БИЛЕТ № 1

1. Понятие о p пласта, гидростатическое p. Условия равновесия пласт – скважина

Пластовое P – это P флюида в рассматриваемом пласте.

Pпл > Pзаб – условие фонтанирования скважины.

Pпл > P столба воды, называется аномально высоким пластовым P.

Pпл > Pгс – аномальное Pпл.

К_А = > 1,

где К_А – коэффициент аномальности;

Pпл – P пластовое;

Pгс – P гидростатическое.

Pгс = • H = ρ • g • H,

где H – высота столба жидкости;

– удельный вес;

ρ – плотность;

g – притяжение Земли.

= ρ • g

Pзаб = ж • Hж

Условия равновесия пласт – скважина:

1. Создание противодавления на продуктивный пласт;

2. Рпл = Ргс – идеальное условие.

Нормальным пластовым P считается P = гидростатическому P столба воды на глубине залегания пласта.

Забойное P – это общее P на забое скважины при любых условиях, имеющееся в данный момент.

2. Требования пб при фонтанной и газлифтной эксплуатации скважин

2.1 Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать опти--мальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, воз- -можность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устье- -вого P и t-ры.

2.2 Рабочее P фонтанной арматуры должно быть не < P опрессовки эксплуатационной колонны.

2.3 Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное P, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины – на P опрессовки эксплуата- -ционной колонны. Результаты опрессовок оформляются актами.

2.4 В случае производства работ (ГРП, кислотные обработки, различные заливки и т.д.), требующих P, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

2.5 Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требова- -нию заказчика – с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трёхходового крана без снижения P до атмосферного.

2.6 При эксплуатации скважины с t-ой на устье > 200°C должна применяться соответcтвующая фонтан- -ная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивается безопасность технологического проце--сса и обслуживающего персонала.

2.7 Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 тыс. м³/сут газа и >, расположенные на расстоянии < 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, СУ и др.).

2.8 В процессе эксплуатации скважины клапан-отсекатель должен периодически проверяться на сраба- -тывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.

2.9 На кусте скважин газопроводы газлифта, СК, СУ, ТП, кабельные эстакады должны располагаться по одну сторону от оси куста скважин. Проезд транспорта (кроме технологического) на эту территорию запре- -щается. Допускается, по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России, подземная прокладка кабельных линий КЭЦН и СКН по другую сторону от оси куста скважин.

2.10 Устройство шахтных колодцев на устье скважин допускается по схемам, согласованным с террито--риальным органом Госгортехнадзора России, при необходимости учёта конкретных габаритов колонных головок, ПВО и условий данного региона, в зависимости от категории скважины и регламента по их эксплуа--тации.

2.11 На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с t-ой рабочего тела 80°C и >, необхо- -димо устанавливать t-ые компенсаторы.

2.12 Устранение неисправностей, замена быстро изнашивающихся и сменных деталей фонтанной арма- -туры под P запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т.п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.

2.13 После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее P.

2.14 СУ фонтанной арматуры газлифтной скважины следует устанавливать на расстояние 30-35 м от устья в специальном помещении, надёжно укреплять и заземлять. t-ра в помещении должна обеспечивать бе- -зотказную работу станции.

2.15 Воздухопроводы и кабели, соединяющие СУ с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

2.16 Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с проек- -том и планом, утверждённым техническим руководителем организации.

2.17 Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое обо--рудование и НКТ должны быть опрессованы на максимальное (пусковое) P.

2.18 Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной и газлифтной эксп- -луатации должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

2.19 Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, оп--рессованы жидкостью на P, превышающее на 25% максимальное рабочее.

Газораспределительные батареи должны иметь системы индивидуального автоматического замера рас- -хода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для по- -дачи ингибитора.

2.20 Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с манифольдом, име--ющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не < чем на 20 м. На манифольде устанавливает- -ся обратный клапан.

2.21 Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации должна предусматривать его осу- -шку от водяных паров до точки росы – 10°C для южных районов и – 20°C для средних и северных широт.

2.22 При ликвидации гидратных пробок P в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.

2.23 В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить:

- ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, ёмкос- -тей, запорно-регулирующей арматуры с записью результатов в вахтовом журнале;

- контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварий- -ной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по утве--рждённому графику.