Контроль скважин. Предупреждение газонефтеводопроявлений при КРС

Размещено на http://www.allbest.ru

Министерство образования и науки РФ

Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Реферат на тему:

“ Контроль скважин. Предупреждение газонефтеводопроявлений при КРС”

Составил ст.гр. ГБ-06-01

Ахтареев Д.А.

Проверил преподаватель

Трушкин Б.Н.

Уфа 2010

Содержание

Введение

Основные понятия

Виды проявлений. Причины ГНВП

Категория скважин по опасности возникновения ГНВП

Основные признаки ГНВП

Действия персонала при ГНВП и ОФ

Технико-технологические требования по предупреждению ГНВП

Противовыбросовое оборудование 

Типовые схемы оборудования устья скважины ПВО

Используемая литература

скважина газонефтеводопроявление противовыбросовое оборудование

Введение

Открытые Фонтаны всегда были и остаются в настоящее время самыми тяжелыми авариями при бурении и ремонте скважин. Как правило, открытые фонтаны сопровождаются многими последствиями.

Такими как:

* потеря оборудования;

* непроизводственные материальные и трудовые затраты;

* загрязнение окружающей среды (разливы нефти или

минерализованной воды, загазованность и др.);

* перетоки внутри скважины, вызывающие истощение

месторождения и загрязнение вышележащих горизонтов;

* случаи человеческих жертв.

Несмотря на совершенствование противовыбросового оборудования и технологию проводки, освоения и ремонта скважин количество открытых фонтанов и убытки от них сокращаются медленно. Чаще всего причиной этого является отсутствие должного контроля за поведением скважины, без которого невозможно определить начало ГНВП и своевременно принять меры по его ликвидации, а так же неграмотные работы по глушению проявления.

Каждый открытый фонтан проходит стадии:

* Начала ГНВП, когда в ствол скважины только начинает поступать флюид из пласта.

* Подъем флюида по стволу скважины и выброс, если устье оказалось незагерметизированным.

Нормальная ликвидация проявления может быть только в том случае, если его обнаружение и герметизация произошли на первом этапе - начале поступления флюида из пласта т.е. произвести раннее обнаружение начала ГНВП.

Основные понятия

ГНВП - это поступление пластового флюида (газ, нефть, вода, или их смесь) в ствол скважины, не предусмотренное технологией работ при ее строительстве, освоении и ремонте.

Выброс - кратковременное, интенсивное вытеснение из скважины порции бурового раствора энергией расширяющегося газа.

Открытый фонтан - неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения ПВО, или негерметичности запорного оборудования или грифонообразования.

Грифон - канал, связывающий ствол скважины с атмосферой, по которому происходит ГНВП.

Газонефтеводопроявления прежде всего влияют на увеличение времени ремонта, затраты на материалы и технику. А переход ГНВП в открытое фонтанирование может привести к потере оборудования, гибели людей а так же к большим материальным затратам, связанным с ликвидацией фонтана и его последствий.

Виды проявлений. Причины ГНВП

Проявления подразделяются на три вида по состоянию вещества флюида: газопроявление, нефтеводопроявление и газонефтеводопроявлепие.

Газопроявление наиболее опасно.

Повышенная опасность газопроявления объясняется следующими свойствами газа:

* Способностью газа проникать в интервале перфорации в скважину и образовывать газовые пачки.

* Способностью газовых пачек к всплытию в столбе жидкости с одновременным расширением и вытеснением ее из скважины.

* Способностью газовой пачки к всплытию в загерметизированной скважине, сохраняя первоначальное (пластовое) давление.

Нефтеводопроявления возникают медленнее, чем газопроявления. Основная опасность состоит в трудности отвода от устья разливающейся нефти или пластовой воды и загрязнения рабочей зоны.

Газонефтеводопроявления включают в себя признаки и газопроявления и жидкостного проявления, поэтому их ликвидация наиболее трудна.

Основными причинами возникновения газонефтеводопроявлений при ремонте скважин являются:

Недостаточная плотность раствора «следствие ошибки при составлении плана работ или несоблюдения рекомендуемых параметров раствора бригадой текущего, капитального ремонта и освоения скважин.

* Недолив скважины при спуско-подьемных операциях.

* Поглощение жидкости, находящейся в скважине.

* Глушение скважины перед началом работ неполным объемом или не выдержка рекомендуемого времени отстоя между циклами.

* Уменьшение плотности жидкости в скважине при длительных остановках за счет поступления газа из пласта.

* Нарушение технологии эксплуатации, освоения и ремонта скважин.

* Длительные простои скважины без промывки (Более 36 часов).

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

Причины перехода газонефтеводопроявлений в открытые фонтаны:

* Недостаточная обученность персонала бригад освоения, ремонта скважин и инженерно-технических работников предприятий приемам и методам предупреждения и ликвидации газонефтеводопроявлений.

* Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

* Некачественное цементирование обсадных колонн.

* Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.

* Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.

* Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.

Категория скважин по опасности возникновения ГНВП

По степени опасности возникновения газонефтеводопроявлений скважины подразделяются на категории.

Первая категория:

газовые скважины, независимо от величины пластового давления;

нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м'/м3;

нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков;

нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;

нефтяные скважины с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %

нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку менее года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %;

нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности;

нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.

Вторая категория :

нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор более 100 м^м3, но менее 200 м'/м3;

нагнетательные скважины со сроком ввода под закачку более года с пластовым давлением превышающим гидростатическое более чем на 10 %.

Третья категория :

нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического и газовый фактор менее 100 м^м3;

нагнетательные скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых превышает гидростатическое не более чем на 10 %.

Ранним обнаружением ГНВП считается обнаружение увеличения объема притока пластового флюида в ствол скважины.

Основные признаки ГНВП

РАННИЕ

Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.

Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.

Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях

ПОЗДНИЕ

Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

Появление флюида на устье скважины.

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».

В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.

Действия персонала при ГНВП и ОФ

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении газонефтеводопроявления.

Первый, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.

Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик (старший оператор) обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона.

Установить наблюдение за давлением на эксплуатационную колонну.

Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера или ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану.

Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана.

* Остановить двигатели внутреннего сгорания.

* Отключить силовые и осветительные линии электропитания.

* Отключить электроэнергию в загазованной зоне.

* Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины.

* Прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование.

* Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне.

* Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана.

* Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны;

* Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы.

* При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения.

Технические средства и приборы раннего обнаружения газонефтеводопроявлений

Исходя из признаков ГНВП бригады оснащаются следующими приборами и средствами для обнаружения ГНВП:

* Уровнемеры различных конструкций.

* Приборы для определения плотности жидкости.

* Приборы для определения изменения давления.

* Приборы для определения изменения веса инструмента в скважине.

Технико-технологические требования по предупреждению ГНВП

В целях предупреждения нефтегазопроявления при текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определенного удельного веса - "жидкость глушения", свойства которой должны отвечать следующим требованиям: - жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды;

- жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм/год;

- жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях;

- жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной;

жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании;

- содержание мех. примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг/л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.

Определение плотности жидкости глушения.

Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%.

сжг=Кз*(Рпл*102)/(Н*9,81)

где: сжг - плотность жидкости глушения, г/см3;

Рпл - текущее пластовое давление, атм;

Кз - коэффициент запаса, равный 1.10 (при Н<1200м) и 1,05 (при Н>1200);

Н - глубина скважина до кровли пласта или ВНК, м.

Коэффициент запаса (величиной Ц)-5% от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины - от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.

* Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м ) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ,

* При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.

* На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) - с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:

Рпл= ((Н*сжг)/10)+Ризб

где: Ризб - избыточное давление на устье скважины, атм.

На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

Как правило, для глушения используется пластовая вода или специально приготовленная вода (утяжеленная) на основе хлорида кальция СаС1з. Реже используется пресная вода.

Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на 0,02 г/см3.

Подготовительные работы к глушению скважины.

- Скважина останавливается и разряжается, проверяется исправность запорной арматуры.

- Определяется величина текущего пластового давления.

- Производится расчет необходимой плотности жидкости глушения и материалов для ее приготовления.

- Готовится требуемый объем жидкости глушения соответствующей плотности с учетом аварийного запаса.

- Расставляются агрегат и автоцистерны, производится обвязка оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое в 1.5 раза. Нагнетательная линия оборудуется обратным клапаном.

- Проверятся наличие циркуляции в скважине, и принимается решение о категории ремонта.

Технология глушения скважины

- Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения заканчивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.

- Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

- Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт.

- Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при ее прокачивании на поглощение.

- При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле.

tотстоя =Нсп/Vотстоя

где Vотстоя - относительная скорость замещения жидкостью глушения скважинной жидкости в условиях отстоя (равная 144м/час или 4 см/сек);

Признаком окончания цикла глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины

- При глушении скважин с высоким газовым фактором (более 200 м^м3), и с пластами имеющими поглощающие интервалы должна предусматриваться закачка в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости или ВУС. При интенсивном поглощении используются нефтеводо -кислоторастворимые наполнители-кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.

Противовыбросовое оборудование

Противовыбросовое оборудование (ОП) представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Область применения противовыбросового оборудования - строительство и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.

Основная задача комплекса: сохранение находящегося в скважине бурового раствора и проведение операций по его замещению (глушение скважины) другим с требуемыми параметрами.

Комплекс противовыбросового оборудования обеспечивает проведение следующих работ:

герметизацию скважины, включающую закрывание -- открывание плашек (уплотнителя) без давления и под давлением;

спуск-подъем колонны бурильных труб при герметизированном устье, включая протаскивание замковых соединений, расхаживание труб, подвеску колонны труб на плашки и удержание ее в скважине плашками при выбросе;

циркуляцию бурового раствора с созданием регулируемого противодавления на забой и его дегазацию;

оперативное управление гидроприводными составными частями оборудования.

Превентор универсальный позволяет герметизировать любую часть бурильной колонны, проводить расхаживание, проворачивание (на гладкой части трубы), протаскивание замковых и муфтовых соединений при герметизированном устье, а также перекрывать скважину в случае отсутствия в ней колонны труб (рис. 1).

Рис. 1. Превентор универсальный ПУ-1-180Ч35К: 1 -- крышка; 2 -- уплотнение крышки; 3 -- уплотнитель; 4 -- корпус; 5, 7, 9 -- манжеты; 6 -- плунжер; 8 -- втулка; 10 -- камера обогрева

Основные детали превентора - корпус 4, крышка 1, уплотнитель 3, плунжер 6, втулка 8, манжеты 5, 7, 9 и уплотнение 2 крышки.

Корпус и крышка представляют собой стальные литые или кованые детали, соединенные при помощи прямоугольной резьбы.

На боковой поверхности корпуса предусмотрены отверстия для подвода жидкости от установки гидравлического управления и ушки для подъема превентора и крепления его на устье скважины.

Уплотнитель - массивное резиновое кольцо, армированное металлическими вставками, придающими уплотнителю жесткость и предохраняющими от вытекания резины в процессе эксплуатации.

Плунжер ступенчатой формы с центральным конусным отверстием, в котором установлен уплотнитель.

Плунжер, корпус и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры, изолированные манжетами. Эти камеры через отверстия в корпусе соединены с установкой гидравлического управления. Нижняя (запорная) камера а предназначена для закрытия превентора, а верхняя (распорная) б - для его открытия (см. рис. 5.57).

При нагнетании масла под давлением в запорную камеру плунжер движется вверх, обжимает уплотнитель, резиновое кольцо и вставки, которые перемещаются при этом к центру скважины и герметизируют любую часть колонны, оказавшуюся в зоне уплотнителя, или перекрывают скважину при отсутствии в ней колонны труб.

При нагнетании масла в распорную камеру закрытого превентора плунжер из верхнего положения перемещается вниз, вытесняя жидкостъ из запорной камеры в сливную линию установки гидравлического управления. Уплотнитель при этом разжимается и принимает первоначальную форму.

Управление превентором - дистанционное гидравлическое.

Для работы в зимнее время превентор оснащен камерой обогрева 10.

Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии или отсутствии в скважине труб. Применяются для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах. Плашечные превенторыобеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье в пределах длины между замковыми или муфтовыми соединениями, подвеску колонны труб на плашки и ее удержание от выталкивания под действием скважинного давления.

Превентор с гидроуправлением

Плашечные превенторы (рис. 2, 3) поставляются в комплекте противовыбросового оборудования или "россыпью".

Рис. 2. Плашечный превентор с гидроуправлением 
1 - корпус; 2 - резиновые прокладки; 3 - винты; 4 - откидные крышки; 5 - гидроцилиндр; 6 - поршень; 7 - шток; 8 - коллектор; 9 - трубопровод; 10 - паропроводы; 11 - резиновые уплотнения плашек; 12 - сменные вкладыши; 13 - корпус плашки; 14 - фиксирующий винт.

Превентор плашечный сдвоенный

Рис. З. Превентор плашечный сдвоенный (Ду =180 мм, ру = 70 МПа) 
1 - корпус; 1А - фланец корпуса; IE - боковые отводы из под плашек с фланцами; 2 -крышка; 3 -- промежуточный фланец корпуса; 4 -- поршень гидроцилиндра; 5 -- гидроцилиндр; 6 - поршень для открытия крышки; 7 - поршень для закрывания крышки; 8 - цилиндр для открытия крышки; 9 - болт крышки; 10 - корпус фиксатора плашки; 11 - фиксатор плашки; 12, 14 -- шпильки; 13 -- болт крепления крышки и промежуточного фланца корпуса; 15 - гайка; 16А - обратный клапан с уплотнением; 16В - втулка с уплотнением; 16С -пробка с уплотнением; 16D, Е, F, I, О, К, L, M, N, P, R, S, U, T, Z -- кольца уплотнительные

Превентор состоит из корпуса, боковых крышек с гидроцилиндрами и плашек.

Плашки превенторов

Превентор состоит из корпуса, боковых крышек с гидроцилиндрами и плашек.

Плашки -- разъемные. В корпусе плашки установлены сменные вкладыши и резинометаллические уплотнения. Общий вид плашек показан на рис. 4, 5.

Рис. 4. Плашки превенторов  а - глухая; 6 - трубная; 1,3 -- уплотнения плашки; 2 -- корпус плашки.

Рис. 5. Плашки превенторов  а - глухая; 6 - трубная для бурильных труб; в - трубная для обсадных труб; г -эксцентричная трубная; д - для двухрядов труб; е -- перерезывающая

Привод плашек в основном дистанционный гидравлический, реже ручной.

Плашечные превенторы с ручным управлением

На рис. 6 приведены превенторы с ручным управлением.

* одинарный типа ПП- 180x21(35)

* сдвоенный типа ППР2-230х21

Рис. 6. Плашечные превенторы с ручным управлением а - одинарный типа ППР -- 180x21 (135); б - сдвоенный типа ППР2-230х21

Кольцевые превенторы предназначены для герметизации устья скважины при наличии или отсутствии колонны труб.

Установлена следующая система обозначения кольцевых превенторов: ПУ - превентор кольцевой (универсальный); конструктивное исполнение:

1-с конической наружной поверхностью уплотнителя;

2- со сферической наружной поверхностью уплотнителя;

условный диаметр прохода, мм;

рабочее давление, Мпа;

исполнение (при необходимости) в зависимости от характеристики скважинной среды.

Общий вид кольцевых превенторов

Общий вид кольцевых превенторов показан на рис. 7.

Рис. 7. Кольцевые превенторы  а - типа ПУ1; б - типа ПУ2;1- крышка; 2 - уплотнение крышки; 3 - уплотнитель; 4, 7, 9 - манжеты; 5 - корпус превентора; 6 - плунжер; 8 - втулка; 10 - планшайба; 11- указатель положения уплотнителя.

Уплотнители

Уплотнители (рис. 8, а, б) - массивные резиновые кольца, армированные металлическими вставками, придающими уплотнителю жесткость и предохраняющими от вытекания резины в процессе эксплуатации.

Рис. 8. Уплотнители кольцевых превенторов:
а - уплотнитель превентора типа ПУ1; 6 - уплотнитель превентора типа ПУ2.

Плунжер превентора типа 1 - ступенчатой формы, с центральным конусным отверстием, в котором устанавливается кольцевой уплотнитель.

Плунжер превентора типа 2 - ступенчатой формы, с центральным цилиндрическим отверстием, в котором устанавливается уплотнитель.

Управление превентором - дистанционное гидравлическое.

Для работы в условиях отрицательной температуры превенторы оснащены камерами обогрева.

Вращающиеся превенторы (ПВ) предназначены для автоматической герметизации устья скважины вокруг любой части бурильной колонны, в том числе ведущих, утяжеленных, насосно-компрессорных, а также замковых соединений бурильных труб, при ее вращении, расхаживании, наращивании и выполнении спуско-подъемных операций. Устанавливают ПВ над блоком превенторов вместо разъемного желоба для отвода бурового раствора к блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.

ПВ применяют при бурении с промывкой аэрированным буровым раствором, с продувкой газообразными агентами, с обратной промывкой, с регулированием дифференциального давления в системе "скважина-пласт", а также при вскрытии продуктивных пластов на "равновесии" и "с депрессией" в климатических условиях широкого диапазона зон по ГОСТ 15150-69.

Общий вид превенторов

Общий вид вращающихся превенторов показан на рис. 9, 10.

Рис. 9. Роторный герметизатор

1 - вкладыш; 2, 7 - уплотнения; 3 - ствол; 4 - роликоподшипники радиально-упорные; 5 - корпус съемного патрона; 6 -байонетная гайка; 8 - боковой отвод с фланцем; 9 - уплотнитель герметизатора; 10 - корпус герметизатора;11 - присоединительный фланец

Рис. 10. Вращающиеся превенторы СевКавНИПИгаза и Воронежского МЗ:а - типов ПВ1-С-(280, 350, 425)х7; б - типа ПВ6-С-280х 14; 1- корпус; 2 - гайка байонетная; 3 - корпус патрона; 4 - узел подшипников; 5 - ствол вращающийся; 6 - элемент уплотнительный; 7 - вкладыш ведущей трубы; 8 - узел шевронного уплотнения; 9 - насос; 10 - привод насоса.

Основные узлы и детали ПВ

корпус,

съемный патрон с металлорезиновым уплотнителем и узлом из подшипников,

зажимы для рабочей трубы,

байонетная гайка.

Вращающийся ствол герметизируется с неподвижным корпусом системой резиновых манжетных уплотнений, предотвращающих проникновение промывочной жидкости в подшипниковый узел.

Типовые схемы оборудования устья скважины ПВО

Данная схема применяется на наиболее опасных скважинах, требует повышенного внимания. Устанавливается превентор с трубными плашками с управлением штурвалами на расстоянии от скважины (10м), превентор с глухими плашками (нижний) который в случае отказа первого превентора , после срезки НКТ, герметизирует скважину. Сброс давления осуществляется через задвижку по отводящим линиям

Данная схема применяется при текущем ремонте на наиболее опасных скважинах , требует повышенного внимания. Устанавливается превентор с нижними плашками . Сброс давления осуществляется через задвижку по отводящим линиям.

Данная схема применяется при ремонте скважин второй категории, однако тоже требует повышенного внимания. Для герметизации устья используется комплекс герметизирующего оборудования. В зависимости типа скважинного оборудования применяются различные вставки. Герметизация осуществляется за счет веса НКТ, поэтому во время простоев рекомендуется в скважине держать около 100м НКТ.

Затрубное пространство герметизировано план- шайбой. Пространство НКТ- штанги герметизируются штанговым превентором.

При перфорации и свабировании применяется спаренный превентор с прямыми и трубными плашками. При освоении скважины скважинная жидкость направляется в специальную емкость для сбора и последующей утилизации.

Используемая литература

1)Учебное пособие ”Ведение ремонтных работ в скважине”

2) http://www.drillings.ru/protivovybr

3) http://neftrus.com/kontrol-skvazhiny-upravlenie-skvazhinoi-pri-gnvp.html?layout=default

Размещено на www.allbest.