Устье скважины, Устьевое оборудование
Используется как при бурении, так и при эксплуатации скважин
- защитное — предотвращает обвал рыхлых почв;
- собирательное — является точкой выхода компонентов скважины;
- регулирующее — контроль давление внутри скважинной системы.
Устьевое оборудование — это комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины (затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины) в процессе бурения, капитального ремонта скважин и регулирования режима работы скважины в процессе её эксплуатации.
В состав устьевого оборудования, используемого в обвязке устья в процессе бурения скважины, входят:
- колонная головка,
- противовыбросовое оборудование.
- соединение обсадных конструкций и другого устьевого оборудования,
- герметизацию пространства;
- удержание массы технической колонны;
- удержание эксплуатационной колонны.
В состав эксплуатационного устьевого оборудования также входят:
Источник
ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕН ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИНЕ
3.1 Подъёмный агрегат
При капитальном ремонте скважины используется подъемный агрегат. В нашем случае это агрегат грузоподъёмностью 80 тонн- ИДЕЛЬ-80 (рис. 2).
Рисунок 2 ИДЕЛЬ-80
Агрегат ИДЕЛЬ-80 предназначен для капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в районах с умереным и холодным климатом при температуре окружающего воздуха от минус 45°С до плюс 50°С, категория размещения 1 по ГОСТ 15150.
Агрегат позволяет производить следующие операции:
· передвижение по дорогам всех категории;
· монтаж и демонтаж скважинного оборудования;
· спускоподъемные операции с насосно-компрессорными и бурильными трубами;
· механизированное свинчивание и развинчивание колонны НКТ и бурильных труб;
· постановку цементных мостов в скважинах через манифольд вышки;
· разбуривание песчаных пробок, цементных мостов, вырезание окон в обсадной колонне ротором;
· ловильные и другие виды работ по ликвидации аварий;
· промывку скважин через манифольд вышки;
· освоение скважин после завершения буровых работ.
В качестве противовыбросового оборудования используем ППШР-2ФТ-152х21 (рис. 3).
Рисунок 3 ППШР-2ФТ-152х21
Превентор плшечно-шибертный с раздельным расположение плашек и шибера ППШР-2ФТ-152х21 предназначен для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с целью предотвращения газонефтеводопроявлений (ГНВП) при выполнении текущего и капитального ремонта скважин, а так же при проведении перфорационных, взрывных и других геофизических работ на скважинах.
Наименование параметра | Значение |
Условный проход, мм | |
Давление рабочее, Мпа | |
Условный диаметр уплотняемых НКТ | 60-114 |
Допустимая нагрузка на плашки от веса колонны, кН | |
Полное число оборотов штурвала до закрытия: плашек шибера | |
Привод плашек | Винтовой, ручной от штурвала с возможностью дистанционного управления |
Габаритные размеры,мм, длина ширина высота | |
Масса полная,кг, |
3.3 Ключ гидравлический
Для свинчивания и развинчивания НКТ и бурильных труб применяется гидравлический ключ ГКШ-1200 (рис. 4).
Рисунок 4 ГКШ-1200
Гидравлический ключ ГКШ-1200МК предназначен для быстрого, безопасного, точного свинчивания и развинчивания бурильных, насосно-компрессорных труб (далее НКТ) с наружными диаметром Ø50 мм (1.99″), Ø60 мм (2.3/8″), Ø73 мм (2.7/8″), Ø89 мм (3.1/2″), Ø95 мм (3.3/4″), Ø108 мм (4.1/4″), Ø114 мм (4.1/2″). Вид климатического исполнения УХЛ1 по ГОСТ 15150, температура окружающего воздуха -40 до 50°С.
3.4 Ключи трубные
Для свинчивания НКТ так же применяются ручные трубные ключи типа КОТ и КТГУ.
Ключи трубные одношарнирные типа КОТ (рис. 5), предназначены для свинчивания-развинчивания труб и муфт труб путем захватывания их за тело или муфту автоматизированным или ручным способом при ремонте скважин. Применяются для работы в умеренном и холодном макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80.
Рисунок 5 Ключ трубный КОТ
Ключ трубный типа КОТ состоит из челюсти, шарнирно соединенной с рукояткой при помощи пальца, застопоренного к рукоятке специальным болтом. В челюсти и рукоятке в пазах типа«ласточкин хвост» устанавливаются соответственно плашка и сухарь с зубчатыми насечками на рабочей поверхности. От продольного перемещения и выпадения из пазов плашка и сухарь удерживаются специальными стопорными болтами. Пружина кручения, закрепленная одним концом в прорези на пальце рукоятки, другим концом к челюсти, обеспечивает автоматический зажим трубы между плашкой челюсти и сухарем рукоятки и удерживает ключ от выпадения на вертикальной трубе.
Ключ трубный КТГУ-60 (рис. 6) предназначен для свинчивания и развинчивания резьбовых соединений насосно-компрессорных труб (НКТ 60 мм) механизированным способом и вручную при подземном ремонте скважин, для использования в умеренном и холодном макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80.
Ключ трубный для НКТ КТГУ-60 состоит из челюсти, шарнирно соединенной со створкой и рукояткой при помощи пальцев, застопоренных шплинтами. В створку вставлена пружина, надетая на направляющую, которая обеспечивает автоматический зажим трубы между челюстью и створкой. Поворот створки ограничивается уступом, выполненным на челюсти. На створке и челюсти ключа в канавках типа «ласточкин хвост» установлены два сухаря. Сухари ключа КТГУ-М от выпадения крепятся пружинными фиксаторами (хомутиками).
Основные спуско-подъемные операции, кроме ловильных, производятся на насосно-компрессионных трубах (рис. 7).
Насосно-компрессионные трубы на одном конце имеют муфту, на другом ниппельном конце резьбу, путем подъёма и свинчивания труб производится спуск оборудования в скважину. Резьбы НКТ калибруются при каждом спуско-подъеме, 10% от общего количества труб и так же последние 15 спускаемых труб. Резьбы труб при каждом спуске смазываются специальной герметизирующей смазкой.
Основные характеристики НКТ и резьбы
3.6 Превентор штанговый
Для герметизации устья скважины при спуско-подъемных операциях с насосными штангами используется ППМ (рис 8).
Превентор плашечныймалогабаритный ППМ-62х21 предназначен для герметизации устья нефтедобывающих скважин оснащенных насосными комплектами с приводом через насосные штанги при любых видах ремонтов скважин.
Применяются два вида элеваторов. Основным при спуско-подъёмных операциях является ЭТА-60 БН (рис 9).
Рисунок 9 ЭТА-60БН
Элеватор предназначен для захвата под муфту или замок и удержания на весу колонны труб с условным диаметром от 33 до 89 мм.по ГОСТ 633-80 и ГОСТ 631-75 в процессе спускоподъемных операции (СПО) при освоении и текущем ремонте нефтяных и газовых скважин. Элеватор может быть использован как при механическом свинчивании и развинчивании труб, так и при ручном с применением спайдера. Наличие сменных захватов Ø 33, 33В, 48, 48В, 60, 60В, 73, 73В, 89 позволяет одним элеватором производить спускоподъемные операции.
Условия эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80. Диапазон рабочих температур от — 45С0 до + 40С0.
Так же в работе применяются элеваторы типа ЭХЛ (рис 10).
Двухштропные элеваторы типа ЭХЛ предназначены для захвата и удержания на весу насосно-компрессорных труб в процессе спускоподъемных операций при текущем и капитальном ремонтах эксплуатационных скважин в условиях умеренного и холодного климата макроклиматических районов по ГОСТ 16350-80.
Основное отличие ЭХЛ от ЭТА это способ захвата и принцип работы, ЭХЛ в отличии от ЭТА, подбирается под размер трубы полностью, в то время как в ЭТА достаточно лишь сменить челюсть.
Источник
КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
Капитальный ремонт скважин (КРС) —комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке, а также с ликвидацией скважин. По классификатору к капитальному ремонту скнажин относят работы следующих видов:
КР1 —ремонтно-изоляционные работы, в том числе: КРЫ — отключение отдельных обводненных интервалов пласта; КР1-2 — отключение отдельных пластов; КР1-3 — исправление негерметичности цементного кольца; КР1-4 — наращивание цементного кольца за эксплуатационной промежуточной колонной и кондуктором;
КР2 — устранение негерметичности эксплуатационной колонны, в том числе: КР2-1 — тампонированием; КР2-2 — установкой пластыря; К.Р2-3 — спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра;
КРЗ — ликвидация аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта, в том числе: КРЗ-1 — извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации; КРЗ-2 — ликвидация аварий с эксплуатационной колонной; К.РЗ-3 — очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов; КРЗ-4 — прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин; КРЗ-5 — ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин;
КР4 — переход на другие горизонты и приобщение пластов, в том числе: КР4-1 — переход на другие горизонты; КР4-2-приобщение пластов;
КР5— внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, одновременно-разделенная закачка (ОРЗ), установка пакеров-отсека-телей;
КР6 — комплекс подземных работ, связанных с бурением, в том числе: КР6-1 — зарезка вторых стволов; КР6-2 — бурения цементного стакана; КР6-3 — фрезерование башмака колонны с углублением ствола горной породы; КР6-4 — бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин;
к;р? — обработка призабойной зоны в том числе: КРГ-1 — проведение кислотной обработки; КРГ-2 —проведение гидроразрыва пласта (ГРП); КРГ-3—- проведение гидропескоструйной перфорации (ГПП); КРГ-4 — виброобработка призабойной зоны; КР7-5 — термообработка призабойной зоны; КРГ-6 — промывка призабойной зоны растворителями; КР7-7 — промывка призабойной зоны раствором ПАВ; КРГ-8 — обработка термо-газохимическими методами; КР7-9 — прочие виды обработки призабойной зоны; КРГ-10 — выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин; КРГ-11—дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов;
КР8 — исследование скважин, в том числе: К.Р8-1-—исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах; К.Р8-2 — оценка технического состояния скважин, обследование скважины;
КР9 — перевод скважин на использование по другому назначению, в том числе: К.Р9-1—освоение скважин под нагнетательные; КР9-2 — перевод скважин под отбор технической воды; КР9-3 — перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические; КР9-4 — перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха;
К.Р10 — ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, в том числе: КРЮ-1 — оснащение паро- и воздухонагнета-тельных скважин противопесочным оборудованием; КРЮ-2 — промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок;
КРИ — консервация и расконсервация скважин; КР12 — ликвидация скважин; КР13 — прочие виды работ.
При капитальном ремонте скважин подготовительный комплекс включает работы по передислокации ремонтного оборудования, планировке территории рабочей зоны, глушению скважины, монтажу подъемных установок, разборке устьевого оборудования и подъему скважинного оборудования и доставке на ремонтную базу, очистке штанг и труб от парафинисто-смолистых и солевых отложений, смене эксплуатационных НКТ на технологические (рабочие) НКТ или бурильные трубы, завозу в циркуляционную систему и резервные емкости технологической жидкости. Основные комплексы работ при капитальном ремонте выполняют в последовательности, указанной на рис. 5.2. Так же как и при текущем ремонте проверяют техническое состояние оборудования устья скважины, колонной головки и проводят необходимый ремонт. Исследуют состояние эксплуатационной колонны и ствола скважины, скважинного оборудования, наличие посторонних предметов, определяют глубину забоя и уровень жидкости. При непрохождении шаблона-печати до забоя скважины дальнейшие работы определяют в зависимости от результатов обследования поднятого шаблона-печати. При прохождении шаблона-печати до забоя скважину промывают. Выполняют также запланированные промыслово-геофизические и гидромеханические исследования скважины. В случае негерметичности эксплуатационной колонны или наличия межпласто-вых перетоков проводят восстановительные работы по устранению негерметичности колонны или цементного кольца и исследования по определению качества проведенных работ. Если негерметичность колонны определена до начала ремонта или одним из планируемых видов ремонта является наращивание цементного кольца, то после подготовки ствола скважины устанавливают разделительный мост ниже предлагаемого места нарушения герметичности или верхнего уровня цементного кольца за колонной. После чего выполняют необходимые исследования и восстановительные работы и разбуривают разделительный мост.
При отсутствии твердых отложений на стенках эксплуатационной колонны, посторонних предметов в скважине, дефектов и при герметичности колонны проводят другие работы по ремонту скважин, осуществлению геолого-технических мероприятий и исследованию скважин. Все работы по капитальному ремонту скважины завершают очисткой стенок колонны и забоя от возможных в процессе ремонта отложений твердых частиц с обязательной сменой жидкости, заполняющей скважину.
На заключительном этапе проводят смену технологических НКТ или бурильных труб на эксплуатационные НКТ, монтаж и спуск скважинного оборудования, сборку устьевой арматуры, пуск и освоение скважины, демонтаж подъемной установки со вспомогательным оборудованием, вывоз отработанной жидкости и труб, очистку территории рабочей зоны от посторонних предметов и ее планировку.
Перед спуском ЭЦН, гидропоршневых и электродиафраг-менных насосов, газлифтного оборудования шаблонируют колонны. Нагнетательную скважину перед ремонтом останавливают на несколько дней. Продолжительность остановки определяется темпом снижения пластового давления. В случае превышения пластового давления гидростатического скважину перед ремонтом глушат. В остальном последовательность работ аналогична последовательности работ, выполняемых при ремонте нефтяных скважин.
Источник