно быть не ниже -10С. При более низкой температуре окружающего воздуха необходимо производить искусственную терморегуляцию, например укрытием корпуса ППМ теплоизоляционным материалом.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Диаметр проходного отверстия, мм........................25

Рабочее давление, Мпа (кгс/см2)............................25(250)

Пробное давление корпуса, Мпа (кгс/см2)............50(500)

Пробное давление герметизации элементов, Мпа кгс/см2)...32(320)

Диаметр уплотняемых труб, мм (при установке соответствующих типоразмеров сменных уплотнителей в корпус плашек)..33,42,48,60,73,89

Конструктивные особенности:

установка в корпус плашки глухового уплотнителя позволяет герметизировать скважину при отсутствии верхней трубы, либо при наличии грузонесущего геофизического кабеля диаметром 6,3 - 16,0мм (ГОСТ 6020-82);

установка в корпусе превентора сменных элементов центратора (соответствующих типоразмеру унистняемых труб) позврляет обеспечивать устьевую труб относительно ствола скважины

Рабочая среда................................. нефть, газ, газоконденсат,

вода, раствор СаС l ₂,

буровой раствор и их смеси

Температура рабочей среды........ от минус 10С до плюс 100С

Присоединительные размеры, мм

наружный диаметр.......................................................395

диаметр расположения шпилечных отверстий.........325

диаметр и количество шпиле чных отверстий............39x12

средний диаметр уплотнительной канавки................205

Габаритные размеры при закрытых плашках, мм:

длина.................................................................................1170

ширина............................................................................395

высота...............................................................................508

Масса...................................................................................400

СОСТАВ И КОМПЛЕКТНОСТЬ

1. ППМ состоит из следующих основных узлов и деталей (рис. 3.1.): цилиндра корпуса 1, плашки 6, сменного уплотнителя 7, обоймы центратора 17, сменных вкладышей 18, штока 8, уплотнительной гайки 11, штурвала 16.

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

1. Корпус ППМ (см.рис.3.1.) выполнен в виде крестовины сварного исполнения, который включает: цилиндр 1, верхний патрубок 2, нижний патрубок 3, присоединительные фланцы 4 и 5.

2. Внутри цилиндра 1 подвижно установлены плашки 6 гуммированные маслобензостойкой резиной. В корпусе плашки, в зависимости от диаметра герметизируемых труб, устанавливаются уплотнители 7 соответствующего типоразмера. Задняя часть корпуса плашки 6 имеет «Т» - образный паз для соединения с головкой штока 8 через кольцо 9. С целью исключения попорота в нижней части корпуса плашки выполнен шпоночный паз, взаимодействующий со штифтами 10, жестко связанные с цилиндром 1. Перемещение штока осуществляется через уплотнительную гайку 11, жестко установленную относительно цилиндра 1, поджимной крышкой 12 и установочного штифта 13. Уплотнение гайки 11 относительно цилиндра 1 осуществляется резиновыми кольцами 14 круглого сечения, а относительно штока 8, резиновыми самоуплотняющимися манжнтами15. Вращение штока 8 осуществляется штурвалом 16.

3. Обеспечение устьевой соооности опускаемых труб относительно ствола скважины достигается установкой центратора в проходном отверстии корпуса ППМ.

4. Центратор состоит из обоймы центратора 17, связанной с патрубком 2 резьбовым соединением и вкладышом 18 соответствующего типоразмера.

5. Закрывается и открывается превентор вращением штурвалов 16 соответственно по часовой и против часовой стрелки. При закрытии превентора герметизация устья скважины осуществляется принудительным выдавливанием резины головкой штока 8 через подвижно установленный в корпусе плашки диск 19.

6. В случае перехода на другой диаметр труб смену и установку соответствующего типоразмера уплотнителя 7 и вкладышей 18 производят в следующей последовательности (см.рис.3.1.и рис.7.1.):

n закрывают трубные плашки устьевого превентора (стандартное ПВО);

n вращением штурвала 16 против стрелки отводят плашки 6 до упора в крайнее положение;

n отворачивают крышку 12 и вместе с гайкой 11 извлекают плашки 6;

n после установки соответствующего типоразмера уплотнителя 7, сборку производят в обратной последовательности;

n производят демонтаж вышестоящего аварийного оборудования для обеспечения доступа по смене вкладышей центратора 18, необходимого типоразмера. Для этого ввернуть обойму 17 и извлечь наружу, придерживая рукой вкладыш центратора 18 от случайного его выпадания в скважину;

n после установки в гнездо обоймы 17 вкладышей 18, соответствующего типоразмера, операцию установки повторяют в обратной последовательности;

n производят монтаж верхней части аварийного оборудования и продолжают работы по намеченному плану.

 

И Н С Т Р У К Ц И Я

 по применению запорной компоновки к малогабаритному превентору

1. Запорная компоновка предназначена для перекрытия канала насосно-компрессорных и бурильных труб при использовании в качестве ПВО малогабаритного превентора в процессе освоения, текущего и капитального ремонта скважин. Применение данной запорной компоновки допускается на скважинах с ожидаемым давлением на буфере не более 14 Мпа.

2. Запорная компоновка является универсальной и состоит из подъемного патрубка изготовленного из НКТ О89, О73 мм, пробкового проходного крана КППС-65 x 140xл, рабочей трубы (О73мм, О89мм) с длиной гладкой части не менее 1500мм, переводника под диаметр применяемых насосоно-компрессорных или бурильных труб. Длина переводника не регламентируется, фланцы и шпильки для крепления необходимо изготавливать из стали марки 45xí или 45xа. Наличие сварных соединений между патрубками НКТ и фланцами не допускается.

3. Применение рабочей трубы (Æ 73мм, Æ 89мм) обусловлено необходимостью избежать смены плашек превентора в процессе работы с комбинированным лифтом НКТ.

4. При работе, на скважине, запорная компоновка должна находиться на приемных мостках или рабочей площадке, кран должен находиться в открытом положении. В процессе работы должен быть установлен переводник под диаметр применяемых труб, а в случае комбинированного лифта рядом находится дополнительный переводник, под диаметр следующей ступени лифта. При смене диаметра поднимаемых из скважины труб необходимо произвести смену переводника.

5. Верхняя часть запорной компоновки (подъемный патрубок, КППС) должны быть окрашены в красный цвет. Окраска рабочей трубы не допускается. На запорной компоновке должен быть выбит номер, который указывается в паспорте.

6. Перед сдачей запорной компоновки в бригады освоения и ремонта скважин изделие должно быть подвергнуто испытанию опрессовкой на величину пробного давления пробкового крана КППС-65x140хл. Время испытания не менее 10 мин. Результаты испытания заносятся в паспорт на изделие.

7. Периодически, не реже одного раза в квартал, запорная компоновка совместно с превентором проходит испытания в ЦБПО, с занесением в паспорт проверок.

8. При перерывах в работе, связанных с оставлением устья скважины, запорная компоновка должна быть навернута на трубы находящиеся в скважине, разгружена на элеватор устанавливаемый под верхнюю муфту рабочего патрубка запорной компоновки. После этого должны быть закрыты превентор и кран КППС с запорной компоновки.

 

Для регулирования давления применяется специальные задвижки – дроссельные задвижки (см. схему). Дроссельные задвижки могут быть ручного управления и дистанционного через гидравлическую систему.

 

 

ЛИТЕРАТУРА:

 

1. Малов Е.А., Дадонов Ю.А., Ефименко В.И. и др. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-200-98.-Москва.-1998.

2. Блохин О.А., Иогансен К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов. М.: Недра, 1991.

3. Дадонов Ю.А., Ефименко В.И. и др. Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-254-98.-Москва.-1999.

4. Кутепов А.И., Василенко В.И., Нагайцев В.Ф. Методические указания по обучению рабочих бригад бурения и ремонта скважин первоочередным действиям при газонефтепроявлениях.

Москва.-1986.

5. Бабаян Э.В., Горский В.Т. Методика обучения по курсу "Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях", Краснодар, 1988.

6. Правила ведения ремонтных работ в скважинах, РД 153-39-023-97, Москва, 1998.

7. Кутепов А.И., Кателла С.А., Федотов И.И. и др. Справочник-каталог по оборудованию и

инструменту для предупреждения и ликвидации фонтанов. М.: Недра, 1981.

8. Бабаян Э.В., Куксов А.К., Валик А.П. Технология управления скважиной при 

газонефтеводопроявлениях в различных горно-геологических условиях. РД 39-0147009-544-

87, Краснодар, ВНИИКРнефть, 1988.

9. Терентьев Ю.Г., Куксов А.К., Росяной Ю.С., Старьков В.Ф. Методика глушения скважин

при газонефтеводопроявлениях. Краснодар, ВНИИКРнефть, 1984.

10. Мнацаканов А.В., Акатьев В.А. Инструкция по одновременному производству буровых работ, освоению и эксплуатации скважин на кусте. М., 1996.

11. Информационные письма об открытых фонтанах и газонефтеводопроявлениях, произошедших на месторождениях Западной Сибири. Сургут-16, 1993-1998. ЗСПФВЧ

12. Инструкция по плану практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении нефтегазопроявлений и открытых фонтанов. Стрежевой 1997. ОАО"ТН".

13. Инструкция по предупреждению возникновения нефтегазоводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и испытании, капитальном и текущем ремонте нефтяных и газовых скважин. Сургут, 1996, ЗСПФВЧ.

14. Схемы обвязки устья скважин противовыбросовым оборудованием при бурении скважин и освоении, текущем и капитальном ремонте скважин. Стрежевой, 1999, предприятия ОАО"ТН" ВНК.

15. Паспорт и инструкции по монтажу и эксплуатации ППМ, ПМТК, ПМШ, КШН, КОПС, ПМТ. НПП"Сиббурмаш".

16. Паспорт и инструкции по монтажу и эксплуатации УГУ-2, лубрикатора, переводной катушки. Стрежевой, ОАО"ТН" ВНК

17. Shaffer A Varco Company. Модель универсального превентора с болтовым креплением крышки. 1995.

18. Shaffer A Varco Company. Штуцерный манифольд для глушения скважин. Руководство по эксплуатации. 1996.

19. Shaffer A Varco Company. Противовыбросовый превентор с ручным и гидравлическим приводом, 1994.

20. Shaffer A Varco Company. Установка для капитального ремонта скважин. 1996.

 

 

Определение допустимого объёма поступления флюида в ствол скважины.

При поступлении флюида в ствол скважины и его дальнейшей миграции в закрытой скважине или подъёме к устью при правильно организованном вымыве необходимо обеспечить постоянство давления на проявляющий горизонт и отсутствие угрозы потери герметичности канала по стволу или на устье скважины (гидроразрыв, поглощение, нарушение колонны или устьевой обвязки). Эти требования обуславливают управляемость скважины и безопасность ведения работ с позиции предупреждения аварийной ситуации. Учитывая, что с ростом длины пачки (т.е. объёма поступившего флюида), давление в затрубном пространстве будет возрастать, т.е. увеличиваться разность показаний между затрубным и трубным манометрами, а также возрастёт величина давления в «голове» пачки при её прохождении любого сечения, поэтому необходимо дать величину предельного (критичес-кого) объёма поступившего флюида, при котором возможно управление скважиной без угрозы потери контроля и её перехода в аварийное состояние.

Из решения задачи об определении давления в любом сечении ствола при при движении бурового раствора с пачкой флюида в затрубном пространстве предельный объём флюида в затрубном пространстве для сечения на расстоянии Х по глубине, поступившего в ствол скважины, определяется по формулам:

a) для газа

V^(г)_пр= F*{P_DX*[ P_DX-P_H+g* ρ *(H-x)]}

     g* ρ*(P_H*T_X*Z_X/T_H*Z_H) - g* ρ_г*P_DX

б) для нефти или воды с плотностью ρ_ф

V^(ф)_пр=F*(P_DX-P_H+g* ρ*(H-x))/(g*(ρ- ρ_ф))

где F- площадь кольцевого пр-ва, м²; P_DX- допустимое давление в сечении Х, Па;

P_H- забойное давление, Па;         ρ- плотность бурового раствора, кг/м³

Н- глубина скважины,м;             х- расстояние от устья до газовой пачки,м;

g- ускорение свободного падения, м/с²;

Тн, Тх- температура на забое и на глубине х при циркуляции, ⁰К;

Z_H, Zx- коэф. сжимаемости газа в условиях забоя и на глубине х (приводится в «Инструкции по предупреждению и ликвидации ГНВП…», рис.3.2.)

ρ_г- плотность газа в забойных условиях, кг/м³ (приводится в «Инструкции по предупреждению и ликвидации ГНВП…», рис.3.4.);

Расчёт предельного объёма проводится для сечений, в которых наиболее возможны условия потери герметичности ствола скважины и к ним относят:

- устье скважины;  -стыки секций обсадных колонн;

- цементное кольцо у башмака колонны; 

- подошву интервала необсаженного ствола скважины с min градиентом гидроразрыва.

По результатам расчётов в выбранных сечениях принимается минимальное значение из полученных для допустимого объёма Vпр, которое в дальнейшем используется для опре-деления допустимого объёма поступления флюида в ствол скважины [V], что в свою очередь по