Шпаргалка по "Геологии"

 

21. Типы и марки устьевого оборудования, его характеристики.

Устьевое оборудование предназначено для герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и НКТ, а также для  проведения технологических операций, исследовательских и ремонтных  работ.

            В зависимости от типа скважины  различают 3 типа устьевого оборудования:

1. Фонтанная арматура – для герметизации устья фонтанирующих скважин,
2. Нагнетательная арматура – для герметизации устья нагнетательных скважин,
3. Насосная арматура – для герметизации устья скважин, эксплуатируемых глубинными штанговыми насосами и электроцентробежными насосами.

            Изготавливают устьевое оборудование  крестового и тройникового типа, для одного и двух рядов  НКТ.

           Маркируется устьевое оборудование  следующим шифром:

• А – D₁/D_2*PК – если условный проход ствола и боковых труб отличается,
• А – D_*PК – если не отличается,

          где  А –  тип устьевого  оборудования

D₁ – условный проход ствола, мм

D₂ – условный проход боковых труб, мм

D  – условный проход ствола и  боковых труб, мм

P  – рабочее давление, МПа 

K – климатическое исполнение (ХЛ  – для холодных и умеренных  зон)

АУШГН-65/50_*14 - предназначено для герметизации устья скважин, эксплуатируемых глубинными штанговыми насосами, а также для проведения технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Категория размещения I по ГОСТ15150-69.

Техническая характеристика:

1.	Рабочее давление, МПа, не более
1.1.	В трубной головке и обвязке	14
1.2.	В устьевом сальнике
-	при работающем станке-качалке	4
-	при остановленном станке-качалке	14
2.	Условный проход запорных устройств  и элементов обвязки, мм
-	ствола	65
-	боковых труб	50
3.	Тип насоса	ШГН
4.	Масса, кг	160

АУЭЦН-65/50_*14 - предназначено для герметизации устья скважин, эксплуатируемых электроцентробежными насосами, а также для проведения технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Категория размещения I по ГОСТ15150-60.

Техническая характеристика:

1.	Рабочее давление, Мпа, не более
-	В трубной головке и обвязке	14
2.	Условный проход запорных устройств  и элементов обвязки, мм
-	ствола	65
-	боковых труб	50
3.	Тип насоса	ЭЦН
4.	Масса, кг	200

АНК-65_*21, АНК-65_*35, - предназначено для герметизации устья нагнетательных скважин.

В качестве запорного устройства в арматуре на стволе и боковых  отводах используют задвижку с однопластинчатым шибером с уплотнением «металл  по металлу» и принудительной подачи смазки.

Арматура снабжена обратным клапаном для предотвращения перетока жидкости из скважины при временном  прекращении или аварии водовода. В трубной головке предусматривается  подвеска одного ряда НКТ на резьбе переводника.

Арматура имеет быстро сборные соединения для удобства подключения агрегатов при ремонтных  и профилактических работах.

Техническая характеристика:

1.	Условный проход ствола, мм		65
2.	Рабочее давление, МПа		21,35
3.	Нагнетаемая среда	Вода техническая, сточная, нефтепромысловая, температурой не более +80оС

АФК-65_*14 - предназначено для герметизации устья фонтанирующих скважин.

Изготавливается по тройниковой  схеме для подвески одного или  двух подъемных НКТ на резьбовой  подвеске патрубка. В качестве запорного  устройства в арматуре является прямоточная  задвижка ЗМС1 с затвором, герметичность  которого обеспечивается полным контактом  шибера с седлами.

        Для  регулирования дебита скважины  ФА оснащают дросселем регулируемого  типа.

        На  боковых отводах елки и трубной  головки предусмотрены отверстия  для подачи ингибиторов в затрубное  пространство и в ствол елки, карманы для замера температуры  среды, вентилей для замера  давления.

Техническая характеристика:

1.	Условный проход ствола, боковых струн, мм	65
2.	Рабочее давление, МПа	14

 

22. Какая информация должна быть отражена на видном месте на сосудах, работающих под давлением, паровых котлах.

Регистрационный номер, дата наружного осмотра и  гидроиспытания, разрешенное давление.

 

23. Порядок и последовательность действий оператора ЦДНГ при грозовых (аварийных) отключениях электроэнергии на кустовых площадках месторождения.

1. Сообщить оператору пульта управления.
2. Продуть выкидные линии.
3. Отключить газосепаратор.
4. Сообщить об аварии в электроцех.
5. Разрядить газосепаратор в факельную линию.
6. Контроль за состоянием фонда скважин.
7. При подаче напряжения на кусте:

а) проверить автоматическое включение  ЭЦН, ШГН и их подачу

б )произвести ручной запуск скважин  при незапуске автоматически;

в) включить сепаратор в работу;

г) включить автоматику.

8. Сообщить оператору пульта управления.
9. Сообщить руководству ЦДНГ.

 

24. Технология глушения скважины при подготовке к ТКРС.

   Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена. Глушению подлежат все скважины с Рпл. выше гидростатического и скважины, в которых ( согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или ГНВП при пластовых давлениях ниже гидростатического. Проведение Т и КРС без их предварительного глушения допускаются на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления  пластовых флюидов к устью скважины. Перечень таких месторождений ( или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России.

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения  должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического  давления в скважине, превышающее  пластовое ( поровое) давление на величину :

• 10-15% для скважины глубиной до 1200м ( инт. От 0 до

1200м)  но не более 15 КГС/см2 (1.5 Мпа)

• 5-10% для скважины глубиной до 2500м ( инт. От 1200

до 2500м) но не более 25кгс/см2 (2,5Мпа)

• 4-7% для скважины глубиной более 2500м ( инт. От

2500 до проектной глубины) но не  более 35 кгс/см2 (3,5Мпа)

2. Удельный вес жидкости глушения рассчитывается по формуле:

                                       (Рпл.+(0,1- 0,25)Рпл.)Х10     ; 

                             Y =

                                                       Н -   L

  где Рпл. - пластовое давление, кгс/см2;

       Н      - длина ствола  скважины, м

       L      -  удлинение ствола  скважины, м

       (0,1 - 0,25) Рпл. - величина  противодавления на пласт, кгс/см2,

4. Фонтанные скважины и скважины оборудованные УЭЦН глушатся прямой промывкой, а скважины оборудованные ШГН, а также  фонтанные и УЭЦН не имеющие циркуляции ( прохода) по НКТ - обратной. В процессе глушения скважины с колонной Ду 168мм запрещается превышать давление 8 Мпа ( 80атм.), а для колонны  Ду 146мм - 10МПА (100атм) на устье скважины.     (СТП 5804465-055-02 п.4.2 – 4.4)
5. Объем жидкости глушения должен быть не менее величины полного объема э/к до глубины спуска насоса или хвостовика для каждого цикла глушения. Без наличия этого объема на скважине начинать глушение запрещается.    
6. Количество циклов глушения для фонтанных скважин с длиной лифта до интервалов перфорации - 1, для скважин с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации -2, для скважины с глубиной спуска насоса, , хвостовика или НКТ, составляющей менее половины длины ствола до интервала перфорации - 3 цикла.

    В общем спуске  количество циклов определяется  по формуле :

                                                                Н2

                                                   П =    ---------

                                                                  Н1

    где Н2 - длина  ствола  от насоса, конца хвостовика, НКТ до  интервала

                   перфорации,м

          Н1 - длина ствола до насоса, хвостовика, НКТ ,м.

    Количество циклов определяется  до целого числа в сторону  увеличения.

7. Сигналом для прекращения первого и последующего цикла служит появления жидкости глушения совместно со скважинной жидкостью , а для прекращения последнего цикла - выход из скважины только жидкости глушения. При глушении скважины поддерживать противодавление  на линии выхода жидкости из скважины в пределах 2-3 Мпа ( 20-30 атм.).

    Перерыв между циклами  глушения должны составлять :

• для колоны Ду 168мм - 8часов
• для колоны Ду 146мм - 12 часов

8. Прокачивание необходимого объема жидкости глушения должно быть непрерывным. При интенсивнов поглащении жидкости глушения пластом необходимо уменьшить противодавление на пласт, либо прокачать призабойную зону 1-2м3 вязкого водного раствора КМЦ. При глушении скважины рекомендуется применять ПАВ ( из расчета 0,1-0,2% на 1м3 раствора) .  

 

25. Типы штанговых глубинных насосов и их технические характеристики.

Насосы штанговые предназначены  для откачивания из нефтяных скважин  жидкости

-    обводненностью до 99%,

• температуры до 130 ⁰С ,
• содержанием механических примесей до 1300мг/г, минерализацией воды не более 200г/л,
• вязкость не более 0,030 Па*с,
• содержанием свободного газа по объему не более 10%
• содержанием сероводорода не более 50 мг/л
• водородный показатель рН от 4,2 до 6,8 

Различают штанговые насосы по двум видам, это НВ (вставные) и  НН (невставные).

          Вставной насос в собранном  виде спускается в скважину  на колоне штанг и закрепляется  на НКТ с помощью замковой  опоры.

          Невставной насос, а именно  цилиндр спускают в скважину  на НКТ, а плунжер на насосных  штангах.

           Насосы вида НН рекомендуется  использовать при малых глубинах (менее 1400), а вида НВ на больших  (более 1400).

           Штанговые глубинные насосы бывают 5-ти типов:

НВ – 1  с замком вверху

НВ – 2  с замком внизу.

НН - невставной без ловителя.