какое оборудование применяется для герметизации устья скважины при гнвп
O ГНВП
пятница, 28 сентября 2018 г.
Тема занятия №2 «герметизация устья скважины
Тема занятия №2: «Герметизация устья скважины. Первоочередные деяния персонала при ГНВП»
Цель занятия: Изучить первоочередные деяния персонала при появлении ГНВП. Отработать практические способности по герметизации устья скважины, регистрации лишних давлений на устье скважины и объема притока флюида в скважину. Уметь оценить ситуацию при загерметизированном устье скважины и проводить расчеты по результатам первых измерений.
Для данной технологической операции в скважине выполнить первоочередные деяния при появлении ГНВП в соответствии с установленными нормативными требованиями (оперативная часть ПЛА). По результатам первых измерений провести нужные расчеты.
Практическое занятие проводится как единое упражнение, включающее все этапы работы на тренажере. Варианты заданий на практическое занятие должны быть подготовлены инструктором заблаговременно.
Тренировочное занятие включает ознакомление и работу на тренажере группы обучаемых (2-3 чел.) с обеспечением оборотной связи с инструктором о допускаемых ошибках.
После периода стабилизации давлений на основном мониторе с наземным оборудованием скважины появится изображение подземной части скважины с поступившей на забой пачкой пластового флюида.9. Провести расчеты последующих характеристик (для допуска С):- фактическое пластовое давление;
Бурение, проработка, промывка скважины.
2. Спуско-подъемные операции (СПО)
Вариант 1. Бурение, проработка, промывка скважины.
Начальным состоянием в скважине до практического занятия являются данные, приобретенные на прошлом занятии «Обнаружение ГНВП при бурении».
1. Подать звуковой сигнал «Выброс» (на пульте бурильщи ка надавить кнопку 6).
2. Приостановить вращение ротора (на пульте бурильщика опустить рычаг один привода ротора в последнее нижнее положение).
3. Поднять бурильный инструмент до выхода муфты верх ней бурильной трубы на уровень АКБ (на пульте бурильщика поднять рычаг восемнадцать привода лебедки в верхнее положение, исполь зовать джойстик как рычаг тормоза лебедки).
4. Приостановить насос (на панели управления насосами три пульта бурильщика крутить на лево регулятор числа ходов насоса, надавить красноватую кнопку «ВЫКЛЮЧИТЬ»).
5. Открыть гидроуправляемую задвижку на полосы дроссе лирования (на пульте управления превенторами надавить кнопку 1, сразу рычаг одиннадцать перевести в положение «ОТКРЫТО»).
6. Закрыть универсальный превентор (на пульте управления превенторами надавить кнопку 1, сразу рычаг четыре перевести в положение «ЗАКРЫТО»).
Контрольное занятие включает проверку практических навыков по герметизации устья скважины при работе на тренажере группы обучаемых (2-3 чел.) под контролем инструктора.Повторные упражнения при тренировочных либо контрольных упражнениях на тренажере могут предугадывать смену мест исполнителей работ.Варианты технологических операций:1.
— высоту пачки флюида в стволе скважины;
— плотность и тип поступившего флюида;
— скорость передвижения газа в скважине.
Вариант 2. Спуско-подъемные операции.
Начальным состоянием пред началом практического занятия является положение бурильной колонны, разгруженной на ротор, муфта верхней трубы находится на уровне АКБ-ЗМ.
Порядок действий обучаемых.
7. Закрыть задвижку перед гидроуправляемым дросселем на блоке дросселирования (крутить по часовой стрелке задвижку на макете).8. Установить наблюдение за скважиной, через 10 мин за регистрировать лишниие давления в бурильных трубах и за- трубном пространстве, по повышению объема в приемной емко сти найти объем поступившего в скважину пластового флюида.
2. Закрыть КШЦ (надавить кнопку «ЗАКР.» рядом с КШЦ).
3. Навернуть оборотный клапан (на пульте бурильщика на нажимать рычаг девятнадцать «ОБРАТНЫЙ КЛАПАН» в верхнее положение «НАВЕРНУТЬ»).
4. Открыть КШЦ (надавить кнопку «ОТКР.» рядом с КШЦ).
5. Открыть гидроуправляемую задвижку на полосы дроссе лирования (на пульте управления превенторами надавить кнопку 1, сразу рычаг одиннадцать перевести в положение «ОТКРЫТО»).
6. Закрыть универсальный превентор (на пульте управления превенторами надавить кнопку 1, сразу рычаг четыре перевести в положение «ЗАКРЫТО»).
7. Закрыть задвижку перед гидроуправляемым дросселем на блоке дросселирования (крутить по часовой стрелке задвижку на макете).
8. Установить наблюдение за скважиной, через 10 мин за регистрировать лишниие давления в бурильных трубах и за- трубном пространстве, найти объем поступившего в сква жину флюида.
9. Провести расчеты последующих характеристик (для допуска С):
Газонефтеводопроявление (ГНВП)
К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.
Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.
По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.
Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.
Действия при появлении признаков ГНВП:
— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.
Методы устранения ГНВП:
— ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.
— ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.
Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.
Приложение N 24. Герметизация скважин и проверка качества герметизации
Приложение N 24
к Инструкции по дегазации угольных шахт,
утвержденной приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 1 декабря 2011 г. N 679
Герметизация скважин и проверка качества герметизации
1. Обустройство дегазационных скважин осуществляется с помощью оборудования обвязки скважин, которое обеспечивает подачу промывочной жидкости при бурении и герметизацию устьев скважин.
2. Для увеличения эффективности дегазации и получения пригодной для использования высококонцентрированной метановоздушной смеси устье каждой дегазационной скважины герметизируется. Герметизация устьев скважин производится при помощи специальных паккеров или цементацией обсадных труб.
3. Для герметизации устьев скважин применяется цементно-песчаный раствор в соотношении цемент:песок =1:1 марки цемента 400 или 500, количество воды определяется в зависимости от назначения и типа скважины.
5. Технология герметизации дегазационных скважин цементным раствором.
Этим же способом герметизируются скважины, буримые в два приема, первоначально на глубину герметизации и затем, после установки и цементации обсадной трубы, на проектную длину (с бурением скважины через обсадную трубу). Обсадная труба состоит из отрезков длиной по 1,5-1,7 м, расстояние между центрирующими трубу бортиками принимается 1-1,3 м.
5.2. При небольшой длине герметизируемой части скважины в условиях крепких нетрещиноватых пород после установки обсадной трубы разбуренное до диаметра 115-130 мм устье скважины тампонируется с применением вяжущего раствора. После затвердения затампонированной части затрубного пространства устья скважины в кольцевое затрубное пространство подается герметизирующий состав до тех пор, пока не заполнится все тампонируемое пространство.
5.3. Тампонаж трещин в массиве пород в зоне герметизации устья скважины для цементации обсадной трубы производится с помощью бурового станка. В скважину, пробуренную диаметром 130 мм на длину герметизации (6-10 м) вставляется обсадная труба, внутренний диаметр которой больше, чем окончательный диаметр скважины. Обсадная труба центрируется в скважине при помощи приваренных бортиков. Устье дегазационной скважины тампонируется и в затрубное пространство по загнутой на конце трубке подается раствор (Т:Ж= 1:10). После затвердевания цементного раствора в кольцевое затрубное пространство по обсадной трубе при помощи деревянного поршня, подаваемого буровым станком, нагнетается цементный раствор (Т:Ж = от 1:2 до 1:4). Этот же способ применяется в основном для герметизации нисходящих угольных и породных скважин.
8. Дегазационные скважины, пробуренные в неустойчивых породах от участка герметизации до устойчивых пород, обсаживаются перфорированными трубами.
9. При бурении скважин из полевых или групповых выработок через выработанное пространство устья скважин герметизируются следующим способом в два этапа. Проводится герметизация устья скважины. Для герметизации устья скважины скважина разбуривается, в нее вставляется и цементируется обсадная труба диаметром 75-100 мм и длиной до 10 м. Затем в обсадную трубу вводится внутренняя труба диаметром 50 мм на длину скважины, пробуренной через обрушенные и нарушенные трещинами породы междупластья. На расстоянии 10 м от верхнего конца внутренней трубы снаружи устанавливается резиновая манжета. По внутренней трубе подается цементный раствор. Раствор заполняет затрубное пространство до манжеты, перекрывающей затрубное пространство между внутренней трубой и стенками скважины.
10. Цементный раствор подается в затрубное пространство вручную или при помощи шламового насоса с механическим приводом.
11. Длина обсадной трубы должна быть такой, чтобы верхний конец трубы был углублен в нетрещиноватый массив на 10 м по длине скважины. Вручную раствор может подаваться при помощи поршневого насоса.
12. Герметизация устьев пластовых скважин проводится герметизатором ГСХУ. Технология ведения работ по герметизации пластовых скважин герметизатором ГСХУ.
12.1. Скважину бурят на проектную длину. Устье скважины разбуривается 93-97 мм на длину 3,5-7,5 м.
12.2. Герметизации устья коротких скважин производится кондуктором, выполненным из цельной пластиковой трубы.
12.3. Герметизация устья длинных скважин производится составной трубой, отрезки которой соединяются между собой металлическими муфтами длиной 200 мм и фиксируются резиновой манжетой. Крепление муфты и манжеты производится непосредственно во время установки составной трубы в скважину.
12.4. На конец трубы одевается уплотнительная резиновая манжета.
12.5. Труба с уплотнительной манжетой вводится в скважину. Длина трубы, не введенной в скважину, составляет не более 400 мм.
12.8. В околотрубное пространство за первой от устья скважины резиновой манжетой через отверстие вводится металлическая трубка, и по ней подается герметизирующий состав.
12.9. Подача герметизирующего состава производится ручным насосом. Количество полиуретанового клея определяется в зависимости от длины трубы.
12.10. После подачи герметизирующего состава металлическая трубка извлекается.
13. Для герметизации устьев скважин используются:
пластиковые дегазационные трубы;
пластиковые армированные соединительные трубы;
герметизирующие резиновые и пенопластовые манжеты;
пены для заполнения пространства между стенкой скважины и обсадной трубой.
14. Число труб, используемых для герметизации устья дегазационной скважины, определяется глубиной герметизации. В стыках труб размещаются расширяющие резиновые втулки или прокладки. Резиновые герметизирующие манжеты устанавливаются в стыках труб у устья скважины и в верхней/нижней части обсадной трубы.
15. Определение мест подсосов воздуха (притечек) в скважину производится после герметизации скважины, а также в тех случаях, когда содержание метана в участковом газопроводе или эффективность дегазации ниже принятых в проекте.
16. Места подсосов воздуха определяются при измерении расхода газовоздушной смеси из скважины и содержания метана в скважине.
17. Отбор проб газа из скважины производят с помощью специального зонда (рисунок 1). В его комплект входит тройник с патрубками 2 и 3. Патрубок 2 служит для ввода в скважину штанг 8, а патрубок 3 для соединения скважины 6 с газопроводом 4.
На конце патрубка 2 имеется уплотнительный элемент 7, препятствующий подсосам воздуха в скважину при перемещении штанг. Штанги 8 соединяются муфтами. На первой штанге установлено газоотборное устройство 9. Для отбора проб газа в комплекте зонда имеется гибкая трубка 10, намотанная на катушку 11, двухклапанный насос 12 и камера 13.
18. Работы по зондированию скважины выполняют в следующем порядке. С помощью диафрагмы, установленной на обсадной трубе, измеряют расход газовой смеси, содержание в ней метана и разрежение. Затем отключают скважину от газопровода, снимают патрубок с диафрагмой и на его месте крепят к обсадной трубе 5 тройник 1. Патрубок 3 с помощью гофрированного шланга 14 соединяют с газопроводом 4. Через уплотнительный элемент 7 вводят первую штангу с газоотборным устройством 9. Гибкую трубку 10 соединяют с газоотборным устройством и крепят к штангам.
Открывают задвижку 15 и отбирают пробы газа для определения концентраций метана из характерных пунктов скважины (см. рисунок 1), перемещая газозаборное устройство по скважине и наращивая штанги. Проба, набранная в камеру, анализируется на месте, например, с помощью интерферометра ШИ-12. В каждом пункте отбирают не менее двух проб. Если они отличаются не более чем на 4%, то результаты усредняются. При большем различии измерение повторяется.
20. Результаты измерений записываются в таблице N 1.
Результаты определения места и величины подсосов воздуха в скважины
Газонефтеводопроявление (ГНВП)
К работам на скважинах с возможным ГНВП, допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку.
Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и ремонте скважин должны быть скоординированы с рабочими проектами, с системами оперативного производственного контроля, с программами подготовки рабочего персонала. Должен быть составлен план ликвидации аварий.
По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.
Эффективный контроль ГНВП обеспечивают внешние датчики давления, плотности и объема рабочей жидкости.
Действия при появлении признаков ГНВП:
— прекратить добычу нефти из проблемной скважины и на соседних скважинах при наличии интенсивной разработки нефтеносного пласта.
— выполнить герметизацию устья, ствола и канала скважины,
— информировать о ситуации АУП
— устранение ГНВП силами бригады специалистов, которые прошли специальное обучение и подготовку по спецкурсу.
Методы устранения ГНВП:
— ступенчатое глушение скважины.
Используется в случае превышения давления в колонне перед дросселем значения, максимально допустимого для колонны или гидроразрыва на уровне башмака.
При ликвидации ГВНП выполняют приоткрытие дросселя для снижения давления в колонне, что становится причиной нового поступления воды или газа в колонну на глубине.
За счёт кратковременности пика давления производят следующее приоткрытие дросселя с одновременным промыванием скважины.
Такие действия повторяют до тех пор, пока не понизится пиковое значение давления и не исчезнут признаки газонефтеводопроявления.
— ожидание утяжеления скважины.
После обнаружения ГНВП производят остановку нефтедобычи, перекрывают скважину и приготавливают раствор с необходимой плотностью.
При этом обязательно поддерживают достаточное давление, равное пластовому, в стволе скважины, чтобы приостановить ГНВП и всплытие флюида на поверхность.
Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь.
Противовыбросовое оборудование
Противовыбросовое оборудование. (ПВО)
НАЗНАЧЕНИЕ: Для герметизации устья н/г скважин, при их строительстве, освоении и ремонте с целью предупреждения выбросов и фонтанов.
ПВО состоит из следующих основных узлов:
ПРЕВЕНТОР плашечныймалогабаритный с ручным управлением ППМ-125*250 атм.
Предназначен для предотвращения и ликвидации ГНВП путем герметизации устья скважины при освоении, испытании, проведении аварийных и ремонтных работ.
кабеля и каната 6,3-16 мм
Рекомендуемые файлы
7. Управление превентором ручное
ПРЕВЕНТОР малогабаритный трубный
Предназначен для герметизации устья скважин с целью предупреждения выброса или открытого фонтанирования, как при наличии трубы в скважине, так и без неё.
1. Диаметр прохода 156 мм
5. Привод плашек превентора ручной
6. Количество оборотов каждого штурвала
для закрытия 14-15 об.
7. Рабочая среда нефть; газ; газоконденсат;
Состоит из корпуса, корпуса плашек плунжерного типа, плашек, штока, гайки штока, центраторов под типо-размеры труб (3 шт.) и штурвала управления.
На скважине превентор устанавливается центраторами вверх.
Нельзя расхаживать трубы при закрытом превенторе во избежание повреждения резиновых уплотнителей.
Нельзя производить посадку на корпусе плашек труб массой более 500 кг.
Проверка работоспособности ПРЕВЕНТОРОВ.
Периодически производят проверку ПВО путём окрытия-закрытия и записью в «Журнале технического состояния ПВО»:
1. При нормальной работе 1 раз в неделю
2. В режиме оперативной готовности перед каждым СПО
Предназначены для обвязки стволовой части ПВО с целью управления скважиной при ГНВП. Поставляются составными частями:
Серийно выпускаются следующие типы манифольдов:
МПБ2-80*70, МПБК3-80*70, МПБ2-80*35К2, МПБ3-80*35, МПБ3-80*35К2, где :
2,3 – номера схем обвязки по ГОСТу. 13862-90
Обеспечивает выполнение следующих операций:
1. Разрядку скважины через любую линию манифольда.
2. Замену газированного раствора утяжеленным.
3. Выпуск раствора с регулируемым противодавлением на пласт через за трубное пространство при помощи дросселя.
4. Закачку раствора буровыми насосами или агрегатом СА-320.
Манифольд состоит из следующих основных узлов :
· сипаратора – для естественного выделения газа из раствора при ГНВП
Требования к монтажу и эксплуатации МПБ
1. Длина выкид. линий должна быть:
— для нефтяных скважин 3 категории- не менее 30м.
— для нефтяных скважин 1,2 категории, а также для разведочных и газовых- не менее 100м.
2. Линии должны иметь уклон 1,5 градуса от устья в сторону приемных ёмкостей.
3. Расстояние от концов выкид. линий манифольда до всех коммуникации и сооружении, не относящихся к обьектам буровой установки, должно быть не менее 100 м. для всех категорий скважин.
4. Консоль от последней опоры не более 1м.
5. Расстояние от устья до блоков глушения и дросселирования 15-20 м., а между стойками опор 6-8м. Последняя опора бетонируется в грунте объемом 0,6*0,6*1м. и глубиной не менее 0,6м.
7. Манометры должны иметь верхний предел диапазона измерении на 30% превышающие давление опрессовки тех. колонны
8. На задвижки перед дросселем устанавливается табличка с указанием давления опрессовки тех. колонны и давление гидроразрыва пласта.
10. Выкид. линии после концевых задвижек опрессует водой:
-50 атм при рабочем давлении ПВО до 210 атм
-100 атм при рабочем давлении ПВО более 210 атм
11. Манифольд продувает сжатым воздухом после каждого открытия коренной задвижки, но не реже 1 раза в неделю
ПРЯМОТОЧНЫЕ ЗАДВИЖКИ ЗМ-80х350 с ручным управлением
и ЗМГ-80х350 с дистанционным гидроприводом.
Задвижки предназначены для перекрытия линий манифольда ПВО при работе в образивных средах. Задвижка прямоточная – контакт между шибером и седлами – металл по металлу.
5. Рабочая среда нефть; газ; газоконденсат;
ДРОССЕЛЬ регулируемый ДР-80х350.
Предназначен для установки в манифольд ПВО с целью осуществления плавного бесступенчатого регулирования противодавление на пласт через кольцевое пространство при ГНВП.
5. Рабочая среда нефть;газ; газоконденсат;
КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ типа ОКК.
Оборудование колонное клиновое (с клиновой подвеской обсадных труб) предназначено для:
Оборудование обвязки обсадных колонн типа “ОКК” рассчитано на рабочее давление 210, 350 и 700 атм и предназначено для подвески двух и более обсадных колонн (4-5).
· 3 – количество подвешенных колонн
· 350 – рабочее давление, атм
· 146,245,324 – наружные диаметры подвешенных колонн, мм
· 426 – наружный диаметр кондуктора, мм
· К2 – коррозийная стойкость 2-ой степени.
КШВ, КШН, КШЦ, КШНВ назначение, устройство, принцип работы, эксплуатация.
Предназначены для перекрытия проходного канала бурильной колонны с целью предупреждения возникновения выброса жидкости или газа при бурении скважины (т.е. при ГНВП):
· КШВ – кран шаровой верхний, с левой резьбой на рабочее давление 350 атм и устанавливается под вертлюгом.
· КШН – кран шаровой нижний, с правой резьбой на рабочее давление 300 атм и устанавливается под квадратом.
Шифр крана КШН 178-76*350, где:
· 178 – наружный диаметр корпуса, мм
· 76 – внутренний диаметр проходного отверстия шаровой пробки, мм
· 350 – рабочее давление, атм
Обратный клапан предназначен для предупреждения выброса жидкости или газа из скважины в процессе спуска и подъема бурильных труб и НКТ, при прекращении промывки скважины в процессе бурения и ремонта скважин. Выпускаются следующие типы обратных клапанов :
— КОБТ – клапан обратный буровой тарелчатый на рабочее давление 350 атм
1. Одностороннего действия
2. Недолговечность тарелки и седла
3. Невозможно пропускать геофиз. приборы
4. При переливах невозможно навернуть
Типовые схемы ПВО по ГОСТ. 13862-90.
Согласно ГОСТ-13862-90 устанавливаются 10 типовых схем ОП: (См. приложения)
· 1-2 с ручным приводом
· 3-10 с гидравлическим приводом
В ОП для ремонта скважин – привод механический или гидравлический, для бурения – привод гидравлический.
Типовые схемы устанавливают минимальное количество необходимых составных частей превенторного блока и манифольда, которые могут дополняться в зависимости от конкретных геологических условий бурящейся или ремонтируемой скважины.
Выбор ПВО осуществляется с учетом возможностей выполнения следующих технологических операций:
· Герметизации устья скважины при спущенной бурильной колонне и без неё.
· Подвески колонны бур.труб на плашках превентора после его закрытия.
· Контроля за состоянием скважины во время глушения.
· Расхаживания бурильной колонны для предотвращения её прихвата
Все схемы ПВО в верхней части должны включать фланцевую катушку и разъёмный жёлоб для облегчения работ по ликвидации О.Ф.
Условное обозначение ОП1-100/65*35*К2*А, где:
Коррозионная стойкость – это сопротивление ПВО коррозии, различают 3 степени коррозионной стойкости: