В каком положении должен находиться шаровой кран на запорной компоновке в процессе ремонта скважины

Обновлено: 07.07.2024

Знакомый сантехник объяснил, почему шаровые и вертельные краны, важно ставить в правильном направлении

Всем привет! Так или иначе, каждый из нас сталкивается с заменой или ремонтом сантехники. Конкретно в этой статье, я хотел бы поговорить о вентильных и шаровых кранах, а именно, об правильной их установке и о последствиях, которые могут наступить если установить их неправильно!

Вертельный и шаровый кран Вертельный и шаровый кран

Вентильный кран

Вентиль, в отличии от шарового крана, предназначен для регулировки потока движущейся жидкости. Производитель всегда наносит на корпус вентиля стрелочку, которая указывает в каком направлении кран нужно устанавливать.

Я довольна часто замечал, что некоторые мастера ставят их наоборот. Если посмотреть на вентильный кран в разрезе, то можно увидеть, что запирающий механизм имеет форму диска с прокладкой, на который давит шток и прижимает его к седлу.

Устройство вентильного крана Устройство вентильного крана

Если поставить его на оборот, то регулировка будет не стабильной и толку от этого крана будет мало. Это в принципе и все проблемы которые могут возникнуть, поэтому, всегда обращайте внимание на этот момент.

Шаровый кран

Шаровый кран, в отличии от вентильного, не имеет возможность регулировки потока, у него есть всего 2 положения, открытое и закрытое. Но сейчас не об этом, такой кран тоже нужно устанавливать в правильном направлении, как бы странно это не прозвучало!

Если внимательно посмотреть на шаровый кран, то можно заметить что он состоит из двух частей. Одна монолитная, на которой установлен весь механизм крана, а другая часть, просто гайка.

После длительной эксплуатации шарового крана, нередко бывает что он разрушается, особенно если кран не качественный. Обычно срывает именно гайку, поэтому если кран установлен гайкой к источнику давления, экстренно принять меры, в случаи поломки, не получится, и тогда нового ремонта будет не избежать!

Поэтому, рекомендую устанавливать кран монолитной стороной к источнику давления, тогда если сорвёт гайку, вы всегда сможете закрыть кран, так как весь механизм установлен в корпусе и, останется на месте.

Надеюсь всё доходчиво объяснил, надеюсь что совет был полезным и вам понравилась статьи. А если это так, не забудьте тогда поставить лайк и на канал подписаться, будет очень благодарен! Спасибо за внимание!

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.

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.

В каком положении должен находиться шаровой кран на запорной компоновке в процессе ремонта скважины

Правила ведения ремонтных работ в скважинах

Дата введения 1997-11-01

РАЗРАБОТАНЫ открытым акционерным обществом "НПО "Бурение"

СОГЛАСОВАНЫ Федеральным горным и промышленным надзором России. Письмо N 10-13/270 от 22.05.97

УТВЕРЖДЕНЫ Минтопэнерго России, заместитель министра В.В.Бушуев, 18.08.97

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие правила регламентируют основные требования по выполнению ремонтных работ в скважинах и обязательны для всех нефтегазодобывающих предприятий.

1.2. При проведении ремонтных работ должны соблюдаться требования безопасности и охраны окружающей среды в соответствии с главой 9 настоящих правил.

1.3. Ремонтные работы в зависимости от назначения подразделяют на капитальные (КРС), включающие работы по повышению производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, и текущие ремонты (приложение 1).

1.4. Основанием для производства ремонта скважин являются результаты гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, а также анализа промысловых исследований (динамика дебита и изменение обводненности, химический анализ воды, пластовое давление и др.).

1.4.1. Промыслово-геофизические исследования в скважинах с целью информационного обеспечения проводят до ремонта (в работающей скважине), в период ремонтных работ и после их завершения [1].

1.4.2. В случаях, когда геофизические исследования провести невозможно без привлечения бригад КРС (скважины, эксплуатирующиеся ЭЦН, ШГН, остановленные, а также при различных способах воздействия на пласт), эти работы поручают ремонтной службе с включением в объем ремонтных работ комплекса необходимых исследований.

1.5. Ремонт нагнетательных (водяных), пьезометрических, артезианских скважин аналогичен ремонту нефтяных добывающих скважин. Ремонт нагнетательных газовых скважин имеет свои особенности и проводят его как ремонт газовых скважин.

1.6. При ремонте газлифтных скважин, оборудованных газлифтными клапанами, тарировку, проверку, монтаж и демонтаж клапанов производят на специальных стендах в условиях ремонтных баз. Остальные операции по ремонту газлифтных скважин производят в соответствии с требованиями настоящего РД.

1.7. Ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями, включает работы, связанные с подготовкой скважины (глушение, шаблонирование обсадной колонны, очистка стенок труб от продуктов коррозии и заусениц) и оборудования.

1.8. При ремонте скважин, содержащих в продукции сероводород и другие токсичные компоненты, должны соблюдаться дополнительные требования, регламентированные специальными документами [2].

1.8.1. Оборудование, приборы и запорная арматура, применяемые при ремонте скважин с продукцией, содержащей сероводород, должны иметь паспорт завода-изготовителя (фирмы-поставщика), удостоверяющий возможность их использования в сероводородной среде при установленных проектом параметрах.

1.9. Ремонтные работы в скважинах могут проводиться только при наличии утвержденного плана-заказа. Исключение составляют аварийные ситуации с последующим оповещением вышестоящей организации.

2. 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.

2.1.2. Работы проводятся в соответствии с планом, утвержденным главным инженером и главным геологом предприятия и согласованным с противофонтанной службой.

2.1.3. Работы по КРС должны начинаться с гидродинамических исследований в скважинах. Виды технологических операций приведены в табл.1.

Виды технологических операций

Технологические методы исследования

Данные, приводимые в плане на ремонт скважин

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

Поинтервальные гидроиспытания колонны

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

Снижение и восстановление уровня
жидкости

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

Определение пропускной способности нарушения или специальных отверстий в колонне

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

Прокачивание индикатора (красителя)

Тип и химический состав индикатора, концентрация и объем раствора индикатора

2.1.4. Выявление обводнившихся интервалов пласта или пропластков производят гидродинамическими методами в комплексе с геофизическими исследованиями при селективном испытании этих интервалов на приток с использованием двух пакеров (сверху и снизу).

2.2. Геофизические исследования

2.2.1. Комплекс геофизических исследований в зависимости от категории скважин, условий проведения измерений и решаемых задач, а также оформление заявок на проведение работ, актов о готовности скважин, заключения по комплексу исследований приведены в РД [3] и его приложениях.

2.2.2. Порядок приема и выполнения заявок определяется в соответствии с РД [1].

2.2.3. Комплекс исследований должен включать все основные методы. Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы методов исследований уточняют в зависимости от конкретных геолого-технических условий по взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

2.2.4. Заключения об интервалах негерметичности обсадной колонны, глубине установки оборудования, НКТ, положения забоя, динамического и статического уровней, интервале прихвата труб и привязке замеряемых параметров к разрезу, герметичности забоя выдаются непосредственно на скважине после завершения исследований, а по исследованиям, которые проводятся для определения интервалов заколонной циркуляции, распределения и состояния цементного камня за колонной, размеров нарушений колонны, - передаются по оперативной связи в течение 24 ч после завершения измерений и через 48 ч - в письменном виде. В заключении геофизического предприятия приводятся результаты ранее проведенных исследований (в том числе и не связанных с КРС), а в случае их противоречия с данными предыдущих исследований указываются причины.

2.2.5. Геофизические исследования в интервале объекта разработки.

2.2.5.1. Перед началом геофизических работ скважину заполняют жидкостью необходимой плотности до устья, а колонну шаблонируют до забоя.

2.2.5.2. Основная цель исследования - определение источников обводнения продукции скважины.

2.2.5.3. При выявлении источников обводнения продукции в действующих скважинах исследования включают измерения высокочувствительным термометром, гидродинамическим и термокондуктивным расходомерами, влагомером, плотномером, резистивиметром, импульсным генератором нейтронов. Комплекс исследований зависит от дебита жидкости и содержания воды в продукции. Привязку замеряемых параметров по глубине осуществляют с помощью локатора муфт и ГК.

2.2.5.4. Для выделения обводнившегося пласта или пропластков, вскрытых перфорацией, и определения заводненной мощности коллектора при минерализации воды в продукции 100 г/л и более в качестве дополнительных работ проводят исследования импульсными нейтронными методами (ИНМ) как в эксплуатируемых, так и в остановленных скважинах. В случаях обводнения неминерализованной водой эти задачи решаются ИНМ по изменениям до и после закачки в скважину минерализованной воды с концентрацией соли более 100 г/л. Эти измерения проводятся в комплексе с исследованиями высокочувствительным термометром для определения интервалов поглощения закачанной воды и выделения интервалов заколонной циркуляции.

2.2.5.5. Измерения ИНМ входят в основной комплекс при исследовании пластов с подошвенной водой, частично вскрытых перфорацией, при минерализации воды в добываемой продукции более 100 г/л. По результатам измерений судят о путях поступления воды к интервалу перфорации - подтягиванию подошвенной воды по прискважинной зоне коллектора или по заколонному пространству из-за негерметичности цементного кольца.

2.2.5.6. Оценку состояния выработки запасов и величины коэффициента остаточной нефтенасышенности в пласте, вскрытом перфорацией, проверяют исследованиями ИНМ в процессе поочередной закачки в пласт двух водных растворов, различных по минерализации. По результатам измерения параметра времени жизни тепловых нейтронов в пласте вычисляют значение коэффициента остаточной насыщенности. Технология работ предусматривает закачку 3-4 м раствора на 1 м толщины коллектора. Закачку раствора проводят отдельными порциями с замером параметра до стабилизации его величины.

2.2.5.7. Состояние насыщения коллекторов, представляющих объекты перехода на другие горизонты или приобщения пластов, оценивают по результатам геофизических исследований. При минерализации воды в продукции более 50 г/л проводят исследования ИНМ.

2.2.5.8. При переводе добывающей скважины под нагнетание обязательными являются исследования гидродинамическим расходомером и высокочувствительным термометром, которые позволяют выделить отдающие или принимающие интервалы и оценить степень герметичности заколонного пространства.

2.2.6. Контроль технического состояния добывающих скважин.

2.2.6.1. Если объектом исследования является интервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью выявления мест нарушения герметичности обсадной колонны, выделения интервала поступления воды к месту нарушения, интервалов заколонных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния забоя скважины, положения интервала перфорации, технологического оборудования, определения уровня жидкости в межтрубном пространстве, мест прихвата труб.

2.2.6.2. Если место негерметичности обсадной колонны определяют по измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (инертного газа) в интервале, не перекрытом НКТ, обязательный комплекс включает измерения расходомером и локатором муфт. В качестве дополнительных методов используют скважинный акустический телевизор (для определения линейных размеров и формы нарушения обсадной колонны), толщиномер (с целью уточнения компоновки обсадной колонны и степени ее коррозии).

2.2.6.3. Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пластами при герметичной обсадной колонне устанавливают по результатам исследований высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа для выделения зон вторичного газонакопления.

2.2.6.4. Контроль за РИР при наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной, кондуктором, креплении слабосцементированных пород в призабойной зоне пласта осуществляют акустическим или гамма-гамма-цементомером по методике сравнительных измерений до и после проведения изоляционных работ. Для контроля качества цементирования используется серийно выпускаемая аппаратура типа АКЦ. В сложных геолого-технических условиях обсаженных скважин получению достоверной информации будет способствовать использование аппаратуры широкополосного акустического каротажа АКШ [4].

2.2.6.5. Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ, гидроперфоратора, различных пакерируюших устройств), интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динамического уровней жидкостей в колонне, состояния искусственного забоя обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов (НГК, ННК) или методом рассеянного гамма-излучения (ГГК).

2.2.7. Геофизические исследования при ремонте нагнетательных скважин в интервале объекта разработки проводят для оценки герметичности заколонного пространства, контроля за качеством отключения отдельных пластов. Эти задачи решают замером высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, закачкой радиоактивных изотопов. Факт поступления воды в пласты, расположенные за пределами интервала перфорации, может быть установлен по дополнительным исследованиям ИНМ при минерализации пластовой воды более 50 г/л.

2.2.8. Результаты ремонтных работ с целью увеличения и восстановления производительности и приемистости, выравнивания профиля приемистости, дополнительной перфорации оценивают по сопоставлению замеров высокочувствительным термометром и гидродинамическим расходомером, которые необходимо проводить до и после завершения ремонтных работ. Для определения интервалов перфорации и контроля за состоянием колонны применяют локатор муфт, акустический телевизор САТ, индукционный дефектоскоп ДСИ, аппаратуру контроля перфорации АКП, микрокаверномер. В случае закачки в пласт соединений и веществ, которые отличаются по нейтронным параметрам от скелета породы и насыщающей ее жидкости, дополнительно проводят исследования ИНМ до и после ремонта скважины с целью оценки эффективности проведенных работ.

2.2.9. Оценку результатов проведенных работ проводят в период дальнейшей эксплуатации скважины по характеру добываемой продукции и по результатам повторных исследований после ремонтных работ.

2.2.9.1. Признаками успешного проведения ремонтных работ следует считать:

1) в интервале объекта разработки - снижение или ликвидацию обводненности добываемой продукции, увеличение дебита скважины;

2) при исправлении негерметичности колонны - результаты испытания ее на герметичность гидроиспытанием или снижением уровня;

3) при изоляции верхних вод, поступающих в скважину через нарушения в колонне или выходящих на поверхность по затрубному пространству, - отсутствие в добываемой продукции верхних вод, отсутствие выхода пластовых вод на поверхность.

2.2.9.2. В случае отрицательного результата ремонтных работ проводят исследования по определению источника поступления воды в скважину.

2.2.9.3. Качество проведенных ремонтных работ устанавливают по результатам повторных исследований геофизическими методами:

1) при наращивании цементного кольца за колонной или исправлении качества цементирования - путем повторных исследований методами цементометрии;

2) при ликвидации межпластовых перетоков - исследованиями методами термометрии. Признаком устранения негерметичности заколонного пространства является восстановление геотермического градиента на термограммах, полученных при исследовании в действующей скважине или при воздействии на нее.

2.3. Обследование технического состояния эксплуатационной колонны

2.3.1. Спускают до забоя скважины полномерную свинцовую 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.

2.3.1.2. Размер последующих спускаемых печатей (по сравнению с предыдущими) должен быть уменьшен на 6-12 мм для получения четкого отпечатка конфигурации нарушения.

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.

2.3.4. Для определения формы и размеров поврежденного участка обсадной колонны используют боковые гидравлические печати.

2.3.5. Для контроля за состоянием колонны применяют также приборы в соответствии с п.2.2.8.

2.3.6. Работы по ремонту и исследованию скважин, в продукции которых содержится сероводород, проводятся по плану работ, утвержденному главным инженером, главным геологом предприятия и согласованному с противофонтанной службой.

3. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

3.1. Глушение скважин

3.1.1. Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:

3.1.1.1. Скважины с пластовым давлением выше гидростатического.

3.1.1.2. Скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.

3.1.2. Требования, предъявляемые к жидкостям для глушения скважин.

3.1.2.1. Плотность жидкости для глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.

3.1.2.2. Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин приведены в табл.2.

КРС: шарик и превентор победители фонтанов-3

Последняя статья закончилась на описании плашечных превенторов, которые являются основными в КРС. Но превентор может герметизировать скважину, когда в ней нет трубы, когда на нем закрывают шибер или глухие плашки. Когда спущена труба, с его помощью можно герметизировать затрубное пространство, закрыв трубные плашки. Они обжимают трубу и истечение скважинной жидкости и газа прекращается. Но вот сама труба остается открытой, и флюид фонтанирует через нее. Чтобы перекрыть трубное пространство, используют запорную компоновку

Запорная компоновка на трубах

Основа запорной компоновки – это шаровый кран высокого давления. Но просто схватить его и накрутить на трубу невозможно, поэтому над ним имеется подъемный (подрывной) патрубок, который цепляется за т. н. элеватор, с помощью которого подвешивают компоновку, трубы НКТ, инструмент. А ниже накручен подвесной(дистанционный) патрубок, который накручивается на муфту верхней НКТ. Подвесной патрубок всегда должен соответствовать топоразмеру применяемых в перевенторе плашек

Элеватор КМ

. Открытие и закрытие шарового крана осуществляется специальным шестигранным ключом Аллена (имбусовый, инбусовый ключ)

Компоновка должна быть рядом с местом работ, шаровый кран должен быть окрашен в красный цвет (потому что мазутных труб всегда полно), кран должен быть в открытом положении. Я не буду расписывать порядок действия бригады при выбросе, кто работает – тот знает, кто не знает – придется тем много объяснять. Вкратце, когда начался выброс сначала надо накрутить запорную компоновку. А это самый трудный момент. Жидкость и газ выбрасываются с огромной силой, компоновку удержать и накрутить очень тяжело, ее постоянно сбрасывает. Это не буровая, в КРС нет мощного ключа АКБ, нет силового привода, а руки помбуров, хоть и сильные, не всегда с этом справляются. А уж после того, как накрутили запорную компоновку, тогда закрывают и шаровый кран, и превентор.

Запорная компоновка еще называется на профессиональном жаргоне шариком, думаю теперь становится понятным, откуда такое название у этого цикла статей

Запорная компоновка прикручена к трубе

Шаровый кран в открытом положении

Основа КГОМ - катушка с конической посадочной поверхностью стволового прохода и выдвижными ползунами для фиксации герметизирующих вставок Ее полное название – КГОМ.100.

Вставки бывают нескольких типов.

Вставка №1 КГОМ.200 трубная: она предназначена для герметизации трубных компоновок без кабеля и перекрытия внутреннего канала НКТ при помощи шарового затвора. В базовой версии присоединительная резьба вставки НКТ73, но изготавливается также с любыми типоразмерами резьбы НКТ. Шар изготовлен из нержавеющей стали. По сути она аналогична запорной компоновке, но в ней имеется герметизационная муфта, нижняя часть которой имеет комическую поверхность. Ее можно сажать прямо на катушку, верхняя часть которой имеет коническую выточку. Т. е. можно работать без превентора

Вставка №2 КГОМ.300 трубно-кабельная предназначена для герметизации трубных компоновок с кабелем и без кабеля и перекрытия внутреннего канала НКТ при помощи шарового затвора. Вставка снабжена манжетой с пазом под плоский кабель КПБП или круглый КРБК. Она нужна для спуска ЭЦН, при выбросах скважину можно герметизировать без рубки кабеля

Вставка №3 КГОМ.400 (КГОМ.400М) вращающийся герметизатор предназначена для герметизации ведущей трубы квадратного сечения с размерами сторон 80х80 или 65х65 мм при фрезеровании с применением механического ротора типа Р-200.

Вставка №4 КГОМ.500 промывочная предназначена для герметизации НКТ при спускоподъемных операциях с одновременной промывкой под давлением. Выпускаются трех основных типоразмеров для НКТ 60, 73, 89.

КГОМ.500

Вставка №5 КГОМ.600 обтиратор НКТ предназначена для очистки НКТ от парафино-смолистых и других отложений при извлечении их из скважины. Выпускаются трех основных типоразмеров для НКТ 60, 73, 89. Кроме того, он мешает падению мелкиз предметов в скважину, что может приводить к аварии

Обтиратор

Вставка №6 КГОМ.900 герметизатор геофизического кабеля предназначена для герметизации геофизического кабеля в процессе перфорации, исследования и других видов работ.

Вставка №7 КГОМ.1200 геофизическая предназначена для проведения ряда работ, связанных с созданием воздействия на пласт и отводом жидкости через боковой отвод с шаровым краном.

Для того, чтобы было больше понятно, можно посмотреть ролик

Если было интересно и познавательно - можно поставить и плюсик (хотя не самая интересная тема, непонятно стоит ли писать тут).

Хитрый нюанс с шаровым краном, который может уберечь вас от потопа

Даже, те, кто "на ты" с сантехникой, могут не знать такой особенности, а это чревато серьезными последствиями.

Шаровой кран — конструкционно предельно простой элемент. Затворный шар в нем перекрывает внутреннее сечение и таким образом блокирует поступление воды. У крана могут быть разные выходы (штуцер или гайка), но на принцип работы это не влияет. Можно ли ошибиться при его установке в магистраль? Оказывается, да. Даже, если два конца крана идентичны по резьбе, устанавливать его нужно строго определенным образом.

Как устроен шаровой кран?

Чтобы понять, почему так важна ориентация крана при установке, надо разобраться в его конструкции. Обратите внимание на картинку ниже. Как видно, с одной стороны кран имеет внутреннее соединение, а с другой — нет. Затворный шар находится именно в неразборной части корпуса.

Прижимная гайка.
Разборная часть корпуса.
Неразборная часть корпуса.
Уплотнительные кольца.
Запорный шар.

Еще один важный момент. Разрывы (например, при замерзании воды внутри) чаще происходят именно в разборной части, да и в принципе даже заводское соединение после нескольких лет службы может дать течь. Теперь мы подошли к самому главному.

Как правильно поставить кран в магистраль

Кран в обязательном порядке ставится неразборной частью к стояку, то есть напору воды (показано на картинке). Почему так? В случае разрыва или течи по шву разборной части корпуса затворным шаром можно перекрыть поток воды. Конечно, полную герметичность обеспечить не удастся, но соседей от затопления вы легко спасете.

Если же кран будет установлен разборной частью к напору воды, тогда в случае разрыва сделать вы ничего не сможете: шар работать уже не будет. Останется уповать на скорое прибытие аварийной бригады или искать варианты полностью перекрывать стояк.

Кстати, на корпусах кранов часто можно увидеть стрелку, которая и показывает правильное направление подключения. Но не все производители наносят ее при изготовлении.

Будет ли держать затворный шар напор воды при поврежденной разборной части? Да, будет. У шара есть паз (проточка), куда входит шток. Этот шток будет держать шар, и его не вырвет напором воды. Естественно в таком состоянии оставлять кран нельзя — нужно как можно скорее его заменить. Но до приезда сантехников его хватит.

Читайте также: