Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений при ремонте скважин

2 3 4

Рис. 15. Пакеры:

1 – ПРО-ЯМО2; 2 – ПРО-ЯМО3; 3 – П-Г-ЯГ; 4 – ПРО-ЯДЖ-О с клапаном-отсекателем; 5 – ПРЗ-118

При капитальном ремонте скважин, для предотвращения загрязнения продуктивного пласта тампонажными растворами, во время ремонтно-изоляционных работ, а также для временного разобщения пластов и ствола эксплуатационной колонны скважины применяются разбуриваемые па-керы типа ПВРМ, ПРГ, ПРГМ, взрыв-пакеры типа ВП и др. Установка раз­буриваемых в скважине пакеров производится с помощью установочного устройства, спускаемого на трубах бригадой капитального ремонта скважин. Взрыв-пакеры спускает и устанавливает в скважине на геофизическом кабеле перфорационная партия.

Противофонтанная безопасность регламентирована «Инструкцией по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышлен­ности» (РД-08-254-98) с учетом специфики работ, проводимых в условиях Западной Сибири, а также в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (ПБ-08-624-03).

Газонефтеводопроявление (ГНВП) – вид осложнения, при котором посту­пление флюида из пласта в скважину или через ее устье можно регулировать или приостанавливать с помощью запорного оборудования.

Открытый фонтан (ОФ) – это неуправляемое истечение пластовых флюи­дов через устье скважины в результате отсутствия, технической неисправ­ности, негерметичности, разрушения противовыбросового оборудования или вследствие грифонообразований.

Главным условием возникновения ГНВП является превышение пла­стового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид.

Основные причины возникновения ГНВП:

• ошибки в определении плотности технологической жидкости при про­ектировании, а также при составлении планов работ по освоению, испытанию и ремонту скважин;

• недостаточный оперативный контроль за текущими изменениями пластового давления вследствие проводимых мероприятий по его поддер­жанию и других факторов;

• глушение скважины перед началом работ неполным объемом или отдельными порциями;

• ведение СПО без долива скважины;

• поглощение жидкости, находящейся в скважине;

• снижение гидростатического давления столба раствора из-за перето­ков, обусловленных разностью плотностей раствора в трубном и затрубном пространстве;

• длительные простои скважины без промывки;

• снижение плотности раствора в результате химической обработки;

• нарушение технологии эксплуатации, освоения, испытания или ре­монта скважин;

• некачественное крепление технических колонн, перекрывающих га-зонефтеводонасыщенные напорные горизонты;

• снижение забойного давления в результате проявления эффекта поршневания при подъеме инструмента с сальником, а также при завы­шенных скоростях подъема труб;

• уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных оста­новках за счет поступления газа из пласта.

Наличие в разрезе скважины газовых пластов, а также нефтяных и водяных пластов с большим количеством растворенного газа значительно увеличивает опасность возникновения газонефтеводопроявлений, даже если пластовое давление ниже гидростатического.

Условия, при которых любое ГНВП может перейти в открытый фонтан:

• недостаточная обученность персонала бригад освоения, испытания, ремонта скважин и специалистов предприятий приемам и методам преду­преждения и ликвидации газонефтеводопроявлений;

• низкая производственная и технологическая дисциплина, несогласо­ванность действий работающих;

• отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбро-сового оборудования на устье скважины;

• неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования;

• несоответствие конструкции скважин геологическим условиям вскры­того пласта и требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;

• некачественное цементирование обсадных колонн;

• нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин;

• износ или повреждение обсадных колонн, на которых установлено запорное оборудование;

• отсутствие необходимого запаса жидкости долива при текущем и капитальном ремонте скважин;

• отсутствие или неисправность запорной компоновки;

• несвоевременность обнаружения возникновения газонефтеводо-проявлений.

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных ГНВП может быть ликвидировано силами ре­монтной бригады. В случае появления признаков ГНВП персонал бригады должен действовать в соответствии с «Планом практических действий бригад освоения, испытания и ремонта скважин при возникновении ГНВП и ОФ».

Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышлен­ности» (ПБ-08-624-03) при проведении текущих и капитальных ремонтов с возможным газонефтеводопроявлением устье скважины на весь период ремонта должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки ПВО разрабатывается организацией и согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора и противофонтанной службы.

Монтаж противовыбросового оборудования на устье скважины и его

обслуживание должны проводиться в соответствии с указаниями инструк­ции, разработанной изготовителем, требованиями утвержденной схемы и инструкции по монтажу и эксплуатации ПВО, согласованной с территори­альными органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.

Противовыбросовое оборудование, установленное на устье скважины, должно быть закреплено на все шпильки. После установки ПВО скважина оперессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше дав­ления опрессовки эксплуатационной колонны.

При подъеме труб должен быть обеспечен непрерывный долив скважины и визуальный контроль объема доливаемой жидкости.

При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запре­щается оставлять устье скважины незагерметизированным.

К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями допускаются рабочие и специалисты, прошедшие подготовку по курсу «Кон­троль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях». Проверка знаний и переподготовка этих кадров проводятся не реже одного раза в 3 года.

Ежеквартально с членами бригад текущего, капитального ремонта, освоения и испытания скважин должен проводиться инструктаж по предупре­ждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно утвержденной программе периодического инструктажа.

Руководители и специалисты предприятия при посещении объектов про­водят контрольные учебные тревоги по сигналу «Выброс» с последующим разбором и оценкой действий вахты.

Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена в порядке, установленном планом работ по ремонту скважины.

При подъеме труб должен быть обеспечен непрерывный долив сква­жины и визуальный контроль объема доливаемой жидкости. На скважине необходимо иметь блок долива объемом не менее 6 м³ с запасом жидкости не менее 4 м³. Разрешается использовать передвижную автоцистерну при условии обеспечения непрерывного долива скважины в процессе подъема труб, а также контроля объема доливаемой в скважину жидкости.

Организация работ по предупреждению возникновения газонеф-теводопроявлений и открытых фонтанов основана на неукоснительном соблюдении требований согласованной и утвержденной «Инструкции по предупреждению возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при текущем, капитальном ремонте, освоении и испытании не­фтяных и газовых скважин» и «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

При появлении признаков газонефтеводопроявления должны быть приняты немедленные меры по герметизации устья скважины в соответ­ствии с «Планом практических действий для бригад освоения, испытания и ремонтов скважин при возникновении ГНВП и ОФ».

После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликви­дации ГНВП проводятся под руководством мастера или ответственного специалиста предприятия по дополнительному плану, утвержденному в установленном порядке.

Текущий и капитальный ремонт скважин

Работы на устье фонтанирующей скважины проводятся силами противо-фонтанной службы, а вспомогательные работы – персоналом бригады, прошедшим соответствующий инструктаж.

При производстве работ по текущему и капитальному ремонту для гер­метизации устья скважин используются плашечные превенторы с глухими и трубными плашками ПМТ2-156×21, 1ППС-2Ф-152×21 и др., плашечно-шиберный превентор ППШР-2ФТ-152×21. При ремонте скважин, оборудо­ванных ШГН, используются также малогабаритные штанговые превенторы ПМШ 60×21, ППР 62×21, ПШК-62×21 и др.

Превенторы ППШР-2ФТ-152 × 21 «УНИВЕСАЛ+»

Технические данные трубного превентора

21 42

Условный проход, мм

Рабочее давление, МПа

Пробное давление корпусных деталей на прочность, МПа

Плашечный затвор плоский, сменный

Шибер клиновой

33-114

Условный диаметр уплотняемых НКТ, мм

Допустимая нагрузка на плашки:

560 160

– от веса колонны, кН

– от давления скважины, кН

Привод плашек – винтовой, ручной, с возможностью дистанционного управления.

Фланцевые соединения 180×21 ГОСТ 28919-91. Отверстия на ниж­нем фланце выполнены в виде эллипсов, для возможности присоединения к различным арматурам устья.

Габаритные размеры (длина × ширина × высота), мм 810×670×550

Масса, кг 50

Превенторы штанговые ПШК-62 × 21 «КаШтан» и ПШК 1-62 × 21 «КаШтан-К»

Технические данные штанговых превенторов

62 21 42

Условный проход, мм

Рабочее давление, МПа

Пробное испытательное давление, МПа

Диапазон диаметров штанг и кабеля

уплотняемых сменными плашками, мм

глухая, 6–11; 9–16; 16–22; 19–25; 22–31

Габаритные размеры
(длина × ширина × высота), мм
ПШК-62х21	498x166x220
ПШК1-62×21 / без шарового крана	498x245x305
Масса полная, кг
ПШК-62х21
ПШК1-62x21

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

Рис. 16. Превентор ППШР-2ФТ-152 × 21 «УНИВЕРСАЛ+»

Рис. 17. Превенторы штанговые:

ПШК-62×21 «КаШтан» и ПШК 1-62×21 «КаШтан-К»

ИСПОЛЬЗУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

[I] Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин, том 1. –
М. – 2004.

[2] Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела, том 1. – Москва – Ижевск. – 2005.

[3] Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений, том 1. – М: Недра. – 2009.

[4] Руководящие документы и стандарты ОАО «Сургутнефтегаз».

[5] Методическое руководство по оценке технологической эффективности геолого-технических мероприятий. – Тюмень. – 2008.

[6] Регламент взаимоотношений по организации производства

работ по повышению нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» с применением сдвоенного насосного агрегата на шасси KENWORTH. – Сургут. – 2009.

[7] Технологический регламент на производство работ по ремонту и эксплуатации скважин, оборудованных установками ШГН, на месторождениях открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз». Утвержден первым заместителем генерального директора Общества 13.04.2007.

[8] Технологический регламент на производство работ по ремонту и эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН, на месторождениях открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз». Утвержден первым заместителем генерального директора Общества 10.09.2001.

[9] Положение о применении частотных преобразователей

при эксплуатации скважин, оборудованных установками ЭЦН, на месторождениях открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз». Утверждено первым заместителем генерального директора Общества 19.12.2005.

[10] Технологический регламент по применению частотных

преобразователей для скважин, оборудованных установками ЭЦН, на месторождениях открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз». Утвержден главным инженером Общества 20.09.2007.

[II] Андреев В.В., Уразаков К.Р., Данилов В.У. Справочник
по добыче нефти / Под редакцией Уразакова К.Р. –
М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». – 2000. – 374 с.

[12] Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти:

Учебное пособие для вузов. – М.: М71

ФГУП «Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа

им.И.М.Губкина. – 2003. — 816 с. [13] Муравьев И.М., Базлов М.Н., Жуков А.И. и др.

Техника и технология добычи нефти и газа. – М.: Недра. – 1971. [14] ГОСТ 633-80. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним.

Технические условия.

[15] ГОСТ Р 51896 – 2002. Насосы скважинные штанговые.

Общие технические требования. [16] ГОСТ Р 51161 – 2002. Штанги насосные, устьевые штоки

и муфты к ним. Технические условия. [17] Ивановский В.Н. и др. Оборудование для добычи нефти

и газа. – М.: ВНИИОНГ. – 2000. [18] Электродвигатели асинхронные погружные серии ЭДБ.

2 редакция. ТУ 3381-001-00217780-01 – ООО «Борец». [19] Насосы погружные центробежные двухопорные ЭЦНД.

ТУ 3665-004-00217780-98 – ОАО «Борец». [20] Установки высокопроизводительные погружные

центробежные и центробежно-вихревые износостойкие

модульные. ТУ 3665-010-12058737-2004 –

ЗАО «Новомет-Пермь». [21] Кабели с полиэтиленовой изоляцией для погружных

электронасосов. ТУ16 505.129-2002 – ОАО «ВНИИКП». [22] Кабели с изоляцией из блоксополимера пропилена с этиленом

для ЭЦН. ТУ 345-005-39367248-08 – ОАО «Завод Элкап». [23] Взаимоотношения ЦБПО ЭПУ со структурными

подразделениями ОАО «Сургутнефтегаз» при прокате

и ремонте электропогружных установок. СТО 210-2009. [24] Таблица комплектации и технические характеристики

установок электроцентробежных насосов, утвержденная

главным инженером ЦБПО ЭПУ ОАО «Сургутнефтегаз»

от 14.11.2008. [25] Станции управления серии «Борец».

ТУ3431-012-55280707-2008 – ООО «Борец». [26] Технологическая инструкция №98 по проведению монтажа,

демонтажа УЭЦН на устье скважины. Утверждена главным

инженером ЦБПО ЭПУ ОАО «Сургутнефтегаз» от 01.04.2004. [27] Технологическая инструкция №104 по запуску и выводу

на режим УЭЦН. Утверждена главным инженером ЦБПО ЭПУ

ОАО «Сургутнефтегаз» от 22.10.2007. [28] Установки погружных центробежных насосов УЭЦН.

Руководство по эксплуатации. – ООО «Борец», 2004. [29] Комплектация и технические характеристики установок ЭЦВ.

Утверждена главным инженером ЦБПО ЭПУ

ОАО «Сургутнефтегаз» от 04.09.2006. [30] Василевский В.Н., Петров А.И. Оператор по исследованию

скважин: Учебник для рабочих. – М.: Недра. – 1983. – 310 с. [31] Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти.

Изд. 3, перераб. и доп. – М.: Недра. – 1975. – 264 с. [32] Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. –

М.: Наука. – 1998. – 304 с. [33] Справочная книга по добыче нефти / Под. ред. д-ра техн.наук

Гиматудинова Ш.К. – М.: Недра. – 1974. – 704 с.

[34] РД 153–39.0–109-01. Методические указания

по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. – М.: МНЭ, «Экспертнефтегаз», кафедра «Нефтяной бизнес» Акад.нар.хоз-ва при Правительстве РФ. – 2002. – 75 с.

[35] РД 39-4-699-82. Руководство по применению

геолого-геофизических, гидродинамических и физико-химических методов для контроля разработки нефтяных месторождений. – М.: ВНИИ. – 1982. – 277 с.

[36] РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов.

[37] Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др.

Под ред. Ибрагимова Н.Г. Осложнения в нефтедобыче. – Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография». – 2003.

[38] Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». – 2000.

[39] Баталин О.Ю., Брусиловский А.И., Захаров М.Ю. Фазовые равновесия в системах природных углеводородов. – М.: Недра. – 1992. – 272 с.

[40] Справочник по добыче нефти – М.: Недра. – 2002.

[41] Основы нефтепромыслового дела: Справочное пособие /

Под редакцией Матвеева С.Н. – Сургут: Нефть Приобья. – 2004.

[42] Ибрагимов Г.З., Артемьев В.Н. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. – Москва. – 2005.

[43] Ривкин П.Р. Техника и технологии добычи и подготовки нефти на нефтепромыслах. – Уфа. – 2007.

[44] Андреев В.В., Уразаков К.Р. Справочник по добыче нефти. – Москва. – 2002.

[45] Лопухов А.Н. Справочник инженера по добыче нефти. – Нижневартовск. – 2008.

Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата

СОДЕРЖАНИЕ

Дата добавления: 2015-06-04