Файл: Тампонирование скважин проводят в случаях, когда необходимо.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 78
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Блок манифольда оснащен насосно-компрессорными трубами
вспомогательного напорного трубопровода с шарнирными коленами.
На платформе автомобиля имеется площадка для перевозки ус-
тьевой арматуры, погрузка и разгрузка которой производятся пово-
ротной стрелой блока манифольда.
Применение блока манифольда при цементировании скважин,
гидравлическом разрыве пластов и гидропескоструйной перфорации сокращает время монтажа и демонтажа коммуникации обвязки установок между собой и с устьевой головкой и значительно упрощает эти операции.
Таблица 3 - Техническая характеристика БМ-700
| Показатели | Значения |
| Наибольшее давление, МПа: | |
| в напорном коллекторе | 70 |
| в раздающем коллекторе | 2,5 |
| Количество отводов, шт: | |
| на напорном коллекторе | 6 |
| на раздающем коллекторе | 8 |
| отходящих к устьевой головке | 2 |
| Условный проход отводов, мм | 50 |
1.2 Конструкция основных узлов и деталей оборудования
1.2.1 Конструкция колонны НКТ
При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по насосно-компрессорным трубам (НКТ). Из НКТ составляют колонны, которые спускают в скважину перед началом ее эксплуатации. Колонны НКТ служат для следующих целей:
- подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;
- подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);
- подвески в скважине оборудования;
- проведения в скважине ремонтных, в том числе бурильных работ.
Насосно-компрессорные трубы в нашей стране изготавливаются согласно ГОСТ 633, предусматривающему изготовление гладких труб и муфт к ним, труб с высаженными наружу концами (В) и муфт к ним, гладких высокогерметичных труб (НКМ) и муфт к ним, а также безмуфтовых труб (НКБ) с высаженными наружу концами. Гладкие трубы проще в изготовлении, но их концы ослаблены нарезанной на них резьбой. Трубы с высаженными наружу концами имеют одинаковую прочность по основному телу и у резьбы. Эти трубы называются равнопрочными. Трубы изготавливаются из сталей следующих групп прочности: Д, К, Е, Л, М, Р. Кроме того, НКТ могут изготавливаться из алюминиевого сплава марки Д16Т. Трубы, изготовленные из алюминиевого сплава, имеют значительно меньшую массу, чем стальные, а прочность их снижается меньше. Таким образом, колонны труб из
алюминиевого сплава можно спускать глубже, или они будут иметь больший запас прочности при глубине спуска, одинаковой с глубиной спуска стальных труб. Трубы из сплава Д16Т обладают и большей коррозионной стойкостью в сероводородсодержащих средах. В последние годы получили применение так называемые непрерывные наматываемые (безмуфтовые или гибкие) трубы длиной до 2500 м, а в некоторых случаях - до 5500 м. Эти трубы выпускаются с прокатного стана полной строительной длины (или отдельными бухтами длиной от 300 до 650 м, которые соединяются между собой с помощью стыковой сварки) без промежуточных резьбовых соединений.
Через такую колонну труб можно подавать жидкость в скважину для промывки песчаных пробок, спускать оборудование для ремонтных и эксплуатационных работ. Естественно, что при таких непрерывных гибких трубах резко сокращается время спуска и подъема колонн, ликвидируются трудоемкие работы по свинчиванию и развинчиванию резьбовых соединений.
К недостаткам относится громоздкость оборудования для спуска и подъема труб, так как радиус изгиба труб на барабане желательно иметь больший для меньшей остаточной деформации труб. Достаточно широко на нефтяных промыслах применялись НКТ, внутренняя поверхность которых покрыта стеклом, эпоксидными смолами. Менее распространены эмалированные трубы. Такие покрытия применяются для защиты от отложения парафина на трубах и защиты от коррозии внутренней поверхности труб. Кроме того, они снижают на 20-30% гидравлические со противления потоку.
Покрытие стеклом обладает высокой теплостойкостью и достаточно прочно при небольших деформациях труб. На поверхности стекла не откладывается парафин. Однако покрытие стеклом имеет ряд недостатков. Один из них образование микротрещин в стекле при покрытии им трубы. В результате обра- зуются очаги коррозии металла и местного отложения парафина у трещин. В настоящее время отрабатывается технология покрытия, уменьшающая трещинообразование. Второй недостаток разрушение стекла при деформации труб. Это сказывается при больших глубинах подвески труб и их транспортировке, когда трубы не предохранены от изгиба.
Покрытие труб эпоксидными смолами также хорошо защищает их от отложений парафина. Эпоксидные смолы эластичнее стекла, и при деформации труб смола не растрескивается. Но она имеет свои недостатки. Температура, при которой можно применять смолы, обычно невысокая не более 60-80 °C.
В последние годы расширяется применение эмалированных труб. Они обладают наиболее прочным покрытием (значительно прочнее стекла), высокой температуростойкостью, морозоустойчивостью и гладкой поверхностью, на которой парафина.
Покрытие труб эмалями, стеклом и эпоксидной смолой рассматривается как эффективное средство борьбы с отложением парафина. Конкретный вид покрытия необходимо выбирать в зависимости от условий эксплуатации.
Общий недостаток покрытий в том, что внутренняя поверхность муфтового соединения труб остается незащищенной. В этом месте можно устанавливать эластичные проставки, перекрывающие незащищенное место, или протекторные кольца, потенциал материала которых таков, что кольца координируют сами, защищая от коррозии близко расположенные участки трубы. Однако применение таких мер создает дополнительные трудности.
При эксплуатации скважин в основном применяют трубы условным диаметром (округленным наружным) 60, 73 и 89 мм. Предельная глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780-4250 м, а допускаемый минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ - 12-15 мм. Это значит, что максимальный диаметр НКТ не должен превышать при 146-мм эксплуатационной колонне 73 мм, при 168-мм- 89 мм и при 194-мм - 114 мм.
1.2.2 Конструкция пакера типа 2ПОМ, 4ПОМ
Рабочее давление 70 МПа.
Представляют собой механические, извлекаемые, безопорные пакеры осевого действия. Посадка производится путём простейших осевых манипуляций инструмента, без вращения и подачи давления. Механизм переключения основан на конструкции фигурного паза, выполненного на стволе.
Обеспечивают многократную пакеровку, лёгкую и безотказную в глубоких, наклонных скважинах и в скважинах с большой кривизной.
Область применения:
- освоение и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин;
- кислотная обработка;
- испытание пластов;
-ттампонажные работы;
- поиск негерметичности обсадной колонны;
- работа со струйными насосами;
- проведение других ремонтно-профилактических работ и технологическихопераций.
Пакеры типа 2ПОМ-ЯГ, 4ПОМ-ЯГ (осевые, со встроенным гидроякорем).
Рабочее давление 100 МПа
Представляют собой модификации пакеров типа 2ПОМ и 4ПОМ, отличающиеся тем, что дополнительно оснащены встроенным гидроякорем, изолированным от потока перекачиваемой среды, а также имеют пакерующее устройство повышенной надёжности.
Посадка производится путём простейших осевых манипуляций инструмента, без вращения и подачи давления. Механизм переключения основан на конструкции фигурного паза, выполненного на стволе. Обеспечивают многократную пакеровку, лёгкую и безотказную в глубоких, наклонных и искривлённых скважинах и позволяют безотказно проводить по несколько операций ГРП за одну СПО.
Область применения:
- проведение операций по гидроразрыву пласта;
- ремонтно-изоляционные работы;
- могут применяться при эксплуатации и капитальном ремонте скважин взамен пакеров типа 2ПОМ и 4ПОМ.
Пакеры типа 2ПОМ-ЯГК, 4ПОМ-ЯГК (осевые, со встроенным гидроякорем перепускным клапаном)
Рабочее давление 100 МПа
Представляют собой модификации пакеров типа 2ПОМ и 4ПОМ, отличающиеся тем, что помимо встроенного гидроякоря и пакерующего устройства повышенной надёжности дополнительно оснащены перепускным клапаном, обеспечивающим сообщение двух зон над и под пакером перед распакеровкой, что позволяет выровнять давления, произвести обратную промывку в случае прихвата, а также заглушить скважину.
Обеспечивают многократную пакеровку, лёгкую и безотказную в глубоких, наклонных скважинах и в скважинах с большой кривизной и позволяют безотказно проводить по несколько операций ГРП за одну СПО.
Область применения:
- проведение операций по гидроразрыву пласта;
- ремонтно-изоляционные работы;
- могут применяться при эксплуатации и капитальном ремонте скважин взамен пакеров типа 2ПОМ и 4ПОМ.
Пакеры успешно эксплуатируются в двухпакерных компоновках для проведения различных технологических операций и эксплуатации скважин.
Рисунок 4 - Пакеры 4ПОМ, 2ПОМ
1.3 Регулирование параметров работы оборудования и их обслуживание
1.3.1 Указание мер безопасности при работе агрегата ЦА-320
Во время работы работник, допущенный к выполнению технологических операций с привлечением цементировочного агрегата должен выполнять весь круг порученных ему обязанностей.
Перед началом работ работник, допущенный к выполнению технологических операций с привлечением цементировочного агрегата должен пройти инструктаж по безопасному их проведению.
Установка агрегата на месте работ
По прибытии на объект работник должен ознакомиться:
- со схемой размещения агрегата, оборудования, коммуникаций и емкостей для раствора и воды;
- с возможными давлениями;
- с опасностями и мерами по их предупреждению;
- с расположением средств пожаротушения;
- с состоянием рабочей площадки.
Убедиться, что подъездные пути к площадке не загромождены посторонним оборудованием, материалами.
Цементировочный агрегат необходимо устанавливать на спланированной и очищенной (от посторонних предметов, снега, льда) площадке на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и не менее 10 м от другого оборудования. Кабина должна быть обращена в противоположную от устья сторону.
Не допускается установка агрегата под линиями электропередачи, над нефте и газопроводами, а также на площадке, загрязненной горюче-смазочными материалами.
После установки агрегата на рабочей площадке работник должен:
- вновь осмотреть и проверить исправность оборудования, приспособлений, приборов;
- установить все ограждения и закрепить их;
- убедиться, что на платформе нет посторонних предметов, деталей, материала;
- проверить состояние выкидной линии от предохранительного устройства насоса (она должна быть жестко закреплена, закрыта кожухом и выведена в сбросную емкость для сбора жидкости или на прием насоса).
Цементировочный агрегат (ЦА-320), автоцистерны с нефтью допускается устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и 10 м от другого оборудования.
Промывка и опрессовка скважин и оборудования
Нагнетательная система после сборки и до начала промывки (закачки) скважины должна быть опрессована на полуторакратное ожидаемое рабочее давление. Перед опрессовкой работник обязан проверить исправность предохранительного устройства насоса и манометра.