Подземный ремонт нефтяных и газовых скважин

       К расположению техники при глушении предъявляются особые требования (рис. 6). Агрегаты должны быть установлены  на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1,5 м. Не допускается постановка агрегатов по ЛЭП. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями. Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

       Монтаж  нагнетательного трубопровода производится из труб и стальных  шарнирных  соединений высокого давления. Трубы  нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью  скважины. В местах соединений производится их укладка на деревянные подкладки. Проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле  трубы. Ниппель направляется в муфту  соседней трубы и наживляется  гайка БРС в направлении по часовой стрелке. Ударами кувалды  производится закрепление гайки  БРС. Для возможности сборки линий  в различных плоскостях в отношении  труб друг к другу применяются  стальные шарнирные соединения высокого давления. После сборки линии производится определение рабочего давления (на буфере) и в затрубье (кольцевом  пространстве). Давление определяется при помощи манометра по показаниям стрелки.

       После расстановки оборудования, обвязки  устья скважины с ЦА-320 и автоцистернами, скважина останавливается. На всех задвижках  промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с  указанием направления открытия или закрытия задвижки. Производится разрядка скважины открытием задвижки. Проверяется исправность запорной арматуры. Открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении  указанном на штурвале (в основных случаях -  в направлении против часовой стрелки). После сборки производится испытание линий на герметичность. Закрывается задвижка на ФА. Удаляется персонал из опасной зоны. По команде руководителя работ начинается нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления, указанного в плане работ). Линии считаются герметичными, если в течение 5 минут давление опрессовки не падает. В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова. 
 

   

   Рис. 3 Расстановка выбранных агрегатов  и обвязка:  1 - устье скважины; 2 - агрегат ЦА-320; 3,4,5,6 - АЦН-10С-4320 с жидкостью глушения. 

Сборка  линий

     Монтаж  нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных  шарнирных соединений высокого давления.

     Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью  скважины.

     В местах соединений производится их укладка  на деревянные выкладки.

     Проверяется исправность резинового уплотнительного  элемента на ниппеле трубы.

     Ниппель направляется в муфту соседней трубы  и наживляется гайка БРС в  направлении по часовой стрелке.

     Ударами кувалды производится закрепление  гайки БРС.

     Для возможности сборки линий в различных  плоскостях в отношении труб друг к другу применяются стальные шарнирные соединения высокого давления.

     После сборки линии производится определения  рабочего давления (на буфере) и в  затрубье (кольцевом пространстве).

     Давление  определяется при помощи манометра  по показаниям стрелки.

     На  манометре должна быть установлена  контрольная стрелка показывающая максимальное рабочее давление.

     Манометр  выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления находились в средней трети шкалы манометра. 
 

    Стравливание  давления из скважины

     Останавливается скважина.

     На  всех задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.

     Производится  разрядка скважины открытием задвижки.

     Проверяется исправность запорной арматуры.

     Открытие  задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении указанном  на штурвале (в основных случаях  – в направлении против часовой  стрелки).

    Испытание на герметичность

     После сборки производится испытание линий  на герметичность.

     Закрывается задвижка на ФА.

     Удаляется персонал из опасной зоны.

     По  команде руководителя работ начинается нагнетание жидкости в напорные линии  до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ).

     Линии считаются герметичными, если в течение 5-минут давление опрессовки не падает.

     В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранении пропусков и повторить  опрессовку снова. 

    Проведение  процесса глушения

     Глушение  скважины осуществляется заменой скважинной жидкости на жидкость глушения. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или  без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости не допустима, заполнение колонны жидкостью  глушения осуществляют при ее прокачивании на поглощение.

     Глушение  фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят закачиванием жидкости глушения методом прямой или обратной промывки эксплуатационной колонны  до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выходящего потоков  для обеспечения необходимого противодавления  на пласт. По истечении 1-2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.

     Глушение  скважин, оборудованных ЭЦН и  ШГН, при необходимости производят в два и более приемов после остановки скважинного насоса и сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают задвижку и закачивают в пласт расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны от уровня подвески насоса до забоя.

     В скважинах с низкой приемистостью  пластов глушение производят в два  этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а  затем через расчетное время  повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле:

     ,

где Н  – расстояние от приема насоса до забоя  скважины, м; v – скорость замещения  жидкостей, м/с (принимаем 0,04 м/с). 

_{8750 секунд = 2 часа 43 минуты.}

     При глушении скважин, которые можно  глушить в один цикл и в которых возможны  нефтегазопроявления, буферную жидкость необходимо закачать в межтрубное пространство вслед за порцией жидкости глушения, равной объему лифтового оборудования. Дальнейшие операции по глушению производят согласно принятой на предприятии технологии.

       В случае глушения скважин с высоким  газовым фактором и большим интервалом перфорации при поглощении жидкости глушения в высокопроницаемых интервалах предусматривают закачку в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости глушения или ВУС. При интенсивном  поглощении используют нефтеводокислоторастворимые  наполнители-кольматанты с последующим  восстановлением проницаемости  ПЗП.

     При обнаружении нефтегазопроявлений  необходимо закрыть противовыбросовое  оборудование, а бригада должна действовать  в соответствии с планом ликвидации аварий. Возобновление работ разрешается  руководителем предприятия после  ликвидации нефтегазопроявления и  принятия мер по предупреждению его  повторения. 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.3. Расстановка оборудования на скважине

       Первым  подготовительным этапом к глушению скважины является планировка территории вокруг скважины для расстановки  оборудования, в это же время сооружаются  якори для крепления оттяжек  агрегата. Якорем служит труба диаметром  не менее четырех  дюймов с толщиной стенки не менее 7 мм, длиной от 4 до 6 м  в зависимости от фундамента. Якоря  оттяжек подъёмных агрегатов  должны располагаться по схеме квадрат 40×40 метров. На расстоянии 100 мм от вертикального  конца врезается крестовина диаметром 26 мм на которую зацепляется петля из стального каната диаметром не менее 18 мм. Установка якорей производится при помощи агрегата АЗА-3. 

       После планировки территории необходимо обустроить рабочую площадку у  скважины, предназначенную  для постановки подъёмной установки  и необходимого оборудования. Рабочая  площадка у устья скважины, при  работе с использованием самоходных подъемных установок  имеет размеры 4×12 м. Высота площадки от поверхности  земли в зависимости от высоты устья и наличия противовыбросового оборудования может быть от одного до четырех метров.

       Площадки  сооружают из бутобетона с деревянным настилом толщиной не менее 70 мм с уклоном  четырех сторон к устью, равным 0,03°, а со стороны мостков - 0,015° для  обеспечения стока жидкости. Высота фланца эксплуатационной колонны над уровнем рабочей площадки должна быть не менее 0,5 м.

       Приемные  мостки и стеллажи, сооружаемые у  вышки или мачты на уровне рабочей  площадки с наклоном от ног вышки, служат для укладки труб при спуско-подъемных операциях. Конструкция их в зависимости от применяемого материала бывает различной.

       В последнее время в ряде нефтяных районов применяют переносные приемные мостки, выполненные в виде металлической  пространственной фермы, перевозимой  волоком (на полозьях) с помощью трактора.

       Схема расстановки оборудования с указанными расстояниями приведена на рис. 7.

       С точки зрения техники безопасности после расстановки оборудования необходимо:

       - произвести заземление подъемного агрегата;

       - силовые кабели уложить на  треноги. 

    

    Рис.7. Схема расположения оборудования, агрегатов, приспособлений при освоении и ремонте скважин. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.4. Подъем мачты агрегата

    Подъем  мачты агрегата производится после  глушения скважины. Агрегат устанавливается  на устье путем движения задним ходом  под руководством старшего вахты. Включается стояночный тормоз автошасси и устанавливаются под колеса противооткатные башмаки. Устанавливается опорная плита под задние аутригеры, устанавливаются подставки под передние и задние аутригеры. В случае несущей способности грунта более 1,5 МПа опорную плиту можно не устанавливать.

    После установки агрегата относительно устья, необходимо выполнить следующие  операции:

1. Включить стояночный тормоз и установить под колеса упоры;
2. Установить в рабочее положение ограждение платформы с установкой лестниц с перилами для подъема на платформу агрегата;
3. Снять с транспортных крюков ветровые оттяжки, канаты для подвески ключей. Отсоединить откидные болты передней опоры мачты;
4. Пустить двигатель.
5. Проконтролировать уровень масла в баке гидросистемы. Проверить наличие смазки в механизмах агрегата;
6. Поставить в нейтральное положение рычаги управления коробкой передач и раздаточной коробки автошасси;
7. Переключить при достижении в пневмосистеме автошасси давления 0,7 МПа (7 кгс/см2) коробку передач на передачу 8 (верхний диапазон);
8. Управляя рукоятками гидрораспределителей, установить подъемный блок так, чтобы расстояние от земли до поверхности рамы было 1600 мм.
9. Опрессовать гидродомкраты (удалить воздух из гидроцилиндров) подъема мачты;
10. Произвести пробный подъем мачты на высоту 1 м от передней опоры. Опустить мачту(операции производятся с помощью выносного пульта);
11. Произвести подъем мачты, контролируя давление в гидросистеме и положение оттяжек;
12. Зафиксировать положение мачты, закрепив откидными болтами к опорным башмакам, приваренным на раме агрегата;
13. Включить гидрораспределитель. Освободить тросики противозатаскивателя и механизма выдвижения затворов, проконтролировать положение силовых оттяжек;
14. Управляя оборотами двигателя, произвести выдвижение верхней секции мачты;
15. Вращением стяжных гаек натянуть силовые и ветровые оттяжки;
16. Установить гидравлический индикатор веса. Установить буровой ротор. Установить гидроротор.
17. Соединить вертлюг с квадратной штангой через верхний переводник, навернутый на квадратную штангу, и установить в шурф;