Технологическая последовательность операций ремонта обсадных колонн пластырями
Ремонт обсадных колонн при восстановлении герметичности методом установки стальных пластырей включает в себя три группы и 11 технологических операций (рис. 6.7.).
Первая группа — подготовительные работы
Операция I. Установка цементного моста для отсечения продуктивного пласта.
Операция П. Шаблонирование в целях проверки проходимости инструмента.
Операция III. Ликвидация смятия при его наличии (восстановление проходимости).
Операция IV. Определение местоположения дефекта (негерметичности).
Операция V. Подготовка (очистка) внутренней поверхности обсадной колонны в интервале дефекта.
Операция VI. Уточнение места дефекта.
Операция VII. Определение характера, формы и размера дефекта и более точного его местоположения.
Операция VIII. Определение (измерение) внутреннего периметра (диаметра) обсадной колонны в интервале дефекта.
Вторая группа — основные работы
Операция IX. Транспортировка и установка пластыря в зоне нарушения герметичности обсадной колонны.
Третья группа — завершающие работы
Операция X. Испытание (опрессовка) на герметичность и прочность отремонтированного участка.
Операция XI. Разбуривание пробки-моста.
В полном объеме выполнение всех операций требуется не всегда, это зависит от технологических и геологических условий работы скважины, ее технического состояния и других обстоятельств.
Первая, вторая, четвертая, шестая, десятая и одиннадцатая операции являются традиционными для всех ранее применявшихся в отечественной практике методов ремонта скважин.
Вторая операция (шаблонирование) — контрольная, выполняется в отдельных (при необходимости) случаях.
Третью операцию (ликвидацию смятия) проводят только при наличии смятия обсадной колонны.
Вторую и третью операции можно совмещать при использовании универсального (комбинированного) устройства, позволяющего производить шаблонирование и при наличии смятия — его ликвидацию.
Измерение внутреннего периметра ремонтируемого участка обсадной колонны (восьмая операция) является контрольным процессом, осуществляемым в исключительных случаях. Это обусловлено тем, что, во-первых, конструкция скважины и диаметр (периметр) обсадной колонны известны и указаны в проектной и исполнительной документации. Во-вторых, при износе внутренних стенок обсадных колонн устройство, с помощью которого устанавливается пластырь при наличии гидравлической лорнирующей головки, позволяет увеличить его периметр по диаметру за счет пластичности материала пластыря до сопряжения с обсадной колонной при увеличении радиальных нагрузок в головке; осевые усилия при протяжке не изменяются.
Точное определение места дефекта геофизическим способом (четвертая операция) исключает применение шестой операции. А если четвертая операция выполняется методом фото- или телеметрии, то не имеет смысла выполнять как шестую, так и седьмую операции.
Седьмая операция (определение характера и формы дефекта) может быть совмещена с восьмой (измерение периметра) или с пятой (очистка).
Десятая операция может быть совмещена с девятой. В этом случае спрессовывают всю колонну после установки пластыря, не поднимая устройство на поверхность.
Шестая операция (уточнение места дефекта) может быть совмещена с девятой (установка пластыря).
Опыт показал, что в большинстве случаев при ремонте обсадных колонн стальными пластырями выполняются, как правило, четвертая, пятая, седьмая и девятая операции.
В рассматриваемом методе ремонта обсадных колонн стальными пластырями новыми являются пятая, седьмая и девятая операции, для выполнения которых предназначены следующие устройства:
для очистки внутренней поверхности обсадной колонны — скребок гидромеханический (СГМ);
для определения формы и размеров дефекта обсадной колонны — печать боковая гидравлическая (ПГ);
для транспортирования и установки стального пластыря на дефект ремонтируемого участка обсадной колонны в целях восстановления герметичности скважин — ДОРН.
ДОРН, скребок, печать и пластырь входят в комплект устройств и серийно изготавливаются для ремонта обсадных колонн диаметром 146 и 168 мм, как наиболее часто применяемых в отрасли при строительстве скважин.
Технологический процесс восстановления герметичности обсадных колонн стальными пластырями осуществляется при наличии на скважине:
спуско-подъемного агрегата с высотой подъема инструмента над устьем не менее 15м;
насосно-цементировочного агрегата при максимальном давлении не менее 20 МПа и подаче до 10 л/с;
комплекта устройств и пластыря согласно установленному плану работ (проводимых технологических операций);
комплекта насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, нагнетательной системы.
Источник
Восстановление герметичности обсадных колонн с применением стальных пластырей
В последние годы в ОАО «Оренбургнефть» (НГДУ «Бузулукнефть», «Бугурусланнефть») успешно проводят работы по герметизации обсадных колонн с применением стальных пластырей. Комплекс технических средств по установке металлических пластырей, разработанных институтом «ВНИИКрнефть» включает в себя:
— устройство для установки металлических пластырей в эксплуатационной колонне типов «Дорн-1», «Дорн-2». Технические данные обсадных колонн и периметры пластырей приведены в табл. 11.8;
— скребок гидромеханический СГМ-2;
— устройство для обследования обсадной колонны УПОК-1;
— гофрированные металлические пластыри.
Технология ремонта негерметичной обсадной колонны заключается в спуске гофрированного металлического пластыря в скважину на дефект и расширения его до сопряжения с внутренней поверхностью обсадной колонны с помощью дорна.
Успешность и результаты ремонта зависят от качества проведенных подготовительных работ в скважине, которые включают: шаблонирование обсадной колонны; промывку скважины; обследование (поиск места) негерметичности обсадной колонны в интервале ремонта; поинтервальную опресовку обсадной колонны.
Пластырь из тонкостенной трубы Ст10 с толщиной стенки 3мм позволяет обеспечитьгерметичность эксплуатационной обсадной колонны при избыточном внутреннем давлении до 20 МПа и депрессии до 7 — 8 МПа. Стандартная длина пластыря 9м. Может быть применен пластырь длиной до 15м, сваренный на производственной базе, а также секционный сварной пластырь большей длины, сваренный над устьем скважины.
Технический регламент установки стальных пластырей, разработанный в ОАО «Оренбургнефть» для геолого-промысловых условий месторождений данного объединения предусматривает следующую последовательность операций:
1. После глушения скважины поднимают НКТ и другое скважинное оборудование.
2. Устанавливают в обсадной колонне на 50-100 м выше интервала перфорации цементный мост.
3. При необходимости доставляют на скважину комплект НКТ или бурильных труб грузоподъемностью на 250кН выше усилия, создаваемого весом колонны труб, спущенных до ремонтируемого интервала.
4. Производят гидравлическое испытане труб на избыточное давление не менее 15МПа с одновременным шаблонированием их шаром диаметром не менее 36 мм.
5. Определяют глубину, размеры и характер нарушения обсадной колонны:
Таблица 11.8 — Рекомендации по выбору режима установки пластыря
| Диаметр ОК, мм | Толщина стенки ОК, мм | Пластырь | Режим установки пластыря |
| Периметр, мм | Натяг, % к периметру | Давление в устройстве, МПа | Усилие протяжки (в кН) при заходе головки в пластырь без давления |
| «Дорн-1» | «Дорн-2» | ||
| 6,5 7,0 7,7 8,5 9,5 10,7 7,3 8,9 10,6 12,1 | -3,1 -2,3 -1,3 +1,5 +3,5 -3,3 -1,2 +1,0 +3,2 | — — — — — — |
— геофизическими методами – интервал нарушения;
— поинтервальным гидравлическим испытанием с применением пакера – размеры нарушения с точностью ±1 м;
— боковой гидравлической печатью ПГ-2 (ТУ 39-1106-86) уточняют размеры и определяют характер нарушения.
6. Очищают внутреннюю поверхность обсадной колонны в интервале ремонта от загрязнений гидравлическим скребком СГМ-1 (ТУ 39-1105-86).
7. Производят шаблонирование обсадной колонны:
— в колонне диаметром 146 мм используют шаблон 121 мм длиной 400 мм;
— в колонне диаметром 168 мм используют шаблон 140 мм длиной 400 мм;
— для шаблонирования участков колонны расположенных ниже ранее установленного пластыря, муфты МСУ для другого сужения ствола скважины, может быть использован гидромеханический шаблон ШГ-1 соответствующего диаметра.
8. Замеряют внутренний периметр обсадных труб в интервале установки пластыря с помощью измерителей периметра ИП-1, опускаемых на НКТ или бурильных трубах.
9. Если в процессе обследования обсадной колонны выявлено несколько нарушений, подготовительные работы на каждом из них проводят последовательно в соответствии с пп. 5-8.
10. Сборку и подготовку устройства для запрессовки пластыря и продольно-гофрированных труб проводят на базе производственного обслуживания.
Рис 11.9 — Гидравлическая лорнирующая головка:
L — общая длина пластыря; / -длина пластыря от его торца до дефекта; 4 » Длина дефекта; /с — длина сцепления пластыря при наличии упора на противоположном его конце; Nr — осевое усилие, необходимое для расширения пластыря до сопряжения с колонной; Р, , — радиальное усилие на дожимные элементы в лорнирующей головке; 1 — силовой толкатель-якорь; 2 — упор; 3 —пластырь; 4 — конус; 5 — дожимные элементы; 6 – дефект
11. Дорны и многолучевой продольно-гофрированный пластырь типа ГШ для ремонта эксплуатационных обсадных колонн должны соответствовать требованиям ТУ 39-01-08-466-79.
12. Транспортирование дорна производят в собранном виде. Запрещается сбрасывать дорны и пластыри при их разгрузке с автомобиля. Дорн должен быть оборудован клапанами для долива и слива жидкости.
13. При работе на загрязненных жидкостях целесообразно над дорном устанавливать пескосборник.
14. Длина пластыря выбирается исходя из размеров поврежденного участка обсадной колонны. Длина пластыря должна быть не менее чем на 3 м больше длины повреждения. В большинстве случаев используются пластыри стандартной длины (9м), при необходимости — удлиненные сварные.
15. Наружный периметр продольно-гофрированных заготовок пластыря выбирают исходя из результатов замеров внутреннего периметра обсадной колонны и толщины стенки ее в интервале ремонта (см. табл. 11.8).
16. На производственной базе и перед спуском в скважину на наружную поверхность продольно-гофрированных заготовок пластыря наносится слой герметика.
17. Технология установки стального пластыря в обсадной колонне (рис. 11.9, 11.10) следующая:
— на устье скважины собирают дорн с продольно-гофрированной трубой;
— дорн с заготовкой пластыря спускают на НКТ или бурильных трубах и устанавливают в интервале нарушения обсадной колонны;
— соединяют нагнетательную линию со спущенной колонной труб, с помощью насоса цементировочного агрегата создают давление и производят запрессовку пластыря. Давление запрессовки выбирают исходя из диаметра и толщины стенки обсадной колонны (табл. 11.9);
— приглаживают пластырь дорнирующей головкой при избыточном давлении не менее 4-5 раз;
— не извлекая дорн из скважины, опрессовывают колонну, при необходимости приглаживание повторяют;
— поднимают колонну труб с дорном, осваивают и вводят скважину в эксплуатацию по утвержденному плану.
Таблица 11.9 — Технические данные обсадных колонн и периметры пластырей для ремонта
| Диаметр ОК, мм | Толщина стенки ОК, мм | Условный внутренний диаметр ОК, мм | Расчетный внутренний периметр ОК, мм | Предпочтительный периметр пластыря, мм |
| ГОСТ 632-64 | ГОСТ 632-80 | |||
| 6,0 | (6,2) | 127,7 (127,3) | 401 (400) | 398 (402) |
| 7,0 | (7.0) | 125,7 (125.7) | 395 (395) | 392 (396) |
| 8,0 | (7.7) | 123.7 (1243) | 388 (390) | 386 (392) |
| 9,0 | (9.2) | 121.7 (1213) | 382 (381) | 380 (382) |
| 10,0 | (10,5) | 119,7 (118,7) | 376 (373) | 374 (378) |
| 11,0 | — | 117,7 | ||
| 6,5 | (6.5) | 133 (133) | 418 (418) | 416 (420) |
| 7,0 | (7.0) | 132 (132) | 414 (414) | 412 (416) |
| 8,0 | (7,7) | 130 (131) | 408 (411) | 406 (412) |
| 9,0 | (8,5) | 128 (129) | 402 (405) | 400 (406) |
| 10,0 | (9.5) | 126 (127) | 396 (399) | 394 (406) |
| 11,0 | (10,7) | 124 (125) | 389 (392) | 386 (394) |
| 6,5 | — | |||
| 7.0 | (73) | 154 (154) | 484 (484) | 482 (486) |
| 8,0 | (8,0) | 152 (152) | 477 (477) | 474 (480) |
| 9,0 | (8,9) | 150 (150) | 471 (471) | 468 (474) |
| 10,0 | (10.6) | 148 (147) | 464 (462) | 460 (466) |
| 11,0 | — | |||
| 12,0 | (12,1) | 144 (144) | 452 (452) | 450 (454) |
Рис. 11.10—Схема установки пластыря устройством ДОРН-1: а — этап 1 — спуск устройства с пластырем к дефекту; б — этап 2 — заход головки в пластырь без давления на отрезке 
(протяжка силовыми цилиндрами); в — этап 3 — расширение пластыря головкой на отрезке 
(предварительное сцепление пластыря с обсадной колонной протяжкой силовыми цилиндрами); г -этап 4 — расширение пластыря головкой при подъеме инструмента; 1 — циркуляционные клапаны; 2 — силовые цилиндры; 3 — упор пластыря; 4 — штанга; 5 -гидравлическая лорнирующая головка; 6 — обсадная колонна; 7 — пластырь; 8 -дефект
Источник
Технология ремонта обсадных колонн стальными пластырями
Технология ремонта обсадных колонн стальными пластырями является высокоэффективным и экономически выгодным методом восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин.
Под устьевым оборудованием понимают комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины при возникновении проявлений в процессе бурения, капитального ремонта, герметизации устья и регулирования режима работы скважины в процессе ее эксплуатации.
Условно все устьевое оборудование подразделяют на оборудование, применяемое при бурении скважины и при ее эксплуатации.
В состав устьевого оборудования, участвующего в обвязке устья в процессе бурения скважины, входят колонная головка и противовыбросовое оборудование, состоящее из следующих основных узлов: крестовины, превенто-ров, надпревенторной катушки, разъемного желоба, манифольда, гидроуправления превенторами и задвижками, ручных приводов.
В состав эксплуатационного устьевого оборудования также входят: фонтанная арматура; манифольд фонтанной арматуры; приспособление для смены задвижек под давлением; лубрикатор, применяемый при исследованиях скважин; комплект задвижек, переводников и других деталей, необходимых для монтажа и обвязки устьевого оборудования.
Таким образом, основой всего устьевого оборудования является колонная головка.
Оборудование устья скважины после спуска колонны диаметром 426 мм для бурения под первую промежуточную колонну диаметром 324 мм.
Оборудование устья скважины после спуска колонны диаметром 426 мм
Оборудование устья скважины после спуска колонны диаметром 324 мм
Оборудование устья скважины после спуска колонны диаметром 324 мм для бурения под вторую промежуточную колонну диаметром 245мм.
На устье скважины устанавливают противовыбросовое оборудование / согласно утвержденной схеме.
Крепление противо-выбросового оборудования в колонной головке перед установкой подвески:
1 — противовыбросовое оборудование: 2 — разгрузочный винт; 3 — колонная головка
Оборудование устья скважины посла спуска колонны диаметром 245 мм промывают.
Оборудование устья скважины после спуска колонны диаметром 245 мм для бурения под эксплуатационную колонну диаметром 168мм.
Устье оборудуют противовыбросовым оборудованием согласно утвержденной схеме и бурят под колонну диаметром 168 мм.
Оборудование устья под фонтанную арматуру.
Модель ОКК1-21-146х219 расшифровывается следующим образом: О — оборудование.
Обвязывают устье противовыбросовым оборудованием согласно утвержденной сх.
После ОЗЦ снимают противовыбросовое оборудование, труборезкой отрезают трубу на высоте 120 мм от верхнего фланца корпуса.
ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ (ОП)
После спуска кондуктора или промежуточной колонны, при бурении ниже которых до спуска очередной колонны ожидается вскрытие газовых, газоконденсатных, а также напорных нефтяных и водоносных горизонтов, пластов с аномально высокими давлениями, при бурении разведочной или неизученной части разреза любой скважины, устья их должны быть оборудованы противовыбросовым оборудованием.
1 — разъемный желоб; 2 — фланцевая катушка; 3 — универсальный превентор; 4 — плашечный превентор с трубными плашками; 5 — устьевая крестовина; 6 — колонная головка; 7 — обсадная колонна; 8 — задвижка с гидравлическим управлением; 9 — тройник под манометр; 10 — тройник; 11 — фланец с быстросоеди-няющейся гайкой; 12 — регулируемый дроссель; 13 — сепаратор; 14 — задвижка с ручным управлением; 15 — манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред вочными агрегатами и буровыми насосами, контроль за давлением в скважине при закрытых превенторах, отвод пластовой воды и нефти не менее 30 м и газа не менее 100 м от устья скважины, установку дополни» тельного противовыбросового оборудования или приспособлений для ликвидации газонефтепроявлений и открытых фонтанов.
На каждой буровой типовая схема должна быть конкретизирована с учетом рельефа местности, линий электропередачи, дорог, бурового, вспомогательного оборудования и других сооружений и коммуникаций.
МАНИФОЛЬД ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Манифольд противовыбросового оборудования предназначен для обвязки превенторной установки бурящихся скважин с целью обеспечения возможности управления скважиной при проявлениях.
Прямоточная задвижка с перемещающимися седлами предназначена для установки в манифоль-де противовыбросового оборудования при работе в абразивных средах (рис.
15) предназначена для установки в манифольде противовыбросового оборудования.
МОНТАЖ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
При оборудовании переездов выкидные трубопроводы закладываются в трубы диаметром не менее 219 мм и обваловываются на ширину проезда.
Импортное оборудование следует монтировать в соответствии с инструкциями, разработанными фирмами-поставщиками.
), год выпуска; диаметр проходного отверстия оборудования; давление, на которое рассчитан превен-тор; давление опрессовки на ремонтной базе (акт); внутренние диаметры отводов крестовины и выкидных трубопроводов; внутренний диаметр, толщина стенки, марка стали и длина трубы, на которой устанавливается колонная головка; тип и диаметр установленных задвижек; давление опрессовки вместе с обсадной колонной на устье скважины (акт); давление опрессовки цементного камня (акт); размеры плашек, установленных в превенторе; размеры переходных катушек; присоединительные размеры фланцев; фактическая схема обвязки устья скважины с указанием размеров по вертикали; копия сертификата на масло гидропривода; перечень деталей и узлов, входящих в комплект проти-вовыбросового оборудования, изготовленных на ремонтной базе с эскизами, а также акты на дефектоскопию и на соответствие качества изготовленных изделий действующим техническим условиям (ТУ); найменование газообразного агента в аккумуляторе давления; копия сертификата на крепежные детали (согласно ОСТам); давление опрессовки обратных клапанов (акт); давление опрессовки манифольда (акт); акт на выполненные работы по креплению выкидных линий; разрешение военизированной службы по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов на дальнейшее углублениескважины.
ИСПЫТАНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПРОТИВОВЫБРОСОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ
ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ТРУБ
В качестве противовыбросового оборудования для перекрытия трубного канала бурильных, насосно-компрессорных и обсадных труб применяют обратные клапаны и шаровые краны.
Фонтанная арматура (ФА) предназначена для оборудования устья фонтанирующих газовых и нефтяных скважин с целью их герметизации, контроля и регулирования режимов эксплуатации.
Допускается при необходимости в фонтанную арматуру дополнительно включать: автоматические предохранительные устройства на боковых отводах крестовины; запорные устройства с дистанционным управлением на стволе крестовины; устройства, обеспечивающие возможность соединения скважинного оборудования с наземной системой его управления; быстросборное соединение для периодически управляемого устьевого оборудования.
ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА
27, а, 6, в приведены схемы оборудования устьев скважин при проведении капитального ремонта в объединении «Укргазпром».
ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЕВ И СТВОЛОВ СКВАЖИН ПРИ ИХ ЛИКВИДАЦИИ ИЛИ КОНСЕРВАЦИИ
Последующие работы по оборудованию устья скважины осуществляют в соответствии с пунктом 1.
Газовые скважины с пластовыми давлениями, не превышающими гидростатическое, в зависимости от сроков консервации и оснащенности комплексом подземного оборудования консервируют следующим образом.
При консервации газовых скважин, оснащенных комплексом подземного оборудования, вне зависимости от их глубины и сроков консервации цементные мосты над интервалом перфорации не устанавливают.
Устьевое оборудование всех консервируемых* скважин должно быть защищено от коррозии.
Проведение изоляционно-ликвидационных работ должно исключить возможность выхода токсичных и агрессивных газов на устье скважины, обеспечить сохранность обсадных колонн и устьевого оборудования от коррозии под их воздействием после ликвидации.
Проведение каких операций должно обеспечивать противовыбросовое оборудование?
Для чего предназначен манифольд противовыбросового оборудования?
Назовите правила монтажа противовыбросового оборудования.
Каковы обязанности бурового мастера и механика по проверке противовыбросового оборудования?
Каковы обязанности буровой вахты по проверке противовыбросового оборудования перед началом смены?
Буровую бригаду до начала вскрытия высоконапорного пласта необходимо обучить практическим действиям по обнаружению флюидопро-явпения на ранней стадии, герметизации устья противовыбросовым оборудованием и глушению ГНВП.
При наличии в пластовом флюиДе более 6 % сероводорода для сохранения окружающей среды необходимо выполнять следующие требования: буровые установки располагать на возвышенных участках рельефа местности; низкие части рельефа: балки, овраги, низины, находящиеся вблизи буровой, оконтуривать красными флажками; буровое оборудование, жилье и служебные помещения располагать на возвышенной ча-части рельефа и в соответствии с «розой» ветров, причем жилые помещения должны быть не ближе 100 м от буровой; противовыбросовое оборудование устанавливать на буровой согласно утвержденной схеме и снабжать сепараторами и факельным устройством для сжигания нефти и газа; буровую вышку устанавливать на фундамент, обеспечивающий свободное размещение противовыбросового оборудования с подходом к нему с двух сторон и естественное вентилирование подвышечного пространства; при вскрытии пластов, содержащих сероводород, наличие его определять стационарным газосигнализатором Н-120А; в процессе бурения необходимо систематически определять концентрацию водородных ионов в буровом растворе (рН), уменьшение которой может указывать на увеличение притока сероводорода из пласта; вскрывать продуктивный пласт под непосредственным руководством начальника буровой (буррвого мастера) или ответственного ИТР; отработанный буровой раствор, пластовые воды перед сбросом их в шламовый амбар нейтрализовать с применением реагентов ЖС-7, СНУД и др.
Отсутствие контроля за противовыбросовым оборудованием на устье скважины, а также несоответствие его технической характеристики условиям проводимых на скважине работ (скв.
305 Северо-Соленен-екая — не подготовлено противовыбросовое оборудование к герметизации устья скважины в процессе цементирования и ОЗЦ).
Неисправность или неправильная эксплуатация противовыбросо-вого оборудования (скв.
Первая группа — разрушение или повреждение устьевого оборудования.
1″28 Крестище — повреждение устьевого оборудования при демонтаже буровой вышки).
Разрушение устьевого оборудования из-за некачественного изготовления его узлов на заводах (скв.
Разрушение устьевого оборудования, не предназначенного для работы в условиях Крайнего Севера и Сибири при низких температурах (скв.
Разрушение устьевого оборудования в результате нарушения технологии ремонта и обслуживания колонной головки и фонтанной арматуры (скв.
Разрушение или повреждение устьевого оборудования в результате разрушающего действия агрессивных сред и высоких давлений.
Выход из строя оборудования при этом наблюдается преимущественно в скважинах, в добываемой продукции которых содержатся сероводород, углекислый газ, минерализованная вода и другие агрессивные компоненты.
Разрушение и повреждение устьевого оборудования вследствие внут-рискважинного взрыва или взрыва в наземных коммуникациях, которые происходят при образовании взрывной смеси нефтяных газов с воздухом, самовоспламенении при окислении пирофорных отложений, разряде статического электричества, нагреве газовоздушной смеси при выходе через щель, действии ударной волны и электризации.
Разрушение и повреждение устьевого оборудования под действием теплового излучения горящего фонтана рядом стоящей скважины при кустовой эксплуатации.
Третья группа —организационные причины: отсутствие надлежащего контроля за эксплуатирующимися скважинами, что не позволяет своевременно установить и устранить пропуски газа, межколонные давления; невыполнение работ по контролю, ремонту и эксплуатации устьевого и забойного скважинного оборудования, ингибированию скважин; неудовлетворительное ведение геолого-технической документации по фонду эксплуатационных скважин.
Технологические: 1) эксплуатация скважины без установки проектного забойного оборудования при постоянном давлении в затрубном пространстве на 178-мм эксплуатационную колонну в пределах 28,0— 29,1 МПа; 2) нарушение герметичности 178-мм колонны в месте подвески ее в колонной головке с помощью нестандартного переводника; 3) недоподъем цемента за 178-мм колонной до башмака 245-мм промежуточной колонны, создавшей условия для скопления значительного объема газа в неизолированных водоносных горизонтах*
Организационные: 1) отсутствие надлежащего контроля за эксплуатирующимися скважинами, недостоверность информации о межколонных давлениях; 2) самоустранение технической службы ГПУ «Шуртан-газ» от работы по контролю, ремонту и эксплуатации устьевого и забойного скважинного оборудования, ингибированию скважин, ликвидации межколонных проявлений, устранению негерметичности колонных головок; 3) неудовлетворительное ведение геолого-технической документации по всему фонду скважин.
По прибытии оперативной группы в расположение подразделения ПФС повторно уточняется обстановка на аварийной скважине и с учетом характера аварии подготавливается к выезду аварийно-оперативный транспорт с необходимыми противофонтанными приспособлениями, оборудованием, инструментом и аппаратурой.
Распыленная струя фонтана образуется при истечении флюида через неплотности арматуры или про-тивовыбросового оборудования, а также из устья скважины, заваленного буровым оборудованием и конструкциями вышки.
2 показана схема канатной оснастки для смены противо-выбросового оборудования на устье фонтанирующей скважины.
Растаскивание сгоревшего ОБОрудования, вышки, трув, металлоконструкций
Схема канатной оснастки для смены противовыбросового оборудования на устье фонтанирующей скважины:
7 —кран КП-25; 2 — строп; 3 — траверса; 4 — отводной патрубок; 5 — противовы-бросовое оборудование; 6 — трактор-тягач; 7, 10 — петля; 8 — колонный фланец; 9 — установочный ролик; 11, 13 — уравновешивающий ролик; 12 — клиновый зажим; 14 — трактор-якорь; 15 — упор; 16 — площадка дой ветви канатных петель обеспечивается применением уравновешивающих роликов 13, установленных на фаркопфе трактора и на якоре 14, а также роликов 11.
Схема канатной оснастки для наведения лротиаовыбросового оборудования на устье фонтанирующей скв.
1 — противовыбросовое оборудование; 2-устье скважины; 3 — основание морской стационарной платформы; 4 — груз
Схема наведения противовыбро-сового оборудования на устье фонтанирующей скважины с применением устройства шарнирного типа:
1 — прижимное устройство; 2 — верхний захват; 3 — противовыбросовое оборудование; 4 — приводной гидроцилиндр; 5 — нижний сегментный захват; 6 — устье скважины; 7 — опорный кронштейн; 8 -ось; 9 — верхний сегментный захват г 3 штейн.
Темп закачки и необходимое при этом количество задавочной жидкости являются важнейшими параметрами для правильного выбора наземного насосного оборудования, запаса жидкости и проектирования конструкции наклонных скважин.
); строительная служба (сооружение амбаров, плотин, рытье каналов и траншей для стока жидкости,строительство дорог, помещений, различных деревянных и металлических конструкций) ; служба подготовки оборудования (разработка, изготовление и гидравлические ипытания оборудования и приспособлений); служба снабжения (доставка оборудования, приспособлений, труб, емкостей, материалов, спецодежды и др.
); технологическая служба (расчеты параметров задавочной жидкости и режимов глушения, контроль ведения работ по проводке наклонных скважин, разработка технической документации на нестандартное оборудование и др.
Оперативная группа оснащается спецприспособлениями, оборудованием, газоаналитической и газозащитной аппаратурой, материалами и защитной одеждой, применение которых должно обеспечить надежность и безопасность работ.
Грузоподъемный и специальный транспорт, оборудование и приспособления, используемые при работах по ликвидации открытого фонтана, должны быть исправными, испытанными в соответствии с действующими правилами и нормами и отвечать техническим условиям и нормалям на их изготовление.
Для этого необходимо: демонтировать привышечные укрытия, обшивки и ограждения, способствующие скоплению газа; отвести и закрепить все, что попадает или может попасть в зону действия фонтанирующей струи; оборудовать рабочие места вокруг аварийного устья и подходы к ним с помощью площадок, лесов, мостков, лестниц и других сооружений, обеспечивающих удобный доступ к необходимому устьевому оборудованию; подготовить основные и запасные пути входа и выхода из опасной зоны с учетом господствующего направления ветра.
При растаскивании оборудования, выполняемом в условиях горящего фонтана, должны соблюдаться меры предосторожности против теплового воздействия пламени на работников ПФС и применяемую технику.
Перед началом работы необходимо обильно оросить подступы к аварийному устью и растаскиваемое оборудование (с целью максимального охлаждения).
Для снижения воздействия теплового потока и защиты работающих в опасной зоне необходимо обильно орошать горящую струю, устьевое оборудование, окружающие металлоконструкции; создавать водяные завесы для людей и увлажнять их защитное снаряжение, а также применять переносные огнестойкие экраны.
Оборудование, установленное на устье скважины, очищается от нефти и грязи и проверяется; вышедшие из строя отдельные узлы и механизмы заменяются.
Какие требования предъявляются к грузоподъемному и специальному транспорту, оборудованию и приспособлениям, используемым при работах ликвидации открытого фонтана?
Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию скважин.
ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН ПРИ БУРЕНИИ, ЭКСПЛУАТАЦИИ, КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ, ЛИКВИДАЦИИ И КОНСЕРВАЦИИ.
Противовыбросовое оборудование (ОП).
Манифольд противовыбросового оборудования.
Монтаж противовыбросового оборудования.
Испытание противовыбросового оборудования.
Эксплуатация противовыбросового оборудования.
Противовыбросовое оборудование для труб.
Оборудование устья скважины при проведении капитального ремонта.
Оборудование устьев и стволов скважин при их ликвидации или консервации.
Под открытым фонтаном понимают неуправляемое истечение пластовых флюидов через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, негерметичности запорного оборудования или вследствие грифонообразования.
В результате изучения данного пособия учащиеся познакомятся с причинами газонефтепроявлений, методами их ликвидации и предупреждения, а также устьевым оборудованием, газоаналитической аппаратурой, способами оказания первой медицинской помощи.
Интенсивность поступления флюида регулируется воздействием на пласт, в основном через устье скважины с помощью противовыбросо-вого оборудования (ОП) или другого запорного оборудования (устройства).
Методы предупреждения ГНВП при подъеме НКТ или внутрисква-жинного оборудования аналогичны таковым при подъеме бурильных труб из скважины и изложены в § 3.
Поэтому ухудшаются условия работы оборудования циркуляционной системы, буровых насосов, усиливается опасность возникновения различных видов осложнений.
оборудования; действия вахты должны быть дополнены пунктами^ регламентирующими порядок использования средств защиты органов дыхания персонала; при наличии в обвязке превентора со срезающими плашками последний должен использоваться при проявлении пропусков в уплотнениях плашек, соединениях стволовой части и ма-нифольда, создающих реальную угрозу потери управления скважиной.
Источник