vk.com/club1526850502. Приемка в эксплуатацию| vkпромысловых.com/id446425943трубопроводов.

3. Понятия: пластовое давление, забойное давление, гидростатическое давление, репрессия, депрессия. 4. Геофизическое оборудование, применяемое для выполнения ПВР.

5. Требования к организации рабочих мест и оснащению работников средствами индивидуальной защиты.

1. Ликвидация аварий при бурении.

-Работа по ликвидации открытого фонтана должна проводиться силами работников противофонтанной службы по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке.

-При заклинивании колонны труб эффективно встряхивание колонны торпедами или применение механических средств. Если в короткие сроки (через 3-5 ч) возможно провести встряхивание колонны труб взрывом торпеды или импульсноволновым способом ликвидации прихвата, то применяют их.

-Включение ясса в компоновку колонны способствует быстрой ликвидации заклинивания и предупреждает возникновение сложной аварии.

-В районах, где заклинивание бурильной колонны происходит в известняках, самый результативный метод - установка кислотных ванн

-Если прихват произошел в хемогенной толще, представленной калийными, магниевыми или натриевыми солями, то в качестве жидкости для ванны рекомендуется использовать морскую воду или воду с ПАВ.

-Прихваты колонн, вызванные нарушением устойчивости горных пород, а также в результате образования сальников часто ликвидируются путем максимально возможного натяжения бурильной колонны с одновременной интенсивной промывкой буровым раствором, в который желательно добавить 2—3 % ПАВ.

-Импульсно-волновой способ ликвидации прихватов основан на подаче упругой импульсной волны от устья скважины по бурильной колонне на ее прихваченный участок.

2. Приемка в эксплуатацию промысловых трубопроводов.

Ввод в эксплуатацию промысловых трубопроводов должен проводиться в комплексе с системами связи, объектами технического обслуживания и ремонта трубопровода, системами измерения количества и качества перекачиваемой нефти, устройствами для предотвращения загрязнения окружающей среды и другими объектами в объеме проекта, согласованном с проектной организацией-разработчиком.

Ввод в эксплуатацию осуществляется после приема трубопровода в зависимости от его назначения в установленном порядке.

Прием в эксплуатацию промысловых трубопроводов, предназначенных для транспортировки сероводородсодержащего газа и нефти, запрещается, если строительством не закончены полностью (согласно проекту) объекты, обеспечивающие безопасность людей и защиту окружающей среды.

Прием в эксплуатацию шлейфовых трубопроводов проводится вместе с ингибиторопроводами и другими установками, предназначенными для защиты металла трубы и арматуры от коррозионного воздействия или сероводородного растрескивания.

Прием проводится государственной приемочной комиссией, назначенной заказчиком. До предъявления трубопровода государственной приемочной комиссии проводится прием трубопровода рабочей комиссией, назначенной заказчиком (застройщиком).

Эксплуатация трубопровода, не принятого государственной приемочной комиссией, не допускается.

Датой ввода в эксплуатацию трубопровода считается дата подписания акта государственной приемочной комиссией.

3. Понятия: пластовое давление, забойное давление, гидростатическое давление, репрессия, депрессия.

Пластовое давление

− это давление флюида в рассматриваемом пласте. Нормальным пластовым давлением считается давление равное гидростатическому давлению столба воды на глубине залегания пласта. Пластовое давление выше давления столба воды, называемое аномально высоким пластовым давлением.

Забойное давление

−это общее давление на забое скважины при дин-х условиях(работ.скв.), имеющееся в данный момент.

Гидростатическое давление

−давление, определяемое весом столба раствора выше рассматриваемого сечения, приходящегося на единицу площади.

Репрессия

−превышение забойного давления над пластовым давлением. Это превышение давления столба жидкости, которым заполнена скважина над пластовым давлением.

Депрессия− превышение пластового давления над забойным давлением. Это превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом жидкости, которой заполнена скважина в данный момент.

4.Геофизическое оборудование, применяемое для выполнения ПВР.

Для проведения прострелочно-взрывных работ в скважинах используется геофизическое оборудование: передвижные каротажные подъемники и специальные лаборатории.

39

vk.com/club152685050Самоходный каротажный| vk.com/id446425943подъемник обеспечивает спускоподъемные операции, спуск на заданную глубину прострелочно-взрывных аппаратов, производство взрыва или выстрела и возвращение аппарата на

поверхность. Самоходный подъемник монтируется на шасси автомобиля высокой проходимости (ЗИЛ=131, Урал-375А, КамАЗ-4310 и других), в особо сложных условиях спускоподъемное оборудование монтируется на гусеничных вездеходах или на раме, устанавливаемой на санях. Облегченный вариант ПК-2В доставляется на скважину на вертолетной подвеске.

Кузов подъемника разделяется застекленной перегородкой на два отделения: кабину машиниста (лебедчика) и лебедочное отделение.

Кабель геофизический грузонесущий, на нем спускают приборы и прострелочно-взрывную аппаратуру в скважину Токопроводящие жилы кабеля используются для питания и управления скважинными приборами.

Соединение кабеля со скважинными приборами осуществляется с помощью кабельных наконечников, устанавливаемых на нижнем конце кабеля

Взрывные приборы и машинки, имеющие простое строение, высокую надежность и безопасность работ, применяются для электрического взрывания зарядов при прострелочно-взрывных работах в скважинах.

Лаборатория перфораторной станции (ЛПС), или передвижная зарядная мастерская, предназначена для перевозки к скважинам небольших количеств ВМ и аппаратов.

По прибытии к месту работы ЛПС при наличии в ней взрывчатых материалов устанавливают на расстоянии не менее 20 м от скважины, кузов и металлическое оборудование в нем заземляют на контур заземления.

5. Требования к организации рабочих мест и оснащению работников средствами индивидуальной защиты.

При опасности попадания в глаза инородных тел, вредных жидкостей, паров или газов, раздражения глаз сильным световым излучением работающие должны пользоваться защитными очками или противогазами.

Работающие с едкими щелочами или кислотами должны быть обеспечены защитными очками, рукавицами и соответствующей спецодеждой, резиновыми сапогами и резиновыми фартуками.

Работающие с радиоактивными веществами должны быть обеспечены средствами индивидуальной защиты от ионизирующих излучений в соответствии с санитарными правилами проведения работ с радиоактивными веществами и источниками ионизирующих излучений.

При работе в местах, где возможно образование концентрации вредных газов, паров и пыли в воздухе выше допустимых санитарных норм, работники должны обеспечиваться соответствующими СИЗОД.

Типы СИЗОД на каждом опасном производственном объекте с учетом его специфики должны быть обоснованы и представлены в проектной документации.

СИЗОД, выдаваемые рабочим, надлежит подбирать по размерам и хранить на рабочих местах в специальных шкафах (ячейках). На каждой ячейке и на сумке противогаза должна быть укреплена бирка с указанием фамилии, инициалов владельца, марки и размера маски, марки фильтрующей коробки.

СИЗОД должны проверяться и заменяться в сроки, указанные в инструкциях по их эксплуатации. В организациях должна быть разработана инструкция по применению соответствующих СИЗОД.

Периодические проверки, ремонт и отбраковка СИЗОД должны осуществляться в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

Работники должны быть обучены правилам пользования, проверки и хранения СИЗОД. Тренировочные занятия по правилам их применения и проверки должны проводиться по графику, утвержденному техническим руководителем организации, но не реже одного раза в квартал.

944. На каждом опасном производственном объекте должен быть аварийный запас СИЗОД соответствующих типов и марок. Количество фильтрующих аварийных противогазов для каждого объекта комплектуется из расчета 3 - 5 комплектов соответствующих марок.

Аварийный запас фильтрующих и шланговых противогазов должен храниться в шкафу (ящике) под пломбой. Запрещается запирать на замки аварийный запас противогазов.

Организации должны обеспечить представителей государственных надзорных органов СИЗОД для беспрепятственного доступа на участки, цеха, площадки ОПО для проведения проверок.

Фильтрующие противогазы допускается применять, если содержание кислорода в воздухе не ниже 19% объемных, а фильтры противогазов гарантируют поглощение паров и газов, концентрация которых не превышает 0,5% объемных.

Работа в плохо проветриваемых газоопасных местах должна производиться с применением шланговых противогазов. При необходимости применения дыхательных шлангов длиной более 10 м необходимо пользоваться шланговым

противогазом с принудительной подачей воздуха.

Срок единовременного пребывания рабочего в шланговом противогазе определяется лицом, ответственным за проведение газоопасных работ, записывается в наряде-допуске, но не должен превышать 30 минут с последующим отдыхом не менее 15 минут.

На рабочем месте должна иметься чистая вода и раствор питьевой соды. При работе в местах, где концентрации газа превышает допустимые санитарные нормы, рабочие должны обеспечиваться противогазами которые проверяется перед применением или 1 раз в месяц. Противогазы, закрепленные за рабочими, должны храниться в цехе в особах шкафах, по возможности ближе к месту работы.

40

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Билет № 16

1.Ликвидация поглощений бурового раствора.

2.Наружный осмотр трубопроводов.

3.Причины, способствующие возникновению газонефтеводопроявлений.

4.Бризантные взрывчатые вещества и их свойства.

41

vk.com/club1526850505. Взрывоопасные концентрации| vk.com/id446425943паров, газов на нефтяных объектах и переносные газоанализаторы для

их определения.

1. Ликвидация поглощений бурового раствора.

Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводосодержащих отложений должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий бурения.

Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

-10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

-5% для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 15 кгс/см2 (1,5 МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30 кгс/см2 (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.

Поглощение бурового раствора в скважинах обусловливается проницаемостью, пористостью, прочностью коллектора, пластовым давлением, объемом закачиваемого бурового раствора и его качеством.

При превышении давления в стволе скважины над давлением в пласте, вскрытом при бурении, раствор из скважины, преодолевая местные гидравлические сопротивления, будет проникать в поры, каналы и трещины пород. Снижение давления в скважине по сравнению с пластовым приводит к движению жидкости из пласта в скважину, т.е. к водонефтегазопроявлениям. Поэтому один и тот же пласт может быть поглощающим или проявляющим.

При бурении нефтяных и газовых скважин очень часто возникают всевозможные осложнения. Основные из них

— поглощение бурового раствора, выбросы и нарушения целостности отвала скважин. Эти осложнения не возникают обособленно — развитие одного из осложнений может явиться фактором, способствующим появлению других. Так, поглощение бурового раствора, сопровождающееся снижением гидростатического давления на стенки скважины, создает благоприятные условия для газонефтяных и водяных выбросов, а также обвалов или осыпей лежащих выше пород.

С целью предупреждения и ликвидации поглощения бурового раствора закачивают следующие материалы: -Кордовое волокно - быстросхватывающие смеси (цемент)

-Полимерно-сшиваемые составы-полимерный гель ПСС, ПССКР(кислотно-растворимый), гели набухают до состояния упругой массы, что позволяет пройти горные породы без поглощения промывочной ж-ти -Использование профильных перекрывателей различной длины-гофрированная труба спускается, туда подается промыв.ж-ть, под действием этого она расширяется, чтобы обс.колонны прошли через этот интервал -Древесные опилки -Гречневая шелуха с целью закупоривания пласта!

2. Наружный осмотр трубопроводов.

Одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является наблюдение за состоянием трассы трубопроводов, элементов трубопроводов и их деталей, находящихся на поверхности земли.

Периодичность осмотра трубопровода путем обхода, объезда или облета устанавливается руководством НГДУ в зависимости от местных условий, сложности рельефа трассы, времени года и срока эксплуатации в соответствии с графиком, утвержденным главным инженером.

Внеочередные осмотры проводятся после стихийных бедствий, в случае визуального обнаружения утечки нефти, газа и воды, обнаружения по показаниям манометров падения давления в трубопроводе, отсутствия баланса транспортируемого продукта.

При обходах, объездах и облетах должны соблюдаться соответствующие правила безопасности. При осмотре трассы должно быть обращено особое внимание на:

выявление возможных утечек нефти по выходу на поверхность; оголений, размывов, оползней, оврагов и т.

п.;

выявление и предотвращение производства посторонних работ и нахождение посторонней техники; состояние подводных переходов через реки, ручьи, овраги, воздушных переходов через различные препят-

ствия, пересечений с железными и автомобильными дорогами; вдоль трассовых сооружений (линейных колодцев, защитных противопожарных и противокоррозионных сооружений, вдоль трассовых дорог, указательных знаков).

появление неузаконенных переездов; При профилактических осмотрах нефтегазопроводов обходчиком запрещается спускаться в колодцы и

другие углубления на территории охранной зоны.

При осмотре наружной поверхности трубопроводов и их деталей (сварных швов, фланцевых соединений, включая крепеж арматуры, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов,

42

vk.com/club152685050опорных конструкций) следует| vk.com/id446425943обращать внимание: на показания приборов, контролируемых давление в трубопроводе;

герметичность незаглубленных участков трубопроводов, мест выхода из земли трубопроводных узлов, сварных и фланцевых соединений на запорной арматуре, воздушных переходов через реки, ручьи, овраги;

утечки транспортируемой продукции из кожухов пересечений с железными и автомобильными дорогами.

Результаты осмотров должны фиксироваться в вахтенном журнале.

Трубопроводы также должны подвергаться контрольному осмотру специально назначенными лицами не реже одного раза в год. Время осмотра следует приурочить к одному из очередных ремонтов.

При контрольном осмотре наружный осмотр проводится путем вскрытия и выемки грунта, снятия с трубопровода изоляции на длине 2 м. Наиболее подверженные коррозии участки устанавливаются службой технического надзора НГДУ из расчета два участка на 1 км длины трубопровода, но не менее одного участка на каждый трубопровод (одного диаметра).

Если при контрольном осмотре трубопровода будут обнаружены значительные дефекты или признаки интенсивной коррозии, все трубопроводы, находящиеся на данном объекте со сходными коррозионными средами и условиями эксплуатации, подлежат дополнительному досрочному осмотру.

Результаты контрольных осмотров и замеров толщин стенок всех трубопроводов должны фиксироваться в документах служб технического надзора и в паспорт трубопроводов.

3. Причины, способствующие возникновению газонефтеводопроявлений.

Газонефтеводопроявление – процесс поступления продукции в ствол скважины, не предусмотренное техническим проектом. Такими факторами являются:

-несоответствие плотности (удельного веса) промывочной жидкости условиям ремонта (глушения) скважин;

-недостаточный объём задавочной жидкости при глушении скважины;

-применение задавочной жидкости низкого качества (вязкость, статическое напряжение сдвига);

-отсутствие запорного устройства на устье скважины во время ремонта;

-несоответствие параметров запорного устройства условиям ремонта скважины и несоблюдение правил его эксплуатации;

-нарушение технологии ведения ремонтных работ;

-уменьшение удельного веса задавочной жидкости, вследствие её разгазирования;

-снижение гидростатического давления на продуктивный горизонт, вследствие подъёма инструмента при наличии «сальников» (поршневание) и снижения уровня задавочной жидкости по мере извлечения из скважины подземного оборудования;

-отсутствие достоверных данных о замере пластового давления;

-несвоевременное принятие мер при возникновении газонефтеводопроявлений для предотвращения выбросов и открытого фонтанирования.

4. Бризантные взрывчатые вещества и их свойства.

Бризантные взрывчатые вещества при высокой мощности взрыва обладают более высокой устойчивостью к внешним воздействиям, их детонацию вызывают с помощью инициирующих ВВ. Бризантные ВВ используют для изготовления кумулятивных и фугасных зарядов для перфораторов и торпед, детонирующих шнуров, вторичных зарядов детонаторов и взрывных патронов

Тротил (тринитротолуол, тол) – вещество желтого цвета в виде чешуек, гранул или шашек. К механическим воздействиям малочувствителен, на открытом воздухе в малых количествах сгорает без взрыва. Прессованный тротил детонирует от капсуля-детонатора, а для литого тротила требуется более мощный детонатор. Используют для снаряжения торпед.

Тетрил – бледно-желтое мелкокристаллическое вещество. Не гигроскопичен, сильно ядовит. Более чувствителен, чем тротил, к огню и механическому воздействию.

Гексоген – белое кристаллическое, токсичное, химически стойкое вещество, более мощное ВВ, чем тротил. Чувствительность к механическим воздействиям и детонации также выше, чем у тротила. Чистый гексоген используют для снаряжения детонаторов и детонирующих шнуров, а флегматизированный для кумулятивных и фугасных зарядов. Термостойкость гексогена составляет 160 оС при выдержке 2 часа и 130 оС пи выдержке 2 суток.

Октоген – отличается от гексогена более высокими чувствительностью, термостойкостью и температурой плавления. Применяется там же, где и гексоген, но в скважинах с высокой температурой. Термостойкость октогена составляет 190 оС при выдержке 2 часа и 160 оС при выдержке суток.

ТЭН – высокобризантное белое кристаллическое ВВ, химически стойкое, не гигроскопичное, очень чувствительное к механическим воздействиям, имеет низкую термостойкость. Используется в детонирующих шнурах и промежуточных детонаторах.

При перфорации в кумулятивных зарядах в сверхглубоких скважинах используются также менее мощные и более дорогие ГНС с термостойкостью 260 оС при выдержке 2 часа и 230 оС при выдержке 2 суток и пирин, соответственно 290 оС и 260 оС.

Бризантность ВВ- способность при взрыве дробить, измельчать или пробивать соприкасающуюся с ним среду в результате резкого удара продуктов детонации. Бризантность проявляется в непосредственной близости

43

vk.com/club152685050до 2-2.5 радиусов заряда|. vkБризантность.com/id446425943определяется давлением продуктов детонации, пропорциональна плотности ВВ и квадрату скорости детонации. Мерой относительной бризантности ВВ служит величина

обжатия в мм свинцового столбика диаметром 40 и высотой 60 м

5. Взрывоопасные концентрации паров, газов на нефтяных объектах и переносные газоанализаторы для их определения.

Нижним и верхним пределами взрываемости называется минимальная и максимальная концентрации взрывоопасных газов в смеси с воздухом при внешнем источнике загорания (искра, спичка) возникает взрыв.

Углеводороды нефти – 1 – 18% об. Н2S – 4,3 - 45,5% , метан 5,3-15% Между пределами – зона взрываемости. До нижнего предела спичка будет гореть, а искра погаснет; выше верхнего предела будет горение газа, не хватает кислорода.

ПДВК – предельнодопустимая взрывоопасная концентрация, при которой может произойти взрывной хлопок, который отбросит работающего, он равен 5-15% - от нижнего придела взрываемости, на это значение настраивают газоанализаторы-сигнализаторы.

Газайлермикроклип на ПДК СЕРОВОДОРОДА, угарного газа, кислорода, довзрывоопасные концентрации у/в –ПДВК (2000 мг/мз) в %НКПР метана

Билет № 17

1.Предупреждение грифонообразования при строительстве скважин на нефть и газ.

2.Охарактеризовать основные причины вывода скважин, оборудованных ШСНУ в ОПРС.

3.Схема обвязки противовыбросового оборудования.

4.Инициирующие вещества и их свойства.

5.Определение: охрана труда. Мероприятия, проводимые по охране труда на предприятии.

44

vk.com/club1526850501. Предупреждение| vkгрифонообразования.com/id446425943при строительстве скважин на нефть и газ.

Газонефтеводопроявления и грифонообразования - это серьезный вид осложнений при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, требующих длительных и дорогостоящих ремонтных работ. Бурение, особенно вскрытие продуктивного газового пласта, при некоторых обстоятельствах может привести к значительному поступлению флюида в скважину в процессе бурения и в заколонное пространство после цементирования. В некоторых случаях поступление флюида может перейти в газонефтеводопроявления с последующим развитием в грифоны, газовые или нефтяные фонтаны,

наносящие огромный экономический ущерб....

Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или по контакту цемент - порода, за пределами устья скважины. Нефте-, газо-, водопроявления в кольцевом пространстве, между эксплуатационной и промежуточной колоннами, а также между промежуточной колонной и кондуктором обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимно связаны и обусловливают друг друга.

Все случаи грифонообразований разбивают по причинам их возникновения на следующие три группы :

1.Грифоны, обусловленные некачественным перекрытием цементным раствором высоконапорных пластов.

2.Грифоны, возникающие при газо-, нефте- и водопроявлениях и открытых фонтанах в процессе бурения, особенно при полной герметизации устья скважины.

3.Грифоны, образующиеся вследствие движения газа или нефти через резьбовые соединения обсадных колонн по причине их негерметичности или через нарушения в колоннах.

Во всех перечисленных случаях необходимым условием для появления грифона на дневной поверхности является наличие каналов (тектонические трещины, породы высокой проницаемости, недостаточный контакт между цементным камнем и породой), сообщающих высоконапорный пласт или ствол скважины с земной поверхностью.

Для предупреждения возникновения грифонов и межколонных проявлений необходимо:

1) при разработке конструкций скважин предусматривать спуск кондуктора с учетом перекрытия пластов, обусловливающих образование грифонов, с обязательным подъемом цемента до устья; 2) перед спуском обсадной колонны тщательно прорабатывать скважину со скоростью не более 35–45 м/ч, при

этом качество глинистого раствора перед цементированием должно строго соответствовать ГТН; 3) увеличение высоты подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной следует производить с

учетом перекрытия промежуточной колонны или кондуктора, которые в обязательном порядке цементируют до устья; 4) в зоне подъема цементного раствора на эксплуатационных колоннах устанавливать центрирующие фонари;

5) скорость продавки цементного раствора в затрубное пространство должна быть не ниже 1,5–1,8 м/с; 6) эксплуатационную колонну спускать только с применением спайде-ров; это обеспечивает необходимое крепление муфт в резьбовом соединении;

7) приваривать нестандартные муфты; качественно производить все работы по обвязке устья скважины; для скважин глубиной более 2500 м применять колонные головки с клиновым захватом; 8) осваивать скважину только при условии соответствующего оборудования устья.

Возникновение грифонов и межколонных проявлений вызывает тяжелые последствия. На ликвидацию грифонов затрачивается много времени и средств. В ряде случаев работы по ликвидации грифонов заканчиваются гибелью скважин.

Вместе с тем при соблюдении всех необходимых требований в процессе бурения и опробования скважин можно избежать этих осложнений.

Для борьбы с действующими грифонами, образовавшимися при проводке скважин, следует осуществлять форсированный отбор жидкости и газа из соседних скважин, приостановив при этом законтурное заводнение (если оно проводится).

В случае, когда в результате действия грифона доступ к устью бурящейся скважины закрыт, для ликвидации фонтана (грифонов) бурят наклонно направленные скважины.

2. Охарактеризовать основные причины вывода скважин, оборудованных ШСНУ в ОПРС.

Основные причины вывода скважин, оборудованных ШСНУ в ОПРС: заклинивания плунжера штангового насоса, обрыв и отворот насосных штанг.

Насосные штанги при эксплуатации подвержены переменным усилиям, как по величине, так и по направлению, и поэтому работают в условиях усталости. Положительными факторами, повышающими устойчивость колонны насосных штанг от усталостного разрушения, являются улучшение условий их работы, правильный подбор по материалу и диаметру, уравновешенность установки, уменьшение нагрузки на штанговую колонну в месте подвески, соответствие диаметра насосных штанг и внутреннего диаметра НКТ в скважине и др.

Под действием нагрузок в месте механического повреждения образуются мельчайшие трещины, которые со временем увеличиваются. За счет этого сокращается рабочая поверхность сечения штанги, на которую распределяется нагрузка, т.е. возникают места повышенного напряжения. Они еще более увеличивают размер

45

vk.com/club152685050трещины. В момент, когда|рабочееvk.com/id446425943напряжение превысит предел прочности оставшегося сечения тела штанги, происходит усталостное разрушение материала, т.е. обрыв штанги.

Насосные штанги работают в жидкой среде. Интенсивность ее коррозионного воздействия изменяется, в зависимости от химического состава стали (коррозионной стойкости), ее структуры, состояния поверхности насосной штанги и т.д.

При коррозионной усталости материала штанг в результате электрохимических явлений на их поверхности образуются так называемые оспины, раковины, и поэтому процесс разрушения происходит более интенсивно. Искривление штанг может возникнуть в случае заклинивания насоса при ходе вниз, при ударах плунжера о жидкость из-за неполного заполнения цилиндра, в искривленных скважинах, а также при использовании штанг малого диаметра в НКТ большого диаметра (увеличенный просвет).

Отворот насосных штанг в основном происходит при недостаточном креплении резьбовых соединений в муфте, недовинчивании муфты до бурта штанги из-за наличия в муфте грязи, парафина или жидкости, а также увеличенном просвете между муфтами штанг и телом труб, что приводит к постоянным ударам муфт насосных штанг о стенки НКТ, расслаблению резьбы и отвороту штанг.

Признаками заклинивания плунжера являются рывки, затяжки, резкое падение устьевого штока и изменение нагрузки на головку балансира, что определяется динамометрированием скважины.

При заклинивании плунжера трубного насоса не допускаются попытки ликвидации аварии методом увеличения нагрузки на колонну насосных штанг. Необходимо рассчитать массу насосных штанг в скважине и определить показания индикатора веса при данной нагрузке. Медленно нагрузить талевую систему подъемного агрегата, равную массе насосных штанг, и с помощью кругового безопасного ключа произвести отворот штанг. Предварительное нагружение талевой системы производится в целях наиболее глубокого отворота штанг, иначе отворот произойдет в верхней части штанговой колонны. Отвернувшиеся штанги поднимаются на поверхность, затем извлекается из скважины часть колонны НКТ (до места отворота штанг). Поднимают насосные штанги и трубы по частям, попеременно, извлекают из скважины насос с заклиненным плунжером. После этого в скважину спускают новый насос.

При заклинивании плунжера в цилиндре вставного насоса натяжением колонны насосных штанг срывают насос с якорного башмака, и его вместе со штангами извлекают из скважины. Затем в скважину спускают новый насос. Поднимать колонну НКТ при этом не нужно.

Опыт эксплуатации механизированных скважин показывает, что преобладающее число ремонтов на них связано с нарушением работоспособности колонн насосно-компрессорных труб, насосных штанг и скважинных штанговых насосов. Большинство отказов, связанных с действием эксплуатационных факторов, можно разделить на две основные группы:

-коррозионное и коррозионно-усталостное разрушение;

-износ.

Коррозионное разрушение является одной из распространенных причин отказов оборудования скважин. В основном преобладает электрохимическая коррозия, представляющая собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с электролитической средой, какой является пластовая вода.

С увеличением обводненности в продукции скважины происходит расслоение водонефтяной эмульсии и появление воды в качестве отдельной фазы. На металле образуется водяная прослойка, что обуславливает активизацию коррозионного процесса, интенсивность которого в значительной степени зависит от наличия в смеси таких агрессивных компонентов, как: сероводород, углекислый газ, минеральные соли и др.

В сероводородосодержащих нефтяных скважинах основным видом разрушения колонны труб является хрупкое сульфидное растрескивание.

Хрупкому излому в сероводородосодержащих обводненных нефтяных скважинах подвержены НКТ и детали клапанов штанговых насосов. Колонны насосных штанг подвержены совместному воздействию повторнопеременных нагрузок и эксплуатационной среды, что вызывает коррозионную циклическую усталость.

В большинстве случаев излом насосных штанг происходит по телу и значительно реже по резьбе. Наибольшее число обрывов происходит в месте перехода от головки к телу штанги на расстоянии 20-150 мм от головки.

3. Схема обвязки противовыбросового оборудования.

ПВО должны надежно закрепляться на специальных опорах и направляться в сторону от производственных и бытовых сооружений с уклоном от устья скважины.

Длина линий должна быть:

-для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т - не менее 30 м;

-для нефтяных скважин с газовым фактором более 200 м3/т, газовых и разведочных скважин - не менее

100 м.

На вновь разведуемых площадях длина линий устанавливается проектом с учетом нормативов отвода

46