ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 23.11.2023
Просмотров: 54
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.3 Классификация и характеристика аварий, возникающих в скважинах при эксплуатации и ТКРС
Аварии в нефтяных и газовых скважинах рассматриваются как прекращение технологических процессов (добычи нефти и газа, бурения), вызванное прихватом или поломками бурового скважинного инструмента, колонны бурильных, обсадных, насосно-компрессорных труб; падением на забои насосных штанг, кабеля-каната, скважинных двигателей, приборов, замков, переводников и др. Анализ показывает, что подавляющее большинство аварий при эксплуатации и проводке скважин является следствием технологических нарушений и технических упущений.
Наиболее характерные виды аварий:
1. Прихваты колонны насосно-компрессорных труб при добыче нефти, при промывке или заливке скважин.
2. Прихваты колонны бурильных труб при капитальном ремонте скважин, в том числе при зарезке и бурении второго ствола.
3. Поломка (падение) подъемных и промывочных (заливочных) насосно-компрессорных труб при добыче или промывочно-заливочных работах.
4. Поломка бурильных труб при капитальном ремонте скважин.
5. Прихват пакеров.
6. Аварии, при которых в скважинах остаются центробежные насосы или их элементы, насосные штанги или скважинные насосы, геофизические приборы или устройства для исследования скважин, проволока, канат, кабель, в том числе кабель центробежного электронасоса, а также пакеры.
Причины аварий при фонтанном способе эксплуатации:
1. При фонтанном, газлифтном (эрлифтном) способах добычи нефти аварии часто возникают вследствие прихвата НКТ или пакеров. Наиболее частые прихваты происходят в песочных скважинах при нарушении технологического режима эксплуатации и периодических нефтегазопроявлениях.
В фонтанных и газлифтных скважинах с сильным пескопроявлением для предупреждения прихватов и аварий используют двухрядную колонну труб, что позволяет осуществлять периодическую подкачку жидкости через башмак первого ряда и тем самым не допускать образований песчаной пробки. Для исключения возможных прихватов второго ряда НКТ необходимо периодически их расхаживать
2. Для предупреждения отложения солей внутри НКТ и на забое используют промывку растворителями.
3. Открытое фонтанирование. Для устранения используют отсекатели (бывают ручные и автоматические), бурение наклонного ствола в сторону фонтанирующей скважины и подрыв фонтанирующей скважины.
4. Отложение парафина. Для устранения и предупреждения: применение скребков, периодическое извлечение запарафиненной НКТ и очистка на поверхности, применение автоматических скребков, прогрев труб путем закачки пара или горячей нефти в затруб, трубы с покрытием из стекла, эмали и эпоксидных смол, применение растворителей парафинов, применение химических добавок, предотвращающих налипание парафина.
5. Коррозия оборудования. При наличии сероводорода, углекислого газа, коррозионная активность среды резко повышается и подземное оборудование, а также трубы быстро подвергаются коррозионному разрушению. Сильное разъедание подъемных труб коррозионной средой вызывает их обрыв и падение в скважину. Во избежание аварий и осложнений, вызванных коррозионным разъеданием труб, необходимо в скважины периодически закачивать ингибиторы коррозии или применять трубы из коррозионностойких материалов.
Причины аварий при механизированном способе добычи нефти.
Наибольшее число аварий происходит при механизированном способе добычи нефти. Это обусловлено также и значительным числом скважин, эксплуатирующихся механизированным способом.
1. В процессе эксплуатации скважин насосным способом (ШГН) подъемные трубы систематически подвергаются воздействиям коррозии и трению о штанги, вследствие чего толщина стенки труб со временем уменьшается. Нередки случаи, когда обрыв и падение колонны изношенных труб происходят в процессе работы насосной установки. Встречаются случаи, когда узел соединения колонны подъемных труб с планшайбой сильно изнашивается от истирания в Штанги. При подъеме и спуске штанг из-за несоосности талевой системы и скважины износ в месте соединения планшайбы трубами усиливается, что может служить причиной падения в скважину колонны труб при подъеме планшайбы.
Наиболее сложные аварии происходят с погружными центробежными электронасосами (ЭЦН). Падение в скважину оборудования ЭЦН и его узлов нередко происходит в процессе эксплуатации скважин. Анализ аварий с ЭЦН позволяет группировать их следующим образом:
— обрывнасосно-компрессорныхтруб,
— поломкасоединенийкомпенсатора,
— поломкасоединенийнасоса,
— поломкасоединенийпротектора.
2. Одна из основных причин обрыва насосно-компрессорных труб при эксплуатации скважин с ЭЦН-вибрация колонны. При этом возможны радиальные перемещения нижней части колонны труб.
Коррозионноактивная среда, особенно при наличии в продукции скважины сероводорода, способствует разрушению труб.
В результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб в скважину падают комплект ЭЦН, часть колонны труб и часть кабеля. Эта авария является наиболее сложной. Узлы ЭЦН соединяются между собою фланцами при помощи шпилек. Обрыв этих соединений происходит в основном по следующим причинам:
— присборкеиспускеЭЦНвскважинушпилькифланцевыхсоединенийзатягиваютсянедостаточноравномерно. Привибрацииустановкивовремя ее работы происходит раскрепление некоторых из них, вследствие чего вся нагрузка приходится на оставшиеся. Со временем более напряженные шпильки обрываются и узел ЭЦН попадает в скважину;
— коррозионноеразрушениешпилекфланцевыхсоединенийприводиткослаблениюпоследних;
— конструктивное несовершенство соединения.
Ликвидация аварий с ЭЦН существенно отличается от других видов ловильных работ. По сравнению с другими видами аварий средняя продолжительность одного ремонта, а также средняя затрата на один ремонт высоки. Анализ данных об авариях с ЭЦН показывает, что более 90 % всех аварий с ЭЦН составляют обрывы насосно-компрессорных труб и кабеля.
3. При ловильных работах с кабелем в различных нефтяных районах используют десятки приспособлений и инструментов. Для ловли аварийной головки ЭЦН, вала фланца и других применяют колокола, фрезеры, паук и инструменты различных конструкций, изготовленных в местных условиях.
При механизированном способе добычи нефти известны различные меры в методы предупреждения аварий и осложнений.
4. Для предупреждения обрывов и падения труб необходимо изыскать пути предотвращения их коррозионно-механического износа. Для борьбы с коррозионным разрушением труб в скважины вводят ингибиторы. Другим методом борьбы с коррозионным разрушением является применение труб в коррозионностойком исполнении.
5. Для предотвращения истирания труб глубинно-насосными штангами рекомендуется укорачивать или удлинять подвеску на одну-две трубы при каждом ремонте скважины. Это позволит изменить место контакта (истирания) штанг в трубы, следовательно, повысить срок службы труб.
6. Для предотвращения износа присоединительной части планшайбы и полета насосно-компрессорных труб необходимо при спуске и подъеме штанг на муфту планшайбы установить ниппель-воронку, центрирующую колонну штанг. Для предотвращения обрывов труб при эксплуатации скважин с ЭЦН необходимо в нижней части труб установить виброгасящее устройство.
2.4 Анализ причин аварий в скважинах Уренгойского месторождения
2.5 Методы определения характера аварий
Перед проведением работ по ликвидации аварии необходимо определить характер аварии и выбрать технологию проведения работ. Выбор технологии ремонта и технических средств для его проведения зависит от того, насколько правильно установлен характер повреждений оборудования или колонны, или насколько верно установлена причина снижения производительности скважины. Обследование включает в себя определение глубины забоя, уровня жидкости, состояния эксплуатационной колонны, характер аварии и размещения в скважине оборудования, величины коэффициента продуктивности и других параметров, характеризующих забой и скважину.
Наиболее часто встречаются следующие аварии:
-
падение в скважину труб, штанг, и других предметов; -
слом бурильных труб и срыв в резьбовом соединении при фрезеровании, райберовке и разбуривании цементных и песчаных пробок, при проведении ремонтных работ; -
прихват труб в процессе бурения, углубления, цементирования и промывки скважин; -
оставление в скважине долот, шарошек, райберов и других инструментов в процессе зарезки и бурения второго ствола и т.д.
Исследование проводится известными способами, представляющими к настоящему времени широкий выбор: термометрия, дебитометрия, гамма (ГК) - и нейтронный каротаж (НГК) и другие. При определении состояния колонны и характера оборвавшейся части оборудования широкое применение получили печати и скважинные фотоаппараты. Целесообразно рассмотреть результаты исследований в динамике. Особенно это касается выбора способа воздействия на забой или пласт. Чем обстоятельнее будет информация, тем успешнее будет ремонт.
После завершения исследований непосредственно на скважине выдаются заключения об:
-
интервалах негерметичности обсадной колонны; -
глубине установки оборудования, НКТ; -
положения забоя; -
динамического и статического уровней; -
интервале прихвата труб; -
привязке замеряемых параметров к разрезу; -
герметичности забоя; -
глубине находящихся в скважине предметов.
Печати различных видов применяют для определения состояния колонны, верхней части предмета, находящегося в скважине, а также места и характера нарушения обсадной колонны.
Печати, представляют собой свинцовый или алюминиевый стакан, спускаемый на трубах в скважину до места получения отпечатка. Затем нагружают усилием до 20 кН и поднимают из скважины. При соприкосновении с предметом, находящимся в скважине, на мягкой поверхности печати остается отпечаток, по которому судят о характере обрыва.
Универсальная печать типа ПУ2 (рисунок 4) предназначена для определения по оттиску, полученному на ее алюминиевой оболочке, положения верхнего конца объекта, оставшегося в скважине из-за аварии. Основными узлами печати являются корпус с деталями для получения оттиска предметов и зажимное устройство. На утолщение в нижней части корпуса 2 надевается резиновый стакан 8, который прикреплен к корпусу четырьмя винтами 7. На резиновый стакан, в свою очередь, надевается алюминиевая оболочка 6, «перья» которой загибаются на кольцевой наплечник корпуса. На средней (цилиндрической) части корпуса установлен направляющий винт 4 и нарезана резьба. По винту и резьбе движется зажимное устройство, при помощи которого зажимаются «перья» алюминиевой оболочки.
1 – переводник; 2 – корпус; 3 – нажимная гайка; 4 – направляющий винт; 5 – нажимная втулка; 6 – алюминиевая оболочка; 7 – винты; 8 – резиновый стакан
Рисунок 4 –Универсальная печать типа ПУ2
По окончании исследований с использованием печатей и на основании полученных данных происходит проектирование ремонтных и ловильных работ:
-
по отпечатку на печати определяют характер аварии и необходимое оборудование; -
на основании данных о глубине аварии и информации об эксплуатационных трубах, происходит расчет и подбор подъёмного агрегата; -
на основании данных по скважине происходит расчет глушения: объём и плотность жидкости глушения; -
планировка территории вокруг скважины для расстановки оборудования; -
выбор ПВО для монтажа; -
составление плана работ, по полученным и расчетным данным.
2.6 Техника и технология проведения ловильных работ
Прежде чем приступить к ликвидации аварии, необходимо тщательно проанализировать ее на основе современного состояния техники ловильных работ и опыта ликвидации аварий. При этом надо иметь в виду, что применение несоответствующего ловильного инструмента приводит к усложнению аварии, а нередко и к ликвидации скважины.