Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности 2013 г

XXX. ТРЕБОВАНИЯ К ПРОЕКТИРОВАНИЮ

И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Проектирование и эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин

421. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на рабочее давление, предусмотренное паспортом, с выдержкой под внутренним давлением 30 минут, а после установки на устье скважины — на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовки оформляются актом комиссии, в состав которой включается представитель эксплуатирующей организации и противофонтанной службы (противофонтанной военизированной части).

422. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изгото- вителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика — с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным

и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана или вентиля с разрядным устройством без снижения давления до атмосферного.

423. При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 200 °C должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

424. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут. нефти или 500 тыс. м 3 /сут. газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления).

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

© Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности

426. На кусте скважин газопроводы газлифта, станки-качалки, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады должны располагаться по одну сторону от оси куста скважин. Проезд транспорта (кроме технологического) на территорию куста скважин запрещается. Подземная прокладка кабельных линий КЭЦН и СКН по другую сторону от оси куста скважин должна быть обоснована проектными решениями.

427. Устройство шахтных колодцев на устье скважин должно соответствовать рабочему проекту на бурение скважин с учетом конкретных габаритов колонных головок, противовыбросового оборудования и условий данного региона в зависимости от категории скважины.

428. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80 °C и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.

429. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях при аварийных ситуациях эти работы могут производиться персоналом штатных или внештатных аварийно-спасательных формирований.

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

431. Станцию управления фонтанной арматурой газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30–35 м от устья

в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.

432. Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

433. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с планом, утвержденным техническим руководителем организации.

«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

434. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и насоснокомпрессорные трубы должны быть опрессованы на максимальное (пусковое) давление.

435. Для обвязки скважины должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

436. При монтаже и эксплуатации трубопроводов обвязки устья скважины должны обеспечиваться следующие требования:

трубопроводы должны плотно, без зазоров и перекосов укладываться на подушки неподвижных опор, крепление труб хомутами должно исключать возможность их перемещения;

верхние плоскости опор должны быть выверены по уровню, если это требование предусмотрено документацией;

опорные поверхности должны прилегать по всей площади соприкосновения без перекосов;

запрещается установка прокладок между трубой и подушкой опор для обеспечения необходимого уклона трубопровода;

при укладке трубопроводов сварные швы необходимо располагать от края опоры на расстоянии 50 мм для труб диаметром менее 50 мм и не менее 200 мм для труб диаметром свыше 50 мм.

437. Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, опрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25 % максимальное рабочее.

Газораспределительные устройства должны иметь системы индивидуального автоматического замера расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.

438. Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.

439. Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации должна предусматривать его осушку от водяных паров

© Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности

до точки росы минус 10 °C для южных районов и минус 20 °C для средних и северных широт.

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

441. В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить:

ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно-регулирующей арматуры с записью результатов в соответствии с процедурами работы эксплуатирующей организации;

контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по утвержденному графику.

Проектирование и эксплуатация скважин штанговыми насосами

442. Устье скважины оборудуется запорной арматурой и сальниковым устройством для герметизации штока.

443. Обвязка устья скважины должна позволять смену набивки сальника полированного штока при наличии давления в скважине, замер устьевого давления, температуры при необходимости.

444. В подвеске устьевого штока канат должен выходить за нижнюю траверсу на длину, не допускающую контакта с элементами устьевой арматуры.

445. До начала ремонтных работ, при остановке на длительный срок или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться; должны быть приняты меры, предотвращающие случайное приведение его в движение вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, контргруз должен быть опущен

«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

в нижнее положение и заблокирован тормозным устройством, а на кнопке пускового устройства вывешен плакат «Не включать! Работают люди».

446. На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должна быть надпись «Внимание! Пуск автоматический».

447. Кривошипно-шатунный механизм станка-качалки, площадка для обслуживания электропривода и пускового устройства должны быть окрашены и иметь ограждения.

448. Системы замера дебита, системы контроля пуска, остановки скважины должны иметь выход на диспетчерский пункт.

449. Станок-качалка должен быть установлен так, чтобы исключалось соприкосновение движущихся частей с фундаментом или грунтом.

450. Для обслуживания тормоза станка-качалки устраивается площадка с ограждением.

451. При крайнем нижнем положении головки балансира расстояние между траверсой подвески сальникового штока или штангодержателем и устьевым сальником должно быть не менее 20 см.

452. Кондуктор (промежуточная колонна) должен быть связан с рамой станка-качалки не менее чем двумя заземляющими стальными проводниками, приваренными в разных местах к кондуктору (технической колонне) и раме. При наличии подрамника рама станка-качалки и подрамник должны быть связаны между собой стальными, не менее двух, круглыми проводниками диаметром не менее 10 мм, приваренными в разных местах подрамника и рамы при условии соединения подрамника и свайного поля на сварке.

Сечение прямоугольного проводника должно быть не менее 48 мм 2. толщина стенок угловой стали — не менее 4 мм, диаметр круглых заземлителей — 10 мм.

Заземляющие проводники, соединяющие раму станка-качалки с кондуктором (технической колонной), должны быть заглублены

в землю не менее чем на 0,5 м.

© Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности

В качестве заземляющих проводников может применяться сталь: круглая, полосовая, угловая или другого профиля.

Применение для этих целей стального каната запрещается. Соединения заземляющих проводников должны быть доступны для осмотра.

Проектирование и эксплуатация скважин центробежными, диафрагменными, винтовыми погружными электронасосами

453. Скважины, эксплуатируемые с использованием погружных насосов, могут оборудоваться забойными клапанами-отсекателя- ми, позволяющими производить замену внутрискважинного оборудования и проведение технологических операций без глушения.

При отсутствии клапана-отсекателя или его отказе скважина перед ремонтом должна быть заглушена технологической жидкостью, не содержащей твердых взвесей и не ухудшающей фильтрационные свойства призабойной зоны.

454. Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой либо специальным устьевым устройством, обеспечивающим герметизацию трубного и затрубного пространств, возможность их сообщения, проведения глубинных исследований. Обвязка выкидных линий трубного и затрубного пространств должна позволять проводить разрядку скважины, подачу газа, технологических жидкостей, химических реагентов в затрубное пространство, выполнение технологических операций, включая глушение скважины.

Проходное отверстие для силового кабеля в устьевой арматуре должно иметь герметичное уплотнение.

455. Силовой кабель должен быть проложен от станции управления или от ближайшей клеммной коробки к устью скважины на эстакаде. Разрешается прокладка кабеля на специальных стойкахопорах. Силовой кабель не должен касаться фонтанной арматуры

и обвязки скважины. Заземление брони силового кабеля производится на кондуктор скважины или на болтовое соединение нижнего фланца колонной головки.

«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Кабели (в том числе бронированные), расположенные в местах, где возможны механические повреждения (передвижение автотранспорта, механизмов и грузов, доступность для посторонних лиц), должны быть защищены по высоте на 2 м от уровня пола или земли и на 0,3 м в земле.

456. Кабельный ролик должен подвешиваться на мачте подъемного агрегата при помощи цепи или на специальной канатной подвеске и страховаться тросом диаметром не менее 8 мм.

457. Кабель, пропущенный через ролик, при спуско-подъемных операциях не должен касаться элементов конструкции грузоподъемных механизмов и земли.

458. При свинчивании и развинчивании труб кабель следует отводить за пределы рабочей зоны с таким расчетом, чтобы он не был помехой работающему персоналу.

459. Скорость спуска (подъема) погружного оборудования

в скважину не должна превышать 0,25 м/с в наклонно-направ- ленных и горизонтальных скважинах с набором кривизны более 1,5 градуса на 10 м, скорость спуска не должна превышать 0,1 м/с

в интервалах искривления.

460. Эксплуатационная колонна скважины, в которую погружной электронасос спускается впервые, а также при смене типа и (или) габарита насоса должна быть проверена шаблоном в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации погружного электронасоса.

Проектирование и эксплуатация скважин гидропоршневыми

и струйными насосами

461. Помещение технологического блока установки должно

постоянную принудительную вентиляцию, обеспечивающую восьмикратный воздухообмен по полному внутреннему объему помещения в течение часа;

температуру в блоках не ниже 5 °C, уровень шума не более 85 дБ, скорость вибрации не более 2 мм/с.

© Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности

462. При использовании в качестве рабочей жидкости продукции скважины установка должна быть оборудована системой автоматического объемного газового пожаротушения.

463. Перед входом в помещение технологического блока необходимо:

проверить загазованность помещения и состояние системы вентиляции;

включить освещение; переключить систему газового пожаротушения с режима авто-

матического пуска на ручной.

464. При возникновении в блоке пожара необходимо покинуть помещение, закрыть все двери и включить кнопкой, расположенной у входной двери, систему автоматического пожаротушения.

465. Перед спуском пакера эксплуатационная колонна должна быть прошаблонирована, при необходимости — прорайбирована, промыта до забоя и опрессована.

466. Извлечение гидропоршневого насоса, скребка и другого оборудования должно производиться с применением специального лубрикатора, имеющегося в комплекте установки.

467. Монтаж и демонтаж лубрикатора необходимо производить с использованием мачты при закрытой центральной задвижке с соблюдением инструкции на проведение работ данного вида.

468. Каждая нагнетательная линия должна быть оборудована манометром и регулятором расхода рабочей жидкости.

469. Силовые насосы должны быть оборудованы электроконтактными показывающими манометрами, а также предохранительными клапанами. Отвод от предохранительного клапана силового насоса должен быть соединен с приемом насоса.

470. Исправность системы автоматики и предохранительных устройств проверяется в сроки, установленные инструкцией по эксплуатации.

471. Силовая установка запускается в работу после проверки исправности системы автоматики при открытых запорных устройствах на линиях всасывания, нагнетания и перепуска рабочей жидкости

«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

силового насоса. Давление в напорной системе создается после установления нормального режима работы наземного оборудования.

472. При остановке силового насоса давление в нагнетательном трубопроводе должно быть снижено до атмосферного.

473. Система замера дебита скважин, показания работы силовых насосов должны иметь выход на диспетчерский пункт.

Эксплуатация нагнетательных скважин

474. Оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать рабочему проекту на бурение скважины, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальное ожидаемое давление нагнетания.

475. Нагнетательные скважины независимо от физико-хими- ческих свойств закачиваемого агента должны оборудоваться колонной насосно-компрессорных труб и пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.

476. Для исключения замерзания воды в арматуре скважины

и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента.

477. Проектной документацией должны быть предусмотрены площадки для размещения установок по исследованию скважин,

а также решения по их электроснабжению и заземлению.

478. Периодичность и объем исследований эксплуатационных скважин устанавливаются на основании утвержденных планов работ, разработанных в соответствии с проектной документацией разработки данного месторождения.

479. Спуск глубинных приборов и инструментов, спускаемых на канате, должен осуществляться только при установленном на

© Оформление. ЗАО НТЦ ПБ, 2013

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности

устье скважины лубрикаторе с герметизирующим сальниковым устройством.

480. Спуско-подъемные операции следует проводить с применением лебедки, обеспечивающей вращение барабана с канатом в любых желаемых диапазонах скоростей и с фиксированной нагрузкой на канат (проволоку). Разрешается применение подъемников

с механическим приводом при контролируемой нагрузке на канат.

481. Перед установкой на скважину лубрикатор подвергается гидравлическому испытанию на давление, ожидаемое на устье скважины. После установки и перед каждой операцией лубрикатор необходимо проверить на герметичность постепенным повышением давления продукции скважины.

482. Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть цельной, без скруток, а для работы с содержанием сернистого водорода более 6 % — выполнена из материала, стойкого к коррозии сернистого водорода.

483. Исследование разведочных и эксплуатационных скважин в случае отсутствия возможности утилизации жидкого продукта запрещается.

XXXI. ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕГАЗООТДАЧИ ПЛАСТОВ

И ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН

484. Работы по нагнетанию в скважину газа, пара, химических и других агентов проводятся в соответствии с планом работ, утвержденным пользователем недр (заказчиком). В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

485. Перед проведением работ по повышению нефтегазоотдачи пластов должна проводиться опрессовка эксплуатационной колонны на давление, установленное планом работ. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 5 кгс/см 2 (0,5 МПа). Присутствие представи-

Способ опрессовки устьевой арматуры на скважине

E21B33/03 - устья скважин; оборудование для этой цели (клапанные устройства для них E21B 34/02)

Владельцы патента RU 2366797:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу опрессовки устьевой арматуры на скважине. Включает спуск пакера с приводом на опорной трубе со скоростью не более 1 м/с, скважину выше пакера заполняют жидкостью, герметизируют на устье скважины опорную трубу, внутри устьевой арматуры создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с, проводят технологическую выдержку не менее 30 минут, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывают пакер, сливают жидкость над пакером в скважину, удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с. Позволяет повысить достоверность определения герметичности устьевой арматуры при опрессовке. 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке устьевой арматуры на скважине.

Известен способ опрессовки фонтанной "елки" устьевого оборудования эксплуатационной скважины. Устанавливают пакер в канале головки насосно-компрессорной трубы без глушения скважины с применением устройства для опрессовки, которое состоит из корпуса с гайкой, винта со штоком, пакера, подсоединенного к штоку винта, штанги, подсоединенной к пакеру, поддона и штурвала. Осевое перемещение пакера по каналам стволовых задвижек фонтанной "елки" осуществляют вращением гайки корпуса штурвалом устройства и герметизацию канала головки насосно-компрессорной трубы, размещенной в адаптере трубной головки, производят осевым сжатием тела уплотнительного элемента пакера, осуществляемым вращением винта пакера, при этом винт пакера снабжен прямоугольным выступом для передачи крутящего момента при вращении штанги, размещенной внутри винта со штоком и охватывающей прямоугольный выступ винта пакера, а контроль за положением пакера при его осевом перемещении по каналам стволовых задвижек осуществляют с помощью указателя положения пакера, устанавливаемого на торец гайки, закрепленной на торце винта со штоком. Прием опрессовочной жидкости и передачу ее через отверстия корпуса в каналы задвижек фонтанной елки осуществляют через поддон, охватывающий корпус устройства и размещенный ниже входных отверстий (Патент РФ № 2236552, опубл. 2004.09.20).

Известный способ не описывает режимов опрессовки с применением описанного оборудования.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является пакер устьевой, предназначенный для проверки герметичности приустьевой части обсадной колонны совместно с противовыбросовым оборудованием. В пакере устьевом, состоящем из корпуса, узла уплотнения и хвостовика, узел уплотнения выполнен из двух радиальных манжет с воротничками и пологими наружными фасками для ввода пакера в устье скважины. Манжеты разделены шайбой со скосами, геометрически соответствующими поверхности воротничков манжет. Шайба имеет каналы подачи жидкости из верхней манжеты в нижнюю. Для ограничения степени сжатия манжет упорами-стабилизаторами служит распорная втулка. Верхний упор-стабилизатор имеет каналы подачи жидкости из затрубного пространства в полость верхней манжеты. Хвостовик снабжен кольцевым рядом радиальных сквозных отверстий с резьбой для установки стопорных винтов, фиксирующих хвостовик, в кольцевой проточке корпуса. Способ опрессовки устьевой арматуры выполняют следующим образом. Пакер спускают на бурильных трубах. Создают давление в затрубном пространстве. Пакер герметизирует зону опрессовки. После прекращения подачи опрессовочной жидкости манжеты принимают первоначальную форму (Патент РФ № 2152506, опубл. 2000.07.10 - прототип).

Известный способ не описывает условий проведения опрессовки, однако режимы опрессовки являются определяющими при вынесении заключения о герметичности устьевой арматуры.

В предложенном способе решается задача обеспечения достоверности опрессовки устьевой арматуры на скважине.

Задача решается тем, что в способе опрессовки устьевой арматуры на скважине, включающем спуск пакера с приводом на опорной трубе в скважину, постановку пакера и создание давления, согласно изобретению спуск пакера с приводом на опорной трубе проводят со скоростью не более 1 м/с, скважину выше пакера заполняют жидкостью, герметизируют на устье скважины опорную трубу, внутри устьевой арматуры создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с, проводят технологическую выдержку не менее 30 минут, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывают пакер, сливают жидкость над пакером в скважину, удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.

Признаками изобретения являются:

1. спуск пакера с приводом на опорной трубе в скважину;

2. постановку пакера;

3. создание давления;

4. спуск пакера с приводом на опорной трубе со скоростью не более 1 м/с;

5. заполнение скважины выше пакера жидкостью;

6. герметизация на устье скважины опорной трубы;

7. создание внутри устьевой арматуры давления испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с;

8. проведение технологической выдержки не менее 30 минут;

9. оценка изменения давления;

10. заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры;

11. сброс давления в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с;

12. распакеровка пакера;

13. слив жидкости над пакером в скважину;

14. удаление пакера с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-14 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Устьевая арматура после монтажа на скважине должна быть опрессована на максимальное рабочее давление в эксплуатационной колонне. Существующие технические решения по опрессовке устьевой арматуры решают вопрос только с точки зрения оборудования без описания режимов опрессовки. Однако режимы опрессовки являются определяющими при вынесении заключения о герметичности устьевой арматуры, т.е. достоверности опрессовки. В предложенном способе решается задача обеспечения достоверности опрессовки устьевой арматуры на скважине. Задача решается следующим образом.

При работах по опрессовке устьевой арматуры проводят спуск пакера с приводом на опорной трубе со скоростью не более 1 м/с, скважину выше пакера заполняют жидкостью, герметизируют на устье скважины опорную трубу, внутри устьевой арматуры создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с, проводят технологическую выдержку не менее 30 минут, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывают пакер, сливают жидкость над пакером в скважину, удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.

Указанные конкретные цифровые значения подобраны экспериментально как наилучшие для решения поставленной задачи. При этом отсутствуют сбои и обеспечивается наибольшая достоверность опрессовки устьевой арматуры.

При проведении конкретных работ на обсадной колонне монтируют устьевую арматуру, например превентор, задвижки, манометры, обвязку из труб и т.п. В скважину опускают устройство для опрессовки устьевой арматуры, представленное на фиг.1 и 2.

На фиг.1 показано устройство для опрессовки устьевой арматуры на скважине, условно состоящее из устройства для пакеровки и устройства для опрессовки.

Устройство для пакеровки состоит из опорной трубы 1, имеющей сквозной паз 2. На опорную трубу 1 надета опорная тарелка 3, резиновые манжеты 4 и 5, шайба 6, зажимная тарелка 7 и толкатель 8 (см. сечение А-А на фиг.2), проходящий через паз 2 и центрирующийся в зажимной тарелке 7. Опорная труба 1 заглушена заглушкой 9, которая также служит опорой для опорной тарелки 3. В верхней части опорной трубы 1 имеется отверстие 10 для удаления остаточного воздуха в арматуре. С верху толкателя 8 в опорной трубе 1 установлен шток 11, служащий каналом передачи усилия от болта 12 толкателю 8. Гайка 13 соединена с опорной трубой 1 планшайбой 14, испытываемой устьевой арматуры.

Для опрессовки используют пакерующее устройство 15, колонную головку 16 с планшайбой 14, колонный патрубок 17, соединенный с одной стороны с колонной головкой 16 муфтой 18, а с другой стороны, с обсадной колонной скважины 19 муфтой 20. Патрубки 21 колонной головки 16 подсоединены к нагнетательной линии насосного агрегата (не показан).

Пакерующее устройство 15, навинченное на планшайбу 14, опускают со скоростью не более 1 м/с через колонную головку 16 и колонный патрубок 17 в обсадную колонну 19 так, чтобы резиновые манжеты 4 и 5 находились ниже соединения обсадной колонны 19 с колонным патрубком 17, а планшайба 14 упиралась на верхнюю плоскость колонной головки 16. После чего планшайбу 14 закрепляют на колонной головке 16 при помощи шпилек 22. Шпильки 22 не затягивают. После этого затягивают болт 12 с крутящим моментом 200 Н·м по часовой стрелке. Возникшее осевое усилие через шток 11, толкатель 8 и зажимную тарелку 7 прижимает резиновые манжеты 5 и 4 к опорной тарелке 3. Манжеты 5 и 4, в свою очередь, упруго деформируясь, прижимаются к стенке обсадной колонны 20, изолируя нижнюю часть обсадной колонны 19. Отсеченную полость выше манжет 4 и 5 через нагнетательную линию заполняют технологической жидкостью и, после чего, шпильками 22 притягивают планшайбу 14 к колонной головке 16. Таким образом исключается воздушная подушка внутри камеры во время заполнения жидкостью, тем самым, создавая закрытую камеру внутри колонного патрубка 17 и колонной головки 16. Через нагнетательную линию насосного агрегата создают требуемое опрессовочное давление. Скорость подъема давления составляет 0,3-0,5 МПа/с. Проводят технологическую выдержку не менее 30 минут. Оценивают изменение давления. Устьевое оборудование считается герметичным, если падение давления не превысило 5%. Делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры. Сбрасывают давление со скоростью не более 1 МПа/с по нагнетательной линии. Распакеровывают пакерующее устройство путем поворота болта 12 против часовой стрелки, сливают технологическую жидкость в обсадную колонну 19, отворачивают шпильки 22 и извлекают пакерующее устройство 15 вместе с планшайбой 14 из скважины со скоростью не более 1 м/с.

В результате удается определить со 100%-ной достоверностью герметичность устьевой арматуры на скважине.

Пример конкретного выполнения

Выполняют опрессовку устьевой арматуры на нефтедобывающей скважине. Скважина имеет обсадную колонну диаметром 146 мм. На скважине монтируют устройство для опрессовки превентора согласно фиг.1 и 2.

Производят спуск пакерующего устройства 15 с приводом на опорной трубе 1 со скоростью 0,9 м/с. Скважину выше манжет 4 и 5 заполняют водой, герметизируют на устье скважины опорную трубу 1, внутри устьевой арматуры через патрубки 21 создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,4 МПа/с, проводят технологическую выдержку в течение 30 минут, определяют, что давление не изменилось, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью 0,9 МПа/с, распакеровывают пакерующее устройство 15, сливают воду над пакером в обсадную колонну 19, удаляют пакерующее устройство 15 с приводом и опорной трубой 1 из скважины со скоростью не более 0,9 м/с.

В результате удается определить с полной достоверностью герметичность устьевой арматуры на скважине.

Применение предложенного способа позволит повысить достоверность определения герметичности устьевой арматуры при опрессовке.

Способ опрессовки устьевой арматуры на скважине, включающий спуск пакера с приводом на опорной трубе в скважину, постановку пакера и создание давления, отличающийся тем, что спуск пакера с приводом на опорной трубе проводят со скоростью не более 1 м/с, скважину выше пакера заполняют жидкостью, герметизируют на устье скважины опорную трубу, внутри устьевой арматуры создают давление испытания со скоростью подъема давления 0,3-0,5 МПа/с, проводят технологическую выдержку не менее 30 мин, оценивают изменение давления, делают заключение о герметичности или негерметичности устьевой арматуры, сбрасывают давление в устьевой арматуре со скоростью не более 1 МПа/с, распакеровывают пакер, сливают жидкость над пакером в скважину, удаляют пакер с приводом и опорной трубой из скважины со скоростью не более 1 м/с.

Макет фонтанной арматуры - реферат, курсовая работа, диплом

Хочу данную работу! Нажмите на слово скачать

Чтобы скачать работу бесплатно нужно подписаться на нашу группу ВКонтакте! Просто подпишитесь, нажав на кнопку внизу.

Через несколько секунд после проверки подписки появится ссылка на продолжение загрузки работы.

>>>>> Перейти к скачиванию файла с работой
Кстати! В нашей группе ВКонтакте мы бесплатно помогаем с поиском рефератов, курсовых и информации для их написания. Не спешите выходить из группы после загрузки работы, мы ещё можем Вам пригодиться ;)

Сколько стоит заказать работу? Бесплатная оценка

Повысить оригинальность данной работы. Обход Антиплагиата.

Сделать работу самостоятельно с помощью "РЕФ-Мастера" ©
Узнать подробней о Реф-Мастере

РЕФ-Мастер - уникальная программа для самостоятельного написания рефератов, курсовых, контрольных и дипломных работ. При помощи РЕФ-Мастера можно легко и быстро сделать оригинальный реферат, контрольную или курсовую на базе готовой работы - Макет фонтанной арматуры.
Основные инструменты, используемые профессиональными рефератными агентствами, теперь в распоряжении пользователей реф.рф абсолютно бесплатно!

Секреты идеального введения курсовой работы (а также реферата и диплома) от профессиональных авторов крупнейших рефератных агентств России. Узнайте, как правильно сформулировать актуальность темы работы, определить цели и задачи, указать предмет, объект и методы исследования, а также теоретическую, нормативно-правовую и практическую базу Вашей работы.

Как оформить список литературы поГОСТу ?

Согласно Энергетической стратегии главными районами прироста углеводородного сырья будут Западносибирская, Лено-Тунгусская и Тимано-Печорская нефтегазоносные провинции. Поиск, разведка и освоение нефтяных и газовых месторождений на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей являются одним из наиболее перспективных направлений развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленность. Начальные суммарные извлекаемые ресурсы углеводородов морской периферии России составляют, по оценкам, около 100 млрд. т в пересчете на нефть. Основная часть этих ресурсов приходится на шельфы северных морей. С учетом географического распределения прогнозных ресурсов нефти и газа, а также достигнутого уровня геолого-геофизической изученности предполагается ускоренный рост подготовки запасов углеводородов в среднесрочной перспективе в Баренцевом, Карском и Охотском морях, а также в российском секторе Каспийского моря. Поиски новых месторождений нефти и газа должны быть продолжены в нефтегазоносных провинциях со снижающейся добычей нефти Волго-Уральской и Северокавказской. Для достижения намеченной Энергетической стратегией добычи предусматривается ввод новых месторождений на Сахалинском шельфе и шельфах северных морей в Тимано-Печорской и Восточносибирской нефтегазовых провинциях, где имеются значительные запасы нефти, но требуются доразведка и создание инфраструктуры практически с нуля. Перспективная добыча нефти в России будет определяться в основном следующими факторами: уровнем мировых цен на топливо, налоговыми условиями и уровнем применения научно-технических достижений в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Основным нефтедобывающим районом России рассматриваемую перспективу останется Западная Сибирь (рис. 4), хотя ее доля в общей добыче нефти к 2020 г. и снизится до 58-55 против 68% сегодня. Для удержания российских позиций на европейском нефтяном рынке и обеспечения роста экспорта российской нефти на рынки стран АТР и США энергетическая стратегия предусматривает реализацию нескольких масштабных инфраструктурных проектов, один из которых:

- дальнейшее развитие Балтийской трубопроводной системы (БТС) (рис. 5) с увеличением ее мощности до 60 млн. т нефти в год (соответствующее решение Правительства уже принято);

Рис. 2. Сырьевая база нефтяной промышленности России

Рис. 3. Прогноз прироста запасов и добычи нефти по регионам России

Рис. 4. Динамика добычи нефти по регионам и России в целом

Рис. 5. Развитие Балтийской трубопроводной системы

Реализация этих и других инфраструктурных проектов, в том числе предусмотренных Энергетической стратегией, позволит создать транспортную инфраструктуру, необходимую для обеспечения прогнозного роста добычи нефти.

Система среднего и специального образования в нашей стране почти утвердилась как основная форма подготовки квалифицированных рабочих среднего звена и стала высоким фактором формирования политических и социальных качеств мастеров и бригадиров. На производство приходят работники владеющие компьютерной техникой и высокой культурой. Поэтому современные механизмы призваны подготавливать квалифицированных рабочих, способных к быстрой смене труда в условиях постоянной модернизации производственных процессов, владеющих сложными профессиями и способных трудиться в бригадах и быстро адаптироваться на предприятии. Совершенствование системы среднеспециального образования и ускорения учебно-воспитательного процесса требует перехода на путь интеграции профессии и подготовки квалифицированных кадров по ведущим мировым профессиям, особенно смежных специальностей.

В этих условиях возникает острая проблема, необходимость создания учебно-материальной базы производственного обучения, интенсификация учебного процесса, техническое перевооружение с рациональным использованием всех возможностей для получения необходимых знаний и навыков по иной профессии.

Для этого необходимо обеспечить все учебные кабинеты, мастерские техникума и других учебных заведений наглядными пособиями.

1. Назначение модели

Фонтанирование нефтяной скважины - это процесс движения нефти от её забоя к устью, происходящий под действием пластовой энергии.

Естественное фонтанирование нефтяной скважины возможно лишь при условии, если ее забойное давление больше гидростатического давления, создаваемого на забой весом столба газонефтяной смеси, поднимающейся к устью. Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин наиболее экономичен и выгоден.

Выбрав темой диплома данный способ эксплуатации и наглядно продемонстрировав макет фонтанной арматуры крестового типа, я закреплю свои знания, а также обеспечу учебный кабинет техникума наглядным пособием.

Модель-макет фонтанной арматуры крестового типа предназначен в качестве наглядного пособия в обучении студентов. Наглядные пособия способствуют повышению качества знаний студентов, помогают преподавателю объяснить конструкцию, принцип действия оборудования и, кроме того, наглядно показать его работу. В результате у студентов улучшается усвоение материала.

Модель позволяет преподавателю объяснить материал, не совершая экскурсии на предприятие. А также позволит сэкономить массу времени на прохождение изучаемого материала.

Модель макет фонтанной арматуры крестового типа состоит из трубной головки и фонтанной елки. Вся арматура смонтирована на деревянном основании и хорошо закреплена во избежание падения. На основание сначала крепится трубная головка состоящая из крестовины, кранов и манометра, затем переводная катушка (патрубок с внутренней резьбой) и фонтанная елка которая состоит из крестовины, кранов и манометра.

В мире существуют также и другие арматуры фонтанного типа. Арматура тройникового типа (рис. 7), ее отличие от арматуры крестового типа (рис. 6) в том, что на фонтанной елке отсутствуют крестовины, вместо них используются тройники. А также крестовая арматура по высоте меньше тройниковой; это облегчает ее обслуживание.

Фонтанную арматуру изготовляют для однорядного и двухрядного подъемников. Фонтанные трубы при оборудовании скважин под однорядный подъемник подвешивают к переводной катушке, ввинчивая их непосредственно в нарезанный нижний конец катушки или при помощи специальной переводной втулки.

Арматура для двухрядного подъемника отличается от описанной лишь тем, что к этой схеме добавляется тройник с задвижкой на боковом отводе, который устанавливают на верхний фланец крестовика. Тогда катушку устанавливают на добавляемый к схеме тройник.

Рис. 6. Фонтанная арматура крестового типа для однорядного подъемника

Рис. 7. Фонтанная арматура тройникового типа для двухрядного подъемника

3. Назначениеузлов модели

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка предназначена для подвешивания фонтанных труб и герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной. Устройство трубной головки позволяет при помощи обвязки (системы трубопроводов с задвижками) соединять кольцевые пространства между трубами первого и второго рядов и между трубами первого ряда и эксплуатационной колонной с каким-либо оборудованием (насосом, компрессором). Переводная катушка предназначена для подвешивания фонтанных труб.

Фонтанная елка предназначена для контроля и регулирования фонтанной струи, направления ее по тому или иному выкиду и в случае необходимости для закрытия скважины.

В фонтанной арматуре уплотнение между фланцами осуществляется овальным кольцом из мягкой стали.

Для регулирования фонтанной струи и направления ее в выкидные линии служат задвижки или краны, установленные на боковых отводах крестовин или тройников.

На выкиде после задвижки или крана помещают специальную болванку со сквозным отверстием или шайбу называемую штуцером (рис. 8 и 9). С его помощью поддерживают заданный режим работы скважины, заключающийся в рациональном расходовании пластовой энергии, т.е. в установлении путем регулирования струи такого суточного дебита скважины, который обеспечивал бы длительное и бесперебойное фонтанирование с наибольшей добычей нефти за этот период.

Также помимо сменяемых забойных штуцеров, за рубежом широко применяют и другие сменяемые приборы, например предохранительные клапаны. Предохранительный освобождающийся клапан действует мгновенно.

Он приспособлен для установления определенной нормы течения продукции (дебита) скважины; если фонтанная струя по каким-либо причинам увеличится, клапан закроется и фонтанирование по подъемным трубам прекратится.

Наблюдение за работой фонтанных скважин ведется по показаниям двух манометров, установленных на каждой скважине. Верхний манометр предназначен для замера давления на устье скважины, которое называется буферным. По нижнему манометру, устанавливаемому на крестовике трубной головки, определяется затрубное давление.

Рис. 8. Штуцер сураханского типа для скважин, дающих нефть с песком

Рис. 9. Быстросменный штуцер для скважин, не имеющих в нефти песка

4. Техпроцессизготовления модели

Для изготовления модели мне понадобилось: краны, мет. переходники с резьбой с обеих сторон, спилы, гвозди, гайки, манометры, кусок деревянной доски под основание, сварка, краска синяя и красная (0,5 л).

1. изготовление основания для устойчивости и фиксации арматуры в целом.

2. изготовление крестовин при помощи сварки.

3. покраска всех деталей модели.

5. Классификацияфонтанной арматуры

Фонтанные арматуры классифицируются по конструктивным и прочностным признакам:

1. по рабочему давлению.

Тройниковая и крестовая фонтанные арматуры выпускаются на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70, 100 МПа. В зависимости от ожидаемого давления при эксплуатации на устье скважины устанавливают фонтанную арматуру, рассчитанную на данное рабочее давление.

2. по схеме исполнения.

Рис. 10. Типовые схемы фонтанных арматур

3. по числу спускаемых в скважину рядов труб.

Диаметр и длину колонны подъемных труб устанавливают для каждого пласта опытным путем, исходя из ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Условные диаметры подъемных труб от 33 до 114 мм.

Различают однорядные и двухрядные подъемники. Применение двух рядов труб в фонтанных скважинах позволяет более рационально использовать энергию расширяющегося газа и предотвращать образование песчаных пробок на забое.

Обычно в фонтанные скважины спускают одноразмерную колонну, чаще из труб диаметром 73 мм или же ступенчатую колонну из комбинации труб диаметром (в мм): 114 и 89; 114 и 73; 114,89 и 73; 102,89 и 73; 89 и 73 и др.

4. по конструкции запорных устройств.

К запорным устройствам относятся пробковые краны (рис. 12) или прямоточные, клиновые задвижки (рис. 11). Минус клиновых задвижек в их недостаточной герметичности.

Особенности прямоточной задвижки в том, что при движении потока через нее нефть и газ не соприкасаются с уплотняющими поверхностями, благодаря чему достигается крайне незначительный их износ.

По сравнению с клиновой задвижкой проходной пробковый кран обладает большей коррозионной стойкостью, имеет меньший габаритный размер и меньшую массу.

5. по размеру проходного сечения ствола арматуры и боковых отводов.

Диаметры проходных сечений от 50-150 мм. Диаметры боковых отводов от 50-100 мм.

Рис. 11. Прямоточная задвижка

Рис. 12. Пробковый кран

6. Расчет параметров фонтанного подъемника

Фонтанирование скважины возможно при определенном технологическом режиме, который характеризуется величинами дебита Q, забойного р₃, устьевого р₂ и затрубного р_затр давлений. С течением времени по мере отбора нефти из залежи изменяются условия разработки, а значит и условия фонтанирования: изменяются пластовое р_пл, забойное р₃ давления, дебит Q, увеличивается обводненность п_в и т.д. Поэтому с течением времени подъемник следовало бы заменить. Однако с одной стороны в начальный период имеется большой избыток пластовой энергии, показателем которого является величина устьевого давления р₂. С другой стороны, замена подъемника (НКТ) в скважине является сложным, дорогостоящим и в большинстве отрицательно влияющим на ее продуктивность процессом. Поэтому подъемник проектируют на весь период фонтанирования. При этом рассчитывают фонтанный подъемник для конечных условий фонтанирования при оптимальном режиме, а затем проверяют на пропускную способность для начальных условий при максимальном режиме.

Если рассчитанный подъемник не может пропустить начальный дебит, то его пересчитывают для начальных условий при максимальном режиме. Обычно расчету подлежат длина L и диаметр d фонтанных труб и минимальное забойное давление фонтанирования р_3min. Остальные величины задают или определяют из других соображений. Например, при комплексном проектировании дебит Q определяют в результате гидродинамических расчетов процесса разработки нефтяной залежи.

В основу расчета фонтанного подъемника положены условия фонтанирования скважин разного типа.

СкважиныIтипа. В этом случае используют условие артезианского фонтанирования по формуле (9.13). Из формул (9.7) и (9.13) следует, что чем меньше длина труб L и больше диаметр d, тем меньше потери давления на трение ?р_тр и, как результат, меньше забойное давление р₃ и больше дебит Q, то есть в скважину лучше вообще не спускать НКТ, а эксплуатировать ее по стволу.

где ? - коэффициент гидравлического сопротивления; ? - скорость движения жидкости в трубах (определяется как частное деления расхода жидкости на площадь сечения трубы).

где n - показатель режима фильтрации жидкости; К₀ - коэффициент пропорциональности в уравнении потока.

Однако, исходя из технологических соображений, спускают фонтанные трубы небольшой длины и максимально возможного диаметра при заданной эксплуатационной колонне. Этим обеспечивается возможность различных промывок в скважине, замены жидкостей при освоении или глушении, проведение других технологических операций, уменьшение коррозии эксплуатационной колонны и т.д.

При наличии песка в продукции (песочные скважины) трубы спускают до нижних отверстий перфорации (фильтра), а при наличии парафина - до глубины отложений парафина в стволе и т.д.

Тогда из формулы (9.13) определяют дебит скважины Q и соответствующее минимальное забойное давление фонтанирования р_3min. Для расчета обводненность продукции n_в конца фонтанирования целесообразно обосновать технико-экономическими расчетами. СкважиныIIиIIIтипов. В фонтанных скважинах типа II башмак НКТ должен быть там, где начинается выделение газа из нефти, а в скважинах III типа НКТ спускают до верхних отверстий фильтра. Расчет длины фонтанных труб L и минимального забойного давления фонтанирования р_3min выполняется с использованием условия газлифтного фонтанирования. Отметим, что диаметром труб d при выполнении этого расчета задаемся в зависимости от дебита Q (при р₃ ? 6 МПа): Q, т/сут 10-20 20-50 50-100 100-200 >200 d, мм (условный) 43 60 73 89 102.

Обычно принимают условный диаметр 73 мм, так как диаметр мало влияет на результат расчета L и р_3min .

Если длину L и диаметр d задают из других соображений, то из условия газлифтного фонтанирования можно вычислить обводненность п_в конца фонтанирования.

Диаметр фонтанных труб для скважин II и III типов рассчитывают из формулы продуктивности Л.П. Крылова (9.36) при оптимальном режиме для конца фонтанирования, то есть

Дебит конца фонтанирования Q_K= Q_опт и обводненность принимают по проекту разработки. Давление р₂ рассчитывают из условия нефтегазосбора продукции.

Если вычисленный диаметр труб не равен стандартному, то принимают ближайший меньший стандартный диаметр. Иногда рассчитывают ступенчатую колонну труб по формулам

Рассчитанный диаметр НКТ должен обеспечить отбор в начале периода фонтанирования Q_нач. который имеем по комплексному проекту разработки. Поэтому подъемник проверяют на максимальную подачу Q_max по формуле А.П. Крылова (9.35) для условий начала фонтанирования.

Неизвестное устьевое давление р₂ в начале фонтанирования определяем для расчета из условия газлифтного фонтанирования при максимальном режиме:

Обычно в начале фонтанирования n_в =0. Соотношение (9.57) решаем графоаналитически или методом итераций.

Если Q_max ?Q_нач. то спускают трубы диаметром d_к, который удовлетворяет конечным и начальным условиям фонтанирования. Если Q_max <Q_нач. то проводят перерасчет диаметра на начальные условия из формулы максимальной продуктивности Л.П. Крылова (9.35), в которой принимают Q_max =Q_нач. то есть

Если диаметр d_нач. не совпадает со стандартным диаметром, то принимают ближайший больший стандартный диаметр или аналогично - ступенчатую колонну труб.

Если диаметр d_нач окажется больше максимально возможного диаметра труб, которые можно спустить в данную эксплуатационную колонну, то решают вопрос возможности фонтанирования скважины по трубам и затрубному пространству. Возможность эксплуатации по затрубному пространству может исключаться при отложениях парафина, солей в стволе, поступлении песка из пласта и т.д.

7. Возможные неисправности фонтанной арматуры и способы их устранения

Прекращение фонтанирования скважин может быть вызвано следующими причинами: снижением пластового давления, обводнением скважины и засорением подъемных труб или выкидных линий. В каждом случае наблюдаются свои характерные изменения в работе скважины.

Снижение пластового давления сопровождается постепенным снижением буферного давления и дебита скважины. В первое время обычно удается сохранить отбор нефти из скважины неизменным, увеличивая диаметр штуцера, по когда буферное давление становится равным 2-4 кГ/см2, эта мера не помогает, дебит скважины продолжает снижаться, а ее работа становится неровной - возникает пульсация буферного давления, связанная с увеличенным выделением газа в верхней части подъемных труб. Особенно заметно это явление в скважинах, вскрывших пласты малой мощности.

В этот период полезно применять штуцер несколько уменьшенного диаметра; дебит скважины сократится от этого незначительно, но пульсация станет менее резкой и обслуживание скважины облегчится.

Обводнение фонтанных скважин сопровождается в основном теми же явлениями, какие наблюдаются при снижении пластового давления. Точно так же наблюдаются постепенное снижение буферного и затрубного давления, сокращение дебита, а в дальнейшем возникают пульсации давления. Эти явления вызываются увеличением противодавления на пласт вследствие скопления на забое скважины пластовой воды, а также увеличения веса столба газонефтяной смеси в подъемных трубах (к устью скважины нефть движется с многочисленными капельками воды).

Содержание воды в нефти, при котором прекращается фонтанирование скважины, может быть различным и в зависимости от конкретных условий данной залежи изменяется от 2-5 до 30-40%. Длительное время могут фонтанировать обводняющиеся скважины, расположенные в приконтурной части залежей, которые эксплуатируются с поддержанием пластового давления.

При прогрессирующем обводнении скважины она начинает фонтанировать периодически с длительными перерывами. Фонтанирование прекращается в моменты, когда гидростатическое давление столба воды, скопившейся па забое, и столба газонефтяной смеси в подъемных трубах в сумме превышает забойное давление. После этого приток нефти в скважину прекращается, но происходит медленное замещение столба воды в скважине нефтью, которая проникает из нефтеносной зоны пласта и всплывает в верхнюю часть скважины.

Если в этот период скважина открыта, уровень жидкости в ней под действием притока нефти постепенно поднимается до устья и скважина начинает переливать.

При закрытой скважине в верхней части подъемных труб и затрубного пространства образуется газовая подушка, а вся остальная часть их постепенно заполняется нефтью, которая вытесняет воду в пласт. При длительной остановке скважины возможно полное замещение столба воды нефтью, и если открыть такую скважину, то она снова будет фонтанировать в течение нескольких часов или далее суток, пока на забое опять не скопится вода. Такой процесс замещения воды нефтью происходит иногда и в полностью обводнившихся скважинах, дальнейшая эксплуатация которых была признана нецелесообразной. Нефть, оставшаяся в порах обводнившегося пласта, медленно, в течение нескольких месяцев проникает в скважину, замещая в ней воду. В результате этого на устье скважины со временем может возникнуть значительное давление. Чтобы не допустить выброса нефти, устье таких скважин должно быть надежно герметизировано.

Фонтанирование обводняющихся скважин можно продлить, удалив столб воды на забое. Поэтому обычно не ждут, когда в скважине произойдет естественное замещение воды нефтью, а производят промывку, закачивая в затрубное пространство чистую безводную нефть, которая выталкивает воду с забоя скважины в подъемные трубы и затем на поверхность.

При медленном увеличении содержания воды в продукции скважины и высоком пластовом давлении промывка является эффективным методом. После промывки скважина продолжает фонтанировать в течение нескольких недель. Но все же эта мера является временной, так как обводнение скважины приконтурной водой представляет естественный процесс, и со временем неизбежен перевод скважины с фонтанного способа эксплуатации па механизированный или же ее капитальный ремонт с целью изоляции обводнившейся части пласта.

Засорение подъемных труб и прекращение фонтанирования по этой причине возможно при эксплуатации залежей, сложенных слабосцементированными песчаниками, и при добыче парафинистой нефти.

В первом случае в период, когда снижается дебит скважины, пли в момент, когда скважина останавливается, песок, поступающий из пласта, вследствие снижения скорости потока начинает осаждаться в подъемных трубах, образуя в их нижней части песчаную пробку, которая закрывает доступ нефти.

Образование песчаной пробки отмечается повышением затрубного давления и резким снижением буферного давления при одновременном сокращении дебита скважины. При появлении таких признаков нужно срочно принимать меры к восстановлению нормальной работы скважины и прежде всего следует восстановить циркуляцию жидкости через подъемные трубы. Для этого в затрубное пространство подкачивают чистую нефть. Положительный результат может быть достигнут и при некотором увеличении дебита скважины.

Частичное или полное засорение подъемных труб возможно и при добыче парафинистой нефти.

Обычно приходится иметь дело не с чисто парафиновыми пробками, а с пробками, возникшими в результате обрыва и заклинивания скребков и других приспособлений для очистки парафина в интервале, где его отложения достигли наибольших размеров. Скребок или другой инструмент, застрявший в отложениях парафина и уплотнивший их, почти полностью закрывает проходное сечение подъемных труб, что сопровождается резким снижением дебита скважины и буферного давления, а также заметным повышением затрубного давления.

Устранение такой пробки представляет большие трудности; приходится останавливать скважину, поднимать подъемные трубы и очищать их на поверхности. Поэтому при обслуживании фонтанных скважин, в которых наблюдаются отложения парафина, нужно принимать все меры по обеспечению нормальной работы оборудования, предназначенного для удаления отложений парафина.

Нарушение и прекращение фонтанирования скважины может произойти также при засорении штуцера п выкидных линий. В этих случаях отмечается резкое повышение буферного давления при одновременном снижении дебита. Наиболее часто засоряются штуцеры небольшого диаметра. Причиной засорения обычно являются крупные частицы породы или цемента, оставшиеся на забое скважины, или различный мусор, попавший в скважину при некачественной промывке. Иногда штуцер засоряется комочками твердого парафина. Засорение выкидных линий чаще случается в холодное время года и вызывается обычно интенсивным отложением парафина в участке выкидной линии за штуцером. Это нарушение устраняется нагревом выкидных линий паром или же путем механической очистки.

В холодное время года при эксплуатации скважин, недавно вышедших из бурения, когда из скважины газонефтяным потоком выносится пресная или недостаточно осолоненная вода, выкидные линии могут засоряться льдом. Это обстоятельство необходимо иметь в виду и не допускать длительных простоев скважин, а неработающую выкидную линию следует освобождать от жидкости, выпуская ее через фланцевые соединения обвязки, расположенные в пониженных местах.

Арматура, устанавливаемая на фонтанирующие скважины, истирается песком, выносимым вместе с жидкостью из скважины. Наибольшее истирание происходит в тройниках (крестовинах) елки (в местах поворота фонтанной струи), запорных поверхностях корпуса и клина задвижки.

8. Техника безопасности, охрана окружающей среды

Важные условия безопасности и нормальной эксплуатации фонтанных скважин - соблюдение технологического режима. Для этого должен быть установлен тщательный контроль за всеми проявлениями в скважине и изменениями ее работы. Нарушение режима может привести к открытому фонтанированию.

Фонтанные скважины оборудуют спрессованной фонтанной арматурой, для предотвращения открытого фонтанирования применяют клапаны-отсекатели, а у фонтанной арматуры устанавливают площадку с лестницей и перилами.

Для измерения буферного давления и давления на затрубном пространстве на фонтанных скважинах должны стационарно устанавливаться манометры с трехходовыми кранами. Трехходовой кран позволяет снимать манометр при стравленном давлении.

Перед сменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо перевести поток с рабочего на резервный выкид, закрыть задвижку на рабочем выкиде, затем снизить давление в струне за штуцером до атмосферного при помощи вентиля, установленного на линии.

Снижать затрубное давление газа разрешается только при помощи штуцера через вторую от крестовика задвижку при открытой первой.

Обвязку скважины и аппаратуры следует отогревать только паром или горячей водой. Нефтепроводы высокого давления должны прокладываться из безшовных стальных труб, соединенных сваркой.

При нарушении герметичности оборудования происходит утечка нефти и газа, загрязняется территория, возникает опасность пожара и отравления нефтяным газом. Поэтому негерметичности должны быть своевременно ликвидированы, а территория должна содержаться в чистоте.

Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовок оформляются актами.

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

Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 200 С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 тыс. м 3 /сут газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакеp и клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.)

Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном-отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.

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

На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80°С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы. Устройство шахтных колодцев на устье скважины не допускается. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т.п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.

После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление. Станцию управления фонтанной арматурой газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30-35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.

Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

Мероприятия по охране окружающей среды на нефтяных и газовых промыслах.

Охрана окружающей среды - это система мероприятий по предотвращению или устранению загрязнения атмосферы, воды и земель, то есть природной среды.

Основная часть загрязнителей атмосферы - газ из трубопроводов и резервуаров. Для уменьшения загрязнения воздуха на нефтяных и газовых промыслах предусматривают различные технологические и организационно-технические мероприятия. Им уделяется особое внимание на месторождениях, в газе которых содержится сероводород (Астраханское - до 30%; Саратовское - до 6,1%; Оренбургское - до 4,7% и др.). К основным таким мероприятиям относят:

правильный выбор материала для оборудования, трубопроводов и арматуры;

герметизация систем добычи, транспорта и промысловой подготовки газа и газоконденсата;

применение систем автоматизации, обеспечивающих аварийное отключение оборудования и установок без разгерметизации оборудования;

применение в качестве топлива и для технологических нужд газа, прошедшего осушку и сероочистку;

применение закрытой факельной системы для ликвидации выбросов сероводорода при продувке скважин, трубопроводов, при ремонте с последующим его сжиганием в факелах; уменьшение продолжительности продувок.

Для уменьшения загрязнения атмосферы углеводородными компонентами предусматривают сжигание газа в факелах, оборудованных огнепреградителями.

Для уменьшения выбросов сероводорода и углеводородов с поверхностей испарения, из резервуаров рекомендуют использовать нефтеловушки закрытого типа и с отсосом на сжигание, системы улавливания паров и др.

Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и газоконденсата при повреждении трубопроводов и их утечках через неплотности в оборудовании. Загрязнение больших площадей возможно при фонтанировании нефти. Нефть просачивается в грунт и загрязняет грунтовые воды. При этом разрушается структура почвы, нарушается корневое питание растений. Для локализации и предотвращения перемещения разлитой нефти своевременно создают различные заграждения.

Объекты нефтяных и газовых промыслов характеризуются большой рассредоточенностью. Поэтому приходится разрабатывать и выполнять различные мероприятия по лучшему использованию земель, предотвращению потрав сельскохозяйственных угодий. Предусматривается увеличение плотности застройки промысловых территорий, использование однотрубных систем сбора и транспорта продукции, прокладка трубопроводов и коммуникации одинакового назначения параллельно, в одной траншее, группирование скважин в кусты и использование наклонно-направленного бурения. На участках временного пользования, например, прокладки трубопровода, осуществляется рекультивация (восстановление) земель. Плодородный слой снимают, складируют и после выполнения технологических работ снова возвращают на прежнее место.

9. Технико-экономическое обоснование проекта

Для того, чтобы определить экономическую эффективность производства модели, необходимо определить стоимость работ. Для расчета стоимости материалов и комплектующих изделий составим смету.

Таблица 1. Расчет материалов и комплектующих изделий