Выкидной трубопровод
При пропаривании выкидного трубопровода подходить к нему и к устью скважины на расстояние менее 10 м запрещается.
При незакреплении выкидных трубопроводов бывают отрывы, полеты и скручивание их, что нередко сопровождается несчастными случаями и осложняет работы по ликвидации га-зонефтепроявлений.
При оборудовании переездов выкидные трубопроводы закладываются в трубы диаметром не менее 219 мм и обваловываются на ширину проезда.
Фланцевые соединения и выкидные трубопроводы от насосов до пола должны быть закрыты кожухами.
Сброс газа в выкидной трубопровод осуществляется несколькими способами. Первый — предполагает сообщение затрубного пространства с выкидным нефтепроводом скважины.
Также для разгрузки выкидного трубопровода предлагается проложить отдельную линию на КНС-8а и установить на ней регулирующий клапан для определения и регулировки необходимого количества жидкости, поступающей на КНС.
Ремонтные работы на выкидных трубопроводах или элементах обвязки устья скважины, связанные с нарушением герметичности ( смена уплотни-тельного кольца, задвижки, регулируемого и нерегулируемого штуцера), допускается производить только после отключения их от скважины или снятия давления.
При установке манометров на выкидных трубопроводах за насосами или компрессорами часто приходится защищать прибор от быстро меняющихся нагрузок давления, связанных с так называемой пульсацией. В этих случаях перед манометром включают буферное или демпфирующее устройство в виде игольчатого вентиля или штуцера с малым сечением внутреннего проходного канала ( фиг.
При установке манометров на выкидных трубопроводах за насосами или компрессорами часто приходится защищать прибор от быстро меняющегося давления, связанного с так называемой пульсацией. В этих случаях перед маггметром включают буферное устройство ( фиг.
Задвижки, установленные на выкидных трубопроводах, запрещается размещать под полом вышки и укладывать на землю. Выкидные линии должны быть без поворотов, изгибов во избежание проедания их песком при фонтанировании. Выкидные трубопроводы должны выводиться к земляным емкостям в стороне от проезжих дорог, линий электропередач, жилья и мест установки ДВС и котельных.
Соединители предназначены для соединения двух выкидных трубопроводов с манифольдом высокого давления на блоке превенторов.
Отрывы, полеты и скручивания выкидного трубопровода происходят под действием реактивных сил, возникающих при движении жидкости и газа через выкид.
Создавать противодавление перекрытием задвижки на выкидном трубопроводе не рекомендуется, так как при уменьшении проходного сечения в задвижке возрастает скорость движения жидкости через нее, в результате чего, при наличии в выносимой из скважины жидкости песка, задвижка может быть проедена.
При бурении скважин задвижка на выкидном трубопроводе превентора, на котором установлен штуцер, должна быть открыта на случай внезапного закрытия превентора. В противном случае в трубопроводе образуется осадок бурового раствора, который при закрытии плашек превентора может забить проходное отверстие штуцера, что в свою очередь может исключить надежное закрытие плашек превентора и привести к вырыванию из них резиновых уплотнений.
Второй способ предполагает сброс газа в выкидной трубопровод через канал в устьевой арматуре изменением конструкции трубной головки, оборудованной обратным клапаном с седлом. Трубная головка монтируется взамен серийной.
Общая информация о глушении
При проведении некоторых работ по ТКРС используется циркулирующая в скважине жидкость. При бурении раствор выносит шлам, охлаждает долото и поддерживает стенки ствола скважины до установки обсадной колонны.
Рис. 1. ЦА 320 на базе КаМАЗ повсеместно используемый для глушения скважин.
При ТКРС циркулирующая жидкость может выносить песок из скважины, предотвращать выбросы, и обеспечивать гидравлическую мощность для скважинных приборов, а также выполнять функцию бурового раствора. Обрушивающиеся частицы закупоривают тонкие каналы, ухудшая проницаемость породы, поэтому нефть и газ уже не могут с легкостью проникать в скважину. Жидкость оказывает давление на боковые стенки ствола скважины, точно так же как и вода в пластиковом бассейне давит на его боковые стенки изнутри.
Бригады ТКРС часто используют пластовую соленую воду, так как она имеется в наличии и не наносит повреждения пласту. В то время как другие жидкости могут привести к обрушению частиц пород со стенок ствола. В качестве добавок могут служить сульфат бария (барит) и глина. Добавление измельченной глины увеличивает вязкость жидкости, т.е. заставляет ее течь медленнее. Частицы глины также обволакивают или «зашпаклевывают» стенки ствола скважины, как шпаклевка для отделочных работ.
Таблица 1. Классификация жидкостей глушения
В идеале, для проведения КРС скважину глушить не нужно. Если бы изначально колонна для освоения позволяла бы изолировать ствол скважины ниже пакера с помощью пробки, спускаемой на кабеле , тогда НКТ выше пакера можно было бы заменить без нарушения пласта. Это называется КРС верхней части ствола. В качестве альтернативного варианта для капремонта скважины под давлением можно использовать гибкие трубы (колтюбинг) или специальные установки для СПО под давлением. В обоих этих случаях продуктивный пласт не будет подвержен потенциальному повреждению глушением скважины.
Однако, часто скважину приходится глушить, и здесь важность пачек глушения выходит на первый план. Чтобы заглушить скважину, необходимо закачать в скважину жидкость с более высоким гидростатическим давлением, чем пластовое давление. Поскольку скважина проектировалась для того, чтобы добывать нефть, перфорации или освоение с открытым стволом должны иметь проницаемость, чтобы таким образом жидкость проникала в пласт. Хорошая жидкость для КРС должна быть чистой, отфильтрованной и не содержать твердой фазы
Поэтому она не может образовывать фильтрационную корку и будет быстро уходить в пласт. Для предотвращения поглощения жидкости в пласт используют пачки глушения. Неэффективная пачка глушения не только создаст потенциальные проблемы с контролем НГВП, но также может повредить перфорации и пласт, закупоривая их нерастворимыми твердыми частицами.
Пачка глушения или любой химический реагент в составе жидкости для ТКРС должен извлекаться обратно после проведения ТКРС, когда скважину переводят обратно в режим эксплуатации; или он должен разрушаться потоком углеводородов или обработкой водой или кислотой. Любые инородные твердые частицы в составе жидкости для ТКРС несут опасность остаться в пласте навсегда. Коллекторы с широким диапазоном проницаемости особенно подвержены неэффективной очистке. По возможности скважина не должна глушиться задавливанием в пласт содержимого НКТ, так как при этом вся грязь и отложения внутрри НКТ проникнут в пласт, нанося непоправимый вред пласту-коллектору.
Скважины с низким коэффициентом продуктивности (Кпрод) более подвержены повреждению, чем скважины с высоким Кпрод. Для глушения этих скважин требуются специальные пачки глушения, чтобы не снижать поглощение до эксплуатационно приемлемого уровня, но предотвращать повреждение. Скважины, на которых проводился гидроразрыв, сильно подвержены повреждению:
• Отмечается снижение Кпрод на 40%;
• Они требуют другого подхода. В некоторых районах закачивают пачку 20/40 карболитового расклинивающего агента в интервал гидроразрыва, а потом сверху закачивают пачку крупнозернистого пластозакупоривающего материала.
Основное предназначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимого противодавления на продуктивный пласт, исключающего ее самопроизвольный выброс и гарантирующего сохранение коллекторских свойств прискважинной зоны.
Определение объёма жидкости глушения
Объем жидкости глушения скважины, необходимой для глушения и технологических нужд при текущем ремонте скважин определяется:
V = 1,2 * Vскв + Vдол,
где Vскв – объем жидкости в скважине, определяемый объемом эксплуатационной колонны, м3; Vдол – объем жидкости для долива скважин в процессе ведения работ, м3. Объем доливной емкости должен быть не менее 6 м3, а объем жидкости долива не должен быть не меньше 4 м3.
Объем эксплуатационной колонны определяется в зависимости от длины ствола скважины, ее диаметра и толщины стенки колонны:
Vэк = hтз * π * dвн2/4,
где hтз – глубина текущего забоя; dвн – внутренний диаметр эксплуатационной колонны.
Кроме того, на период ремонта скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины на солерастворный узел.
