Файл: Нефтегазовое дело направленности (профиля) программы Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти всех форм обучения Альметьевск 2019.docx

стрелки.

На манометре должна быть установлена контрольная стрелка

показывающая максимальное рабочее давление.

Манометр выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления находились в средней трети шкалы манометра.

Перед глушением скважин, оборудованных ШГН, необходимо установить балансир станка качалки в верхнее положение. В скважинах, оборудованных вставным насосом и удлиненным полированным штоком, извлечь насос из замковой опоры. В скважинах, оборудованных ЭЦН, разрушить сбивной клапан сбросом ломика через лубрикатор в НКТ.

Стравливание давления из скважины. Останавливается скважина, для чего необходимо выполнения ряда требований. На всех задвижках промывочного оборудования необходимо проверить наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки. Производится разрядка скважины открытием задвижки. Проверяется исправность запорной арматуры. Открытие задвижки осуществляется вращением (поворотом) штурвала в направлении, указанном на штурвале (в основных случаях - в направлении против часовой стрелки).

Сборка линий. Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления. Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины; в местах соединений производится их укладка на деревянные выкладки; проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле трубы; ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка БРС в направлении по часовой стрелке; ударами кувалды производится закрепление гайки БРС; для возможности сборки линий в различных плоскостях в отношении к труб друг к другу

---

применяются стальных шарнирных соединений высокого давления соединение которых с трубами аналогична приведенному выше.





Рисунок 6.2 – Быстроразъемное соединение БРС Испытание на герметичность.

После сборки линий производится испытание линий на герметичность. Для испытания на герметичность выполняют следующие этапы:

• 
  закрывается задвижка на ФА;
  
• 
  удаляется персонал из опасной зоны;
  
• 
  по команде руководителя работ начинается нагнетание жидкости в
  

напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления

(указано в плане работ)

• 
  линии считаются герметичными, если в течение 5-ти минут давление опрессовки не падает. В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова. Ликвидация пропусков под давлением запрещается.
  

Замеры плотности производятся следующим образом:

• 
  Произвести отбор пробы жидкости глушения; заполнить ведерко водой;
  
• 
  Отвернуть нижнюю часть ареометра;
  
• 
  Налить в нее пробу;
  
• 
  Соединить верхнюю и нижнюю часть ареометра;
  
• 
  Опустить ареометр в ведерко;
  
• 
  Определить по риске погружения на шкале прибора плотность жидкости глушения.
  
  • 
    Плотность жидкости глушения должна соответствовать плотности, указанной в плане работ.
    

Закачка раствора глушения. Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При

---

прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.

Приглушении необходимо открыть:

• 
  центральную (затрубную) и линейную задвижки - для добывающих скважин;
  
• 
  центральную и затрубную задвижки – для нагнетательных скважин;
  

• 
  для ШГН, оборудованных клапаном «СКОК», создать давление для срыва стержня клапана, не превышая давления более 21 МПа.
  

Пустить насос и закачкой жидкости глушения из автоцистерн заменить объем скважины:

• 
  до низа НКТ - в нагнетательных скважинах;
  
• 
  до глубины подвески насоса – в добывающих скважинах.
  

Остановить насос. Закрыть задвижки. Разобрать обвязку агрегата на нагнетательной скважине.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.

Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт.

• 
  Перед началом закачки жидкости в скважину открыть задвижку
  

на ФА.

• 
  При закачке необходимо следить за показаниями манометров и целостности нагнетательных линий.
  
• 
  ЗАПРЕЩЕНО находиться в зонах близлежащих к нагнетательным линиям.
  
• 
  Производится закачка запланированного объема задавочной жидкости.
  
• 
  Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время, указанное в плане.
  

---

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.

Заключительные работы после глушения

Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижка на фонтанной арматуре со стороны скважины должна быть закрыта.

После окончания работ по глушению скважины задвижки должны быть закрыты, территория вокруг скважины очищена, заглушенная скважина должна находиться в ожидании ремонта не более 36 часов.

После закачки в скважину задавочной жидкости, устье скважины перед производством работ оборудуется по утвержденной схеме.

---

Практическое занятие – 7

Расчеты при глушении скважин
Цель практического занятия: изучить нормативные требования подбора жидкости глушения. Уметь рассчитывать технологический процесс глушения скважины в соответствии с требованиями.

Перед началом ремонтных работ подлежат глушению:

• 
  Скважины с пластовым давлением выше гидростатического.
  
• 
  Скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам, сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.
  

Производят расчет необходимой плотности жидкости глушения с учетом пластового давления, указанного в плане работ и, при необходимости, - перерасчет по уточненному за трое суток до начала ремонта скважины пластовому давлению.

Расчет плотности жидкости глушения должен производиться по формуле

(7.1):

P_ж.г - плотность жидкости глушения, кг/м3;

- пластовое давление, МПа;

К – коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной: К=1,1 – для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м); К=1,05– для интервалов свыше 1200 м до проектной глубины;

Н–глубина скважины до кровли перфорированного пласта или до подвески насоса, м;

Lудл.–удлинение скважины, м.

В необходимых случаях планом работ может устанавливаться большая плотность жидкости глушения, но при этом противодавление на пласт не должно превышать пластовое давление на 1,5 МПа для скважин глубиной до 1200 м и 2,5 – 3,0 МПа – для более глубоких скважин.

---