Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

131

Устройство и принцип действия гидрожелонки

Гидрожелонка состоит из корпуса 1,

навинченного на переводник 2, внутри которых

находится шток 3 с установленными на него

манжетой 4, кольцами 5 и обтекателем 6. В

верхней части штока 3 навинчена муфта 7. От

проворота относительно корпуса 1 шток 3

фиксируется шпонкой 8. Резьбовые соединения

корпуса 1 с переводником 2 и штока 3 с

обтекателем 6 застопорены винтами 9. В

корпус 1 ввинчены два срезных винта 10.

Гидрожелонка встраивается в колонну

насосно-компрессорных труб (далее — НКТ).

Для очистки забоя скважины, сверху

устанавливается штанголовитель и сбивной

клапан типа КС, снизу желонка оборудуется

контейнером, обратным клапаном типа КОШ и

пером типа П.

Для очистки пласта, сверху в

компоновку встраивается пакер типа ПМС,

снизу после обратного клапана

устанавливается перфорированная НКТ и

хвостовик с глухим концом.

Контейнер и хвостовик собираются из

НКТ, количество которых устанавливается

индивидуально.

Рисунок 6.73 –

Гидрожелонка типа

ГЖ-95-300

Собранная компоновка спускается в скважину до упора в забой,

при этом внутренняя полость НКТ не заполнена жидкостью. При

дальнейшем приложении нагрузки вниз весом НКТ срезаются винты 10,

шток 3 перемещается вниз относительно переводника 2, полость А через

отверстия в штоке 3 сообщается с внутренней полостью штока 3. В этот

момент за счёт гидростатического давления в полости А поток жидкости

через шток 3 устремляется в полость НКТ, увлекая за собой песок, шлам,

буровую грязь и т.п. После выравнивания давлений производят подъём

НКТ, при этом отверстия штока 3 перекрываются.

При очистке забоя эта операция может повторяться несколько раз

по мере снижения уровня песка, шлама, буровой грязи и т. п. на забое.

Разборка и сборка гидрожелонки

Разборка гидрожелонки:

Вывинтить винты 9 и 10 и переводник 2 из корпуса 1, снять

переводник 2. Вывинтить винт 9 из обтекателя 6, отвинтить обтекатель 6,

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

132

снять манжету 4. Отвинтить муфту 7, снять корпус 1 и кольца 5 со штока

3.

Сборка гидрожелонки:

Сборка гидрожелонки производится в обратном порядке. При

сборке смазать наружную уплотнительную поверхность штока 3 и резьбы

обтекателя 6 и корпуса 1 смазкой Литол-24 ГОСТ 21150-75, резьбу НКТ

60 смазать резьбовой смазкой и обмотать лентой ФУМ ГОСТ 24222-80.

Монтаж колец 5 производить с учётом требований ГОСТ 9833-73.

Комплекс оборудования для промывки скважины (КОПС)

предназначен для промывки гидратных и парафиновых пробок в насосно-

компрессорных трубах различными не агрессивными жидкостями с

температурой до 100гр. (рисунок 6.74, 6.75, таблица 6.87, 6.88).

Технические характеристики КОПС

Таблица 6.87

Параметр Значение

Диаметр уплотняемых труб, мм. 48, 33

Рабочее давление, атм. 140

Условный проход, мм. не менее. 60

Максимальное усилие проталкивания,

кг.

6300

Рабочее давление превентора и

обратного клапана, атм.

210

Максимально допустимая температура

промывочной жидкости, ºС.

+100

Габаритные размеры оборудования, монтируемого на устье скважины, мм.

- длина 1000

- ширина 320

- высота 1120

Масса комплекта, кг. 430

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

133

Состав комплекса

Таблица 6.88

Наименование Значение

Превентор, шт. 1

Клапан обратный, шт. 2

Хомут шлипсовый, шт. 1

Катушка шлипсовая, шт. 1

Головка герметизирующая, шт. 1

Строп, шт. 1

Ролик, шт. 2

Ролик натяжной, шт. 1

Катушка переходная, шт.. 1

Лебедка, шт. 1

Схема обвязки представленная на рисунке 6.75 предназначена

выполнять следующие операции:

Размыв гидратных и гидратно-парафиновых пробок при наличии

давления в трубах и затрубном пространстве при полной герметизации

устья.

Заменять газированный раствор на свежий методом циркуляции

через осреднительную емкость (рисунок 6.74).

Одновременно контролировать давление в трубах и затрубном

пространстве.

Проводить глушение скважины.

Рисунок 6.74 - Емкость осреднительная

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

134

Рисунок 6.75 – Схема обвязки устья скважины для ликвидации

отложений гидратно–парафиновых пробок.

1 – труба НКТ Ǿ - 48, 33мм.; 2 – клапан обратный; 3 – муфта НКТ Ǿ - 48, 33мм.; 4

– элеватор для НКТ Ǿ - 48, 33мм.; 5 – хомут с сухарями; 6 – катушка шлипсовая; 7

– головка герметизирующая; 8 – превентор малогабаритный; 9 – тройник; 10 –

задвижка центральная; 11 – трос; 12 – планшайба; 13 – манометр; 14 – крестовина;

15 – затрубная задвижка; 16 – колонная головка; 17 – шпилька с роликом; 18 –

ролик натяжной; 19, 20 – сброс скважинной жидкости в осреднительную емкость.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

135

6.4 Категории скважин

1 – категория:

 газовые скважины;

 нагнетательные и наблюдательные скважины, пробуренные на

газовый пласт внутри контура нефтеносности;

 нефтяные скважины, в которых наблюдается поступление в ствол

эксплуатационной колонны постороннего газа;

 нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;

 нефтяные скважины, в которых наряду с нефтяным пластом

вскрыт пласт внутри контура газоносности, а также скважины

находящиеся в подгазовой зоне и имеющий непроницаемые перемычки

между газовым и нефтяным пластом мощностью не менее 5 метров;

 нефтяные скважины с газовым фактором, превышающем

200м

3

/м

3

;

 все скважины в зоне водогазового воздействия на пласт;

 все скважины с отсутствием циркуляции;

 разведочные скважины, подлежащие расконсервации на

месторождениях, имеющие в разрезе газовые пласты.

2 – категория:

 нефтяные скважины, эксплуатируемые фонтаном,

механизированным способом (ЭЦН, ШГН) компрессорным и

бескомпрессорным газлифтом газовым фактором менее 200м

3

/м

3

и

пластовым давлением, превышающим первоначальное пластовое

давление на 10%;

 нагнетательные скважины со сроком эксплуатации менее года с

пластовым давлением на 10% выше первоначального;

 нефтяные и нагнетательные скважины, в которых вскрыты два и

более горизонта.

3 – категория:

 нефтяные и нагнетательные скважины, кроме вошедших во 2-ю и

1-ю категорию;

 контрольные, пьезометрические скважины с пластовым

давлением не превышающем гидростатическое давление на 10%,

водозаборные, артезианские, поглощающие.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

136

6.5 Глушение скважин

Под глушением скважин подразумевается комплекс работ

направленных на прекращение фонтанирования или излива пластового

флюида из скважин при атмосферном давлении, путем создания

противодавления на пласт за счет замены скважинной жидкости на

жидкость глушения.

Рисунок 6.76 – Схема расположения техники при глушении скважин

1 – скважина; 2 – АГЗУ «Спутник»; 3 – насосный агрегат ЦА – 320; 4 –

автоцистерна промысловая АЦП; 5 – технологическая емкость.

Глушению подлежат скважины:

 с пластовым давлением выше гидростатического;

 с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых

согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или

нефтегазопроявления.

Жидкость глушения должна быть подобрана по удельному весу

так, чтобы обеспечить надежное противодавление на продуктивный пласт

и вместе с тем позволяющая сохранить коллекторские свойства пласта,

необходимые при последующем освоении и эксплуатации скважины.

Выбор жидкости глушения с необходимыми параметрами зависит

от геолого-технической характеристики скважины, указанной в заказе на

производство работ. Необходимыми данными являются:

 способ эксплуатации;

 пластовое давление;

 искусственный забой;

 интервал перфорации пласта;

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

137

 диаметр эксплуатационной колонны и НКТ;

 глубина спуска оборудования и его состояние;

 давление опрессовки э/колонны;

 глубина (по вертикали) спуска пакеров циркуляционного клапана,

их состояние.

Пластовое давление, указанное в заказе, должно быть замерено до

начала глушения не позднее:

 на скважинах 1 и 2 категории - 10 дней;

 на скважинах 3 категории - 30 дней.

При отсутствии возможности замера пластового давления

указывается расчетное давление по карте изобар или по данным соседних

скважин этого пласта.

В плане работ указывается плотность жидкости глушения, объем

глушения и запас жидкости глушения. При создании оторочки (буфера),

перед глушением газовых скважин или скважин с большим газовым

фактором указывается закачиваемая в пласт жидкость, ее удельный вес и

количество. При закачке загустителей - его название, концентрация,

объем, и интервал установки буферной смеси.

Порядок глушения скважины заносится в вахтовый журнал и

журнал учета расхода жидкости глушения, где указывается:

 дата и время начала и конца глушения;

 удельный вес и количество жидкости, закаченной в скважину;

 схема закачки: прямая (по НКТ) или обратная (через затрубное

пространство);

 удельный вес жидкости на выходе из скважины;

 приемистость пласта на скважинной жидкости (в начале

глушения);

 давление на агрегате: Рнач., Рприем., Ркон. при глушении и

давление на выходе из скважины: Рнач., Рпротиводав., Ркон.;

 состояние м/к пространства при глушении (Рм/к);

 состояние скважины после прокачки планового количества

раствора, время уравновешивания, давление и выходящий из скважины

флюид.

Операцию по глушению скважины при капитальном ремонте

производят в основном до начала ремонтных работ. Исключением

являются работы, по восстановлению циркуляции, где технологией

проведения работ предусмотрен спуск в скважину труб меньшего

диаметра с использованием КОПС до глушения скважины.

Глушение скважины производится в соответствии с требованиями

ТБ, утвержденными регламентами между предприятиями на производство

работ и «Регламентом на производство работ», под руководством

ответственного ИТР (мастера бр. КРС), фамилия которого указывается в

плане работ.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

138

Требования, предъявляемые к жидкостям глушения скважин.

 плотность жидкости глушения определяют из расчета создания

столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с

необходимыми требованиями.

 допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от

проектных величин приведены в таблице 6.89.

Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения

Таблица 6.89

Допускаемые отклонения при плотности жидкости

глушения, кг/м

3

Глубина

скважины, м

до 1300 1300-1800 более 1800

до 1200 20 15 10

до 2600 10 10 5

до 4000 5 5 5

 жидкость глушения должна быть химически инертна к горным

породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами

и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми

частицами.

 фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим

действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом

значении рН пластовой воды.

 жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и

должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и

снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения

межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения –

пластовый флюид».

 жидкость глушения не должна образовывать стойких

водонефтяных эмульсий первого и второго рода.

 вязкостные структурно-механические свойства жидкости

глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения

ее продуктивным пластом.

 жидкость глушения должна обладать низким коррозионным

воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не

должна превышать 0,10-0,12мм/год.

 жидкость глушения должна быть термостабильной при высоких

температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях.

 жидкость глушения должна быть не горючей,

взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

 жидкость глушения должна быть технологична в приготовлении

и использовании.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

139

 технологические свойства жидкости глушения должны

регулироваться.

 на месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения

должны содержать нейтрализатор сероводорода.

Подготовительные работы

Территория куста, прилегающая к ремонтируемой скважине,

должна быть спланирована так, чтобы позволяла произвести расстановку

необходимого оборудования: блоков (емкостей) долива, спецтехники, и

убрана от замазученности.

Остановка скважин производится за сутки до начала глушения. На

скважине проверяются исправность задвижек, фланцевых соединений и

манометра, установленного на буферной задвижке. До начала глушения

определяется статическое давление в НКТ и в затрубном пространстве.

Промывочный агрегат и автоцистерны располагаются с

наветренной стороны на расстоянии не менее 10м от устья, при этом

кабины машин должны быть обращены в обратную сторону от устья

скважины, выхлопные трубы агрегатов оборудованы искрогасителями

рисунок 6.76.

Сборка нагнетательных линий при определенном способе

эксплуатации производится от трубного пространства или затрубного при

помощи угольников и труб с БРС. Нагнетательная линия спрессовывается

на полуторакратное давление от ожидаемого давления закачки, но не

менее чем на 100атм. и не выше допустимого давления фонтанной

арматуры. Нагнетательную линию оборудуют обратным клапаном.

В газовых скважинах или скважинах с высоким газовых фактором,

перед закачкой жидкости глушения, производят замену скважиной

жидкости на техническую воду, с противодавлением на выходе. При

необходимости, последующей установкой загустителя (СВУС, ВУРЗ) в

интервале перфорации.

Перед глушением:

 проверяют наличие циркуляции в скважине и принимают

решение о категории ремонта.

 определяют величину текущего пластового давления.

 рассчитывают требуемую плотность жидкости глушения и

определяют необходимое ее количество.

 готовят требуемый объем жидкости соответствующей плотности

с учетом аварийного запаса, объем которого определяют исходя из

геолого-технических условий (но не менее одного объема скважины),

 останавливают скважину, производят ее разрядку, проверяют

исправность запорной арматуры на устьевом оборудовании.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

140

Проведение процесса глушения.

 заменяют скважинную жидкость 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 1-2ч 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 глушения

производят в два цикла. Вначале жидкость глушения замещают до

глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют

глушение.

 при глушении скважин, которые можно глушить в один цикл и в

которых возможны нефтегазопроявления, буферную жидкость

необходимо закачать в межтрубном 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.

Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Подождите немного. Документ загружается.