Обвязка устья при наличии давления в скважине должна позволять проведение
Обновлено: 07.07.2024
Testsmart
Вопрос
Каким должно быть расстояние между кустами или кустовой площадкой и одиночной скважиной?
А) Не менее 20 метров.
Б) Не менее 30 метров.
В) Не менее 40 метров.
Г) Не менее 50 метров.
Вопрос
Какое общее количество скважин в группе может быть размещено на кустовой площадке?
Г) Общее количество скважин устанавливается заказчиком по согласованию с территориальным управлением Ростехнадзора.
Вопрос
На каком расстоянии от устья бурящейся скважины должны быть расположены служебные и бытовые помещения?
А) На расстоянии, равном высоте вышки плюс 10 метров.
Б) На расстоянии, равном высоте вышки плюс 5 метров.
В) На расстоянии, равном высоте вышки.
Г) На расстоянии 3 метров от кустовой площадки.
Вопрос
В каком случае при освоении нефтяных месторождений в проектной документации должны быть предусмотрены дополнительные меры безопасности при испытании обсадных колонн на герметичность и обвязке устьев скважин противовыбросовым оборудованием?
А) При освоении нефтяных месторождений с газовым фактором более 200 м3/т.
Б) При освоении нефтяных месторождений, содержащих от 10 до 30 млн. т нефти.
В) При освоении нефтяных месторождений с тектонически слабонарушенными структурами, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу.
Г) При освоении нефтяных месторождений, содержащих нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью, с газовым фактором более 100 м3/т.
Вопрос
Что является основной причиной возникновения газонефтеводопроявлений?
А) Значительное повышение пластичности, снижение прочности пород, увлажнение термомеханического воздействия (колебание противодавления и температуры массива).
Б) Упругое структурно-адсорбционное расширение пород стенок скважины, обусловленное их анизотропией, повышенной фильтрационной особенностью, всасыванием свободной воды и физико-механическим взаимодействием ее с частицами породы.
В) Поступление пластового флюида в ствол скважины вследствие превышения пластовым давлением забойного.
Г) Образование толстых корок (отложение твердой фазы раствора) на стволе скважины при разрезе высокопроницаемых пород, интенсивно поглощающих жидкую фазу раствора.
Вопрос
Какие действия включает в себя первая стадия защиты скважины при угрозе газонефтеводопроявления?
А) Предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования.
Б) Предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости.
В) Предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет снижения гидростатического давления столба раствора.
Г) Ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами.
первая линия защиты - предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости;
вторая линия защиты - предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования;
третья линия защиты (защита от открытого выброса) - ликвидация газонефтеводопроявлений стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой линии защиты.
Вопрос
Какой должна быть высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах?
А) Не менее 100 и 440 метров соответственно.
Б) Не менее 110 и 460 метров соответственно.
В) Не менее 130 и 480 метров соответственно.
Г) Не менее 150 и 500 метров соответственно.
ФНП № 534 п. 410. Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.
Вопрос
Кем устанавливается периодичность проверки плашечных превенторов на закрытие и открытие?
А) Буровым предприятием.
Б) Пользователем недр.
В) Противофонтанной службой.
Г) Проектной организацией.
Вопрос
Кто может быть допущен к работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями?
А) Допускаются бурильщики, прошедшие производственное обучение, инструктаж, получившие допуск к самостоятельной работе.
Б) Допускаются бурильщики, прошедшие специальное обучение и сдавшие экзамен по правилам безопасности в нефтегазодобывающей промышленности и имеющие на это удостоверение.
В) Допускаются бурильщики и специалисты, прошедшие подготовку и проверку знаний по курсу
Г) Допускаются бурильщики, обученные по специальной программе, аттестованные квалификационной комиссией организации.
Вопрос
В каком месте устанавливается основной пульт для управления превенторами и гидравлическими задвижками?
На расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте
На расстоянии не менее 8 м от устья скважины в удобном и безопасном месте
На расстоянии не менее 6 м от устья скважины в удобном и безопасном месте
Основной пульт должен быть установлен непосредственно возле пульта бурильщика
ФНП № 534 п.434. Для управления превенторами и гидравлическими задвижками устанавливаются основной и вспомогательный пульты:
основной пульт управления - на расстоянии не менее 10 м от устья скважины в удобном и безопасном месте;
вспомогательный - непосредственно возле пульта бурильщика. Он включается в режим оперативной готовности перед вскрытием продуктивных и газонефтеводопроявляющих пластов.
Вопрос
При каком содержании газа в буровом растворе производится отбор проб газовоздушной среды в процессе бурения на рабочей площадке буровой, в насосном блоке, блоках очистки бурового раствора и емкостной системы?
Вопрос
В соответствии с чем должно производиться освоение скважин в кусте независимо от способа их последующей эксплуатации?
В соответствии с планом работ,
В соответствии с технологическим регламентом
В соответствии с проектной документацией
Вопрос
Кем должны проводиться работы по ремонту скважин?
Работниками эксплуатирующей организации
ФНП № 534 п. 2036. Работы по ремонту скважин ведутся под руководством работника обособленного структурного подразделения.
Вопрос
Что из перечисленного запрещается при освоении, эксплуатации и ремонте скважин?
На время ведения прострелочных работ (перфорации эксплуатационных колонн, ремонтных работ и т.д.) вокруг скважины устанавливается опасная зона радиусом не менее 10 м.
Подключение освоенной скважины к коммуникациям сбора нефти должно производиться с использованием временных схем сбора и транспортирования нефти
После сдачи заказчику кустовой площадки или ее части по акту подрядчик не несет никакой ответственности за инциденты и происшествия на этой территории
В пределах запретных (опасных) зон у эксплуатирующихся скважин не допускается присутствие лиц и транспортных средств, не связанных с непосредственным выполнением работ.
5.2. Освоение скважин на кусте, независимо от способа их последующей эксплуатации, должно производиться в соответствии с планом работ, утвержденным техническим руководителем предприятия и согласованным с заказчиком. Подготовка к работам по освоению скважин и сам процесс освоения должны соответствовать установленным требованиям безопасности.
5.3. Подключение освоенной скважины к коммуникациям сбора нефти должно производиться в строгом соответствии с проектом. Использование временных схем сбора и транспортирования нефти запрещается.
ФНП № 534 п. 1267. Ремонт скважин на кустовой площадке без остановки соседней скважины разрешается при условии осуществления и использования мероприятий и технических средств, предусмотренных планом.
Допускается ведение работ по освоению, ремонту и вводу в действие скважин с одновременным бурением на кусте и одновременная работа бригад по ремонту скважин. В таких условиях каждый производитель работ должен немедленно оповестить остальных участников работ на кусте о возникновении на его участке нестандартной ситуации (например, признаки ГНВП, отклонение от ТР). В таких случаях все работы на кусте приостанавливаются до устранения причин возникновения нестандартной ситуации.
Положение по одновременному ведению работ на кусте согласовывается с ПАСФ и утверждается организацией, эксплуатирующей ОПО (заказчиком).
Вопрос
Какие сведения не подлежат обязательному включению в план ликвидации аварий, составленный на каждую скважину с возможностью возникновения газонефтеводопроявлений или открытого фонтана?
Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей.
Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.
Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия работников при возникновении аварий.
Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.
Обязанности руководителя подразделения
ФНП № 534 Приложение 6 п. 2. В ПЛА должны предусматриваться:
2.1. Возможные аварии, места их возникновения и условия, опасные для жизни людей.
2.2. Мероприятия по спасению людей, застигнутых аварией.
2.3. Мероприятия по ликвидации аварий в начальной стадии их возникновения, а также первоочередные действия работников при возникновении аварий.
2.4. Места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий.
2.5. Порядок взаимодействия с ПАСФ.
2.6. В ПЛА объектов месторождений с высоким содержанием в продукции сернистого водорода должны быть установлены места безопасности, порядок эвакуации с учетом конкретных метеоусловий
Вопрос
Сколько должно быть шаровых кранов на буровой при вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением и сероводородсодержащих пластов?
ФНП № 534 п. 436. При вскрытии коллекторов, насыщенных нефтью и газом, на буровой необходимо иметь два шаровых крана: один устанавливается между ведущей трубой и ее предохранительным переводником, второй является запасным. В случае использования верхнего привода автоматический шаровой кран с возможностью ручного управления должен включаться в его состав.
При вскрытии газовых пластов с аномально высоким давлением, горизонтов, содержащих сернистый водород, на буровой должно быть три крана: первый шаровой кран устанавливается между рабочей трубой и вертлюгом, второй - между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, третий является запасным.
Все шаровые краны должны находиться в открытом состоянии.
Вопрос
Какие работы производят по наряду-допуску при одновременном производстве буровых работ, освоении и эксплуатации скважин на кусте?
Передвижки вышечно - лебедочного блока, другого оборудования на новую позицию или скважину; Демонтаж буровой установки;
Перфорацию, освоение скважин;
Обвязку и подключение скважин к действующим системам сбора продукции и поддержания пластового давления;
Монтаж передвижных агрегатов для освоения и ремонта скважин;
Все перечисленное верно
ФНП № 534 п. 3.10. По наряду - допуску производят следующие работы:
передвижки вышечно - лебедочного блока, другого оборудования на новую позицию или скважину;
демонтаж буровой установки;
перфорацию, освоение скважин;
обвязку и подключение скважин к действующим системам сбора продукции и поддержания пластового давления;
монтаж передвижных агрегатов для освоения и ремонта скважин;
рекультивацию территории куста, амбаров.
Выдача наряда - допуска производится ответственным руководителем работ на кусте.
Вопрос
Какое допускается отклоненение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, от установленной проектом величины?
Более чем на +/- 0,01 г/см3 от установленной рабочим проектом величины
Более чем на +/- 0,02 г/см3 от установленной рабочим проектом величины
Более чем на +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины
Более чем на +/- 0,05 г/см3 от установленной рабочим проектом величины
ФНП № 534 п. 387. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:
10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины.
392. Не разрешается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), закачиваемого в скважину в процессе циркуляции, более чем на +/- 0,03 г/см3 от установленной рабочим проектом величины (кроме случаев ликвидации ГНВП и осложнений).
Вопрос
В каком случае допускается консервация скважины без спуска насосно-компрессорных труб при одновременном производстве буровых работ, освоении и эксплуатации скважин на кусте?
При непрерывном цикле работ на кусте по строительству скважин
После окончания бурения очередной скважины
Получения положительных результатов проверки качества цементирования, прочности и герметичности эксплуатационной колонны и устьевой обвязки
Всех перечисленных условий
Проектирование и эксплуатация скважин штанговыми насосами
442. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока.
443. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления, температуры при необходимости.
444. В подвеске устьевого штока канат должен выходить за нижнюю траверсу на длину, не допускающую контакта с элементами устьевой арматуры.
445. До начала ремонтных работ, при остановке на длительный срок или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться; должны быть приняты меры, предотвращающие случайное приведение его в движение вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, контргруз должен быть опущен в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на кнопке пускового устройства вывешен плакат "Не включать! Работают люди".
446. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должна быть надпись "Внимание! Пуск автоматический".
447. Кривошипно-шатунный механизм станка-качалки, площадка для обслуживания электропривода и пускового устройства должны быть окрашены и иметь ограждения.
448. Системы замера дебита, системы контроля пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт.
449. Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом.
450. Для обслуживания тормоза станка-качалки устраивается площадка с ограждением.
451. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.
452. Кондуктор (промежуточная колонна) должен быть связан с рамой станка-качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору (технической колонне) и раме. При наличии подрамника рама станка-качалки и подрамник должны быть связаны между собой стальными, не менее двух, круглыми проводниками диаметром не менее 10 мм, приваренными в разных местах подрамника и рамы при условии соединения подрамника и свайного поля на сварке.
Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм 2 , толщина стенок угловой стали не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей - 10 мм.
Заземляющие проводники, соединяющие раму станка-качалки с кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены в землю не менее чем на 0,5 м.
В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля.
Применение для этих целей стального каната запрещается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра.
Проектирование и эксплуатация скважин центробежными,
диафрагменными, винтовыми погружными электронасосами
453. Скважины, эксплуатируемые с использованием погружных насосов, могут оборудоваться забойными клапанами-отсекателями, позволяющими производить замену внутрискважинного оборудования и проведение технологических операций без глушения.
При отсутствии клапана-отсекателя или его отказе скважина перед ремонтом должна быть заглушена технологической жидкостью, не содержащей твердых взвесей и не ухудшающей фильтрационные свойства призабойной зоны.
Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.
455. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления или от ближайшей клеммной коробки к устью скважины на эстакаде. Разрешается прокладка кабеля на специальных стойках-опорах. Силовой кабель не должен касаться фонтанной арматуры и обвязки скважины. Заземление брони силового кабеля производится на кондуктор скважины или на болтовое соединение нижнего фланца колонной головки.
Кабели (в том числе бронированные), расположенные в местах, где возможны механические повреждения (передвижение автотранспорта, механизмов и грузов, доступность для посторонних лиц), должны быть защищены по высоте на 2 м от уровня пола или земли и на 0,3 м в земле.
456. Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске и страховаться тросом диаметром не менее 8 мм.
457. Кабель, пропущенный через ролик, при спускоподъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.
458. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.
459. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования в скважину не должна превышать 0,25 м/с в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах с набором кривизны более 1,5 градуса на 10 м скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с в интервалах искривления.
460. Эксплуатационная колонна скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типа и (или) габарита насоса должна быть проверена шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.
Проектирование и эксплуатация скважин гидропоршневыми
и струйными насосами
461. Помещение технологического блока установки должно иметь:
постоянную принудительную вентиляцию, обеспечивающую восьмикратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа;
температуру в блоках не ниже 5 °C, уровень шума не более 85 дБ, скорость вибрации не более 2 мм/с.
462. При использовании в качестве рабочей жидкости продукции скважины установка должна быть оборудована системой автоматического объемного газового пожаротушения.
463. Перед входом в помещение технологического блока необходимо:
проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции;
переключить систему газового пожаротушения с режима автоматического пуска на ручной.
464. При возникновении в блоке пожара необходимо покинуть помещение, закрыть все двери и включить кнопкой, расположенной у входной двери, систему автоматического пожаротушения.
465. Перед спуском пакера эксплуатационная колонна должна быть прошаблонирована, при необходимости прорайбирована, промыта до забоя и опрессована.
466. Извлечение гидропоршневого насоса, скребка и другого оборудования должно производиться с применением специального лубрикатора, имеющегося в комплекте установки.
467. Монтаж и демонтаж лубрикатора необходимо производить с использованием мачты при закрытой центральной задвижке с соблюдением инструкции на проведение работ данного вида.
468. Каждая нагнетательная линия должна быть оборудована манометром и регулятором расхода рабочей жидкости.
469. Силовые насосы должны быть оборудованы электроконтактными показывающими манометрами, а также предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного клапана силового насоса должен быть соединен с приемом насоса.
470. Исправность системы автоматики и предохранительных устройств проверяется в сроки, установленные инструкцией по эксплуатации.
471. Силовая установка запускается в работу после проверки исправности системы автоматики при открытых запорных устройствах на линиях всасывания, нагнетания и перепуска рабочей жидкости силового насоса. Давление в напорной системе создается после установления нормального режима работы наземного оборудования.
472. При остановке силового насоса давление в нагнетательном трубопроводе должно быть снижено до атмосферного.
473. Система замера дебита скважин, показания работы силовых насосов должны иметь выход на диспетчерский пункт.
Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины
Содержание статьи- Основные требования к устьевому оборудованию
- Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины
- Упрощенная обвязочная схема
- Схема обвязки нефтяной скважины при параметре ожидаемого давления ниже опрессовочного давления бурового шланга (меньше 15-ти мегапаскалей)
В состав устьевого оборудования входят противовыбросовые устройства и механизмы, обеспечивающие безопасное бурение, а также специальный комплект оборудования, обеспечивающий проведение работ по испытанию пластов.
В состав противовыбросового оборудования входят:
- различные типы превенторов, которые могут быть плашечными, вращающимися и универсальными, которые оборудованы механизмами, обеспечивающими дистанционное и ручное управление;
- трубопроводные обвязочные системы;
- задвижки;
- краны высокого давления.
Основные требования к устьевому оборудованию
Оборудование, используемое для обвязки устья нефтяной скважины (кустов скважин), должно давать возможность:
- быстро и надежно герметизировать устье скважины или их кустов как при спущенном бурильном инструменте, так и при его отсутствии;
- разряжать горную выработку в случаях повышения давления с помощью стравливания добываемого флюида (нефть или нефтяная эмульсия) посредством выкидных трубопроводов, работающих в условиях закрытых превенторов;
- заменять газированную пластовую жидкость на промывочную (с заранее заданными параметрами) путем прямой и обратной циркуляции;
- контролировать уровень давления в выработке в условиях закрытых превенторов;
- отводить газ или пластовую жидкость от устья выработки на безопасное расстояние;
- расхаживать и проворачивать инструмент в условиях герметизированного устья.
Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины
Обвязка устья нефтяной скважины производится по приведенной ниже схеме. Эта схема и тип превентора должны отвечать требованиям, которые оговариваются техническим проектом и геолого-техническим нарядом, которые оформляются перед началом строительства скважин или их кустов.
Обвязка нефтяной скважины. Схема устья
- Превентор плашечного типа;
- Задвижка с гидроприводом;
- Крестовина устьевая;
- Манометр, оборудованный разрядным и запорным устройством, а также разделителем сред;
- Превентор кольцевой;
- Регулируемый дроссель с ручным приводом;
- Задвижка с ручным приводом;
- Потокогаситель;
- Вспомогательный пульт;
- Станция управления гидроприводом;
- Клапан обратный;
- Роторная установка;
- Трубы бурильные;
- Элеватор;
- Головка устьевая;
- Кран высокого давления.
Выкидные трубопроводы, отходящие от превенторов, должны быть направлены по прямой в противоположные стороны и оборудованы рабочей и резервной задвижкой, рассчитанной на высокое давление. Между ними ставится манометр, предельное значение давления в котором должно быть на 50 процентов выше ожидаемого.
Специальное контролирующее оборудование устья устанавливают на бурильную трубную колонну, для обеспечения контроля притока газа и жидкости и, в случае необходимости, для предотвращения выброса из трубы ствола газированной пластовой жидкости.
Устьевую головку, которая может быть как вертлюжного, так и неподвижного типа, либо цементировочную головку привинчивают к верхней бурильной трубе. Эта головка, при помощи подвижных шарнирных угольников подсоединяется к металлическому манифольду (с применением быстроразъемных соединений), Манифольд необходимо жестко закрепить с помощью опор к элементам буровой установки, чтобы исключить вибрацию трубопровода. Диаметр манифольда (выкидной линии) должен быть подобран в соответствии с диаметром ствола головки устья и с диаметром превенторного выкида.
Дополнительный трубопровод, идущий от устьевой крестовины, выводят из-под пола буровой установки. Он должен на конце иметь быстроразъемное соединение, которое в процессе бурения закрывают при помощи заглушки. Сама устьевая крестовина обвязывается задвижками, рассчитанными на высокое давление. Их назначение – перекрытие потока жидкости в дополнительную трубопроводную систему с целью отвода поступающей из пласта жидкости в специально приготовленную для этого ёмкость.
Длина отводного трубопровода должна быть:
Перед спуском в ствол испытателя пластов на трубах (ИПТ) необходимо провести опрессовку устьевой головки с манифольдом.
Для этого используется цементировочный агрегат, рассчитанный на полуторное по сравнению с ожидаемым пластовым давление. По окончании опрессовки гибкого манифольда, на боковых превенторных отводах необходимо закрыть задвижки, а кран устьевой головки и кран блока контрольных задвижек, предназначенных для мониторинга притока пластовой жидкости с помощью выхода воздуха из опущенного под воду в специальную емкость шланга, необходимо открыть.
Упрощенная обвязочная схема
Допустимо проведение испытания пласта, если устьевая головка установлена по упрощенной обвязочной схеме (см. далее), выше на четыре – пять метров, чем уровень стола ротора.
В таком случае перед началом проведения испытания необходимо подготовить специальную площадку и лестницу, чтобы иметь возможность экстренно закрыть на головке устья кран высокого давления.
6. Подготовительные работы к испытанию скважины
6.1.1. Буровая (скважина) должна иметь подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственный подъезд к приемным мосткам лаборатории по испытанию пластов и спецтранспорта по доставке ИПТ. Рабочая площадка у устья скважины, приемные мостки и подходы к ним должны быть освобождены от посторонних предметов, очищены от бурового раствора, смазочных материалов, снега, льда. Сходни приемных мостков должны иметь ребристую поверхность или поперечные рейки, предотвращающие скольжение обслуживающего персонала.
6.1.2. В процессе последних долблений перед спуском ИПТ должны быть проверены и обеспечены исправность спуско-подъемного оборудования (вышки талевой системы, лебедки, гидромата, индикатора веса), системы гидравлической обвязки и противопожарного оборудования, освещения, дегазации притока, долива скважины и наличие регламентированного объема раствора и химреагентов. Обязательно проверить на соответствие и целостность резьбовые соединения, обеспечивающие при спуско-подъемных операциях герметичность бурильных (НК) труб.
6.1.3. Поверхностное оборудование скважины должно позволять проведение прямой и обратной циркуляции бурового раствора с противодавлением на устье (дросселированием) через устьевую головку и манифольд.
6.1.4. Перед спуском ИПТ необсаженная часть ствола скважины должна быть проработана со скоростью не более 25 м/ч до забоя долотом номинального диаметра и промыта в течение не менее 1,5 циклов буровым раствором с целью ликвидации уступов, резких переходов, сальников и предотвращения возможных посадок инструмента при спуске ИПТ.
6.1.5. При планировании испытания во избежание нефтегазопроявления скважины (после снятия пакера) необходимо рассчитать репрессию на пласт, исходя из условия полного замещения бурового раствора газом в интервале испытания (под пакером). При несоблюдении этого условия следует уменьшить длину интервала испытания и увеличить плотность бурового раствора.
6.1.6. Характеристики бурового раствора должны соответствовать указанным в геолого-технологическом наряде и обеспечивать безаварийное нахождение ИПТ на забое в процессе испытания скважины (не менее 3 ч 30 мин).
6.1.7. На буровой необходимо иметь запас раствора соответствующей плотности в объеме не менее двух объемов скважины, без учета объема раствора, находящегося в заполненной до устья скважине. Запас материалов и химических реагентов для регулирования плотности, водоотдачи, статического напряжения сдвига и липкости раствора должен соответствовать плану работ на испытание.
6.1.8. Минимальное превышение давления гидростатического столба бурового раствора (репрессия) над пластовым давлением должно быть для нефтеводонасыщенных пластов 1,5 МПа, для газонасыщенных (газоконденсатных) пластов - 2,0 МПа. При необходимости плотность бурового раствора должна быть увеличена для обеспечения противодавления на интервал испытания.
6.1.9. Перед испытанием в эксплуатационной скважине обсадная колонна должна быть очищена от парафина, промыта и прошаблонирована. Шаблон должен быть длиной не менее 2 м, диаметром на 4-5 мм больше диаметра пакера.
6.2. Подготовка подъемного оборудования инструмента
6.2.1. Буровое подъемное оборудование должно иметь достаточную приводную мощность для выполнения всех технологических операций: спуска, подъема, вращения и расхаживания инструмента в скважине.
6.2.2. Обвязка буровых насосов должна обеспечить перекачку бурового раствора из запасных емкостей в доливную емкость для заполнения труб и затрубного пространства скважины. Циркуляционная система должна позволять выполнять полную очистку и дегазацию раствора через вибросито и гидроциклоны.
6.2.3. Колонна бурильных труб должна быть рассчитана на прочность от смятия избыточным наружным давлением с коэффициентом К = 1,3 для стальных труб и К = 1,5 для труб из алюминиевого сплава (Д 16Т). Глубина спуска пустых бурильных труб рассчитывается с учетом диаметра, толщины стенок, марки и износа труб, а также плотности бурового раствора по формуле
- допустимая глубина спуска пустых труб, м; - наружное давление смятия труб, Па (Н/м2); - удельный вес бурового раствора, Н/м3; - коэффициент запаса прочности, К = 1,3 ÷ 1,5.6.2.4. В глубокой скважине при заполнении труб технической водой (только в качестве буферной жидкости над ИП заливается буровой раствор) глубину спуска пустых бурильных труб рекомендуется рассчитывать из соотношения
- глубина скважины, м; - глубина уровня бурового раствора и технической воды в трубах, м; - удельный вес технической воды, Н/м3.Величины сминающих давлений для бурильных труб представлены в приложении В.
С увеличением глубины скважины возрастает вес инструмента, что может привести к превышению предела текучести материала труб. Для испытания вскрытых бурением глубокозалегающих пластов применяют комбинированные колонны труб различного диаметра, соединяя их в секции, которые отличаются по прочности, диаметру и толщине стенки, а также по времени ввода труб в эксплуатацию.
6.2.5. Бурильные трубы перед сборкой в свечу тщательно шаблонируют. В компоновке инструмента с ИПТ утяжеленные трубы устанавливают в нижней части колонны; трубы, имеющие повышенную прочность, - в верхней, а трубы, имеющие пониженную прочность, - в средней.
В ходе эксплуатации трубы периодически должны спрессовываться непосредственно на буровых, подвергаться дефектоскопии. Срок дефектоскопии и опрессовок - через 800 ч работы.
6.2.6. Замковые соединения бурильных труб смазывают графитовой смазкой, уплотняют лентой ФУМ или пеньковым шнуром. Закрепление осуществляется автоматическим буровым ключом с моментомером в соответствии с паспортом на бурильные трубы.
При спуске компоновки ИПТ не допускать резких остановок торможения и удара элеватора с колонной труб о ротор буровой установки.
После испытания объекта в процессе подъема инструмента следует проверять упорные торцы замков и муфт. Трубы, у которых торцы и муфты промыты и имеют задиры или выбоины, должны быть удалены из комплекта.
6.2.7. На нефтепромысловых скважинах к основному оборудованию, с помощью которого проводят спуско-подъемные операции, относят подъемные агрегаты, смонтированные на автомобиле (КОРО-80, Азинмаш-37А, А-50У) или тракторе («Бакинец -3М»). Технические характеристики подъемных агрегатов представлены в таблице 6.2.1. Подъемные агрегаты предназначены для проведения операций при освоении, испытании и ремонте скважин, разбуривании цементного стакана, промывке скважин и других геолого-технических мероприятиях.
6.2.8. Подъемные агрегаты должны укомплектовываться автоматическими подвесными гидравлическими ключами типа КТГ, иметь ограничитель подъема крюкоблока, систему звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительные приборы работы двигателя и пневмосистемы, а также другие системы блокировки, обеспечивающие безопасность проведения работ при установке агрегатов у устья скважины и спуско-подъемных операциях.
6.3. Оборудование устья скважины
6.3.1. Устьевое оборудование предназначено для обвязки колонны обсадных и бурильных труб с целью контроля за уровнем жидкости в затрубном пространстве и в трубах, предотвращения выбросов и фонтанирования пластовой жидкости в процессе испытания пласта.
Устьевое оборудование включает противовыбросовое оборудование бурящейся скважины и специальное устьевое оборудование для проведения работ с испытателем пластов.
Противовыбросовое оборудование состоит из превенторов различного типа (шишечных, универсальных, вращающихся) с механизмами дистанционного и ручного управления, системы трубопроводов обвязки с задвижками и кранами высокого давления.
6.3.2. Устьевое оборудование должно обеспечивать:
- быструю и надежную герметизацию устья скважины при спущенном в скважину бурильном инструменте и без него; - разрядку скважины при повышении давления путем стравливания флюида через выкидные трубопроводы при закрытых превенторах; - замену газированной пластовой жидкости в скважине прямой и обратной циркуляцией на промывочную жидкость с соответствующими параметрами; - контроль давления в скважине при закрытых превенторах; - отвод газа или пластовой жидкости на безопасное расстояние от устья скважины; - расхаживание и проворачивание инструмента при герметизированном устье.6.3.3. Схема обвязки устья скважины (рисунок 6.3.1) и тип превентора должны соответствовать требованиям, предусмотренным в техническом проекте и геолого-техническом наряде на строительство скважины.
Выкидные трубопроводы от превенторов направляются по прямой линии в противоположные стороны, оборудуются резервной и рабочей задвижками высокого давления, а между ними устанавливается манометр с предельным давлением на 50% выше ожидаемого.
Рисунок 6.3.1. Схема обвязки устья скважины:
1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентер; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан; 12 - ротор; 13 - бурильные трубы; 14 - элеватор; 15 - устьевая головка; 16 - кран высокого давления.
6.3.4. Специальное устьевое оборудование устанавливается на колонну бурильных труб, что обеспечивает контроль за притоком жидкости и газа и предотвращает выброс из труб пластовой газированной жидкости в процессе испытания пласта.
6.3.5. Устьевая головка неподвижного (или вертлюжного) типа или цементировочная головка свинчивается с верхней бурильной трубой. Головка с помощью гибких шарниров-угольников соединяется быстросъемными гайками с металлическим манифольдом, который должен быть жестко закреплен опорами с элементами буровой установки во избежание вибрации трубопровода в процессе испытания пласта. Диаметр выкидной линии (манифольда) должен соответствовать диаметру ствола устьевой головки и диаметру выкида превентора.
6.3.6. Дополнительный трубопровод от крестовины выводится из-под пола буровой и заканчивается быстросъемным соединением, которое закрыто заглушкой в процессе бурения скважины. Крестовина обвязана задвижками высокого давления, перекрывающими поток жидкости в дополнительный трубопровод для отвода поступающей жидкости из пласта в специальную емкость. Длина трубопровода для отвода жидкости в нефтяных скважинах должна быть не менее 30 м, для газовых и разведочных скважин - не менее 100 м.
6.3.7. В начале спуска ИПТ в скважину устьевая головка с манифольдом спрессовывается с помощью цементировочного агрегата на полуторакратное давление по сравнению с ожидаемым пластовым. После опрессовки гибкого манифольда задвижки на боковых отводах превентора должны быть закрыты, открывают кран на устьевой головке и на блоке задвижек для контроля за притоком жидкости из пласта по выходу воздуха из шланга, опущенного под уровень воды в емкость.
6.3.8. Допускается проводить испытание пласта с устьевой головкой, установленной по упрощенной схеме обвязки устья скважины на 4-5 м выше стола ротора (рисунок 6.3.2). До начала испытания нужно подготовить спецплощадку, лестницу для экстренного закрытия крана высокого давления на устьевой головке.
Рисунок 6.3.2 Упрощенная схема обвязки устья скважины:
1 - заглушка, 2 - устьевая головка; 3, 6 - краны высокого давления; 4 - шарнирный угольник; 5 - штуцерная камера; 7 - вентиль; 8 - разъединитель; 9 - манометр; 10 - крестовина.
6.3.9. На мостках должна находиться запасная труба с навернутым обратным клапаном, диаметр трубы должен соответствовать диаметру спущенных труб или иметь переводник для соединения с ними.
6.3.10. В процессе испытания перед закрытием запорно-поворотного клапана ИПТ для регистрации КВД на устьевой головке неподвижного типа должен быть закрыт кран и отсоединен манифольд.
6.3.11. Для обратной промывки и сброса жидкости притока из труб в емкость следует через боковой отвод трубопровода на крестовине превентора в затрубное пространство закачивать промывочную жидкость цементировочным агрегатом и отводить жидкость из труб через манифольд. Из кольцевого пространства промывочная жидкость через циркуляционный клапан ИПТ заполняет полость труб и вытесняет пластовую жидкость в специальную емкость (амбар).
6.3.12. Схема обвязки устья скважины при испытании ИПТ, ожидаемое давление в которой ниже давления опрессовки бурового шланга (< 15 МПа), может быть выполнена как указано на рисунке 6.3.3. На кондукторе (например, диаметром 245 мм) должно быть смонтировано противовыбросовое устройство (на схеме УП-245х140).
6.3.13. Применяемые схемы обвязки обязательно должны быть согласованы для конкретной площади с Окружным Управлением Госгортехнадзора, военизированной противопожарной службой МЧС и утверждены региональным Управлением Министерства природных ресурсов и производственным объединением нефтяных компаний.
6.3.14. Категорически запрещается проводить испытание пласта ИПТ с изливом жидкости из бурильных труб на устье скважины.
6.4. Подготовка ИПТ и скважинных манометров
6.4.1. Подготовка комплексов ИПТ проводится на базе производственного обслуживания Производителя работ с соблюдением требований, изложенных в технических описаниях и руководствах по эксплуатации ИПТ.
6.4.2. Погрузка, разгрузка, сборка и разборка ИПТ должны проводиться с применением исправных механизмов, приспособлений и инструментов.
6.4.3. Компоновка ИПТ должна обязательно включать циркуляционный клапан, обеспечивающий восстановление циркуляции бурового раствора в любой момент операции по испытанию скважины.
6.4.4. Компоновка ИПТ должна иметь составные части (узлы), обеспечивающие двойное перекрытие притока флюида из пласта (клапан ИПТ и запорный клапан).
6.4.5. При свинчивании и развинчивании труб и составных частей ИПТ запрещается находиться в радиусе действия машинных (буровых) ключей.
6.4.6. При сборке и креплении узлов ИПТ над ротором (правое вращение) необходимо следить, чтобы не было самопроизвольного отворота правых резьб узлов, расположенных выше бурового ключа. Для контроля на соединениях делают метки (вертикальные линии мелом) и следят за положением этих меток (при отвороте метки расходятся).
6.4.7. Скважинные манометры нужно подготовить к работе согласно руководству по эксплуатации приборов. Количество глубинных манометров и места их установки в компоновке ИПТ выбирают согласно принятой технологической схеме испытания объектов. В перспективе на ближайшие годы геликсные манометры должны быть заменены на электронные с долговременной памятью.
Рисунок 6.3.3. Схема обвязки устья скважины при испытании ИПТ:
1 - фильтр; 2 - пакер; 3 - бурильная труба; 4 - кондуктор; 5 - ротор; 6 - ведущая бурильная труба; 7 - вертлюг; 8 - буровой шланг; 9 - стояк; 10 - отвод стояка; 11 - быстросъемное соединение; 12 - запорный кран; 13 - задвижка; 14 - опора; 15 - гибкий безнапорный шланг; 16 - емкость с водой – 1 м 3 ; 17 - УП 245×140.
Читайте также: