Срыв планшайбы на скважине что это
Обновлено: 07.07.2024
Нефть, Газ и Энергетика
УЭЦН работает в нормальном режиме, когда приток приблизительно равен номинальной производительности установки, а динамический уровень стабилен
(Нд = const). В таких условиях рабочий ток Iраб, потребляемый ПЭД должен быть постоянен.
В случае, нестабильного притока жидкости, динамический уровень может опуститься до критического уровня, когда развиваемый насосом напор будет недостаточен для преодоления гидростатического давления столба жидкости в НКТ. В этом случае насос перестает перекачивать жидкость и работает в холостую. Это явление называется срывом подачи. Срыв подачи может быть вызван и другими причинами:
В случае срыва подачи, происходят явления, негативно влияющие на работоспособность УЭЦН:
Обычно срыв подачи сопровождается такими последствиями, как плавление кабеля, нарушение герметичности гидрозащиты, электропробой изоляции обмотки статора ПЭД.
Для предотвращения таких явлений в СУ предусмотрена защита от срыва подачи (ЗСП). Поскольку при срыве подачи потребляемая мощность существенно ниже, чем в нормальном режиме работы, работа ЗСП основана на контроле потребляемого тока. В случае достижения критически низкого значения тока СУ отключает УЭЦН. В связи с этим ЗСП иногда называют защитой от недогруза.
Борьба с прихватами бурильных труб и инструмента
Для предупреждения прихватов бурильной колонны необходимо:
- применять высококачественные буровые растворы, создающие небольшие по толщине корки на стенках скважины;
- обеспечивать полную очистку бурового раствора от частиц выбуренной породы.
Снижение липкости корки можно обеспечить добавлением к буровому раствору нефти в количестве 5-8% от объема бурового раствора.
Но при этом следует учитывать, что нефть несколько повышает вязкость раствора.
Для снижения липкости корки и борьбы с затяжками бурильных труб в буровой раствор обычно вводят серебристый графит от 0,8 - до 1,5% (по массе к объему).
Проблема подъема ЭЦН
Доброго времени суток.
Господа! Существует острая проблема подрыва планшайбы на скважинах оборудованных эцн.
Скважина "встала", "подходит" бригада КРС. Пытаются подорвать планшайбу - не получается. Вытяжка 10--50см. Превентор не накинуть(нужно 1.5 метра) Нулевые патрубки(подвесные) 2метра. Делаем горячие промывки нефтью и водой. продолжительность промывок доходит до недели. периодически пытаемся "тянуть". когда вытяжка позволяет - толкаем 1 трубку вниз. и потом тянем.но тоже не всегда помогает.
Причина возникновения проблемы на 100% не установлена. Месторождение "молодое".
Скважины обсажены 146 колоннами, углы от 20 до 45 градусов. как в верхних так и в нижних интервалах скважин.
Солей нет, либо их очень мало. Есть парафины - но они должны смыться горячей нефтью(до 95град) объемом 100м3 точно. А наши объемы доходят до 450м3. Динамические уровни в скважинах низкие. Вес подвесок на подъем при посадке планшайбы 23-29тонн. НКТ используем комбинированную 2'' и 2,5' марки стали "N80" и "К". Подвески могут не "идти" даже при МРП 30-60 суток!
в общем: можно считать что это из за углов и 146 ЭК, можно думать, что это парафины выпадают из газа в зоне вечной мерзлоты например.
Уверен что подобная промлема встечается у многих, если не у всех. Кто и как её решает. Мои предложения таковы:
производить переодические промывки на рабочую скважину - но этого делать в нашем случае мы не станем
нужен какой то реагент, который бы закачивали вместо нефти перед подрывом планшайбы - но какой.
ВАШИ ПРЕДЛОЖЕНИЯ. КТО И КАК РЕШАЕТ ДАННУЮ ЗАДАЧУ У СЕБЯ? КАКИЕ РЕАГЕНТЫ ИСПОЛЬЗУЕТЕ?
Срыв планшайбы на скважине что это
1.Давление циркуляции при подаче насоса 50 ход./мин и плотности бурового раствора 1300 кг/м3 равно 4,50 МПа. Давление циркуляции бурового раствора той же плотности при подаче насоса 60 ход./мин будет равно
Выберите один ответ.
+4,16 МПа
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
2 Природный газ в основном состоит из :
Выберите один ответ.
+метана и небольшого количества тяжелых углеводородов.
азота и кислорода
углекислого газа и небольшого количества легких углеводородов
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
3.Фонтан – это:
Выберите один ответ.
истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.
проявление пластового флюида вне устья скважины
поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
+постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.
апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
4 Наименьшие давления, возникающие в скважине наблюдаются при глушении способом
Выберите один ответ.
непрерывного глушения
+ожидания и утяжеления
бурильщика
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
5 При … режиме всплытия газа его скорость наибольшая
Выберите один ответ.
+снарядном
кольцевом
пузырьковом
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
6 В отечественной практике бурения при ГНВП обычно применяется
Выберите один ответ.
«жесткое закрытие» скважины
+«мягкое закрытие» скважины
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
всего вышеперечисленного
начального давления циркуляции
градиента притока
+увеличения плотности бурового раствора с целью уравновешивания пластового давления
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
8 Об успешном глушении скважины свидетельствует
Выберите один ответ.
+Рбт = Ркп = 0
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
9 Глушение проводится в две стадии способом
Выберите один ответ.
ожидания и утяжеления
10
Баллов: 2
При вымыве газовой пачки вверх по стволу скважины объем бурового раствора в наземном резервуаре:
Выберите один ответ.
останется неизменным
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
11
Баллов: 2
Постоянное давление в период вымыва пластового флюида способом бурильщика поддерживается в
Выберите один ответ.
+бурильных трубах и кольцевом пространстве
кольцевом пространстве
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
12
Баллов: 2
В зарубежной практике бурения при ГНВП обычно применяется способ глушения скважин
Выберите один ответ.
двухстадийный растянутый во времени
+ожидания и утяжеления
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
13
Баллов: 2
Поглощение бурового раствора при глушении скважины можно обнаружить, наблюдая за
Выберите один ответ.
нагрузкой на крюке.
+уровнем бурового раствора в приемной емкости
потоком бурового раствора.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
14
Баллов: 2
Давление циркуляции при подаче насоса 50 ход./мин и плотности бурового раствора 1300 кг/м3 равно 4,50 МПа. Если плотность бурового раствора увеличится до 1370 кг/м3, то давление циркуляции при той же производительности насо-са, будет равно
Выберите один ответ.
5,26 МПа
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
15
Баллов: 2
В скважине производится вымывание пачки газа. Давление в кольцевом пространстве начнет снижаться при
Выберите один ответ.
полном заполнении бурильной колонны жидкостью г
Нравится Показать список оценивших21 Во время подъема бурового инструмента оказалось, что долили бурового раствора в скважину меньше чем следовало. Тогда нужно
Выберите один ответ.
Осуществить подъем оставшихся в скважине бурильных труб.
+Проверить на излив, если его нет, то продолжить подъем.
Загерметизировать скважину и произвести промывку
Проверить скважину на излив, если его нет постараться спустить бурильную колонну до забоя и вымыть поступившую пачку газа.
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
22 В зарубежной практике бурения при ГНВП обычно применяется
Выберите один ответ.
+«мягкое закрытие» скважины
«жесткое закрытие» скважины
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
+изначально при бурении управляе-мый дроссель и главная боковая за-движка (на крестовине ПВО) закры-ты. Задвижки линии дросселирова-ния открыты. Обратный клапан ус-тановлен в БК.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
24 При вымыве газовой пачки через дроссельную линию объем бурового раствора в наземном резервуаре:
Выберите один ответ.
+останется неизменным
увеличится
уменьшится
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
25 В отечественной практике бурения при ГНВП обычно применяется способ глушения скважин
Выберите один ответ.
+двухстадийный
ожидания и утяжеления
непрерывного глушения
двухстадийный растянутый во времени
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
26 Для перекрытия внутреннего пространства бурильных труб при ГНВП применяется следующее оборудование:
Выберите один ответ.
дроссель
+шаровой кран
универсальный превентор
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
27
Баллов: 2
Наиболее высокие давления в скважине наблюдаются при глушении способом
Выберите один ответ.
непрерывного глушения
ожидания и утяжеления
+бурильщика
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
28
Баллов: 2
Пластовым давлением называется
Выберите один ответ.
проявление пластового флюида вне устья скважины.
давление, при котором происходит разрыв горных пород.
+давление, оказываемое флюидами, содержащимися в горной породе.
давление, оказываемое горными породами.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
29
Баллов: 2
Манометр на стояке через 15 мин после закрытия скважины при ГНВП показывает
Выберите один ответ.
пластовое давление
гидростатическое давление
гидродинамическое давление в бурильных трубах
+избыточное давление в бурильных трубах
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
30
Баллов: 2
Подача насоса при глушении скважины должна
Выберите один ответ.
+составлять 0,4 – 0,5 от подачи насоса при бурении
быть равна подаче насоса при бурении
составлять 1,4 – 1,5 от подачи насоса при бурении
Верно
Бал
16 Выброс пластового флюида – это:
Выберите один ответ.
+апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.
проявление пластового флюида вне устья скважины.
постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
17 Конечное давление циркуляции определяется по формуле
Выберите один ответ.
+Pкон. = Рнач.• ( pгл/рнач) + S
Pкон. = Рпрок. • ( pгл/рнач) + S
Pкон. =Ризб. труб • ( pгл/рнач) + S
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
18 Противовыбросовая программа – это
Выберите один ответ.
документ, разрешающий выполнять ликвидацию фонтана в скважине.
+комплекс специальных мероприятий, выполнение которых позволяет избежать возникновения фонтанов в скважине.
инструктаж по технике безопасности персонала, работающего на буровой.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
19 К возникновению ГНВП не может привести:
Выберите один ответ.
отрицательное влияние гидродинамического эффекта
+постоянное поддержание заданного уровня жидкости в скважине
бурение скважин при удельном весе БПЖ ниже проектного
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
30 Подача насоса при глушении скважины должна
Выберите один ответ.
+составлять 0,4 – 0,5 от подачи насоса при бурении
быть равна подаче насоса при бурении
составлять 1,4 – 1,5 от подачи насоса при бурении
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
31 Явными (прямыми) признаками ГНВП при бурении являются:
Выберите один ответ.
уменьшение плотности глинистого шлама;
снижение давления на выкиде буровых насосов;
увеличение веса на крюке.
резкое кратное увеличение механической скорости бурения;
игольчатая форма шлама;
увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора.
наличие признаков пластового флюида в выходящем из скважины буровом растворе;
повышение расхода (скорости) выходящего потока БПЖ из скважины при не-изменной подаче буровых насосов;
+увеличение объема (уровня) БПЖ в приемной емкости
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
32 Назначение противовыбросового оборудования устья скважины:
Выберите один ответ.
+герметизация устья скважины, для управления притоком пластового флюида в скважину путем создания дополнительного противодавления на устье.
обвязка обсадных колонн, герметизация межколонных пространств и контроль давления в них.
для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью контроля и регулирования режима эксплуатации.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
33 Проектные решения для контроля и управления давлением в скважине - это
Выберите один ответ.
установка манометров на манифольде, уровнемеров в емкостях, расходомеров в циркуляционной системе.
+ проектирование надежной конструкции скважин. Определение ожидаемых максимальных давлений для скважины при ГНВП.
Выбор схемы противовыбросового оборудования.
обучение персонала буровой первоочередным действиям при возникновении ГНВП.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
34 Падение давления в системе циркуляции оказывает воздействие на пласт:
Выберите один ответ.
в бурильной колонне
+ в затрубном пространстве
в промывочных насадках долота
в наземном оборудовании
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
35 Грифон – это:
Выберите один ответ.
поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.
истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.
+ проявление пластового флюида вне устья скважины
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
36 Газо,-нефте,-водопроявление – это:
Выберите один ответ.
проявление пластового флюида вне устья скважины.
постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье скважины на значительную высоту.
истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в скважине.
апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
+поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
38 Если при вымыве выброса циркуляцией подача насоса увеличивается, а давление в бурильной колонне поддерживается постоянным путем регулирования штуцера, то забойное давление:
Выберите один ответ.
+ уменьшится
увеличится
останется неизменным
Неверно
Баллов за ответ: 0/2.
39 Причина возникновения ГНВП:
Выберите один ответ.
+превышение пластового давления над забойным давлением.
превышение забойного давления гидростатического давления.
превышение гидростатического давления над пластовым давлением.
Верно
Баллов за ответ: 2/2.
Разборка устьевого оборудования при эксплуатации скважин ЭЦН
Перед разборкой давление в затрубном пространстве снижают, для чего открывают затрубную задвижку. Раскрепляют болты арматуры, разбирают сальник КРБК и устанавливают подъемный патрубок. На подъемном патрубке размещают элеватор и приподнимают пьедестал, оператор снимает клямсы, после чего пьедестал сажают обратно. Оператор с помощником протаскивают кабель через сальник, заряжают ключ на патрубок пьедестала и развинчивают его.
По сигналу оператора пьедестал поднимают и опускают рядом с рабочей площадкой.
Далее кабель протаскивают через ролик и закрепляют на барабане кабеленаматывателя.
Перед подъемом колонны НКТ необходимо вскрыть отверстие в спускном клапане, расположенном над насосом (в противном случае трубы будут подниматься вместе с жидкостью). Для этого во внутреннюю полость НКТ сбрасывают металлический стержень диаметром 35 мм и длиной 650 мм, который ударяет по штуцеру сливного клапана и обламывает его в месте надреза, в результате чего внутренняя полость НКТсоединяется с кольцевым пространством.
К подготовке скважины к подземному ремонту относится также определение уровня жидкости, места расположения песчаной пробки, длины спущенных труб и аналогичные изменения, позволяющие судить о состоянии скважины.
Уровень жидкости и глубину забоя определяют с помощью лебедки, приводимой в действие вручную или от двигателя автомобиля, на котором она смонтирована.
Райберовка насосно-компрессорных труб
Эта операция подготовки труб перед спуском их в скважину выполняется для создания на их внутренних поверхностях фасок, обеспечивающих свободный проход при спуске или подъеме приборов, скребков, плунжеров и т. п. Трубы обрабатывают специальным инструментом — райбером, представляющим собой коническую Фрезу с наклоном образующей конической поверхности к оси в пределах 12—20°.
Для райберовки труб в промысловых условиях их укладывают ряд на горизонтальные стойки, после чего обрабатывают торцы труб. При этом райбер может вращаться вручную с помощью коловорота или пневмо- или электроинструмента. Во время обработки ось райбера должна совпадать с осью трубы, в противном случае размер фаски и угол ее наклона будут переменными. При обработке концов труб, на которые навинчены муфты, необходимо принять меры предосторожности по защите ее внутренней резьбовой поверхности от случайных повреждений райбером. Для этого целесообразно использовать защитные стаканы из листовой стали толщиной 1—1,5 мм, которые перед райберовкой вставляют в отверстие муфты. В стенке стакана делают два отверстия диаметром 10—15 мм для извлечения его с помощью стержня, продеваемого в них при заклинивании, смятии и т. п.
После обработки труб с двух сторон их следует продуть воздухом или промыть водой для удаления металлической стружки.
СМЕНА ШТАНГОВОГО НАСОСА И ИЗМЕНЕНИЕ ГЛУБИНЫ ПОДВЕСКИ
Смена насоса
При смене штангового скважинного насоса (ШСН) после подготовки устья скважины вначале извлекают колонну штанг. Если скважину эксплуатировали с помощью вставного насоса, то подъему колонны штанг предшествует срыв насоса с посадочного седла. Для этого на малой скорости поднимают колонну штанг до-тех пор, пока она не растянется на длину, обеспечивающую возникновение в ее нижней части усилия, достаточного для преодоления силы замковой пружины. Момент срыва ощущается по изменению натяжения колонны штанг и оснастки талевой системы.
При эксплуатации скважины с помощью трубного трехклапанного насоса типа НСН перед его подъемом залавливают седло нагнетательного клапана, для чего колонну опускают вниз до упора и поворачивают ключом по часовой стрелке. После этого на минимальной скорости плавно поднимают элеватор, определяя по нагрузке на крюке, захвачен ловителем клапан или нет. Если захват не произошел, то операцию повторяют, если произошел — плавно поднимают элеватор с колонной штанг, пока клапан не будет стронут с места.
После залавливания клапана колонну штанг поднимают на допустимой по технологии максимальной скорости. После подъема всей колонны последнюю штангу вместе с плунжером или вставным насосом укладывают на мостки.
Перед подъемом колонны НКТ поднимают посадочную планшайбу, для чего в нее ввинчивают подъемный патрубок, надевают на него элеватор и поднимают вверх до выхода из скважины первой муфты спущенных труб, под которую подводят элеватор. Закрыв элеватор, сажают на него трубы, отвинчивают поднятую с планшайбой трубу и оттаскивают ее в сторону. После этого приступают к подъему колонны НКТ в соответствии с технологией, описанной в предыдущем параграфе. Последним из скважины извлекают цилиндр трубного или рубашку вставного насоса с замковой пружиной.
После извлечения насоса готовят к спуску в скважину новый.
Если насос трубный, то начинают со спуска цилиндра, если вставной — то с рубашки с замковой пружиной. При необходимости в насос, установленный в горизонтальном положении, ввинчивают фильтр, предохранительную сетку или газопесочный якорь. Собранный узел захватывают трубным элеватором и осторожно опускают в скважину. Посадив элеватор, на верхней стяжной муфте насоса устанавливают цепной ключ.
Далее поднимают с мостков насосно-компрессорную трубу и свинчивают ее с насосом, опускают вместе с ним в скважину и подвешивают на элеваторе, посаженном на фланец тройника.
Для того чтобы убедиться, что при завинчивании трубы не произошло перекоса или смещения втулок, на штангах спускают плунжер и перемещают его вверх-вниз. Если он движется плавно, без рывков и заклинивания, плунжер извлекают и начинают спуск колонны НКТ. Если нет — извлекают трубу с цилиндром и спускают в скважину другой исправный цилиндр.
Колонну труб спускают в соответствии с методикой, описанной в предыдущем параграфе. Завершив спуск колонны, монтируют посадочную планшайбу, устанавливают на нее воронку и начинают спуск колонны штанг.
В нижней части колонны на первой штанге укрепляют вставной насос или плунжер трубного насоса, после чего, захватив колонну штанг элеватором, осторожно опускают во внутреннюю полость спущенных НКТ. Колонну штанг спускают в порядке, обратном их подъему, по методике, изложенной в § 3 гл. IV. Следует иметь в виду, что не допускается: спуск штанг, изготовленных из сталей разных марок для одноступенчатой гладкой колонны. При спуске ступенчатой колонны длины отдельных ступеней, их диаметры и марки сталей предварительно рассчитываются и подбираются по специальным таблицам.
Скважину с низким статическим уровнем перед спуском последней штанги, если ее оборудуют трубным насосом, заливают водой, после этого сажают плунжер в цилиндр насоса и, заловив узел всасывающего клапана, срывают его с седла. Поток жидкости промывает штанги, трубы, детали насоса — плунжер, цилиндр посадочное седло, после этого узел клапана сажают на седло, отсоединяют плунжер и заполняют скважину водой.
После спуска колонны штанг вместе со вставным насосом его сажают на посадочное гнездо, полость насосных труб заполняют водой и затем срывают насос с посадочного гнезда. Вода из труб устремляется вниз, промывая колонну штанг и труб, после чего насос повторно сажают на место и заполняют трубы водой.
Выполнив посадку, приступают к установке плунжера в цилиндре скважинного насоса.
Плунжер в цилиндре насоса устанавливают таким образом, чтобы при нижнем положении головки балансира станка-качалки нижний конец плунжера был удален от верхней точки узла приемного клапана на строго определенную для данной марки насоса и глубины спуска величину. Устанавливают плунжер следующим образом: вместо устьевого штока навинчивают штангу) плавно перемещают ее вверх-вниз, определяя нижнее положение при котором происходит посадка плунжера на всасывающий клапан. Это положение отмечают на штанге, после чего колонну поднимают, последнюю штангу отвинчивают, измеряют расстояние от метки до муфты и подбирают с помощью укороченных штанг длину, при которой устьевой шток имел бы аналогичные габариты.
После сборки устьевого оборудования и соединения устьевого штока с канатной подвеской включают станок-качалку.
Подвеска колонны насосно-компрессорных труб на устье насосных скважин
Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию. Обеспечивает повышение надежности подвески колонны насосно-компрессорных труб. Подвеска включает фланец эксплуатационной колонны, соединенный с планшайбой через уплотнительное кольцо посредством шпилечного соединения. Колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично на планшайбе с отверстием под исследовательские приборы, снабженным пробкой. В планшайбе выполнено отверстие со сферической опорой внизу под муфту колонны насосно-компрессорных труб. Муфта колонны насосно-компрессорных труб зафиксирована от смещения вверх посредством накидной гайки, соединенной с планшайбой. Разъем между муфтой колонны насосно-компрессорных труб и планшайбой загерметизирован сальником, расположенным в соответствующей полости накидной гайки. 1 ил.
Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию для систем добычи нефти и входит в устьевую арматуру насосных скважин.
Известна схема оборудования устья насосных скважин (Подземный ремонт скважин. П.Н.Лаврушко, издательство «НЕДРА», Москва, 1968 г., стр.126), включающая фланец эксплуатационной колонны, соединенный с планшайбой. В планшайбе предусмотрено резьбовое отверстие с цилиндрической резьбой под промежуточный переходной патрубок между колонной насосно-компрессорных труб и тройником, соединенным с устьевым сальником, а также отверстие для исследовательских приборов, снабженное пробкой. Введение в колонну насосно-компрессорных труб дополнительного технологического патрубка с метрической резьбой, соединенного с планшайбой, осложняет конструкцию и технологию спуско-подъемных операций, кроме того, эта метрическая резьба смонтирована без натяга и не загермитизирована, что приводит, соответственно, к расшатыванию, расслаблению резьбового соединения и пропуском газожидкостной смеси из-за трубного пространства в атмосферу.
В процессе работы штангового насоса в наклонных скважинах или в скважинах с фактором парафина, а также при подъеме колонны насосных штанг из этих же скважин колонна насосно-компрессорных труб (НКТ - в дальнейшем) подвергается изгибу, знакопеременным динамическим нагрузкам, что в конечном итоге отражается на последнем резьбовом соединении, в котором находятся планшайба и ниппельный верхний конец колонны НКТ и которое является более склонным к разрушению звеном, если учесть, как надежно закреплена сама планшайба. В итоге от усталости это резьбовое соединение разрушается в большинстве случаев по среднему участку, и колонна НКТ уходит на забой. Этому способствует сам факт присутствия резьбы как концентратор напряжения.
Устранение подобного рода аварий несет большие затраты и приводит к вынужденным простоям скважины.
Ставится техническая задача - повышение надежности подвески колонны насосно-компрессорных труб.
Для достижения поставленной цели подвеска колонны насосно-компрессорных труб на устье насосных скважин, включающая фланец эксплуатационной колонны, соединенный с планшайбой через уплотнительное кольцо посредством шпилечного соединения, при этом колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично на планшайбе с отверстием под исследовательские приборы, снабженным пробкой, выполнена так, что в планшайбе выполнено отверстие со сферической опорой внизу под муфту колонны насосно-компрессорных труб, причем муфта колонны насосно-компрессорных труб зафиксирована от смещения вверх посредством накидной гайки, соединенной с планшайбой, а разъем между муфтой колонны насосно-компрессорных труб и планшайбой загерметизирован сальником, расположенным в соответствующей полости накидной гайки.
На приведенном чертеже изображен продольный разрез подвески колонны насосно-компрессорных труб на устье насосных скважин.
Подвеска колонны насосно-компрессорных труб на устье насосных скважин содержит фланец 1 эксплуатационной колонны 2, соединенный с планшайбой 3 через уплотнительное кольцо 4 посредством шпилечного соединения 5. Колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично (Э) на планшайбе 3 с отверстием 6 под исследовательские приборы (не показаны), снабженным пробкой 7. При этом в планшайбе выполнено отверстие 3 со сферической опорой 8 внизу под муфту 9 колонны насосно-компрессорных труб 10, зафиксированную от смещения вверх посредством накидной гайки 11 с ушком 12, соединенной с планшайбой 3 через резьбовое соединение 13.
Разъем 14 между муфтой 9 и планшайбой 3 загерметизирован сальником 15 с нажимным кольцом 16, расположенным в соответствующей полости накидной гайки 11.
Для обеспечения технологичности изготовления и возможности контроля сферическая опора 8 выполнена между двумя отдельными кольцами 17, 18, для извлечения которых из планшайбы 3 в последней предусмотрены пазы 19, расположенные по окружности.
Итак, колонна НКТ 10 подвешена на ее стандартной муфте 9, опирающейся на сферическую опору 8, а образовавшийся зазор между муфтой 9 и планшайбой 3 загерметизирован сальником 15 с нажимным кольцом 16. От возможного смещения вверх муфта 9 ограничена посредством накидной гайки 11, соединенной с помощью резьбового соединения 13 с планшайбой 3.
В процессе эксплуатации скважины, возникающие при этом на колонне НКТ 10 вибрации, знакопеременные динамические усилия в продольном направлении, а также изгибающие нагрузки отражаются на подвеске колонны НКТ 10, а именно на ее муфте 9 со сферической опорной поверхностью 8. Муфта 9, на которой подвешена колонна НКТ 10, реагируя на внешние воздействия, проявляет подвижность в пределах радиального зазора, заложенного между этой муфтой 9 и планшайбой 3, тем самым предохраняет узел подвески колонны НКТ 10 от возможных деформаций, т.е. от поломок.
Подвеска колонны НКТ 10 на устье насосных скважин, выполненная с посадкой на муфту НКТ 10, повышает надежность и упрощает обслуживание устьевой арматуры, увеличивает межремонтный период работы скважин, сокращая количество капитальных ремонтов скважин по причине ухода колонны НКТ на забой.
Подвеска колонны насосно-компрессорных труб на устье насосных скважин, включающая фланец эксплуатационной колонны, соединенный с планшайбой через уплотнительное кольцо посредством шпилечного соединения, при этом колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично на планшайбе с отверстием под исследовательские приборы, снабженным пробкой, отличающаяся тем, что в планшайбе выполнено отверстие со сферической опорой внизу под муфту колонны насосно-компрессорных труб, причем муфта колонны насосно-компрессорных труб зафиксирована от смещения вверх посредством накидной гайки, соединенной с планшайбой, а разъем между муфтой колонны насосно-компрессорных труб и планшайбой загерметизирован сальником, расположенным в соответствующей полости накидной гайки.
Нефть, Газ и Энергетика
1.1. Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте и в соответствии с положениями настоящей инструкции. Выбранная схема должна быть указана в плане работ на ремонт (освоение) скважины.
1.2. В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ.
1.4. Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.
1.6. Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью.
1.8. Для подъема превенторов на высоту должны использоваться стропы соответсвующей грузоподъемности (вес ПВО указывается в техническом паспорте), прошедшие испытание и имеющие соответсвующую маркировку.
Подготовительные работы к монтажу ПВО.
2.1. Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения возможных разливов технологических жидкостей.
2.2. Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с записью в журнале.
2.3. Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ.
2.4. Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида коллектор.
2.5. Проверить центровку мачты относительно устья скважины.
2.6. Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедиться в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.
2.7. Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), опрессованную 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.. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин.
Запорная компоновка должна находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов.
Подготовить противыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты и свободно вращаться.
Схемы обвязки устья скважины
Схема применяется при работах на скважинах с пластовым давлением, не превышающем гидростатическое, когда сохраняется возможность нефтегазопроявления.
3.1.1 При работе с универсальным герметизатором устья (УГУ-2) для предотвращения нефтегазопроявления через трубы должна применяться запорная компоновка, представленная на схеме (поз.8), к которой предъявляются следующие
- шаровой кран запорной компоновки должен находиться в открытом положении.
- закрытие шарового крана производится после закрытия плашечных затворов.
- длина дистанционного патрубка должна быть определена с расчетом , чтобы круговой паз герметизирующей муфты был на уровне затвора (в случае отсутствия центратора).
3.1.2. При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.
Схема применяется при работах, связанных с освоением, капитальным и текущим ремонтом скважин с пластовым давлением, равным и превышающим гидростатическое.
3.2.1. Компоновка противовыбросового оборудования содержит один превентор, оборудованный плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб.
3.2.2. При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.
3.2.3. Специально для скважин с ЭЦН возможно применение трубно-кабельного превентора заводского изготовления, исключающего рубку кабеля при нефтегазопроявлении (только при использовании кабеля плоского сечения типа КППБПС).
3.2.4. Управление превентором производится непосредственно на устье скважины. Рабочая площадка должна обеспечивать удобный и беспрепятственный доступ к штурвалам превентора.
Схема применяется при перфорации, воздействии на пласт ПГД и других работах, связанных со спуском геофизического кабеля, при работе на газовых скважинах, скважинах с газовым фактором более 200м 3 / м 3
3.3.2. Компоновка противовыбросового оборудования должна содержать два
превентора. Нижний превентор оборудуется глухими плашками, верхний превентор - плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб. Превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением.
Монтаж ПВО.
4.1 Демонтировать фонтанную арматуру, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений.
4.2 При работе по схеме 1 на крестовину (или через переходную катушку) монтируется уплотнительная головка. Герметизирующая муфта входит в состав запорной компоновки и должна находится на рабочей площадке.
4.5. Допускается по согласованию с противофонтанной службой для проведения прострелочно-взрывных работ в колонне с последующим демонтажем установка верхнего превентора с глухими плашками и продолжения работ с одним превентором (кроме скважин 1-ой категории). В этом случае повторная опрессовка оставшегося в обвязке превентора не требуется.
4.6. Профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца и канавки должны быть очищены быть очищены от льда и грязи и при установке ПВО плотно входить друг в друга.
4.7. Присоединение ПВО к крестовине фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2-3 витка резьбы. Затяжка их производится крест-накрест.
4.8. После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.
4.9. После монтажа противовыбросового оборудования на скважине с перфорированной или негерметичной колонной ПВО опрессовывается на давление не менее3,0 МПа. Давление опрессовки определяется, исходя из технического состояния и приемистости скважины и указывается в плане работ.
4.10. Результаты опрессовки оформляются актом.
Эксплуатация
5.1. Должен быть обеспечен свободный доступ к устью скважины для обслуживания ПВО.
5.2. Перед началом смены необходимо проводить проверку затяжки фланцевых соединений и контроль технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость открытия-закрытия). Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования. Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования.
5.4. После замены плашек или узлов превентора непосредственно на устье скважины необходимо превенторную установку опрессовать на давление опрессовки колонны (п.2.9.16 ПБ НГП) или в соответствии с п. 4.8 настоящей инструкции.
5.5. Периодичность проверки плашечных превенторов :
- гидравлическая опрессовка - через каждые 6 месяцев
- дефектоскопия - один раз в год.
Запрещается:
Ø Производить удары по корпусу ПВО с целью очистки поверхности от грязи и льда.
Ø Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;
Ø Обогревать элементы превентора открытым огнем.
Ø Расхаживать или вращать колонну насосно-компрессорных труб или бурильных труб, не допускается нагрузка на плашки более 20т.
Читайте также: