Устьевой герметизатор - назначение, конструкция, работа.
Предназначен для герметизации устья нефтяных и других скважин в процессе их ремонта для обеспечения безопасного ведения работ, сокращения срока ремонта скважин, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды в соответствии с требованиями ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
Комплексы герметизирующего оборудования 1КГОМ отличаются компактностью, простотой в использовании, многофункциональностью и позволяют проводить множество ремонтных операций на скважинах без демонтажа основания, заменяя легкосъемные технологические вставки.
Комплекс содержит:
Основание, выполненное в виде катушки, фланцы которой полностью соответствуют ГОСТ 28919-91, с коническим отверстием для установки вставок и боковые винтовые упоры для фиксации вставок в основании, выполненные в герметичном исполнении. Для крепления основания 1КГОМ укомплектован шпильками и гайками в кассете. Правовая защита: Патент №54614, основание герметизатора устья скважины (авторы Акименко С.Н., Ганжа М.И.)
Вставка №1 предназначена для герметизации трубных компоновок без кабеля. Имеет внутреннюю присоединительную резьбу НКТ 73 и снабжена шаровым затвором со съемной рукояткой. Правовая защита: Патент №55855, вставка для герметизации трубных компоновок
Вставка №2 предназначена для герметизации трубных компоновок с кабелем и без кабеля. Вставка имеет внутреннюю присоединительную резьбу НКТ 73 и снабжена сменными манжетами для герметизации кабелей: круглый — тип КПБК, тип КППБКТ (3х10; 3х16; 3х25); плоский — тип КПБП, тип КППБПТ (3х10; 3х16; 3х25). Паз в манжете под кабель закрыт пробкой, которая извлекается перед вводом в паз кабеля. Вставка №2 также, как и вставка №1, снабжена шаровым затвором со съемной рукояткой. Правовая защита: Патент №59698, герметизатор устья скважины и вставка для герметизации трубных компоновок с кабелем или без кабеля
Вставка №3 предназначена для герметизации ведущей трубы квадратного сечения при фрезеровании с применением механического ротора. Правовая защита: Патент №55854, вставка для герметизации трубы квадратного сечения
Вставка №4 предназначена для герметизации НКТ при спуско-подъеме с одновременной промывкой под давлением. Правовая защита: Патент №54613, герметизатор устья скважины при промывке труб под давлением и герметизирующая вставка (авторы Акименко С.Н., Ганжа М.И.)
Вставка №5 предназначена для очистки НКТ от грязи, нефти, парафино-смолистых и других отложений при извлечении их из скважины. Правовая защита: Патент №57798, основание со вставкой для очистки труб (варианты) и вставка для очистки труб.
Вставка №6 предназначена для герметизации геофизического кабеля при проведении исследовательских, каротажных работ. Правовая защита: Патент №54615, герметизатор устья скважины при проведении геофизических работ и вставка для герметизации геофизического кабеля (авторы Акименко С.Н., Ганжа М.И.)
Вставка №7 предназначена для проведения некоторых видов геофизических работ, работ по повышению нефтеотдачи пластов, связанных с созданием депрессии на пласт через боковой отвод и других видов работ. Вставка №7 спроектирована совместно со специалистами ведущих нефтедобывающих предприятий и в настоящее время находит все большее применение. Снабжена двумя шаровыми кранами — верхний с условным проходом 60 мм и боковой с условным проходом 50 мм, компактна и удобна в применении.
Вставка №8 снабжена шаровым краном и фланцевым соединением. Используется при некоторых видах геофизических работ и для создания депрессии на пласт. Правовая защита: Патент №49569, герметизирующая вставка (авторы Санников О.И., Печенев С.Н.)
Вставка №9 предназначена для компенсации реактивного момента забойного двигателя с одновременной герметизацией ведущей трубы.
Центратор используется при спуске колонны НКТ для защиты конусной части прохода верхнего фланца 1КГОМ и превенторов.
Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых
фонтанов.
1.Перед началом работ по ремонту скважина должна быть заглушена в порядке, установленном планом работ на ремонт скважины, глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчётам) сохраняются условия фонтанирования или газонефтеводопроявления при пластовых давлениях ниже гидростатического.
Скважины, в продукции которых содержится сероводород в количествах, превышающих ПДК и создающих угрозу сульфидно-коррозионного растрескивания металла обсадных труб, должны быть заглушены жидкостью, содержащей нейтрализатор сероводорода.
Проведение текущих и капитальных ремонтов скважин без их предварительного глушения допускается на скважинах, оборудованных глубинными клапанами–отсекателями и месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления флюида к устью скважины.
Перечень таких месторождений (или отдельных участков) согласовывается с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.
2. Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:
- 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
- 5% для интервалов от 1200 до проектной глубины
В необходимых случаях проектом может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должен превышать пластовые давления на 15 кгс/см² (1,5МПа) для скважин глубиной до 1200 м и 25-30кгс/см² (2,5-3,0 МПа) для более глубоких скважин.
3. Плотность и объём задавочной жидкости должны соответствовать указанным в плане работ.
4. Глушение (замена жидкости) производится в один технологический приём.
5. На глушение скважины составляется акт, в котором указываются:
- параметры задавочной жидкости (плотность, объём, вязкость);
- давление в начале глушения;
- время начала и окончания глушения;
- изменение состояния в процессе глушения;
Результат глушения скважины.
6. В бригадах должен осуществляться контроль за плотностью задавочной жидкости при глушении скважин I и II категорий опасности.
7. При проведении текущих и капитальных ремонтов скважин устье на период ремонта должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования разрабатывается организацией и согласовывается с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой. После установки противовыбросового оборудования скважина опрессовывается на максимально ожидаемое давление, но не выше давления опрессовки эксплуатационной колонны.
8. Работа на скважинах I категорий опасности по возникновению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов производится с письменного разрешения представителя противофонтанной службы.
Производство ремонтных работ на скважинах, где исключена возможность газонефтепроявления (месторождение на поздней стадии разработки, аномально низкие пластовые давления на нефтяных месторождениях с незначительным газовым фактором и др.), разрешается без превенторной установки. Типовая схема оборудования устья таких скважин (подвесной фланец с прикрепленным уплотнительным кольцом с задвижкой и патрубком или другие варианты) должна быть согласована с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.
9. Работы на скважинах III категории опасности по возникновению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов производятся с разрешения и под контролем ответственных инженерно-технических работников предприятия.
Категорийность скважины указывается в плане работ.
10. Планы работ на ремонт скважин I и II категорий опасности согласовываются с представителем противофонтанной службы.
11. Аварийная планшайба опрессовывается в полгода раз, после каждой сборки и разборки, а также после применения на ГНВП. Результаты опрессовки оформляются актом.
12. Мастер бригады обязан ежедневно проверять комплектность и работоспособность противовыбросового оборудования с записью в вахтовом журнале.
При ремонтах скважин I и II категорий опасности по возникновению газонефтеводопроявлений необходимо обеспечить обязательный долив. На скважине должна быть ёмкость для долива самотёком или автоцистерна.
13. Аварийная планшайба с открытой задвижкой должны находиться на рабочей площадке при ремонте скважин II и III категорий, по опасности ГНВП.
14. При обнаружении газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано, а бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварии,
15. Дальнейшие работы проводятся после составления плана мероприятий по предотвращению повторных газонефтеводопроявлений (вторичное глушение, применение промывочной жидкости большей плотности и др.).
Мероприятия разрабатываются квалифицированными специалистами с участием при необходимости представителя военизированного отряда.
16. В случае выделения из скважины газа герметизацию устья скважины следует производить в противогазах, используя при этом инструмент, не дающий искр при ударах.
17. Спускоподъемные операции при ветре со скоростью 15м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50м, а также при неполном составе вахты, запрещается. Если паспортом агрегата предусмотрена меньшая скорость ветра, то следует руководствоваться паспортной величиной.
При подъёме труб должен быть обеспечен непрерывный долив скважины и визуальный контроль за доливом. При разнице между объёмом доливаемого раствора и объёмом металла поднятых труб более 0,2м³ подъём должен быть прекращён и приняты меры по герметизации устья.
Скорость подъёма и спуска НКТ с закрытым проходным сечением и скважинного оборудования (ЭЦН, пакер, шаблон и др.) не должны превышать 0,25м/с.
При перерывах в работе, независимо от их продолжительности, запрещается оставлять устье скважины незагерметизированным.
18. Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчётом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительно с помощью насоса (агрегата для промывки скважины). Подъём труб из скважин проводится с доливом и поддерживанием уровня на устье. Доливная ёмкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку.
Скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объёмов скважины, находящемся на растворном узле или непосредственно на скважине.
19. Взрывные и прострелочные работы при ремонте скважины ведутся только работниками промыслово-геофизических партий и при наличии акта о готовности скважины к прострелочным работам.
20. Перед началом геофизических работ скважина до устья должна быть заполнена жидкостью необходимой плотности.
21. Перед перфорированием колонны на устье скважины необходимо установить запорное устройство, в случае ремонта скважин с пластовым давлением, превышающие гидростатическое, устье скважины должно оборудоваться противовыбросовым оборудованием (превентором). Запорное устройство должно быть опрессовано на 1,5-кратное рабочее давление. Результаты испытаний оформляются актом. После установки на устье скважины, запорное устройство должно быть опрессовано на давление, не превышающее давление опрессовки колонны, на которое оно установлено.
22. Штурвал запорного устройства должен быть выведен в сторону на расстояние не менее 10 метров от скважины и ограждён щитом с навесом.
На щите должны быть следующие надписи, указывающие:
- направление вращения («открыто», «закрыто»);
- число оборотов штурвала, необходимое для полного закрытия задвижки;
- давление опрессовки на устье скважины запорного устройства.
23. Вокруг места работы с ВМ и ПВА должны быть выставлены знаки обозначения границ опасных зон взрывных работ:
- мест снаряжения ПВА – радиусом не менее 20 м;
- устья скважины – радиусом не менее 50м.
24. Взрывные и прострелочные работы на скважине следует производить в дневное время.
25. В случае появления признаков газонефтеводопроявления при производстве прострелочных работ, следует немедленно извлечь перфоратор, закрыть скважину и сообщить диспетчеру цеха.