Лабораторна робота № 2 Вивчення компонувальної схеми та конструкції противикидного обладнання для ремонту свердловин

.4.4 Аномально високий пластовий тиск (АВПТ) – пластовий тиск, величина якого перевищує гідростатичний тиск на 30 % і більше.

2.4.5 Аномально низький пластовий тиск (АНПТ) – пластовий тиск, величина якого нижча від гідростатичного тиску на 10 % і мен-ше.

2.4.6 Перепад тиску на пласт – різниця між тиском на пласт і пластовим тиском. Позитивну величину перепаду тисків називають репресією, від’ємну - депресією.

2.4.7 Перед ремонтом свердловина повинна бути заглушена обважненим розчином (до встановлення на усті свердловини підйом-ного агрегату). Густину розчину визначають із розрахунку створення стовпом розчину гідростатичного тиску в свердловині, який би перевищував пластовий тиск на величину:

- 10 – 15 % для свердловин глибиною до 1200 м, але не більше 1,5 МПа;

- 5 – 10 % для свердловин глибиною до 2500 м, але не більше 2,5 МПа;

- 4 – 7 % для свердловин глибиною понад 2500 м, але не більше 3,5 МПа.

2.3.8 Максимально допустима репресія на пласт повинна вик-лючати можливість гідророзриву пласта або поглинання обважненого розчину.

2.3.9 Запас розчину відповідної густини при ремонті свердловини повинен бути:

для газових свердловин – не менше одного об’єму свердловини;

для нафтових свердловин:

- при глибині свердловини до 2000 м – 10 м³;

- при глибині свердловини до 3500 м – 15 м³;

- при глибині свердловини понад 3500 м – 20 м³.

2.3.10 Демонтаж устьової арматури після глушіння свердловини необхідно проводити тільки після візуально встановленого припинення виділення газу із свердловини або перевірки сталості рівня рідини в ній.

2.3.11 При проведенні підземного та капітального ремонтів свердловин всіх категорій (експлуатаційних, нагнітальних, спостережних, водозабірних) їх устя повинно бути оснащено противикидним обладнанням. Фактична схема обв’язки устя противикидним обладнанням розробляється підприємством на основі типових схем і узгоджується із спеціалізованими протифонтанними службами. Після встановлення противикидне обладнання випробовують на максимально очікувальний тиск, але не вище тиску опресування експлуатаційної обсадної колони.

2.3.12 При ремонті газових і газоконденсатних свердловин, а також нафтових свердловин, пластовий тиск яких вище гідростатичного, обов’язковим є наявність превенторів в складі устьовогопротивикидного обладнання.

2.3.13 При ремонті свердловин, що експлуатуються механізованими способами, а також обводнених газових і газоконденсатних свердловин з пластовим тиском нижче гідростатичного, доцільно використовувати простіші конструкції противикидного обладнання (устьовігерметизатори, перфораційні засувки, аварійні планшайби). При цьому вказане обладнання не повинно погіршувати фонтанну безпеку та виготовлятися згідно з вимогами відповідних стандартів (ТУ, ДСТУ, СОУ).

2.3.14 Діаметр прохідного отвору устьовогопротивикидного обладнання повинен бути не меншим внутрішнього діаметра експлуатаційної колони.

2.4.15 Робочий тиск устьовогопротивикидного обладнання повинен бути не меншим величини тиску опресування експлуатаційної колони.

2.4.16 Діаметр маніфольдних ліній, а також запірної арматури на них повинні мати внутрішній діаметр однаковий з внутрішнім діаметром відводів підпревенторної хрестовини.

2.4.17 Робочий тиск маніфольдних ліній повинен бути не меншим робочого тиску устьовогопротивикидного обладнання.

2.4.18 Після монтажу на свердловині противикидне обладнання випробовують на герметичність ущільнень та з’єднань.

2.4.18.1 Превенторний блок випробовують на тиск, не більший від тиску опресування експлуатаційної обсадної колони. При наявності пробки-пакера для відокремлення ствола свердловини від устьового обладнання превенторний блок може бути випробуваний на робочий тиск.

2.4.18.2 Випробування противикидного обладнання проводять водою. В окремих випадках (наприклад, для газових свердловин) випробування можуть проводити інертним газом або повітрям. Випробування буровим (обваженим) розчином забороняється.

2.4.18.3 При випробуванні трубні плашкові і універсальні превентори необхідно закривати на підвішеній на гаку трубній колоні або на трубі.

2.4.18.4 Час витримки превентора, що випробовується під тиском, залежить від категорії свердловини і складає від 10 до 30 хв. На підприємствах ДК «Укргазвидобування» результати випробувань превенторів, якими обладнуються газові свердловини, вважаються позитивними, якщо падіння тиску на протязі 30 хв. складає не більше 0,5 МПа.

2.4.18.5 Маніфольдні лінії противикидного обладнання, включаючи корінні та кінцеві засувки, випробовують водою на тиск опресування експлуатаційної колони, але не вище робочого тиску елемен-тівманіфольду.

2.4.18.6 Маніфольдні лінії після кінцевих засувок випробовують на тиск: 5 МПа – для противикидного обладнання, розрахованого на тиск до 21 МПа; 10 МПа – для противикидного обладнання, розрахованого на тиск більше 21 МПа.

2.4.19 Для постійного доливу свердловини під час проведення спуско-піднімальних операцій на площадці встановлюється доливна ємність і обв’язується з устям свердловини з таким розрахунком, щоб забезпечити самодолив свердловини або примусовий долив за допомогою насоса. Доливна ємність повинна бути обладнана рівноміром і мати градуювання з ціною поділки не більше 200 л.

2.4.20 Згідно зі стандартом СОУ 60.3-30019801-008:2004 порядок робіт з герметизації устя свердловини при виникненні газопрояв-лень в процесі спуско-піднімальних операцій наступний:

2.4.20.1 припинити піднімання колони НКТ;

І - блок глушіння; II - блок дроселювання;

1 - колонна головка; 2 - хрестовина; 3 - гідроприводна засувка; 4 - зливний жолоб;

5 - плашковий превентор; 6 - дросель; 7, 10, 11, 12, 13, 15,16 - засувки; 8 - відбійна камера;

9 - сепаратор; 14 - зворотний клапан; 17 - основний пульт; 18 - допоміжний пульт

Рисунок 2.1 - Схема противикидного обладнання для ремонту свердловин

2.4.20.2 перевірити положення засувок (рис. 2.1) на блоці глушіння: засувки 10, 11- закриті, а 7, 13 - відкриті;

2.4.20.3 під’єднати до колони НКТ аварійну трубу з відкритим кульовим краном;

2.4.20.4 опустити колону НКТ у свердловину, при цьому муфтове з’єднання повинно бути розташовано від 0,2 м до 0,3 м нижче плашок превентора;

2.4.20.5 надійно закріпити гальмо лебідки;

2.4.20.6 закрити превентор з трубними плашками;

2.4.20.7 закрити кульовий кран;

2.4.20.8 закрити крайню засувку на блоці глушіння 7 (рис. 2.1);

2.4.20.9 контролювати тиск у свердловині, не допускаючи його зростання вище допустимого, і стан устя свердловини;

2.4.20.10 відповідно до встановленого порядку виконання аварійних робіт повідомити посадових осіб про газопроявлення

1 - корпус; 2, 8 - пружина; 3 - втулка; 4 - cідло; 5, 12 - гумові ущільнення; 6 - куля;

7 -центратор розрізний; 9 - півкорпус; 10 - ніпель;11 - з'єднання швидкороз'ємне

(гідролінія)

Рисунок 2.2-Плашковий превентор 180× 35