Ремонт обвязки устья скважины

Обновлено: 30.06.2024

Демонтаж устьевого оборудования

Монтаж противовыбросового оборудования, его производство в соответствии со схемой обвязки устья скважины. Переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Подготовительные работы к монтажу, характеристика превентора.

Рубрика	Производство и технологии
Вид	статья
Язык	русский
Дата добавления	01.12.2020
Размер файла	278,0 K

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Демонтаж устьевого оборудования

Перед разборкой устьевой арматуры фонтанной, газлифтной и глубинно-насосной скважин следует в трубном и затрубном пространствах постепенно снизить давление до атмосферного (см.рис.5). Фонтанную арматуру разбирают следующим образом: вначале отсоединяют боковые фланцы, снимают буферный и вместо него устанавливают подъемный патрубок. После отвинчивания болтов, крепящих тройник к центровой задвижке, элеватор подводят под муфту подъемного патрубка и осторожно поднимают арматуру вверх.

Если ёлка не уравновешена по осевому направлению, то для центрирования ее применяют обычный строп и строп-откос. Ёлку осторожно укладывают на вспомогательную рабочую площадку, подъемный патрубок переносят на фланец переводной катушки-пьедестала и, после освобождения болтов-шпилек на колонной головке, плавно поднимают трубную головку до выхода первой муфты НКТ из колонной головке на высоту 30-40 см и на устье устанавливают трубный хомут или элеватор для подвески колонны НКТ. Муфтовое соединение развинчивают и трубу вместе с трубной головкой укладывают на мостки. На мостках трубу вывинчивают из трубной головки и трубную головку укладывают рядом с ёлкой на вспомогательной рабочей площадке. Фланец колонной головки освобождают от уплотняющего металлического кольца (см.рис. 6), готовя его таким образом как опорную площадку для СПО.

Монтаж и эксплуатация противовыбросового оборудования

Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется

ь из геолого-технических условий;

ь технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации);

ь соответствующих правил;

ь схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте и в соответствии с положениями настоящей инструкции.

Выбранная схема должна быть указана в плане работ на ремонт (освоение) скважины. В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ. К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП".

Устьевое оборудование и провентора

· § должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления,

· § должны иметь паспорта,

· § и быть спрессованы на пробное давление.

Периодичность проверки ПВО в условиях базы -- гидравлическая опрессовка на рабочее давление через 6 месяцев. Дефектоскопия один раз в год. После проведения проверки составляется акт. Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью. При температуре воздуха ниже -10°С превентора должны быть обеспечены обогревом. Для подъема превенторов на высоту должны использоваться стропы соответствующей грузоподъемности (вес ПВО указывается в техническом паспорте), прошедшие испытание и имеющие соответствующую маркировку.

Подготовительные работы к монтажу ПВО

Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения возможных разливов технологических жидкостей. Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с записью в журнале. Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ. Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида в коллектор. Проверить центровку мачты относительно устья скважины. Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедится в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины. Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), спрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника. Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т.п.

Запорная компоновка должна находится ни рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов. Подготовить противовыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус пpeвентора не должен иметь вмятин, задиров трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты и свободно вращаться.

Превентор малогабаритный трубный серии - ПМ_1

ь герметизировать на устье скважины НКТ трубными плашками;

ь герметизировать устье скважины при отсутствии НКТ глухими плашками;

ь герметизировать на устье скважины кабель геофизический (при установке герметизатора кабельного разъёмного (ГКР) в верхний патрубок превентора);

ь герметизировать на устье скважины трубу и кабель ЭЦН одновременно при использовании трубно-кабельных плашек и трубно-кабельного центратора.

Базовая модель превенторов ПМТ выпускается с условным проходом 125 и 156 мм.

Правила ведения ремонтных работ в скважинах

Исследование скважин

2.1. Гидродинамические исследования

2.1.1. Геофизические исследования выполняются геофизическими или другими специализированными организациями по договорам, заключаемым с нефтегазодобывающими предприятиями, и проводятся в присутствии заказчика.

2.2. Геофизические исследования

Виды технологических операций

Технологические методы исследования

Данные, приводимые в плане на ремонт скважин

Поинтервальные гидроиспытания колонны

Снижение и восстановление уровня жидкости

Определение пропускной способности нарушения или специальных отверстий в колонне

Прокачивание индикатора (красителя)

Глубина установки моста (пакера), отключающего интервал перфорации (нарушения), тип и параметры жидкости для Гидроиспытания, величина устьевого давления

Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), глубина спуска НКТ, параметры и объем буферной и промывочной жидкостей, направление прокачивания (прямое, обратное), продолжительность, устьевое давление при гидроиспытании

Глубина установки моста, отключающего интервал перфорации (нарушения), способ и глубина снижения уровня жидкости в скважине, способ и периодичность регистрации положения уровня жидкости в скважине

Режим продавливания жидкости через нарушение колонны, величина устьевого давления в каждом режиме, тип и параметры продавливаемой жидкости

Тип и химический состав индикатора, концентрация и объем раствора индикатора

2.2.5. Геофизические исследования в интервале объекта разработки.

2.3.1. Спускают до забоя скважины свинцовую полномерную конусную печать диаметром на 6-7 мм меньше внутреннего диаметра колонны.

2.3.1.1. При остановке печати до забоя фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее.

2.3.2. Для определения наличия на забое скважины постороннего предмета на НКТ спускают плоскую свинцовую печать.

2.3.3. При проведении работ в соответствии с пп. 2.3.1 и 2.3.2 допускается одноразовая посадка свинцовой печати при осевой нагрузке не более 20 кН.

Глушение скважин

3.1.1.1. Скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

3.1.2. Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин.

3.1.2.6. Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.

Нефть, Газ и Энергетика

Схема расстановки спец. техники при глушении скважины

Определение давления

Стравливание давления из скважины

Сборка линий трубопровода

Испытание на герметичность линии

Замер плотности жидкости глушения

Замеры плотности производятся следующим образом:

Закачка раствора глушения в скважину

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины .

Заключительные работы после глушения скважины

от 4 до 6 метров

Подготовительные работы к ремонту скважин

Сооружение якорей

При задавке якорей ЗАПРЕЩАЕТСЯ

Монтаж подъемного агрегата и расстановка оборудования

Работы на высоте по монтажу, демонтажу и ремонту вышек и мачт в ночное время, при ветре со скоростью 8 м/с и выше, во время грозы, сильного снегопада, при гололедице, ливне, тумане видимостью менее 100 м должны быть приостановлены.

Расстановка оборудования и приспособлений для ремонта скважин на кустовой площадке

Подготовка труб

Шаблонирование труб

Шаблонирование труб необходимо производить при подъеме труб с мостков для спуска в скважину специальным шаблоном, соответствующим по диаметру спускаемым трубам. В трубу, подготовленную к спуску в скважину, вставляется шаблон, при подъеме ее для сворачивания с предыдущей трубой, шаблон проходит через внутреннее пространство трубы под собственным весом.

При непрохождении шаблона в трубе, ее отбраковывают. На трубах, забракованных при проверке, необходимо сделать пометку "БРАК" устойчивой к климатическим условиям краской. Выбракованные трубы складировать отдельно от основных труб.

Замер длины колонны труб

порядковый номер трубы

условный диаметр трубы

тип конструкции трубы

группа прочности стали

толщина стенки трубы, мм

Нараст. длина колонны

Монтаж противовыбросового оборудования

Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, указанной в плане работ.

Убедиться в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.

Подготовительные работы

Монтаж ПВО .

Эксплуатация ПВО

Перед началом смены необходимо проводить:

Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования.

Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования.

Спуско - подъёмные операции

Подготовка инструмента и оборудования перед СПО.

Перед выполнением работ по спуску и подъёму инструмента, подземного оборудования необходимо проверить

Бурильщик (ст.оператор ПРС) проверяет исправность:

При работе с гидравлическими ключами типа Ойл-Кантри проверяет

При работе с автоматами АПР-2ВБ и механическими ключами с электроприводом необходимо проверить

При работе с гидравлическим ротором А-50 необходимо проверить

При проверке состояния крюкоблока необходимо проверить

Также проверяется состояние талевого каната.

Ежесменному осмотру подлежат вспомогательные стропы.

Проверяется и при необходимости заправляется и прокачивается гидросистема ГИВ-6, стрелка прибора при ненагруженном канате устанавливается на цифре <10>.

Запрещается работа неисправным инструментом и оборудованием, не имеющим паспорта и просроченным сроком дефектоскопии.

Подъём и укладка труб.

После проверки инструмента и оборудования производится демонтаж фонтанной арматуры

После установки на устье ПВО производится его опрессовка на давление указанное в плане работ, но не выше давления испытания эксплуатационной колонны на герметичность.

После опрессовки ПВО, стравливания давление в нагнетательной линии, её разборки, съема запорной компоновки приступают к подъёму труб.

При подъёме трубы помощник бурильщика (оператор) надевает на трубу под муфту элеватор (типа ЭТА), после входа подвижных челюстей на несущую часть элеватора производит поворот рукоятки влево до захода её за неподвижную скобу и фиксирует рукоятку подпружиненным пальцем находящимся в рукоятке элеватора и только после полного закрытия элеватора и его фиксации подаёт сигнал бурильщику о подъёме.

Бурильщик (Ст. оператор) после получения сигнала о подъёме производит вытяжку инструмента и после прекращения боковой раскачки крюкоблока плавно, не допуская рывка, поднимает трубу до выхода следующей муфты трубы над спайдером на высоту необходимую для посадки трубы в спайдер и захвата под муфту элеватором. После посадки трубы в клиновой захват спайдера труба отворачивается и помощник бурильщика (оператор) производит наворот на ниппель предохранительного кольца (защитный колпачок) и направляет при опускании трубы ниппельную часть в жёлоб приемных мостков, второй помощник бурильщика сопровождает трубу поддерживая её находясь впереди сбоку специальным крюком. Для передвижения по приёмным мосткам должна быть построена перед ремонтом скважины беговая дорожка шириной не менее 1 метра из рифленого металла или обрезных досок толщиной не менее 50мм с зазором между досками не более 10мм и жёлобом для приёма труб. Скорость подъёма труб должна быть такой, чтобы исключалась возможность поршневания.

После опускания трубы на приёмный упор (козелок) 1 помощник бурильщика (оператор) расфиксирует замок элеватора, снимает его с трубы и фиксирует на следующей трубе подлежащей подъёму из скважины. Второй помощник бурильщика снимает муфтовый конец трубы с приёмного упора и укладывает её на приёмный мост и с жёлоба прокатывает до упорных стоек противоскатывания. После укладывания 1-го ряда труб на мостки ложатся деревянные прокладки на первый ряд труб не менее трёх поперёк длины труб для предотвращения прогиба и соприкасания труб с трубами предыдущего ряда.

Ширина приёмных мостков должна вмещать всю колонну извлеченных из скважины труб и штабелирования высотой не более 4--х рядов. Для рационального использования ширины приёмных мостков трубы укладываются исключая соприкосновение их муфтами.

Помощники бурильщика (операторы)

Скорость спуска должна исключить возможность гидравлического разрыва пласта.

Рекомендуемые давления заворота НКТ при использовании ключей Ойл-Кантри.

Диаметр НКТ Давление на манометре Давление на манометре Крутящий момент

(мм) ( PSI ) (кг/см.кв.) (фунто-фут )

2* (60мм) 1100 77,3 8

2 7/8*(73мм) 1200 84,3 10

При подъёме труб необходимо постоянно поддерживать давление гидростатического столба жидкости на забой во избежании ГНВП.

При спуске труб необходимо также наблюдать за скважиной, т.е. при интенсивном поглощении необходимо спуск труб вести с постоянным доливом.

Замер количества доливаемой жидкости

Закачка химических реагентов в скважину

Закачка растворов кислот

Подготовительные работы:

Приготовление растворов кислот.

Приготовление раствора необходимо производить на базе в месте хранения и приготовления кислотных растворов в следующем порядке:

Подготовительные работы перед закачкой кислоты в скважину

Перед началом закачки в пласт необходимо:

- подготовить и спланировать территорию вокруг устья скважины для размещения агрегатов и другого оборудования;

Проведение работ по закачке кислоты

По команде руководителя работ:

По окончании работ

Закачка хим. реагентов в скважину. (Работы по обработке призабойных зон, закачка оторочек, закачка наполнителей для снижения приемистости, закачка ПАВ, закачка вязко-упругих тампонов и т.д.)

Подготовительные работы:

Приготовление химических композиций.

Приготовление химических композиций как правило проводится непосредственно на скважине в следующем порядке:

Подготовительные работы перед закачкой кислоты в скважину

п еред началом закачки в пласт необходимо:

Проведение работ по закачке химических композиций

По команде руководителя работ:

По окончании работ

Промывка скважин

Прямая промывка. При прямой промывке промывочная жидкость закачивается в спущенные в скважину трубы, а подъем воды с размытым песком происходит по кольцевому пространству. В процессе промывки трубы находятся на весу и спускаются с той или иной скоростью в зависимости от плотности пробки и количества жидкости, необходимой для подъема размытого песка на поверхность.

3 первых этапа при составлении плана работ на ремонт скважины

План работ на выполнение ремонта скважины является главным документом и основанием для выполнения любых операций на скважине.

План работ - разрабатывается в письменной форме Подрядчиком по текущему и капитальному ремонту скважин, согласовывается с Заказчиком и утверждается техническим руководителем подрядной организации (главным инженером).

В сегодняшней статье мы с вами начинаем серию блогов в которой я поделюсь собственным опытом составления планов работ, так как за время своей работы написал более 1000 планов на различные технологические операции, начиная от простой ревизии элементов фонтанной арматуры (далее - ФА) и, заканчивая, долгосрочными ремонтами связанными с ликвидациями аварии или ремонтно-изоляционными работами (далее - РИР) в скважинах.

С чего начинается составление плана работ

После получения наряд-заказа на скважину, (если вы пропустили, более подробно о наряд-заказах я писал в предыдущих статьях своего Дзена:

в первую очередь я изучаю информацию о том, какие работы необходимо выполнить на скважине, изучив перечень запланированных операций - инженер-технолог приступает к рассмотрению конструкции скважины, спущенного оборудования, глубине интервалов перфорации, устьевого оборудования.

Составление плана работ - начинается с внимательного изучения данных в наряд-заказе

Чем мы руководствуемся при составлении планов работ

Конечно же у нас есть документы, требования которых при составлении плана работ мы должны учитывать. На самом деле их очень много, но давайте выделим основные:

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБНГП)
Правила ведения ремонтных работ в скважинах
Схемы обвязки устье скважины
Внутренние нормативно-методические документы предприятий
Руководства по эксплуатации, паспорта на применяемое оборудование

Определение необходимых материалов и оборудования для ремонта

Чтобы Вам стало более понятно, можно сравнить ремонт скважины с ремонтом автомобиля, ведь в нём абсолютно также в зависимости от поломки необходимы различные запасные части. Так и со скважиной, в зависимости от вида ремонтных работ нам могут понадобиться абсолютно разные материалы (химия для приготовления раствора глушения блокирующих составов или различных соляно-кислотных растворов и т.д.) и оборудование (будь то пакер, скрепер или ловильный инструмент).

Если у тебя сломался двигатель, то новые стойки в ремонте тебе не помогут. Так и со скважиной!

Составляем план работ на основании этого наряд-заказа Составляем план работ на основании этого наряд-заказа

Внимательно изучив данные из наряд-заказа приступаем к определению того, что нам нужно для ремонта:

Плотность раствора глушения

Для расчета плотности глушения нам необходима информация по текущему пластовому давлению (172,1атм), а также глубина по вертикали интервала перфорации (2695м).

Согласно требований ПБНГП столб раствора глушения должен создавать гидростатическое давление на забой скважины превышающее пластовое на величине не менее:

10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 метров

5% для скважин глубиной от 1200 метров

Формула для расчета плотности раствора глушения Формула для расчета плотности раствора глушения Формула для расчета плотности раствора глушения

Исходя из всех вышеописанных требований, получаем:

(172,1 + (172,1*0,05))/9,81*2695=180,71/264,37=0,69г/см3. В данном случае плотность жидкости глушения меньше 1г/см3, принимаем за раствор глушения техническую воду с плотностью 1,01г/см3.

Объем раствора глушения скважины

В соответствии с требованиями ПБНГП необходимо иметь запас раствора глушения в количестве не менее двух объемов скважины: один в емкостях бригады ТКРС, второй разрешается иметь в виде материалов и химических реагентов для оперативного приготовления.

Объем глушения рассчитывается по формуле V=(Hгно*Vэк)-Vводоизм, где

Hгно - глубина спуска оборудования

Vэк - объем 1 погонного метра эксплуатационной колонны

Vводоизм - водоизмещение металла НКТ

Необходимость установки блокирующего состава

Исходя из полученной плотности раствора глушения можно сделать вывод, что данная скважина, вероятнее всего, будет поглощать раствор плотностью 1,01г/см3, так как гидростатическое давление, создаваемое раствором воды будет превышать пластовое примерно на 30%.

Поэтому мы запланируем установку блокирующего состава перед глушением скважины.

Блокирующий состав - это смесь полимеров и кислоторастворимых кольматантов, которая позволяет исключить поглощение жидкости глушения, предотвратить загрязнение призабойной зоны пласта, а также обеспечить быстрый выход скважины на режим после завершения ремонта.

Количество циклов глушения скважин

В зависимости от глубины спуска насоса или НКТ возможно глушение скважины в два и более циклов. Объем жидкости глушения для первого цикла должен быть не менее величины полного объема эксплуатационной колонны от глубины спуска насоса до устья.

Технологический отстой

При глушении скважины в 2 и более циклов, скважина закрывается и ставится на отстой для замещения жидкости, находящейся ниже глубины спуска насоса или НКТ. Время технологического отстоя зависит от расстояния между низом насоса или НКТ. Среднее время замещения жидкости в скважине составляет 144м/ч. То есть если расстояние составляет - 500 метров, то технологический отстой составит 3,5 часа.

На этом мы закончим сегодняшнюю статью и продолжим уже завтра.

Ставьте лайки, пишите комментарии, подписывайтесь на мой блог, чтобы своевременно узнавать о выходах новый статей. Будет интересно.

Профессиональный ремонт обсадной трубы в скважине

Нарушение целостности элементов источника воды на загородном участке приводит к сбоям в работе и может спровоцировать его разрушение. Ремонт обсадной трубы в скважине проводится при повреждениях ее самой, а также элементов ее конструкции. Чтобы предотвратить опасные последствия, необходима своевременная диагностика проблем и их качественное устранение.

Услуга

Как проявляются причины поломки?

Ремонт трубы скважины начинают после обследования и выявления точной причины выхода из строя. Исследование проводят с помощью видеокамеры, спускаемой внутрь конструкции с целью определения сквозных пробоин в трубе, нарушений герметичности сальниковых уплотнений или затрубного цементирования, которые ведут к разгерметизации всей системы. Именно в этих случаях требуется проведение ремонтных работ. Внутреннюю часть осматривают и выявляют место пробоя, его размер и объем поступающей через него воды.

Чем опасна разгерметизация обсадной трубы:

в скважину поступает вода из вышележащих пластов, при этом ее качество и пригодность для использования неизвестны;
внутрь системы проникает порода из других горизонтов, которая может повредить оборудование;
есть риск завала водоприемной части.

Ремонт обсадной трубы в скважине: ход выполнения работ

Ремонт обсадной колонны скважины делают с целью восстановления ее целостности и герметизации системы. В результате просачивание воды и породы должно полностью прекратиться.

Ремонт, чаще всего, выполняется путем установки новой трубы меньшего диаметра внутрь старой. Новая колонна закрепляется по всей длине той, которая износилась. При этом важно, чтобы диаметр новой трубы обеспечивал достаточный дебит — поступление воды в требуемом объеме.

Если при обследовании выявлено повреждение только верхней части, то возможен частичный ремонт, выполняемый путем среза непригодного отрезка. В этом случае новая труба вставляется от среза до устья. Если ниже среза материал также изношен, то внутрь вставляют пластиковую трубу меньшего диаметра.

Замена обсадной трубы

Если новая обсадная труба имеет достаточный диаметр для водоприемной колонны, ее не меняют. В случае, когда размер слишком мал, то водоприемную колонну вместе с насосом меняют на новую — с меньшим диаметром. Полная замена обсадной трубы в скважине выполняется в редких случаях, когда другие методы ремонта выполнить невозможно.

При разгерметизации системы и пробоях материала происходит проникновение посторонней воды и породы. В этом случае ухудшится качество воды, поступающей из скважины, она может:

помутнеть;
приобрести цвет, посторонний запах или вкус;
содержать различные примеси.

Как мы работаем?

Если вы заметили нарушения в работе скважины, то необходимо как можно скорее обратиться к специалистам для определения причин неисправностей. Долговременная работа в аварийном режиме может привести к поломкам, которые уже нельзя устранить.

После обращения в нашу компанию с описанием проблемы наши мастера выезжают на объект.
С помощью видеокаротажа определяют причину и решают каким образом выполнить ремонт.
Составляется смета и договор на выполнение работ.
В оговоренное время выезжают специалисты для проведения ремонта.
Готовый объект сдается заказчику с подписанием акта приема-передачи, оплатой услуг и выдачей гарантии на работу.

Если вам нужен ремонт трубы скважины – обращайтесь в нашу компанию:

Для вызова специалиста или получения консультации звоните нам по телефонам, указанным на сайте, или оставляйте свою письменную заявку.

Обвязка скважин на воду (вопросы и ответы)

Точного значения термина «обвязка скважины» не существует. Очень часто обвязку путают с обустройством или подключением к сетям водопровода. На самом деле обвязка устья водозаборной скважины является важным этапом обустройства скважины. А подключение к водопроводу, в свою очередь - один из этапов обвязки.

Ниже приведены ответы на основные вопросы, возникающие при обвязке устья водозаборных скважин.

1. Что называется обвязкой скважины?

Обвязка скважины - что это такое Обвязка скважины - что это такое

ТПод обвязкой устья любой скважины специалисты подразумевают подключение глубинного насоса к трубопроводу. При этом необходимо обеспечить герметичность ствола скважины и всех соединений.

Результатом неправильно выполненной обвязки водяных скважин обычно является замерзание воды в трубопроводах в зимнее время. Кроме того, очень часто наблюдаются утечки воды из соединений. Всё это влияет на производительность скважины и нормальную работу глубинного насоса.

2. Какие требования обычно предъявляются к обвязке устья водяных скважин?

Требования к обвязке водяной скважины Требования к обвязке водяной скважины

Суть обвязки достаточно проста. Она должна удовлетворять следующим условиям:

обеспечить герметичность устья от проникновения грунтовых и ливневых вод, осадков, грязи и мусора;
защитить устье скважины от воздействия пониженных температур;
обеспечить возможность ремонта наземного и подземного оборудования скважины.

3. Как обеспечить герметичность устьевого оборудования?

Как добиться герметичности при обвязке скважины? Как добиться герметичности при обвязке скважины?

Чтобы ливневые и почвенные воды, атмосферные осадки не контактировали с устьевым оборудованием специалисты рекомендуют смонтировать оголовок и установить кессон. Сегодня в продаже есть удобные варианты стандартных кессонов из пластика и металла. Можно также изготовить оголовок или кессон из подручных материалов. Обычно для этого используют кирпич или бетон.

Внешняя сторона кессона соприкасается с грунтом и существует опасность проникновения влаги в верхнюю часть скважины и устьевому оборудованию. Поэтому кессон делают с герметичными стенками и дном. Сверху кессон закрывают съёмной крышкой. Для этого используют различные гидроизоляционные материалы: пластиковую плёнку, битум, бетон и жидкое стекло. Хорошие результаты даёт применение специальных гидроизолирующих составов.

4. Как не допустить замерзания элементов обвязки водозаборной скважины?

Как утепляют водозаборную скважину Как утепляют водозаборную скважину

ЧтСамым простым и эффективным способом защиты водопроводов от промерзания является их прокладка на такой глубине, на которой грунт уже гарантированно не промерзает.

Существуют также способы утепления труб и оборудования специальными теплоизоляционными материалами: минеральной ватой, пенопластом, стекловатой, поролоном и прочее. Иногда для этого используют даже старые тряпки и ветошь.

Самым эффективным методом является прокладка специального подогревающего кабеля в одной траншее с трубой. Такой кабель можно также разместить внутри кессона или установить в нём электрический обогреватель с автоматическим включением.

Некоторые рекомендуют смонтировать внутри кессона обычную лампу накаливания, которую включают во время морозов. Но лампа неэффективна при сильных морозах. Кроме того, многие люди часто забывают своевременно включить этот своеобразный отопительный прибор.

5. Что нужно сделать, чтобы не помешать ремонту и обслуживанию устьевого оборудования?

Что нужно учесть при обвязке для ремонтопригодности скважины на воду? Что нужно учесть при обвязке для ремонтопригодности скважины на воду?

СпосДля того, чтобы скважинное оборудование можно было без труда обслуживать, а также для выполнения ремонтных работ или замены глубинного насоса оголовок и кессон должны иметь такие размеры, чтобы в них смог свободно работать человек.

Для обеспечения возможности ремонта подземного оборудования на кессон обычно устанавливают съёмную крышку.

6. Какие существуют способы обвязки водяных скважин?

Способы обвязки скважины по популярности Способы обвязки скважины по популярности

ОбСегодня в частных усадьбах можно встретить 3 основных способа обвязки водозаборных скважин.

Самый простой и древний – приямок или оголовок.
Наиболее часто применяемый – обвязка с применением кессона.
Одно из последних изобретений инженеров – адаптеры.

7. Как обвязать скважину в приямке?

Обвязка скважины в приямке в вопросах и ответах Обвязка скважины в приямке в вопросах и ответах

Приямком называется самодельная конструкция, состоящая из бетонных колец и кирпича, скреплённых цементным раствором. Нижнее кольцо устанавливают на гравийную подушку на таком уровне, где грунт не промерзает зимой.

Недостатками приямков специалисты называют следующие факторы.

Такую конструкцию очень сложно сделать герметичной.
Большой объём строительных работ.
Необходимость устройства специальной подушки, на которую устанавливаются кольца.

Неоспоримыми преимуществами приямков являются:

простота конструкции,
использование при строительстве подручных материалов,
возможность самостоятельного монтажа, даже при отсутствии специальных навыков.

8. Какие есть отличия у кессонов по сравнению с приямками?

Обвязка скважины в кессоне - сравним с приямком Обвязка скважины в кессоне - сравним с приямком

Образно говоря, кессон является логическим продолжением конструкции приямков, только изготовленный промышленным способом. Когда производители бурового оборудования стали серийно производить эти изделия, то инженеры просто не могли назвать их приямками. Так кессоны получили своё название.

Кессон отличается от приямка тем, что обладает 100-процентной герметичностью, достаточной прочностью, изготавливается в заводских условиях и гораздо проще монтируется. В конструкции кессонов соблюдены все основные требования, предъявляемые к обвязке скважин. Кроме того, кессоны оборудованы всеми необходимыми элементами и деталями для удобства обслуживания устьевого оборудования и монтажа кессона.

Производители сегодня выпускают кессоны как из пластика, так и из металла.

Недостатком кессонов можно назвать сложность их транспортировки и необходимость использования грузоподъёмной техники при монтаже.

9. Что такое скважинный адаптер?

Что такое адаптер для обвязки скважины на воду и зачем он нужен? Что такое адаптер для обвязки скважины на воду и зачем он нужен?

Скважинные адаптеры были разработаны сравнительно недавно. Так называют быстросъёмную деталь, состоящую из двух основных частей. Первая часть устанавливается с внутренней стороны обсадной колонны. А вторая часть обеспечивает присоединение водопровода к эксплуатационной колонне скважинных труб с наружной стороны обсадной колонны. Адаптер размещают на верхней обсадной трубе на глубине, где грунт никогда не промерзает.

Преимуществами адаптеров являются их простота, низкая стоимость и возможность при обвязке скважины отказаться от устройства приямков и кессонов.

Сегодня многие предпочитают использовать адаптеры с одновременным устройством приямков.

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.

Читать также: Типы и характеристики погрузчиков для склада

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.

Читать также: Как выбрать тепловизор для строительства?

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.

Читайте также: