Контроль скважины. Предупреждение газонефтеводопроявлений

Обследование технического состояния эксплуатационной колонны

Контроль технического состояния добывающих скважин

Геофизические исследования в интервале объекта разработки

Перед началом геофизических работ скважину заполняют жидко­стью, необходимой плотности до устья, а колонну шаблонируют до забоя.

Основная цель исследования — определение источников обводне­ния продукции скважины. При выявлении источников обводнения продукции в действующих скважинах исследования включают изме­рения высокочувствительным термометром, гидродинамическим и термокондуктивным расходомерами, влагомером, плотномером, ре-зистивиметром, импульсным генератором нейтронов. Комплекс ис­следований зависит от дебита жидкости и содержания воды в продук­ции. Привязку замеряемых параметров по глубине осуществляют с помощью локатора муфт и ГК.

Для выделения обводнившегося пласта или пропластков, вскры­тых перфорацией, и определения заводненной мощности коллекто­ра, при минерализации воды в продукции 100 г/л и более, в качестве дополнительных работ проводят исследования импульсными нейтрон­ными методами (ИНМ) как в эксплуатируемых, так и в остановлен­ных скважинах. В случаае обводнения неминерализованной водой эти задачи решаются ИНМ по изменениям, до и после закачки в скважи­ну минерализованной воды, с концентрацией соли более 100 г/л. Эти измерения проводятся в комплексе с исследованиями высокочувстви-

тельным термометром для определения интервалов поглощения зака­чанной воды и выделения интервалов заколонной циркуляции.

Измерения ИНМ входят в основной комплекс при исследовании пластов с подошвенной водой, частично вскрытых перфорацией, при минерализации воды в добываемой продукции более 100 г/л. По ре­зультатам измерений судят о путях поступления воды к интервалу перфорации — подтягиванию подошвенной воды по прискважинной зоне коллектора или по заколонному пространству из-за негерметич­ности цементного кольца.

Оценку состояния выработки запасов и величины коэффициента остаточной нефтенасыщенности в пласте, вскрытом перфорацией, проверяют исследованиями ИНМ в процессе поочередной закачки в пласт двух водных растворов, различных по минерализации. По ре­зультатам измерения параметра времени жизни тепловых нейтронов в пласте вычисляют значение коэффициента остаточной насыщен­ности. Технология работ предусматривает закачку 3-4 м³ раствора на 1 м толщины коллектора. Закачку раствора проводят отдельными пор­циями с замером параметра до стабилизации его величины.

Состояние насыщения коллекторов, представляющих объекты перехода на другие горизонты, или приобщения пластов оценивают по результатам геофизических исследований. При минерализации воды в продукции более 50 г/л проводят исследования ИНМ.

При переводе добывающей скважины под нагнетание обязатель­ными являются исследования гидродинамическим расходомером и высокочувствительным термометром, которые позволяют выделить отдающие или принимающие интервалы и оценить степень герме­тичности заколонного пространства.

Если объектом исследования является интервал ствола скважины выше разрабатываемых пластов, геофизические измерения проводят с целью выявления мест нарушения герметичности обсадной колон­ны, выделения интервала поступления воды к месту нарушения, ин­тервалов заколонных межпластовых перетоков, определения высоты подъема и состояния цементного кольца за колонной, состояния за­боя скважины, положения интервала перфорации, технологического оборудования, определения уровня жидкости в межтрубном простран­стве, мест прихвата труб.

Если место негерметичности обсадной колонны определяют по измерениям в процессе работы или закачки в скважину воды (инерт-

ного газа) в интервале, не перекрытом НКТ, обязательный комплекс включает измерения расходомером и локатором муфт. В качестве до­полнительных методов используют скважинный акустический теле­визор (для определения линейных размеров и формы нарушения об­садной колонны), толщиномер (с целью уточнения компоновки об­садной колонны и степени ее коррозии).

Интервал возможных перетоков жидкости или газа между пласта­ми при герметичной обсадной колонне устанавливают по результа­там исследований высокочувствительным термометром, закачкой радиоактивных изотопов и методами нейтронного каротажа для вы­деления зон вторичного газонакопления.

Контроль за РИР при наращивании цементного кольца за эксплу­атационной колонной, кондуктором, креплением слабосцементиро-ванных пород в призабойной зоне пласта осуществляют акустическим или гамма-цементомером по методике сравнительных измерений, до и после проведения изоляционных работ. Для контроля качества це­ментирования используется серийно выпускаемая аппаратура типа АКЦ. В сложных геолого-технических условиях обсаженных скважин получению достоверной информации будет способствовать исполь­зование аппаратуры широкополосного акустического каротажа АКШ.

Для контроля глубины спуска в скважину оборудования (НКТ, гид­роперфоратора, различных пакерирующих устройств), интервала и толщины отложения парафина, положения статического и динами­ческого уровней жидкостей в колонне, состояния искусственного за­боя обязательным является исследование одним из стационарных нейтронных методов (НГК, ННК) или методом рассеянного гамма-излучения (ГГК).

Геофизические исследования при ремонте нагнетательных сква­жин в интервале объекта разработки проводят для оценки герметич­ности заколонного пространства, контроля за качеством отключения отдельных пластов. Эти задачи решают замером высокочувствитель­ным термометром и гидродинамическим расходомером, закачкой ра­диоактивных изотопов. Факт поступления воды в пласты, располо­женные за пределами интервала перфорации, может быть установлен по дополнительным исследованиям ИНМ при минерализации плас­товой воды более 50 г/л.

Результаты ремонтных работ с целью увеличения и восстановле­ния производительности и приемистости, выравнивания профиля приемистости, дополнительной перфорации оценивают по сопостав­лению замеров высокочувствительным термометром и гидродинами-

ческим расходомером, которые необходимо проводить до и после за­вершения ремонтных работ. Для определения интервалов перфора­ции и контроля за состоянием колонны применяют локатор муфт, акустический телевизор CAT, индукционный дефектоскоп ДСИ, ап­паратуру контроля перфорации АКП, микрокаверномер. В случае за­качки в пласт соединений и веществ, которые отличаются по нейт­ронным параметрам от скелета породы и насыщающей ее жидкости, дополнительно проводят исследования ИНМ до и после ремонта сква­жины с целью оценки эффективности проведенных работ.

Оценку результатов проведенных работ проводят в период даль­нейшей эксплуатации скважины по характеру добываемой про­дукции и по результатам повторных исследований после ремонтных работ.

Признаками успешного проведения ремонтных работ следует счи­тать:

- в интервале объекта разработки — снижение или ликвидацию об­водненности добываемой продукции, увеличение дебита сква­жины;

- при исправлении негерметичности колонны — результаты испы­тания ее на герметичность гидроиспытанием или снижением уро­вня;

- при изоляции верхних вод, поступающих в скважину через нару­шения в колонне или выходящих на поверхность по затрубному пространству, — отсутствие в добываемой продукции верхних вод, отсутствие выхода пластовых вод на поверхность.

В случае отрицательного результата ремонтных работ проводят ис­следования по определению источника поступления воды в сква­жину.

Качество проведенных ремонтных работ устанавливают по резуль­татам повторных исследований геофизическими методами:

- при наращивании цементного кольца за колонной или исправле­нии качества цементирования — путем повторных исследований методами цементометрии;

- при ликвидации межпластовых перетоков — путем исследований методами термометрии.

Признаком устранения негерметичности заколонного простран­ства является восстановление геотермического градиента на термо­граммах, полученных при исследовании в действующей скважине или при воздействии на нее.

Спускают до забоя скважины свинцовую полномерную конус­ную печать (кроме случаев полета установок погружных центробеж­ных насосов) диаметром на 6-7 мм меньше внутреннего диаметра колонны (рис. 4.3.1).

При остановке печати до забоя фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее.

Размер последующих спускаемых печатей (по сравнению с пре­дыдущими) должен быть уменьшен на 6-12 мм для получения четко­го отпечатка конфигурации нарушения.

Для определения наличия на забое скважины постороннего пред­мета на НКТ спускают плоскую свинцовую печать.

Для определения формы и размеров поврежденного участка об­садной колонны ис­пользуют боковые гидравлические пе­чати.

Работы по ремон­
ту и исследованию
скважин, в продук­
ции которых содер­
жится сероводород,
проводятся по плану
работ, утвержденно­
му главным инжене­
ром, главным геоло­
гом предприятия и
согласованному с
противофонтанной
службой. ^^ис- 4-3.1. Торцовая и конусная печати

В работе следует руководствоваться инструкцией. По предупреж­дению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строи­тельстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности" (РД 08-254-98).

Газонефтеводопроявление (ШВП) (рис. 4.4.1) — вид осложнения,

при котором поступ­ление флюида из пласта в скважину или через ее устье можно регулировать или приостанавли­вать с помощью про-тивовыбросового оборудования.

Открытый фон­тан (ОФ) — это неуп­равляемое истечение пластовых флюидов через устье скважи­ны в результате от­сутствия, техничес­кой неисправности, негерметичности, разрушения проти-вовыбросового обо­рудования или вследствие грифоно-образований.

Рис. 4.4.1. Газонефтеводопроявление

Газонефтеводоп-роявления прежде всего влияют на уве­личение времени ремонта, затраты на материалы и технику. А пере­ход ГНВП в открытое фонтанирование может привести к потере обо­рудования, гибели людей, а также большим материальным затратам, связанным с ликвидацией фонтана и его последствий. Основные причины возникновения ГНВП:

- недостаточная плотность жидкости глушения вследствие ошибки при проектировании или несоблюдения рекомендуемых парамет­ров ЖГ ремонтной бригадой;

- недолив скважины при подъеме инструмента или простое;

- поглощение жидкости глушения;

- высокая скорость подъема или спуска колонны труб (особенно многосекционных УЭЦН);

- снижение плотности ЖГ в результате химической обработки или при седиментации взвешенных частиц при высоком КВЧ;

- длительные простои без промывки скважины.

Главным условием возникновения ГНВП является превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом жидкости глушения в интервале пласта, содержащего флюид.

Наиболее опасны газопроявления. При проведении ремонтных работ в ствол скважины может попадать газ. Хотя продуктивные пла­сты мы называем горизонтами, тем не менее они имеют наклон, по­этому свободный газ в пласте мигрирует, стремясь занять наиболее высокую точку. Наибольшая опасность заключается в том, что его миграция происходит независимо от того, закрыто устье или нет. При открытом устье, всплывая, пузыри газа увеличиваются пропорцио­нально уменьшению гидростатического давления столба жидкости в скважине (закон Бойля—Мариотта, Р • V=const). С одной стороны, это приводит к снижению забойного давления, с другой — происхо­дит выталкивание жидкости из скважины. В случае, когда устье зак­рыто, при подъеме газовой пачки объем ее не увеличивается, но при этом в пузырях сохраняется пластовое давление, которое при всплы-вании пузыря может привести к разрушению устья скважины и раз­рыву продуктивного пласта.

Эксплуатация ПВО:

- в соответствии с категорией скважины, устанавливается ПВО по схеме, согласно плану;

- противовыбросовое оборудование должно иметь заводской пас­порт, акт на испытание в условиях базы на пробное давление;

- после опрессовки смонтированного на устье ПВО дается разре­шение на проведение работ;

- персонал ремонтной бригады должен быть обучен (спецкурс по контролю скважины - раз в три года), пройти соответствующий инструктаж (ежеквартально в составе периодического инструкта­жа, а также внеплановые, связанные с нефтегазоводопроявления-ми и фонтанами, при внедрении новой техники и технологии), си­стематически участвовать в учебных тревогах (не реже одного раза в месяц);

- установленное на скважине ПВО должно быть чистым, не иметь видимых нарушений, штурвалы должны свободно вращаться, на них должно быть указано направление закрытия-открытия и ко­личество оборотов, площадки для обслуживания ПВО должны обеспечивать свободный подход к оборудованию;

- документация на противовыбросовое оборудование должна хра-

ниться в бригаде в специальной папке;

- следует также обратить внимание на систему оповещения. Связь должна быть исправна, также должен быть список телефонов для оповещения;

- важно наличие, условия хранения и готовность к применению средств индивидуальной защиты (СИЗ), газоанализаторов, искро-безопасного инструмента, средств пожаротушения, а также уме­ние обслуживающего персонала пользоваться перечисленными средствами;

- ответственный со стороны сервисной компании за выполнение работ по контролю скважины - мастер ремонтной бригады;

- при обнаружении нарушений бригада по ремонту скважин долж­на быть остановлена.

Для управления скважиной при ГНВП применяется противовыб-росовое оборудование и герметизирующие устройства, которые мон­тируется на устье, в соответствии со схемой, в зависимости от катего­рии скважины (рис. 4.4.2). Для ремонта скважин в основном приме­няются малогабаритные плашечные превенторы, универсальные пре-

Рис. 4.4.2. Универсальный превентор: 1 - втулка; 2 - штуцер; 3—уплотни-тельное кольцо; 4 - манжета; 5 - плунжер; 6 - кольцевой уплотнитель; 7- корпус; 8 - ограничитель

венторы. Управление превентора может быть ручным или гидравли­ческим.

Герметизация межтрубного пространства плашечных превенторов осуществляется специальными плашками с гуммированной поверх­ностью, которые обжимают тело трубы с двух сторон при вращении штурвалов. Трубные плашки должны соответствовать своими разме­рами применяемым трубам, или же применяется специальная аварий­ная труба соответствующего плашкам диаметра. На случаи выхода из строя НКТ или бурильных труб устанавливаются превенторы с глу­хими плашками, которые перекрывают трубное пространство.

Применяются также спаренные однокорпусные превенторы.

В теле универсального превентора находится резиновый кольце­вой уплотнитель, который под воздействием перемещающегося под давлением конического уплотнительного кольца изменяет конфигу­рацию и обжимает тело трубы.

Герметизирующие устройства производят перекрытие затрубного пространства за счет уплотнения герметизирующей головки в кони­ческой выемке основания за счет веса подвешенных труб. Для пре­дотвращения выталкивания головки давлением в скважине, она сто­порится упорами. Контроль трубного пространства осуществляется при помощи шарового крана, который, как правило, устанавливают на аварийную трубу или дистанционный патрубок.

Для контроля потока жидкости из скважины применяется обвяз­ка, которая включает в себя набор задвижек, дросселей, направляю­щих патрубков, манометров.

Противовыбросовое оборудование, применяемое для предупреждения газонефтеводопроявлений.

Превенторы плошечные. Превентор малогабаритный (типа ППМ, ПМТ, ППТК, ПМТК, ПМТ2) предназначен для герметизации устья скважины с целью предупреждения возникновения и ликвидации га­зонефтеводопроявлений и открытых фонтанов.

Обозначение превенторов принято по следующей схеме: превен­тор ППР(Г) 1(2,3) - 150 х 21 (35) - К (С) В (Н) 1(2,3) ТУ 3661-005-32729091-99, где ППР или ППГ — ручной или гидравлический; 1 или 2,3 — одинарный, сдвоенный или строенный, 1 — допускается не ука­зывать; 150 - проход, в мм; 21 или 35 — рабочее давление, в МПа; К или С - кованый или сварной корпус; В или Н — выдвижной или не­выдвижной штурвал; 1(2,3) - исполнение по коррозионной стойкос­ти; нормальная, улучшенная и повышенная стойкость.

Например, превентор ППГ 2-150х35-КН 2 ТУ 3661-005-32729091-

99, что соотвествует сдвоенному гидравлическому превентору с ко­ванным корпусом и невыдвижным штурвалом, с проходом 150 мм на давление 35 МПа, исполнения 2 по коррозионной стойкости.

Устройство и принцип работы малогабаритного превентора. Пре-вентор состоит из следующих основных узлов и деталей (рис. 4.4.3): цилиндра корпуса (1), плашки (6), сменного уплотнителя (7), обой­мы центратора (17), сменных вкладышей (18), штока (8), уплотни-тельной гайки (11), штурвала (16).

Корпус ППМ выполнен в виде крестовины сварного исполнения, и состоит из: цилиндр а (1), верхнего патрубка (2), нижнего патрубка (3), присоединительных фланцев (4) и (5).

Рис. 4.4.3. Конструкция плашечного малогабаритного превентора

Внутри цилиндра (1) подвижно установлены плашки (6) гуммиро­ванные маслобензостойкой резиной. В корпусе плашки, в зависимос­ти от диаметра герметизируемых труб, устанавливаются уплотнители (7) соответствующего типоразмера. Задняя часть корпуса плашки (6) имеет Т-образный паз для соединения с головкой штока (8) через коль­цо (9). С целью исключения поворота в нижней части корпуса плашки выполнен шпоночный паз, взаимодействующий со штифтами (10), же­стко связанными с цилиндром (1). Перемещение штока осуществля­ется через уплотнительную гайку (11), жестко установленную относи­тельно цилиндра (1), поджимной крышкой (12) и установочный штифт (13). Уплотнение гайки (11) относительно цилиндра (1) осуществля­ется резиновыми кольцами (14) круглого сечения, а относительно што­ка (8) резиновыми самоуплотняющимися манжетами (15). Вращение штока (8) осуществляется штурвалом (16).

Обеспечение ус­тьевой соосности опускаемых труб от­носительно ствола скважины достигает­ся установкой цент­ратора в проходном отверстии корпуса ППМ.

Центратор состо­ит из обоймы центра­тора (17), связанной с патрубком (2) резь­бовым соединением, и вкладыша (18) со­ответствующего ти­поразмера.

Закрывается и от­крывается превентор вращением штурва­лов (16), соответ­ственно, по часовой и против часовой стрелки. При закры­тии превентора гер­метизация устья скважины осуществ­ляется принудитель­ным выдавливанием резины головкой штока (8) через под­вижно установлен­ный в корпусе плаш­ки диск (19).

Превентор ша­шечный малогабарит­ный ППМ. Превенто-ры плашечные мало­габаритные (рис. 4.4.4)выпускаются по

Рис. 4.4.4. Превентор ППМ

Рис. 4.4.5. Превентор ПМТ

®&С

Рис. 4.4.6. Превентор ПМТ2

Таблица 4.4.1. Технические характеристики превентора типа ППМ

Шифр превентора__ ППМ- ППМ- ППМ- ППМ- ППМ- ППМ-
_________________ 8(k21 125x2ii56k21 15<к35 18(к21 18(к35

Условный проход, мм 80 125 156 156 180 180

Рабочее давление, МПа 21 21 21 35 21 35

Управление ________________ ручное, дистанционное ________

Условный диаметр 33, 48 48, 60, 60, 73, 60, 73, 60, 73, 60, 73,

труб, уплотняемых 73, 89 89, 114 89, 114 89, 114, 89, 114,

плашками, мм 127 127

Присоединительные размеры фланцев, мм

- наружный диаметр 380 380 380 395 380 395

- средний диаметр 211,1 211,1 211,1 211,1 211,1 211,1 канавки под

прокладку __________________________________________

- диаметр делительной 317,5 317,5 317,5 317,5 317,5 317,5
окружности центров

отверстий под шпильки

- количество/диаметр 12/32 12/32 12/32 12/39 12/32 12/39
отверстий

под шпильки

Габаритные размеры, мм

- длина1000 1150 1250 1250

- ширина320 320 460 460

-высота500 460 500 550
масса, кг82 250 350 400

ТУ 3661-012-00221801-2000 и предназначены для герметизации ус­тья скважин при проведении ремонтных работ (табл. 4.1.1).

Превентор плашечный малогабаритный трубный ПМТ. Превентор ПМТ (рис. 4.4.5) предназначен для герметизации: внутреннего кана­ла колонны труб или устья скважины со спущенными штангами ШСН, НКТ или геофизического кабеля трубными плашками; внутреннего канала колонны труб или устья скважины без штанг ШСН, НКТ и геофизического кабеля глухими плашками (табл. 4.4.2).

Таблица 4.4.2. Технические характеристики превентора ПМТ

Параметры и характеристики

Диаметр проходного отверстия корпуса, мм

Рабочее давление, МПа
(кгс/см²) _________________

Диаметр герметизируемых штанг ШСН, мм

Условный диаметр герметизируемых НКТ

Диаметр герметизируемого геоф. кабеля, мм

Привод плашек

Наличие и количество боковых отводов (диаметр, мм)

Количество оборотов каждого штурвала, необходимое для закрывания ПМТ

Температура рабочей среды, С°

Коррозионо-стойкое исполнение

ПМТ1.1- ПМТ1.2- ПМТ1.3- ПМТ1.4- 80x21 8(к21 8(к21 80x21

21(210)

16, 19, 22, 25, 31

33, 42, 48, 60

6,9,11,16

ручной нет 1(55)

нет

1(55)

11-15

до+100

для рабочей среды с содержанием H₂S - 0% и содержанием С0₂ - 6%

"Присоединительные размеры фланцев, мм

Диаметр наружный 242

Диаметр окружности 190,5

расположения шпилек

Средний диаметр канавки 123,8

под упл. кольцо

Количество и диаметр от (мм) 8x25 под шпильки

Центрирование штанг и НКТ

плашками

Продолжение таблицы 4.4.2

Параметры и характеристики

ПМТ1.1- ПМТ1.2- ПМТ1.3- ПМТ1.4-
________________________ | 80к21 | 80к21 | 8(k21 \ 8(к21

Присоединительная резьба корпуса

верх - резьба муфты НКТ, диа­
метром 89, с высаженными
наружу концами,
_______________________________ _ по ГОСТ633-80

низ — резьба муфты ОТТМ

НКТ, диаметром 140
89, по ГОСТ по ГОСТ
_______________________________ ____ 633-80632-80

Превентор малогабаритный трубный двойной ПМТ2-125/21 (рис. 4.4.6) при высоте 700—805 мм выполняет функции двух превен-торов и позволяет:

- герметизировать на устье скважины /ЖГтрубными плашками вер­хнего канала корпуса;

- герметизировать на устье скважины при отсутствии НКТ глухими плашками нижнего канала;

- герметизировать на устье скважины трубу и кабель ЭЦН одновре­менно при использовании трубно-кабельных плашек и трубно-кабельного центратора;

- герметизировать на устье скважины НКТ разного диаметра, при этом герметизация устья, при отсутствии НКТ, осуществляется трубными плашками, закрытыми на патрубке с шаровым краном;

- герметизировать на устье скважины кабель геофизический (при установке герметизатора кабельного разъемного (ГКР) в верхний патрубок превентора) (табл. 4.4.3).

Превентор плашечный гидравлический ППГ

Предназначен для герметизации устья при капитальном ремонте скважин с целью предупреждения выбросов и открытых фонтанов (табл. 4.4.4).

Превентор малогабаритный штанговый ПМШ-62/21 (рис. 4.4.7) Превентор предназначен:

- для герметизации трубного канала лифтовых труб при спуске и
подъеме штанг;

Таблица 4.4.3. Технические характеристики превентора ПМТ2

ПМТ2.4-125x21

есть нет

Параметры и характеристики

ПМТ2.1- ПМТ2.2- ПМТ2.3-
________________________ 125x21 125x21 125x21

21 (210) 33, 42, 48, 60, 73, 89 60, 73 (КПБП)

Диаметр проходного отверстия корпуса, мм

Рабочее давление, МПа (кгс/см²)

Условный диаметр герметизируемых НКТ, мм

Условный диаметр НКТ (мм), герметизируемых с кабелем ЭЦН (тип кабеля)

Допустимая осевая нагрузка (вверх, вниз), кгс (кН)

на плашки20000 (200)

на корпуса плашек ____________________ 50000 (500)

Привод плашек ручной

Возможность дистанционного есть есть есть управления

Наличие и количество боковых нет 1 2

отводов корпуса

Количество штурвалов 4 4 4

Кол-во оборотов штурвала 14-15

для закрывания ПМТ2

Расположение плашечных параллельное

стволов

"""Присоединительные размеры фланцев, мм

380 317,5 211,1 12x32

—диаметр наружный

—диаметр окружности расположения шпилек

—средний диаметр канавки под уплотнительное кольцо

—количество и диаметр отверстий (мм) под шпильки

сменный, для каждого типоразмера НКТ

Центратор НКТ

Продолжение таблицы 4.4.3
Параметры	и характеристики	ПМТ2.1-	ПМТ2.2-	ПМТ2.3-	ПМТ2.4-
		125x21	125x21	125x21	125x21
	Габаритные размеры, мм
- длина
- высота
- ширина
Масса, кг

Таблица 4.4.4. Технические характеристики превентора ППТ

Обозначение Условный Рабочее

оборудования Наименование проход, давление,

мм МПа

ППГ2-156х21 превентор плашечный сдвоенный 156 21

ППГ2-180x21 превентор шишечный сдвоенный 180 21

ППГ2-230х21 превентор плашечный сдвоенный 230 21

для герметизации трубного канала лифтовых труб (при отсутствии штанг) при смене плашек на глухие (табл. 4.4.5); для герметизации трубного канала лифтовых труб при спуске и подъеме геофизического кабеля.

Комплекс герме- тизирующего обору­дования 1КГОМ (табл. 4.4.6).

Рис. 4.4.7. Превентор ПМШ

Комплекс (рис. 4.4.8) предназ­начен для герметиза­ции устья нефтяных и других скважин в процессе их ремонта для обеспечения бе­зопасного ведения работ, сокращения срока ремонта сква-

Таблица 4.4.5. Технические характеристики ПМШ

_____________ Параметры и характеристики ПМШ

Диаметр проходного отверстия корпуса, мм

21(210) 16,19, 22, 25, 32 6,9,11,16 ручной 10 до 200 до +100 1,5

Рабочее давление, МПа (кгс/см²)

Диаметр герметизируемых штанг, мм

Диаметр герметизируемого кабеля, мм

Привод плашек

Количество оборотов каждого штурвала (для закрытия плашек)

Крутящий момент на штурвале при закрытии плашек, Мкр, Нм

Максимально допустимая тем­пература рабочей среды при проверке герметичности, °С

Допустимая осевая нагрузка на корпус плашек при закрытии на имитаторе Q, кН

Присоединительные размеры	(мм) верхнего патрубка корпуса
-ПМШ1 65x21.00.000	- муфтовая резьба гладких
	НКТ, диаметром 89;
	нижнего патрубка корпуса
	- ниппельная резьба гладких
	_________ труб, диаметром 89
Габаритные размеры (мм):
-длина
- высота
- ширина	_______________ 130________
Масса, кг
Коррозионно-стойкое	для рабочей среды с содержание
исполнение	H2S - 0% и содержанием С02 - (

жин, предупреждения выбросов и открытых фонтанов, охраны недр и окружающей среды в соответствии с требованиями ПБ 08-624—03 "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

Комплекс содер­
жит основание, вы­
полненное в виде ка­
тушки, фланцы ко­
торой соответствуют
ГОСТ 28919-91, с
коническим отвер­
стием для установки
вставок, и боковые
винтовые упоры для
фиксации вставок в
основании, выпол-
Рис. 4.4.8. Комплекс герметизирующего оборудо- ненные в герметич-
ванияШОМ ном исполнении.

Для крепления осно­вания 1КГОМ укомплектован шпильками и гайками в кассете.

Вставка №1 предназначена для герметизации трубных компоно­вок без кабеля. Имеет внутреннюю присоединительную резьбу НКТ 73 и снабжена шаровым затвором со съемной рукояткой.

Вставка №2 предназначена для герметизации трубных компоно­вок с кабелем и без кабеля. Вставка имеет внутреннюю присоедини­тельную резьбу НКТ 73 и снабжена манжетой с овальным пазом под кабель типа КППБ. Овальный паз в манжете под кабель закрыт проб­кой, которая извлекается перед вводом в паз кабеля. Вставка №2, так же как и вставка №1, снабжена шаровым затвором.

Вставка №3 предназначена для герметизации ведущей трубы квад­ратного сечения при фрезеровании с применением механического ротора.

Вставка №4 предназначена для герметизации НКТ при спуско-подъеме с одновременной промывкой под давлением.

Вставка №5 предназначена для очистки НКТ от грязи, нефти, па-рафино-смолистых и других отложений при извлечении их из сква­жины.

Вставка Мб предназначена для герметизации геофизического ка­беля при проведении исследовательских, каротажных работ.

Вставка № /предназначена для проведения некоторых видов гео­физических работ, работ по повышению нефтеотдачи пластов, свя­занных с созданием депрессии на пласт через боковой отвод, и дру­гих видов работ. Вставка №7 спроектирована совместно со специали­стами ведущих нефтедобывающих предприятий, и в настоящее вре-

Таблица 4.4.6. Технические характеристики 1КТОМ

Технические характеристики

Условный проход, мм 152

Рабочее давление, МПа 21

Диаметр НКТ для обтиратора, мм48, 60,73, 89

Диаметр НКТ для промывочной манжеты, мм 48, 60, 73

Тип уплотняемого кабеля КПБП с сечением 3 х 10, 3 х 16, 3 х 25

Герметизируемый геофизический кабель 3—16

с сечением, мм

Таблица 4.4.7. Технические характеристики КШЗ

Обозначение Основные параметры ___________

КШ D,d, L, Р_р, Мр, Q, А Мас]

ммммммМПаНм кН по ТОСТ поТОСТса,
__________ 28487-90 633-80 кг

КШЗ-73х35 86 28 30035150800 3-73(3-73111)lo

КШЗ-76х35 105 28 360351501070 3-76(3-76Ш)29

КШЗ-86х35 108 38 360352501140 3-8б(3-86Ш)30

КШЗ-88х35 108 36 400352501550 3-88(3-881Н)32

КШЗ-102x35 130 50 465 35 400 1140 3-102(3-102Ш) 40

мя находит все большее применение. Снабжена двумя шаровыми кра­нами — верхним с условным проходом 60 мм, и боковым с условным проходом 50 мм, компактна и удобна в применении.

Вставка №8 снабжена шаровым краном и фланцевым соединени­ем. Используется при некоторых видах геофизических работ и для создания депрессии на пласт (табл. 4.4.7).

Кран шаровой предназначен для оперативного перекрытия и гер­метизации трубного канала бурильных и насосно-компрессорных труб при проведении ремонтных и аварийных работ.

Запорная компоновка предназначена для перекрытия канала на­сосно-компрессорных и бурильных труб при использовании в каче­стве ПВО малогабаритного превентора в процессе освоения, текуще­го и капитального ремонта скважин. Применение данной запорной

компоновки допускается на скважинах с ожидаемым давлением на буфере не более 14 МПа.

Запорная компоновка является универсальной и состоит из подъемного патрубка, изготовленного из НКТ (89 и 73 мм), пробко­вого проходного крана КППС-65х14хл, рабочей трубы (73 и 89 мм) с длиной гладкой части не менее 1500 мм, переводника под диаметр применяемых насосоно-компрессорных или бурильных труб. Длина переводника не регламентируется, фланцы и шпильки для крепле­ния необходимо изготавливать из стали марки 45хн или 45ха. Нали­чие сварных соединений между патрубками НКТ и фланцами не до­пускается.

Применение рабочей трубы (73 и 89 мм) обусловлено необходи­мостью избежать смены плашек превентора в процессе работы с комбинированным лифтом НКТ.

При работе, на скважине, запорная компоновка должна находиться на приемных мостках или рабочей площадке, кран должен находить­ся в открытом положении. В процессе работы должен быть установ­лен переводник под диаметр применяемых труб, а в случае комбини­рованного лифта рядом находится дополнительный переводник, под диаметр следующей ступени лифта. При смене диаметра поднимае­мых из скважины труб необходимо произвести смену переводника.

Верхняя часть запорной компоновки (подъемный патрубок, КППС) должны быть окрашены в красный цвет. Окраска рабочей трубы не допускается. На запорной компоновке должен быть выбит номер, который указывается в паспорте.

Перед сдачей запорной компоновки в бригады освоения и ремон­та скважин изделие должно быть подвергнуто испытанию опрессов-кой на величину пробного давления пробкового крана КППС -65х140хл. Время испытания — не менее 10 мин. Результаты испыта­ния заносятся в паспорт на изделие.

Периодически, не реже одного раза в квартал, запорная компо­новка совместно с превентором проходит испытания в ЦБПО, с за­несением в паспорт проверок.

При перерывах в работе, связанных с оставлением устья скважи­ны, запорная компоновка должна быть навернута на трубы, находя­щиеся в скважине, разгружена на элеватор, устанавливаемый под вер­хнюю муфту рабочего патрубка запорной компоновки. После этого должны быть закрыты превентор и кран КППС с запорной компо­новкой. Типовые схемы оборудования устья скважины представлены в таблице 4.4.8.

Таблица 4.4.8. Типовые схемы оборудования устья скважин ПВО

Схема Ml дм скважин 1 категории опасности при капитальном ремонте скважин

Дистанционный патрубок с шаровым краном

Плашечный превентор Превентор с глухими плашками

i#

Данная схема приме­няется на наиболее опасных скважинах, требует повышенного внимания. Устанавли­вается превентор с трубными плашками, с управлением штурва­лами на расстоянии Юм от скважины, превентор с глухими плашками (нижний), который в случае отказа первого превентора, после срезки НКТ, герметизирует скважину. Сброс давления осуществляется через задвижку по отводящим линиям

Схема Ml дм скважин 1 категории опасности при текущем ремонте скважин

Дистанционный патрубок с шаровым краном

Плашечный превентор ПМТ2-156-21

Данная схема применяется при текущем ремонте на наиболее опасных скважинах, требуют повышенного внимания Устанавливается превентор с трубными плашками. Сброс давления осуществляет­ся через задвижку по отводящим линиям