Подземный ремонт скважин. Виды подземных ремонтов, применяемая техника, оборудования. Коэффициент эксплуатации скважин

Билет № 24. Исследование компрессорных  скважин.

Исследование  компрессорных скважин в большинстве  случаев проводится методом пробных  откачек. При этом темп откачки жидкости (дебит скважины) изменяют путем  увеличения или уменьшения расхода  рабочего агента. В процессе исследования определяют также зависимость дебита скважины от забойного давления, необходимую  для построения индикаторной кривой, F зависимость дебита от расхода  рабочего агента, которая необходима для установления оптимального режима работы скважин. Исследование компрессорной  скважины путем изменения расхода нагнетаемого рабочего агента (газа, воздуха) производят следующим образом. Сначала устанавливают режим работы скважины при минимальном расходе газа, при котором еще происходит подача жидкости из скважины. Этот расход газа поддерживают постоянным в течение нескольких часов для того, чтобы режим работы скважины установился. После этого замеряют рабочее давление дебит нефти, воды и газа, определяют расход рабочего агента. Затем увеличивают расход рабочего агента и при новом режиме повторяют те же замеры. Дебит жидкости возрастает с увеличением расхода рабочего агента лишь до определенного предела, дальнейшее его увеличение влечет за собой уменьшение дебита. Поэтому исследование скважины заканчивают после того, как следующие друг за другом два-три / Маки, дебит {Макс. к. п. д. Расход газа в eff Времени Рис. 11.28. Кривая зависимости дебита жидкости от количества рабочего агента Q — /режима дадут уменьшение дебита при продолжающемся увеличении расхода рабочего агента. По результатам исследования строят кривые зависимости дебита скважины от расхода рабочего агента. На рис. 11.28 приведена обобщенная кривая зависимости дебита жидкости от расхода газа — кривая Q — / (F0)- Эта кривая имеет четыре характерные точки: начало выброса 1, наименьшего удельного расхода 2 (максимального к. п. д.), максимального дебита (точка перегиба 5) и прекращения подачи 4 (пролета). Точка максимального к. п. д., представляющая собой точку пересечения касательной, проведенной из начала координат, с кривой Q = / (F0)> находится на левой ветви. Точка начала выброса располагается на некотором удалении от начала координат (не при всяком расходе рабочего агента компрессорная скважина может работать). Из кривой Q — / (F0) видно, что с увеличением расхода рабочего агента (газа, воздуха) дебит жидкости сначала возрастает, а г^тем, достигнув максимального значения, снижается до полного прекращения подачи. Это явление объясняется тем, что уровень жидкости в скважине по мере увеличения расхода газа оттесняется от башмака подъемных труб и газ, поступая в них, захватывает все меньшее количество жидкости. Обычно по результатам исследования компрессорной скважины строят кривую Q = / (F0) и на этом же графике строят кривую удельного расхода рабочего агента (рис. 11.29), показывающую, как при различных отборах жидкости изменяется количество нагнетаемого газа, необходимого для подъема из скважины 1 т жидкости. Кривую удельного расхода рабочего агента можно получить делением расхода на соответствующий ему дебит. На рис. 11.29 видно, что наименьший удельный расход газа получается не при максимальном дебите скважины, а при несколько меньшем отборе. По кривым 1 ж 2 определяют количество нагнетаемого рабочего агента, необходимое для эксплуатации данной скважины. Режим работы скважины устанавливают в зависимости от допускаемого отбора жидкости и производительности компрессорной станции. Если количество сжатого газа достаточно для полного обеспечения им всех скважин на РИТСе и дебит скважин можно не ограничивать, то работают на режимах максимального дебита, который характеризуется наивысшей точкой на кривой 1. Если сжатого газа на РИТС не хватает или по технологическим или геологическим причинам отбор жидкости из скважин ограничен, тогда работают на режимах минимального удельного расхода газа. Режим работы скважин пересматривают один раз в месяц или один раз в квартал в зависимости от стадии разработки месторождения. 

Билет №77. Раздельная эксплуатация в одно скважине двух или более пластов.

Большинство нефтяных и газовых месторождений являются многопластовыми, т. е. состоят из ряда залежей, расположенных поэтажно один над другим. Если залежи (пласты, горизонты) имеют различную характеристику, то разработка каждой из них производится отдельными сетками скважин или  же (при единой сетке) нефть отбирается из верхних горизонтов скважинами, пробуренными на нижний, так называемый опорный, горизонт после его истощения (путем возврата скважин на вышележащие горизонты). 
В первом случае для одновременной разработки всех пластов необходимо бурение значительного числа скважин на каждый продуктивный горизонт, что связано с большими капиталовложениями на бурение и обустройство промысловых площадей. 
Во втором случае разработка месторождения затягивается на десятилетия, добыча в процессе разработки оказывается незначительной, так как в каждой скважине одновременно в эксплуатации находится лишь один горизонт. 
Ускорения разработки многопластового месторождения и уменьшения капиталовложений можно достичь применением раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. 
Сущность этого метода заключается в том, что все продуктивные пласты месторождения (или основные из них) разбуривают одной сеткой скважин; в скважины спускают специальное оборудование, обеспечивающее одновременное извлечение нефти из каждого пласта на поверхность по отдельным каналам. 
Наибольшее распространение получил метод раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. 
В этом случае каналами для извлечения нефти на поверхность могут быть спускаемые в скважину: 
а) два параллельных ряда подъемных труб; 
б) два концентрических ряда труб. 
В Советском Союзе применяют способы раздельного отбора продукции из двух пластов в одной скважине, раздельного нагнетания рабочего агента (воды, газа) в два пласта через одну скважину, 
98 
а также комбинированный способ, при котором из одного пласта отбирают продукцию, а в другой пласт через эту же скважину закачивают воду. 
Раздельная эксплуатация одной скважиной двух пластов может осуществляться в зависимости от условий притока жидкости и газа в скважину в следующих вариантах: 
1) эксплуатация обоих пластов фонтанным способом; 
2) эксплуатация одного пласта фонтанным, другого механизированным способом (компрессорным, штанговой насосной установкой или бесштанговым центробежным электронасосом); 
3) эксплуатация обоих пластов насосным способом (штанговыми или бесштанговыми насосными установками). 
Каждый из перечисленных вариантов может быть осуществлен в нескольких разновидностях, различающихся между собой конструкциями подземного и наземного оборудования. 
Рассмотрим некоторые схемы оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. 
Установка типа УФЭ предназначена для раздельной добычи нефти фонтанным способом из двух пластов одной скважиной с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм по двум параллельным рядам чруб. В установке предусмотрена транспортировка продукции каждого пласта на дневную поверхность по самостоятельным каналам параллельных насосно-компрессорных труб и фонтанной арматуры. Наличие самостоятельных для каждого пласта каналов и прямоточных задвижек в наземном оборудовании позволяет в каждом из них применять существующие методы (в том числе механические) борьбы с отложениями парафина, исследовать пласты с помощью глубинных приборов, раздельно регулировать режимы работы эксплуатируемых объектов и воздействовать на призабойную зону. 
Установки этого типа, выпускаемые под шифром 2УФЭ-168-200, могут быть использованы при фонтанировании обоих пластов и при фонтанировании нижнего пласта и газлифтной эксплуатации верхнего. 
Наземное оборудование представляет собой сдвоенную фонтанную арматуру штампосварного исполнения, двухструнную, которая в случае необходимости легко компонуется в однострунную. Запорные органы арматуры — боковые и сдвоенные, стволовые, прямоточные шиберные задвижки. Подвеска параллельных^рядов насосно-компрессорных труб осуществляется для первого ряда резьбовым соединением в сдвоенной катушке, для второго ряда — в трубодержателе. 
Для обеспечения надежности уплотнения двух прокладок в одной плоскости в месте соединения сдвоенной задвижки с трубной подвеской служит компенсирующее устройство с регулировочными винтами. 
Режим работы скважин регулируется с помощью штуцеров с минералокерамическими насадками, устанавливаемых на выкидных линиях арматуры. При необходимости могут быть использованы регулируемые штуцеры различных типов. 
7* 99 
Подземное оборудование подвешивается на первом ряду насосно-компрессорных труб в следующем (сверху вниз) порядке: коническая глухая подвеска, перепускной клапан 2КПО-73, якорь, пакер 2ППР механического действия и башмачный клапан на конце под-пакеряых насосно-компрессорных труб. В конической глухой подвеске подвешивается концентрично первому ряду внутренний ряд насосно-компрессорных труб, обеспечивающий возможность замещения рабочего агента, начиная от фильтровой зоны нижнего пласта. 
Над каждой муфтой насосно-компрессорных труб первого и второго рядов устанавливают конические разрезные кольца, позволяющие производить беспрепятственный спуск и подъем второго ряда труб. 
Разобщение раздельно эксплуатируемых пластов осуществляется с помощью пакера механического действия типа ППР. При необходимости можно применять пакеры гидромеханического и гидравлического действий. После посадки пакера надежность разобщения пластов обеспечивается осевой нагрузкой, создаваемой весом насосно-компрессорных труб, воспринимаемой резиновыми уплотнителями. 
Перепускной клапан одностороннего действия позволяет производить освоение, глушение скважины и прямую прокачку рабочего агента из колонны труб в затрубное пространство. 
Башмачный клапан, состоящий из седла с шариком, служит для предотвращения поглощения рабочего агента нижним пластом при прокачке. Шарик забрасывается в первый ряд насосно-компрессорных труб в скважине перед началом освоения и выносится на поверхность при фонтанировании струей продукции нижнего пласта. 
Значительные перепады давления между пластами, вызываемые избыточным давлением нижнего пласта, могут привести к продольным перемещениям и деформации колонны насосно-компрессорных труб первого ряда. 
Для предотвращения этого явления пользуются специальным гидравлическим якорем, рассчитанным на максимальное рабочее давление 200 кгс/см2 и максимальное осевое усилие 7 тс, который устанавливается непосредственно над пакером или несколько выше его для фиксирования крепления насосно-компрессорных труб на заданной глубине. 
Монтаж и демонтаж наземного и подземного оборудования установки 2УФЭ-168-200 производится обычным инструментом и оборудованием, применяемым на РИТСах. 
Установка типа УЗФ (рис. 11.31) предназначена для раздельной эксплуатации скважин с эксплуатационной колонной диаметром 146 и 168 мм по технологической схеме закачка — фонтан. 
Наземное оборудование состоит из деталей серийно выпускаемой фонтанной арматуры 1. 
Подземное оборудование, представляющее собой двухрядную концентрическую подвеску колонны насосно-компрессорных труб 2 
100 
и 5, состоит из пакера механического действия 7 типа ППР, муфты 6 перекрестного потока, глухой конической подвески 4 и разобщителя 3. Ниже пакера на насосно-компрессорной трубе 8 диаметром 48 мм 
/о 
Рис. 11.31. Установка типа УЗФ: 
J — арматура; 2 и 5 — колонна насосно-компрессорных труб соответственно наружного (первого) и внутреннего (второго) рядов; s — разобщитель; 4 — глухая коническая подвеска; в — муфта перекрестного потока, 7 — пакер механического действия; « — колонна насосно-компрессорных труб диаметром 48 мм, подвешенных на глухой конической подвеске; 9 — перепускной клапан внутреннего действия типа 2КПО-73, |Ю — заглушка 
•"•:-.'.i 
Рис. 11.32. Установки типа УЗН: 
1 — арматура; 2 — колонна насосных штанг; з — колонна лифтовых насосно-компрессорных труб; 4 — глубинный штанговый насос; 5 — пакер гидромеханического действия; в — обратный клапан; 7 — пакер механического (гидравлического) действия; * — внутренний концентрический ряд насосно-компрес-^сорных труб 
подвешен перепускной клапан 9 внутреннего действия типа 2КПО-73, к нижнему концу которого присоединена заглушка 10. 
Для освоения скважин во внутреннюю полость насосно-компрес-сорных труб 5 закачивают более легкий рабочий агент (воду, нефть, газ или воздух), который под действием избыточного давления открывает перепускной клапан 9, вытесняет имеющуюся в скважине 
101 
жидкость по внутренней полости колонны насосно-компрессорных труб и далее по кольцевому пространству между двумя рядами труб поднимает на дневную поверхность. Закачку воды в нижний пласт производят по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб 2 и 5. 
Установка типа УЗН (рис. 11.32) применяется при раздельной эксплуатации скважин с эксплуатационными колоннами диаметром 146 и 168 мм по технологической схеме закачка — насос. 
Наземное оборудование 1 установки состоит из крестовика, задвижек, планшайбы и узла сальника для уплотнения полированного штока подвески глубинного насоса. 
Подземное оборудование состоит из пакера 7 механического действия типа ППР, к верхнему концу которого присоединяют промывочный клапан 6 и насосно-компрессорную трубу, расположенную концентрично внутренней полости пакера; пакер 5 гидромеханического действия; муфты перекрестного потока; колонны насосно-компрессорных труб 3 и глубинного вставного насоса 4, спускаемого в колонну насосно-компрессорных труб 3 на колонне штанг 2. 
До спуска в скважину глубинного насоса находящийся в скважине глинистый раствор заменяют водой или нефтью, для чего рабочий агент нагнетают в центральный канал насосно-компрессорных труб и вытесняют имеющуюся в скважине жидкость из труб в затрубное пространство через промывочный клапан 6, центральный канал и муфту перекрестного потока. Этим же способом при необходимости можно произвести промывку фильтровой зоны нижнего пласта с целью ее очистки от песчаной пробки и т. п. Затем на насосных штангах 2 спускают глубинный насос и производят окончательную сборку наземного оборудования и освоение верхнего пласта. 
Закачиваемая по затрубному пространству вода, проходя через муфту перекрестного потока в центральный канал, поступает в нижний пласт. При этом промывочный клапан 6 вследствие разности давлений предотвращает возможность сообщения закачиваемой воды с продукцией верхнего пласта. Отбираемая из верхнего пласта глубинным насосом жидкость, проходя через муфту перекрестного потока по центральному каналу, транспортируется на дневную поверхность. 
 
Билет №96. Техника безопасности при освоении скважин.

Освоение скважин  производить по плану; утвержденному  главным инженером и главным  геологом предприятия. При необходимости  изменения технологии последующих  вызовов притока план для скважины составить и утвердить заново. 
Руководителем работ на скважине должен быть инженерно-технический работник, указанный в плане работ. Он руководит подготовкой скважин и ее территории к освоению, опрессовкой нагнетательных линий, обеспечивает выполнение намеченной технологий работ и правил по охране труда и окружающей среды НА объекте. Руководитель работ может отлучаться со скважины только при обычных по технологии работах, после инструктажа рабочих, опрессовки оборудования и назначением старшего из числа оставшихся рабочих с соответствующей записью в журнале учета работа компрессора. 
В плане работ следует указать число работающих, мероприятия и средства обеспечения их безопасности, включая дыхательные аппараты, меры по предупреждению аварий, средства и график контроля содержания сероводорода в воздухе рабочей зоны и мероприятия на случай превышения ПДК. 
С планом должны быть ознакомлены все работники, связанные с освоением и исследованием скважин. 
К плану работ должна прилагаться схема расположения оборудования, машин, механизмов с указанием маршрутов выхода из опасной зоны в условиях возможной аварии и загазованности при любом направлении ветра, а также схема расположения объектов в санитарно-защитной зоне и близлежащих населенных пунктов. 
Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием. 
Типы резьбовых соединений труб для отводов должны соответствовать ожидаемым давлениям, быть смонтированы и испытаны на герметичность опрессовкой на величину 1,25 от максимального давления. 
Отводы следует крепить к бетонным или металлическим стойкам, при этом не должно быть поворотов и провисаний. Способ крепления отвода должен исключать возможность возникновения местных напряжений. 
К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространства. 
Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Для нефтяных скважин с газовым фактором менее 200 м3/т длина линии может составлять 50 м. Во всех других случаях длина линии глушения должна быть не менее 100 м. 
Предохранительный клапан установки (разрывная диафрагма) должен быть соединен индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливания нефти, конденсата и других жидкостей. При этом должен быть исключен обратный переток нефти, конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов. При содержании сероводорода в газе более 8% должна быть смонтирована специальная факельная система. 
Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины соответствующей плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине, а также запас материалов и химических реагентов согласно плану работ на освоение скважины. 
В случае отсутствия возможности утилизации продукта запрещается освоение и исследование эксплуатационных скважин. Допускается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со сжиганием газа. 
При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм. 
Вызов притока и исследования скважины должны проводиться только в светлое время, при направлении ветра от ближайших населенных пунктов. 
На время вызова притока из пласта и глушения необходимо обеспечить: 
постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику, утвержденному техническим руководителем предприятия, уполномоченного заказчиком на проведение этих работ; 
круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации; 
постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов; 
готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса. 
При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием: 
природного или попутного нефтяного газа; 
двух- и многофазных пен, инертных к сероводороду и к углекислому газу; 
инертных газов; 
жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу. 
Использование воздуха для этих целей запрещается. 
Запрещается при исследовании и освоении скважины подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата. 
Запрещается производить освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек, в период паводка. 
Проволока, применяемая для глубинных исследований, должна быть коррозионно-стойкой, цельной. При подъеме проволока должна проходить через герметичное устройство с нейтрализатором сероводорода. 
Перед открытием задвижки на узле отвода, а также при спуске (подъеме) глубинного прибора в скважину работники, не связанные с этими операциями, должны быть удалены на безопасное расстояние в наветренную сторону. 
Открывать задвижки на узле отвода и извлекать приборы из лубрикатора, разбирать их следует в изолирующих дыхательных аппаратах. 
По окончании освоения или исследования скважины приборы, аппаратура, спецодежда должны пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода. 
По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры. 
Особенности освоения скважин с сероводородом 
Освоение скважин, в продукции которых содержится сероводород, газом запрещается. Освоение таких скважин производить заменой жидкости, имеющейся в скважине, на более легкую; пеной без перехода на закачку газа, глубинным насосом, в том числе передвижным.  
Работника должны быть обеспечены фильтрующими противогазами марки В, КД, или БКФ и сигнализатором сероводорода. 
Во время освоения все работники должны находится с наветренной стороны от скважины и приемной емкости. К устьевой арматуре, пробоотборному крану и приемной емкости подходить и в загазованную зону входить, в противогазе. 
Выходящую из скважины газожидкостную смесь, содержащую сероводород, в обустроенных скважинах подавать в систему сбора. 
При появлении сероводорода из скважины, в продукции которой он не содержится, остановить процесс, выпустить рабочий агент из скважины и прекратить работе по освоению до ликвидации его причины. 
Общие подготовительные работы 
Подготовку территории (планировку, удаление пролитой нефти в других материалов), приемной емкости, выкидных линий, средств освещения рабочих мест, доукомплектование устьевой арматуры шпильками, замену жидкости, имеющейся в скважине, на более легкую, и другие подготовительные работы производить накануне (в предыдущие дни) освоения. 
Перед начатом освоения скважины все участники работ должны быть ознакомлена с порядком ведения процесса и пройти инструктаж по технике безопасности с записью в журнале учета работы компрессора. 
При расстановке на территории скважины передвижной техники и приемной емкости учесть направление ветра для исключения попадания газов на людей и технику, а также обеспечить удобство контроля и управления процессом работ.  
Расстояния между объектами должны быть: 
- от передвижной техники (компрессор, насосный агрегат, исследовательская машина и др.) до устья скважины и приемной емкости - не менее 25 м; 
- от компрессора до другой передвижной техники - не менее 10 м; 
- между автоцистернами я насосным агрегатом - не менее I м; 
- от культбудки до устья скважина - не менее 50 м. 
Выкидную линию из скважины в приемную емкость собирать из НКТ с внутренним диаметром не менее 50 мм, надежно и жестко закрепить возле устья в местах поворота и у приемной емкости с помощью штопорных или стационарных якорей, рассчитанных на реактивное усилие потока не менее I т. 
До подключения нагнетательной линии давление в скважине снизить до атмосферного путем выпуска накопившегося газа в приемную емкость через выкидную линию. При этом люди должны быть выведены из зоны выпуска газа в наветренную сторону. В загазованную зону разрешается входить только в противогазе. 
Общие требования к процессу вызова притока 
В течение всего процесса вызова притока на расстоянии менее 25 м от устья скважины и от емкости для приема жидкости из скважины запрещается: 
- производство работ, не связанных с освоением скважины; 
- пользоваться открытым огнем (курение, сжигание нефти и газа, электрогазосварочные работы и др.); 
- пребывание техники, не оборудованной искрогасителями на выхлопных трубах; 
- пребывание посторонних лиц. 
При многократных вызовах притока газом на одной и той же скважине необходимо на каждом пятом выезде, но не позднее 30 часов суммарной продолжительности закачки газа в скважину, вызов производить с закачкой пены (по разделу 5 или 6) для удаления нагаромасляных отложений и окислившейся пленки нефти. 
О проведенной обработке сделать запись в акте на окончание освоения скважины. 
Для смазки цилиндров компрессора в канистры заливать специально отобранное масло, хранящееся в предназначенной только для этого металлической емкости. При перевозках и хранении компрессорного масла такого назначения, начиная от отбора из железнодорожной цистерны, должны быть приняты все необходимые меры против загрязнения нефтепродуктами, водой, пылью, продуктами распада отложений и другими примесями. Качество этого масла должно подтверждаться актом о соответствии ГОСТу, имеющимся у ответственного за горюче-смазочные материалы. 
Все узлы, используемые в обвязке компрессора со скважиной, один раз в год в собранном виде испытываются на прочность при пробном (полуторократном от рабочего) давлении с записью в журнале учета работы компрессора и составлением акта. АКТ об испытании утверждается главный инженером предприятия, владельца компрессора. 
Предохранительные и обратные клапана компрессора, а также участок газопровода, смонтированный на компрессорной установке, от нагаромасляннх отложений очищать не реже одного раза в 3 месяца. Остальную часть газопровода и холодильники компрессора очищать не реже одного раза в год. Очистку производить промывкой 3% раствором сульфонола, пропаркой. 
Старший механик, ответственный за техническое состояние компрессора должен: 
- производить периодический осмотр компрессора с проверкой режима его работы по графику ППР, но не реже одного раза в месяц; 
- проверить правильность подачи масла в цилиндры не реже одного раза в 3 месяца; 
При осмотре мех.устройства необходимо разобрать и очистить от отложений, смазать притертые и трущиеся поверхности тонким слоем антифрикционной смазки (графитной БВН-1 или крановой ЛЗ-162) и собрать. При сборке штуцирующего крана устройства пробку вставить в корпус в положение закрыто так, чтобы тонкое отверстие в пробке (предназначенное для выравнивания давлений в скважине и полости пробки) было расположено с противоположной мелким выпускным отверстиям стороны. Пробку к корпусу поджимать гайкой натяга постепенно и при непрерывном поворачивании пробки, не допуская выдавливания смазки и добиваясь поворота рычага усилием 15-20 кгс. 
Машинисту компрессорной установки выдать на руки Инструкцию по охране труда машиниста компрессорной установки, из заводской инструкции по эксплуатации компрессорной установки (смазка, давление, температура по ступеням и др), кроме того на объектах он должен иметь при себе журнал учета работы компрессора. 
В журнале учета работы компрессора ведутся записи: 
- об испытаниях обвязки компрессора с устьем скважины; 
- о режиме работы компрессора на объектах и при проверке; 
- о скорости расхода компрессорного масла по ступеням; 
- о ежегодных испытаниях на прочность комплектных узлов, результатах периодического осмотра и обнаруженных неисправностях, проведенных очистках и ремонтах обратных клапанов газопровода. 
Исследования со спуском глубинных приборов 
Перед началом работ с закачкой газа проверить исправность заземления электрооборудования на устье скважины. Лебедку заземлить, независимо от наличия в исследовательской машине электрооборудования, подсоединением к обсадной колонне или с помощью переносного заземлителя. 
Если предстоит закачка рабочего агента в НКТ, то одновременно с нагнетательными линиями испытать на герметичность и лубрикатор с приготовленным для спуска глубинным прибором при открытой буферной и закрытой центральной задвижках. 
Прибор в скважину спустить до начала закачки рабочего агента и установить ниже нижнего конца НКТ. Перемещения глубинного прибора в скважине, находящейся под давлением газа или пены, допускаются только ниже нижнего конца НКТ. 
Глубинный прибор поднимать только после выпуска рабочего агента из скважины. При исследованиях с закачкой газа и отсутствии фонтана подъем прибора, начиная от глубины уровня пусковой муфты или башмака, которую достиг газ при закачке, производить со скоростью не более 30 м/мин (на I передаче при малых оборотах двигателя). Скорость подъема контролировать по счетчику глубины и секундомеру. 
Работа с поверхностно-активными веществами. Поверхностно-активные вещества (ПАВ), используемые для пенообразования, малотоксичны, вызывают легкое раздражение слизистой оболочки я поврежденной кожи, в концентрированном виде пожароопасны. Неионогенные ПАВ (ОП-10, превоцел, диссолван и др.) не разрушаются микроорганизмами. Поэтому должны быть приняты следующие меры: 
Не допускать попадания раствора ПАВ в водоемы и источники питьевой воды. Жидкость и пену из скважины подавать в нефтесборный коллектор или приемную емкость для последующего сброса в систему сбора и закачки в пласты промысловых сточных вод. 
Пользоваться спецодеждой и рукавицами, избегать попадания ПАВ в глаза. ПАВ для мытья рук не использовать. 
При хранении концентрированных ПАВ и работе с ними соблюдать правила противопожарной безопасности. 

Билет №97. Охрана окружающей среды при освоении скважин.

4.5 С целью предупреждения попадания в почву, поверхностные и подземные воды отходов бурения и испытания скважин, хозбытовых стоков, загрязненных дождевых стоков с площадки буровой, до начала бурения скважин организуется система сбора, накопления и учета отходов бурения, включающая: 4.5.1 Нагорную канаву или обваловку, ограждающую отведенный участок от попадания на него склонового поверхностного стока. 4.5.2 Формирование путем соответствующей планировки технологических площадок, их гидроизоляцию и установку лотков для транспортировки буровых сточных вод к узлу сбора. 4.5.3 Устройство трубопроводов и лотков для транспортирования отработанных буровых растворов и буровых сточных вод в места их хранения. 4.5.4 Строительство накопительных амбаров или установка емкостей, обеспечивающих раздельный сбор отходов бурения и продуктов испытания скважин по их видам. 4.5.5 Оборудование замкнутой системы водоснабжения с использованием металлических емкостей, технических средств очистки БСВ, а также контейнеров для сбора и вывоза шлама при безамбарном способе бурения. 4.5.6 Обвалование по контуру отводимого участка, где существует угроза затопления паводковыми или нагонными водами. 4.6 Гидроизоляция технологических площадок должна осуществляться (в зависимости от наличия материалов и технико-экономических условий) одним из способов: металлическими листами, синтетической пленкой, гидроизоляционными композициями (на основе глины, извести, цемента, полимерных материалов), железобетонными плитами, деревянными щитами с битумным покрытием и другими не менее надежными методами [2.16, 2.17]. Гидроизоляционные материалы наносятся на предварительно спланированные площадки с уклоном 8-10ё от центра к периферии, по контуру которых устанавливаются железобетонные или металлические лотки для транспортировки стоков к узлу сбора. 4.7 При невозможности организовать бурение без применения шламовых амбаров для сбора, хранения образующихся в процессе бурения производственно-технических отходов на территории буровой должны сооружаться земляные амбары трех видов: - для сбора выбуренной породы и отработанного бурового раствора; - для сбора буровых сточных вод, отстоя их и очистки; - для сбора нефти в процессе испытания скважины - на выкидах превентора. 4.8 В случае если почвенно-ландшафтные условия бурения скважин не позволяют сооружать земляные амбары указанных видов, допускается сброс БСВ, ОБР и БШ в один амбар, который должен быть двухсекционным. При этом первая секция является накопительной, в которую сбрасываются БСВ, ОБР и БШ, а вторая секция - отстойной, в которую поступает лишь жидкая часть отходов бурения (БСВ и ОБР), где происходит отстаивание БСВ с целью их повторного использования в системе оборотного водоснабжения буровой. Накопительная и отстойная секции амбара в этом случае соединяются между собой с помощью труб. 4.9 Размеры амбаров определяются объемами образующихся отходов бурения. При их расчете следует руководствоваться «Методическими указаниями по определению объемов отработанных буровых растворов и шлама при строительстве скважин» [3.102; приложение 6]. 4.10 Амбар должен иметь по периметру обваловку из минерального грунта высотой не менее 0,5 м и проволочное ограждение. 4.11 В местах с близким залеганием грунтовых и подпочвенных вод, а также в районах распространения сильнольдистых ММП земляные амбары строятся в теле насыпной площадки с обваловкой из местных или привозных грунтов. При этом дно амбара должно быть выше на 0,3 м максимальной отметки уровня грунтовых вод. 4.12 Дно и стенки сооружаемых земляных и насыпных амбаров должны гидроизолироваться. Гидроизоляция проницаемых грунтов может выполняться цементно-глинисто-полимерными композициями, цементно-глинистой пастой. Кроме того, гидроизоляция дна амбара может осуществляться буровым раствором толщиной не менее 10 см. В качестве одного из компонентов гидроизоляционного состава на основе цемента и глины может использоваться отработанный буровой раствор. Для нанесения противофильтрационного покрытия рекомендуется применять цементировочный агрегат. По согласованию с местными органами СЭС и охраны природы могут быть использованы, кроме указанных материалов (композиций), и другие составы, которые способны формировать надежные гидроизоляционные покрытия на проницаемом грунте. 4.13 Заполнение амбара отходами бурения должно осуществляться не ранее чем через 24 часа после нанесения гидроизоляционного экрана и его затвердения. 4.14 Гидроизоляция может быть выполнена пленочным покрытием из водонепроницаемых материалов (полиэтиленовая пленка, битумизированные материалы, кровельные материалы типа рубероида и т.д.). После укладки гидроизоляционного материала с целью обеспечения плотности его прилегания на дно амбара следует наносить слой глинистого грунта или глинистого раствора толщиной не менее 5 см. 4.15 Для организованного сброса отработанного бурового раствора (не используемого повторно) из циркуляционной системы буровой установки в шламовый амбар или при очистке емкостей, а также с целью исключения попадания бурового раствора в амбар с БСВ рекомендуется сбросные люки емкостей и желобов циркуляционной системы (ЦС) обвязывать в единый дренажный коллектор. 4.16 Очистка БСВ может осуществляться известными методами, наиболее эффективными из которых являются: - физико-химические (реагентная коагуляция, электрокоагуляция с последующим отстоем); - механические (отстой, фильтрование, центрифугирование). При этом используются или специальные установки, или очистка методом реагентной коагуляции непосредственно в шламовом амбаре. 4.17 Очищенная (осветленная) вода используется в системе замкнутого (оборотного) водоснабжения буровой при условии, что она очищена до параметров, отвечающих требованиям, предъявляемым к оборотной воде (таблица 3). Очищенная техническая вода используется для технологических нужд буровой (приготовление бурового раствора, обмыв оборудования, приготовление пара и т. д.). Очищенные буровые сточные воды и их осадок могут быть использованы для орошения и удобрения, если они удовлетворяют требованиям, предъявляемым к таким водам и их осадкам [2.18], при условии постоянного контроля за загрязнением почв [2.49]. 4.18 Рациональным способом утилизации очищенных сточных вод при строительстве эксплуатационных скважин является закачка их в нефтяной коллектор или коллектор системы поддержания пластового давления. 4.19 В случаях, когда по организационно-техническим или другим причинам невозможно осуществлять закачку осветленной сточной воды из амбара в сборный коллектор, рекомендуется подземное захоронение жидкой фазы отходов бурения - только по согласованию со специально уполномоченными на то государственными органами Российской Федерации в области охраны окружающей природной среды, санитарно-эпидемиологического надзора [3.1, ст. 54, п. 2]. 4.20 Выбор направления утилизации или сброса очищенных сточных вод производится в каждом конкретном случае в соответствии с почвенно-ландшафтными, горно-геологическими и природно-климатическими условиями строительства скважин. 4.21 В процессе бурения отработанные буровые растворы могут быть использованы для приготовления новых буровых растворов для проходки нижележащих интервалов, а после окончания бурения скважины оставшийся буровой раствор вывозится для повторного использования на других буровых либо подвергается регенерации, утилизации или захоронению в специально отведенных местах, согласованных в установленном порядке с соответствующими органами [3.1, ст. 54, п. 2]. Отработанные жидкости для закачивания скважины, в частности кислоты, для гидроразрыва пласта должны храниться в отдельных емкостях и не смешиваться с буровыми растворами. 4.22 Обезвреживание отработанных буровых растворов и шлака, в том числе отходов, остающихся в амбаре после откачки БСВ, может производиться следующими методами: - термическим; - отверждением; - химической нейтрализацией с последующим отверждением. Выбор метода обезвреживания отходов бурения производится в каждом конкретном случае в зависимости от опасности отходов и необходимых способов их обезвреживания, обеспечивающих охрану окружающей среды. 4.23 С целью предупреждения (снижения) загрязнения окружающей природной среды при бурении скважин без строительства шламовых амбаров шлам обезвреживается и утилизируется на месте работ или в контейнерах отвозится в специально отведенные места, которые определяются решением органов самоуправления по согласованию со специально уполномоченными органами Российской Федерации в области охраны окружающей природной среды, санитарно-эпидемиологического надзора 3.1, ст. 54, п. 2; приложения 7]. 4.24 Нефть и нефтепродукты, собираемые в металлических емкостях или в амбарах в процессе испытания (освоения) скважин, перекачиваются в нефтяной сборный коллектор или вывозятся в места сбора с использованием специально оборудованных транспортных средств. При строительстве разведочных скважин в отдаленных труднодоступных местах нефть закачивается в пласт, а при невозможности закачки - сжигается по согласованию с местными комитетами по охране природы и службами санитарно-эпидемиологического надзора (приложения 7). МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА 4.25 При строительстве скважин загрязнение атмосферного воздуха вредными веществами происходит на всех этапах строительства. 4.26 К основным мероприятиям по охране атмосферного воздуха при строительстве скважин относятся: - уточнение по сравнению с предпроектными проработками состава, количества и параметров выбросов источников загрязняющих веществ;  - разработка комплекса воздухоохранных мероприятий по сокращению выбросов вредных веществ с учетом полученных результатов 4.27 Источники загрязнения атмосферного воздуха, выделяемые ими вредные вещества и методики расчета этих веществ по этапам строительства скважин, представлены в таблице 4. 

Билет №45. Методы и способы  вызова притока.

Движение нефти  из пласта к забою скважины происходит при условии

Р_пл>Р_заб + Р_сопр,      

где Р_пл – пластовое давление

Р_заб  - давление на забое скважины; Р_заб = (ρ_т.ж.- ρ_л.ж.)g∙H;           

P_сопр – давление на преодоление сопротивления движению жидкости  (P_сопр=ΔP_з.п.+ ΔP_к).

Однако после  проведения скважины, вскрытия пласта, установки и перфорации обсадной колонны труб, скважина и призабойная зона заполнены глинистым раствором буровой промывочной жидкости, а поверхность забоя загрязнена глинистой взвесью, коркой. Кроме того, воздействие на прилегающую к забою скважины породу ударных волн при перфорировании вызывает физико-химические процессы в прилегающих слоях пористой среды, в результате чего образуется зона с пониженной проницаемости или с полным ее отсутствием.

Т.к. Р_заб = (ρ_т.ж.- ρ_л.ж.)g∙H, то из этого выражения следует, что для получения притока необходимо: снизить высоту столба буровой жидкости в скважине Н, уменьшить плотность этой жидкости ρ, а также уменьшить величину составляющей P_сопр=ΔP_з.п.+ ΔP_к. Основным методом вызова притока из пласта является снижение давления на забой Р_заб, что осуществляется следующими способами: тартанием; поршневанием (свабированием); заменой бурового раствора на более легкую жидкость; компрессорным разгазированием; прокачкой газожидкостной смеси; откачкой бурового раствора глубинными насосами. Тартание – извлечение жидкости цилиндрической емкостью (желонкой) в нижней части которой установлен клапан. Желонка опускается лебедкой под уровень жидкости, наполняется и поднимается на поверхность. Процесс трудоемкий и малопроизводительный. Так, для снижения уровня на 500 м в колонне Ø 168 мм желонкой Ø 114 мм и длиной 10 м  (V=0,4м³)  необходимо сделать 110 рейсов. Применяется метод при низком пластовом давлении и извлечении осадка с забоя. Поршневание – способ  понижения уровня жидкости в скважине, в которую опущена колонна НКТ с использованием сваба-поршня-трубы Ø 25-37,5мм с клапаном в нижней части. При спуске сваба под уровень жидкости сваб заполняется жидкостью через клапан и отверстие в верхней части. При подъеме сваба клапан закрывается, а эластичные манжеты на корпусе сваба распираются давлением жидкости, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. Метод в 10-15 раз производительней тартания и применяется за рубежом для контроля притока и длительного дренирования пласта при высоком пластовом давлении с установкой соответствующего устьевого оборудования. Недостатки: аварии с обрывом каната, заклинивание сваба, наличие открытого устья, что связано с опасностью выброса. Замена скважинной жидкости осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы. Затем насосами легкая жидкость нагнетается в межтрубное пространство. Глинистый буровой раствор ( ) уходит по НКТ. Производя промывку скважины путем замены глинистого бурового раствора водной или дегазированной жидкостью, можно получить уменьшение забойного давления  за счет уменьшения плотности:        ,  где    плотность тяжелой жидкости  (бурового раствора);  плотность легкой жидкости (промывочной воды, нефти);