Видео Что такое газлифтная добыча нефти

Оборудование газлифтных скважин

При добыче нефти одним из самых распространенных способов по подъему ресурсов на поверхность являются газлифтные скважины, позволяющие использовать специальный газ для искусственного поднятия горючей жидкости. Данный способ актуален для подъема большого количества жидкости, а также при работе с большим количеством песчаных слоев. Для работы необходимо собрать более легкую, нежели для эрлифтовой откачки, конструкцию, а добыча нефти отличается меньшими потерями в процессе добычи. Используемый для подъема газ можно использовать вторично, хотя это требует нового процесса сбора и компрессии.

Что такое газлифтная скважина?

Газлифтные скважины – разновидность, которая требует подвода специально подобранного газа по выделенному каналу. Данный газ позволяет разгазировать нефть и получить максимальное количество продукта. После того, как обнаруженное месторождение прекращает фонтанировать, производится устройство газлифта, поскольку нехватка энергии пластов вынуждает прибегать к искусственному подъему жидкости. Дополнительную стимуляцию создает собственно газ, который вводится в сжатом виде внутрь. Основной принцип работы заключается в подаче газа к башмаку колонны, где он перемешивается с нефтью. Данная консистенция поднимается по специально подготовленным трубам наверх. Вводимый газ усиливает давление пластов, которое может меняться со временем при постепенном истощении скважины.

Оборудование газлифтных скважин

На устье таких скважин монтируется специальная арматура, которая выполняет основную герметизирующую функцию, а также служит для подвешивания труб для подъема нефти. Арматурная конструкция позволяет также провести различные операции по спуску оборудования/механизмов по стволу скважины, который может потребоваться при ремонте или обслуживании. Чаще всего на газлифтной скважине применяется арматура, используемая на фонтанном этапе разработки, также может использоваться более легкий материал.

Нередко арматура монтируется в свободную область между трубами либо в центральные элементы, чтобы вызвать нагнетание газа. Если в процессе разработки выявляется отложение частиц парафина, на арматурной конструкции может быть устроен специальный лубрикатор: через него внутрь вводится скребок для очистки от подобного вещества. Другой способ защитить конструкцию от парафиновых отложений – применение труб из более современных материалов (например, конструкции с эмалированными внутренними стенками не позволяют парафину скапливаться).

Также устье скважины газлифтного типа оснащается оборудованием для регулировки. Чаще всего их роль играет регулирующий клапан, который поддерживает правильное давление внутри и контролирует давление газа, используемого для нагнетания. Перепады давления могут вызвать перебои в поднятии жидкости и нередко тормозят работу, поэтому в системе центрального газоснабжения ставится оборудование по измерению колебаний, расхода, применяется специальная арматура.

Главным плюсом в развитии эксплуатации подобных скважин стало освоение новой технологии, согласно которой стало возможным работать с клапанами оборудования непосредственно через трубы НКТ, которые устанавливаются на расчетной глубине в отведенной для них камере. В результате при повреждении какого-либо элемента не требуется извлекать трубы на поверхность, и достаточно вынуть оборудование наверх без демонтажа основной колонны.

Расчетные места газлифтных скважин оборудуются эксцентричными камерами, в которых помещаются клапана. При спуске с карман клапан может уплотниться посредством специальных резиновых колец и защелки. Снаружи между кольцами есть отверстия, служащие для выпуска газа наружу. В верхнем сегменте камеры располагается втулка, которая направляет рабочий инструмент, а на его конце монтируется пружинный механизм, который служит для высвобождения клапанной головки после того, как элемент окажется в своем кармане.

Исследование газлифтных скважин

Работы по исследованию газлифтной скважины должны проводиться для решения следующих задач:

• Выявление режима функционирования с наименьшим расходом используемого газа.
• Снятие линии индикатора и выявление показателей притока.
• Вычисление, на какую глубину будет вводиться оборудование в газлифтную скважину.

При исследовании газлифтной скважины необходимо выявить оптимальный режим функционирования, для чего специалисты изучают дебиты и отслеживают их изменения. Последнее выявляется посредством сравнения уровня газа при подаче и непосредственно в скважине: несовпадения объема приводят к нарушению пропускной способности оборудования. Подобный дефект провоцирует изменения баланса между жидкостью, которая появляется из пластов, и самим подъемником, поэтому жидкость либо скапливается, либо уходи из пространства за трубами. В результате исследования наблюдается перепад давлений, и это напрямую влияет на количество возможной добычи нефти из газлифтной скважины.

Когда режим функционирования газлифтной скважины установлен стабильно, следует спустить манометр и выяснить, каково в данный момент забойное давление. Измерения проводятся несколько раз, и на основании полученных данных можно узнать, как меняется дебит, насколько перспективны те или иные газлифтные скважины. Манометрические измерения позволяют получить максимально точные результаты исследования, однако сам спуск вызывает затруднения во многих случаях. Ввиду этого измерения чаще касаются параметров рабочего давления, расхода средств, вычислением удельного веса газа, используемого в том или ином режиме, и дебитов. Чаще всего используются сверхчувствительные приборы и уловители, в том числе пеленгаторы шума. Последний тип устройства представляет собой микрофон, и его опускают в скважину, чтобы определить посторонние явления и их характер по акустическому шуму.

Выводы

Газлифтные скважины применяются для добычи нефти достаточно часто, и для их функционирования необходимы соответствующие устройства. Проведение подробных исследований позволит определить характер проблемы при нарушении эксплуатации оборудования, выявить продуктивность и особенности работы скважины, для чего используется современное оборудование.

Видео: Что такое газлифтная добыча нефти

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Устье — газлифтная скважина

Устье газлифтной скважины оборудуют арматурой, которая остается там после окончания ее фонтанирования. [1]

Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой, рабочее давление, которой должно соответствовать максимальному ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину спрессовывают в сборном виде на пробное давление, указанное в паспорте. [2]

Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой, рабочее давление которой должно соответствовать максимальному, ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину спрессовывают в собранном виде на пробное давление, указанное в паспорте. После установки на устье скважины ее спрессовывают на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны, при этом независимо от ожидаемого рабочего давления арматуру монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Под ее выкидными и нагнетательными линиями, расположенными на высоте, устанавливают надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также вибрацию от ударов струи. [3]

На устье газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и арматура фонтанных скважин. [4]

Для оборудования устья газлифтных скважин из указанных арматур применяются рассчитанные на рабочее давление ( по ряду) 7, 14, 21, 35 МПа и с условным диаметром прохода стволовой елки 50, 65, 80, 100 мм. [5]

Для оборудования устья газлифтной скважины используется фонтанная арматура ( см. гл. [7]

Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин , аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение — герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр. [8]

В состав оборудования для эксплуатации скважин газлифтным способом входят: колонна насосно-компрессорных труб с рабочими и пусковыми клапанами, пакер, клапан-отсекатель, ингиби-торный клапан, клапан аварийного глушения, разъединитель и прочие устройства, наличие которых обусловлено особенностями технологического режима эксплуатации скважин и характером пласта. Устье газлифтной скважины оборудуется колонной головкой и устьевой арматурой, позволяющими герметизировать межтрубное пространство, подвешивать одну или несколько колонн насосно-компрессорных труб, подводить в скважину газ, отводить продукцию пласта в промысловую сеть. [9]

Для борьбы с отложением парафина применяются и другие методы, как, например, остеклованные или эмалированные трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удерживается и уносится потоком жидкости. На устье газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура — обычно клапан-регулятор давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим давление после себя, для поддержания постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так как в магистральных линиях часто наблюдаются колебания давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда вызывающие и их остановку. При такой централизации контроля и управления за работой газлифтных скважин улучшается надежность и качество их обслуживания. [10]

Устьевое оборудование фонтанных скважин в основном удовлетворяет приведенным требованиям, за исключением некоторых, связанных со спецификой газлифтного способа эксплуатации скважин. Поэтому обычно устье газлифтных скважин оборудуется фонтанной арматурой. [11]

Устьевое оборудование фонтанных скважин в основном удовлетворяет приведенным требованиям, за исключением некоторых связанных со спецификой газлифтного способа эксплуатации скважин. Поэтому обычно устье газлифтных скважин оборудуется фонтанной арматурой. [13]

На рис. 44 приведена схема подачи газа на газлифт-ные нефтяные скважины из кольцевого газосборного коллектора. Здесь каждая нефтяная скважина подключена к газосборному коллектору, в который газ подается из газовой скважины или компрессорами. Необходимое количество газа регулируется автоматами подачи газа, устанавливаемыми у устья газлифтных скважин . [14]

Газлифтный способ эксплуатации скважин, как показала практика отечественной и зарубежной нефтяной промышленности, экономически высокоэффективен. Переводить скважины на газлифтный способ эксплуатации можно в самые различные периоды разработки месторождения: в самом начале разработки, если пластовое давление не обеспечивает естественного фонтанирования, и в период окончания фонтанирования, которое может наступить в результате истощения залежи и падения пластового давления или в результате прогрессирующего обводнения. Следовательно, при внедрении газлифтного способа эксплуатации необходимо рассматривать совместную работу системы скважина — пласт, несмотря на то что движение газожидкостных смесей в вертикальных трубах и фильтрация однородных или неоднородных жидкостей в пласте имеют свои особенности. Практика применения газлифта на месторождениях Кубани показала, что этот способ эксплуатации нефтяных скважин может быть осуществлен без значительных капитальных затрат, без изменения существующей системы сбора, подготовки и транспорта нефти и газа, при этом исключаются потери используемого для подъема жидкости газа, если на устье газлифтных скважин поддерживать определенное давление. Связь работы пласта и подъемника — лифта осуществляется через общее забойное давление. [15]

Источник



Оборудование газлифтных скважин. Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение — герметизацию устья

2014-02-02
2092

Арматура, устанавливаемая на устье газлифтных скважин, аналогичная фонтанной арматуре и имеет то же назначение — герметизацию устья, подвеску подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачивания газа, операций по промывке скважины и пр.

На газлифтных скважинах часто используется фонтанная арматура, остающаяся после фонтанного периода эксплуатации, но обычно применяется специальная упрощенная и более легкая арматура, поскольку возможные неполадки в ней не угрожают открытым фонтаном. Часто арматуру приспосабливают для нагнетания газа либо только в межтрубное пространство, либо в центральные трубы. Когда эксплуатация газлифтных скважин сопровождается интенсивным отложением парафина, арматура устья дополнительно оборудуется лубрикатором, через который в НКТ вводится скребок, спускаемый на проволоке для механического удаления парафина с внутренних стенок труб. Для борьбы с отложением парафина применяются и другие методы, как, например, остеклованные или эмалированные трубы, на гладкой поверхности которых парафин не удерживается и уносится потоком жидкости. На устье газлифтных скважин устанавливается регулирующая аппаратура — обычно клапан-регулятор давления с мембранным исполнительным механизмом, регулирующим давление после себя, для поддержания постоянного давления нагнетаемого в скважину газа, так как в магистральных линиях часто наблюдаются колебания давления, нарушающие нормальную работу скважин, а иногда вызывающие и их остановку. В системах централизованного газоснабжения регуляторы давления, различные расходомеры, а также запорная арматура устанавливаются на газораспределительных пунктах (ГРП). При такой централизации контроля и управления за работой газлифтных скважин улучшается надежность и качество их обслуживания.

Рис. 9.18. Последовательность операций при извлечении газлифтного клапана

из кармана эксцентричной камерыс помощью канатной техники

Важнейшим достижением в области газлифтной эксплуатации было создание н освоение так называемой техники и технологии спуска н извлечения газлифтных клапанов через НКТ, устанавливаемых в специальных эксцентричных камерах, размещенных на колонне насосно-компрессорных труб на расчетных глубинах. Это исключило необходимость извлечения колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе или поломке.

В расчетных местах на колонне труб устанавливаются специальные эксцентричные камеры с карманом для ввода в него газлифтного клапана. В посадочном кармане спускаемый в него клапан уплотняется с помощью верхних и нижних колец из нефтестойкой резины и стопорной пружинной защелки. На внешней стороне эксцентричной камеры в месте расположения клапана между его уплотнительными кольцами делаются сквозные отверстия. Через эти отверстия газ из межтрубного пространства проходит в посадочный карман, а затем через боковые отверстия в самом клапане и его седло — в насосно-компрессорные трубы. Эксцентричная камера делается таким образом, что проходное сечение колонны труб и их соосность полностью сохраняются. В верхней части эксцентричной камеры (рис. 9.18) устанавливается специальная направляющая втулка, ориентирующая инструмент, на котором спускается клапан так, чтобы он при отклонении точно попадал в посадочный карман. На нижнем конце сборки посадочного инструмента имеется захватное пружинное устройство, которое освобождает головку клапана после его посадки в карман. Посадочный инструмент, имеющий шарнирные соединения, после того как он будет правильно ориентирован направляющей втулкой, переламывается в этих шарнирных соединениях с помощью пружинных устройств с тем, чтобы продольная ось спускаемого клапана совпала с продольной осью посадочной камеры. Посадочный инструмент спускается в НКТ на стальной проволоке диаметром от 1,8 до 2,4 мм через устье скважины.

Клапаны извлекаются также с помощью канатной техники. Для этого в скважину спускается экстрактор, который, попадая в эксцентричную камеру, после последующего небольшого подъема ориентируется там направляющей втулкой в плоскости посадочной камеры клапана. После ориентации экстрактора его звенья под действием пружин переламываются в сочленениях так, что становятся в положение перед ловильной головкой клапана. Захватное пружинное приспособление на конце экстрактора при посадке на ловильную головку клапана захватывает ее и при подъеме вырывает сам клапан из посадочной камеры.

Для замены газлифтных клапанов в эксцентричных камерах или установки вместо газлифтных клапанов просто заглушек, не прибегая при этом к глушению или остановке скважины, на устье скважины устанавливается специальное оборудование устья газлифта ОУГ-80Х350 с проходным диаметром 80 мм и рассчитанное на давление 35 МПа, представляющее собой лубрикатор особой конструкции (рис. 9.19). На фланец верхней крестовины 1 газлифтной арматуры или на фланец буферной задвижки устанавливается малогабаритный перекрывающий механизм — превентор 2 с ручным приводом, имеющий эластичные (резиновые) уплотняющие элементы, с помощью которых можно перекрыть скважину даже в том случае, когда в ней остается проволока. На превентор с помощью быстросъемных соединений крепятся секции лубрикатора 3, на верхнем конце которого имеется сальник 4 для пропуска проволоки 5 или тонкого каната и ролик 6. Внизу арматуры укрепляется натяжной шкив 7, через который канатик направляется на барабан лебедки с механическим приводом. Параллельно лубрикатору крепится небольшая съемная мачта 8 с полиспастом 9 для облегчения поднятия и сборки лубрикатора и ввода в него необходимого инструмента или извлечения поднятых клапанов. Натяжной шкив связан механически с датчиком 10, преобразующим силу натяжения канатика в электрические сигналы, передаваемые по кабелю 11 на индикаторное устройство. Датчик показывает натяжение канатика и дает информацию о захвате и извлечении газлифтного клапана из посадочной камеры. Вообще при использовании канатной техники по натяжению канатика можно судить о проводимых операциях на глубине. В связи с этим точности определения натяжения канатика, предотвращению его обрыва придается особое значение при использовании канатной техники. В качестве привода для барабана лебедки используется гидравлический двигатель для более точного и плавного осуществления этих операций.

Рис. 9.19. Устьевой лубрикатор для спуска и подъема газлифтных

клапанов с помощью канатной техники

Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются с помощью гидравлической лебедки, смонтированной в кузове микроавтобуса, либо на специальной раме, переносимой вертолетом при использовании на заболоченных территориях. Такой агрегат (ДГТА-4) разработан проектной организацией Азинмаша. Агрегат смонтирован на шасси автомобиля УАЗ-452 и состоит из масляного насоса с приводом от двигателя автомобиля, двухскоростной лебедки с приводом от гидродвигателя, системы гидрооборудования, включающей клапанные и золотниковые устройства, а также гидросистему управления лебедкой. Перед оператором в кабине установлены индикатор натяжения проволоки и указатель глубины.

Гидродвигатель лебедки может работать как насос в режиме торможения и может быть полностью остановлен перекрытием соответствующих клапанов. Агрегат применяется для работ по установке и извлечению газлифтных клапанов в скважинах глубиной до 4600 м при диаметре проволоки до 2,5 мм, а также для спуска измерительных приборов при исследовании скважин глубиной до 7000 м с проволокой 1,8 мм. Скорость подъема инструмента регулируется от 0,2 до 16 м/с. Номинальная мощность гидродвигателя лебедки

27,2 кВт. Гидронасос масляный шестеренчатого типа развивает давление до 13 МПа при подаче 0,0025 м 3 /с (150 л/мин). Разработан также вариант агрегата для Западной Сибири на базе гусеничного транспортера ГАЗ-71.

Источник

Оборудование для газлифтого способа эксплуатации.

При газлифтном способе эксплуатации нефтяных скважин подъем жидкости происходит за счет энергии газа, нагнетаемого под дав­лением с поверхности в колонну подъемных труб. Наиболее рациональной технологической схемой эксплуатации скважин является замкнутый газлифтный цикл, при котором на­гнетаемый в газлифтные скважины газ многократно используется для подъема жидкости из скважин. При этой схеме в состав про­мыслового газлифтного комплекса входят: компрессорная стан­ция, трубопроводы подачи газа по промыслу, газораспределитель­ные батареи, сепараторы, газоочистители и скважинное газлифтное оборудование.

В состав оборудования для эксплуатации скважин газлифтным способом входят: колонна насосно-компрессорных труб с рабо­чими и пусковыми клапанами, пакер, клапан-отсекатель, ингибиторный клапан, клапан аварийного глушения, разъединитель и прочие устройства, наличие которых обусловлено особенностями технологического режима эксплуатации скважин и характером пласта. Устье газлифтной скважины оборудуется колонной голов­кой и устьевой арматурой, позволяющими герметизировать меж­трубное пространство, подвешивать одну или несколько колонн насосно-компрессорных труб, подводить в скважину газ, отводить продукцию пласта в промысловую сеть.

Для оборудования устья газлифтной скважины используется фонтанная арматура.

Для оборудования насосно-компрессорных труб различного вида клапанами в колонну труб встраивают скважинные камеры.

Скважинные камеры предназначены для посадки газлифтных или ингибиторных клапанов, глухих или циркуляци­онных пробок при эксплуатации нефтяных скважин фонтанным или газлифтным способом.

Устанавливают газлифтные клапаны в скважинных камерах специальным инструментом, спускаемым на проволоке гидравли­ческой лебедкой. Эксцентричность камеры обеспечивает при ус­тановленном клапане сохранение свободного проходного сечения, равного проходному сечению НКТ. Это позволяет выполнять не­обходимые работы в скважине без извлечения насосно-компрес­сорных труб.

Скважинные камеры состоят из наконечников, рубашки и кар­мана. Рубашку изготавливают из специальных овальных труб. Для уплотнения клапанов в кармане предусмотрены посадочные поверхности. В кармане камеры имеются перепускные отверстия, через которые газ поступает к газлифтному клапану и, открывая его, газирует жидкость в подъемных трубах. При ремонтно-профилактических работах в карман может быть установлена циркуляционная пробка, а при необходимости заглушить перепускные отверстия — глухая пробка.

Установка камер значительно об­легчает и ускоряет спуск скважин и подъем оборудования.

Скважинная камера имеет приварные наконечники и кар­маны для установки клапанов. Свар­ка в месте подсоединения наконеч­ников ослабляет прочность скважинной камеры, особенно при работе в агрессивных средах. Поэтому кон­структорами принята и вторая тех­нология изготовления скважинных камер, в которой наконечники и ру­башка выполняются из цельных труб, без сварки. В этом случае привари­вают только карман для установки клапана.

Диаметральные размеры скважинных камер определяются диаметром колонны насосно-компрессорных труб, в которую они встраиваются, и диа­метром клапанов.

Длина камеры обусловлена дли­ной клапана и технологическими осо­бенностями его установки в карман Последнюю задачу разработчик ре­шает при графическом оформлении камеры с учетом размеров клапана и инструмента для его посадки.

Рассмотрим несколько подробнее пусковой сильфонный газлифтный клапан, имеющий характер­ные для всех клапанов элементы.

Газлифтные клапаны Г, управляе­мые давлением газа, состоят из устройства для зарядки, сильфонной камеры, пары шток—седло, обратного клапана и устройства фиксации клапана в скважинной камере. Сильфонную камеру заряжают азотом через золотник, установленный во ввернутом заряднике. Давление в сильфонной камере клапана регулируют через зарядник на специальном приспособлении стенда СИ-32.

Сильфонная камера—герметичный сварной сосуд высокого давления, основным рабочим органом которого служит металли­ческий многослойный сильфон, являющийся чувствительным элементом клапана. Роль запорного устройства выполняет пара шток—седло. Газ к клапану поступает через отверстие, сооб­щающееся с затрубным пространством через окна кармана скважинной камеры. Отверстие расположено между двумя комплек­тами манжет, благодаря чему создается герметичный канал для поступления газа, нагнетаемого из затрубного пространства.

Обратный клапан предназначен для предотвращения пере­тока жидкости из подъемных труб в затрубное пространство сква­жины.

Газлифтные клапаны Г по назначению делятся на пусковые и рабочие.

Управляющим давлением для пусковых клапанов (см. рис. 82, а и б) является давление газа, нагнетаемого в затрубное про­странство скважины. При их работе газ через отверстие Л про­никает в полость, где воздействуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его, в результате чего шток поднимается и газ, открывая обратный клапан, поступает в подъемные трубы, аэри­руя жидкость в них.

Нагнетаемый газ снижает уровень жидкости в кольцевом про­странстве ниже первого клапана. При этом через отверстие кла­пана газ поступает в подъемные трубы, уровень жидкости посте­пенно повышается. По мере эксплуатации уровень жидкости в кольцевом пространстве снижается, и обнажается второй кла­пан. Первый клапан при этом закрывается, и аэризация проис­ходит через второй клапан.

75. Назовите виды аварийных работ и основой инструмент для их проведения

Аварийно-спасательные и другие неотложные работы (АСДНР) — совокупность первоочерёдных работ в зоне чрезвычайной ситуации, заключающихся в спасении и оказании помощи людям, локализации и подавлении очагов поражающих воздействий, предотвращении возникновения вторичных поражающих факторов, защите и спасении материальных и культурных ценностей. Аварийно-спасательные и другие неотложные работы проводятся аварийно-спасательными службами с целью:

• спасения людей и оказания помощи пострадавшим,
• локализации аварий и устранения повреждений, препятствующих проведению спасательных работ,
• создания условий для последующего проведения восстановительных работ.

Для организации более эффективного управления проведением аварийно-спасательных и других неотложных работ с учётом их характера и объёма, рационального использования имеющихся сил и средств на территории объекта определяются места работ, учитывая особенности территории объекта, характер планировки и застройки, расположение защитных сооружений и технологических коммуникаций, а также транспортных магистралей. Аварийно-спасательные и другие неотложные работы имеют различное содержание, но проводятся, как правило, одновременно.

К аварийно-спасательным работам относят:

• разведку маршрутов движения формирований и участков предстоящих работ;
• локализация и тушение пожаров на путях движения формирований и участках работ;
• розыск пострадавших и извлечение их из завалов, повреждённых и горящих зданий, загазованных, задымлённых и затопленных помещений;
• подача воздуха в заваленные защитные сооружения с повреждённой вентиляцией;
• вскрытие разрушенных, повреждённых и заваленных защитных сооружений, спасение находящихся там людей;
• оказание первой медицинской помощи пострадавшим и эвакуация их в лечебные учреждения;
• вывоз (вывод) населения из опасных мест в безопасные районы;
• санитарная обработка людей, обеззараживание их одежды, территории, сооружений, техники, воды и продовольствия.

Для обеспечения успешного проведения спасательных работ в очаге поражения проводятся другие неотложные работы. К ним относятся:

• прокладка колонных путей и устройство проездов (проходов) в завалах и на заражённых участках;
• локализация аварий на коммунально-энергетических и технологических сетях;
• укрепление или обрушение угрожающих обвалом конструкций зданий (сооружений) на путях движения к участкам проведения работ.

При ведении аварийно-спасательных и других неотложных работ в очагах поражения, образовавшихся в результате военных действий, дополнительно проводятся:

• обнаружение, обезвреживание и уничтожение не взорвавшихся боеприпасов в обычном снаряжении;
• ремонт и восстановление повреждённых защитных сооружений.

Одновременно могут проводиться и такие работы, как

• обеззараживание очагов поражения;
• сбор материальных ценностей;
• обеспечение питанием нуждающегося в нём населения;
• утилизация заражённого продовольствия и другие работы, направленные на предотвращение возникновения эпидемии.

Согласно п. 4 ст. 1 Федерального закона «Об аварийно-спасательных службах и статусе спасателей» от 22 августа 1995 г № 151-ФЗ (рус.) , аварийно-спасательные работы — это действия по спасению людей, материальных и культурных ценностей, защите природной среды в зоне чрезвычайных ситуаций, локализации чрезвычайных ситуаций и подавлению или доведению до минимально возможного уровня воздействия характерных для них опасных факторов. Аварийно-спасательные работы характеризуются наличием факторов, угрожающих жизни и здоровью проводящих эти работы людей, и требуют специальной подготовки, экипировки и оснащения.

Закон предусматривает следующие виды АСДНР:

• поисково-спасательные
• горноспасательные
• газоспасательные
• противофонтанные работы (на буровых и нефтяных скважинах)
• аварийно-спасательные работы, связанные с тушением пожаров
• работы по ликвидации медико-санитарных последствий чрезвычайных ситуаций
• другие, перечень которых может быть дополнен решением Правительства Российской Федерации

77. Назовите опера­ции и рабо­ты, связанные с воздействием на призабойную зону и пласты.

Дополнительный приток нефти в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:

Читайте также:  Передача оборудования заказчика для монтажа

· химических (кислотные обработки),

· механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия и взрывов),

· тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и их комбинированием.

Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10¸15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25¸28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов — температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12¸16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40°С и 2¸3 ч при забойных температурах 100¸150°С.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1÷4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости — песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.

Гидропескоструйная перфорация скважин — применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

Торпедирование скважин состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин.

Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.

Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

Источник

УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН

Условия эксплуатации газлифтных скважин требуют герме­тизации и разобщения межтрубного пространства, подвески од­ного или нескольких рядов насосно-компрессорных труб, рас­положенных в скважине концентрично, параллельно или ком­бинированно. Эти требования выполняются при установке на устье скважины специальной арматуры.

Одним из основных требований к конструкции газлифтной устьевой арматуры является обеспечение минимальных местных гидравлических сопротивлений. Для этого необходимо приме­нять арматуру, где нет резких изменений направления потока, что особенно важно для скважин с низкими дебитами и рабочи­ми давлениями. Как известно, дебит газлифтной скважины в значительной степени зависит от устьевого давления, повыше­ние которого приводит к соответствующему возрастанию забой­ного давления и уменьшению притока из пласта.

Устьевое оборудование фонтанных скважин в основном удов­летворяет приведенным требованиям, за исключением некото­рых, связанных со спецификой газлифтного способа эксплуата­ции скважин. Поэтому обычно устье газлифтных скважин обо­рудуется фонтанной арматурой.

В соответствии с ГОСТ 13846 отечественные заводы выпуска­ют фонтанные арматуры на давление от 7 до 70 МПа с диаметром прохода стволовой части елки от 50 до 150 мм, из которых для оборудования устья газлифтных скважин применяются рассчи­танные на рабочее давление (по ряду) 7, 14, 21, 35 МПа и с услов­ным диаметром прохода стволовой елки 50, 65, 80, 100 мм [18].

ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ КАНАТНЫХ РАБОТ В ГАЗЛИФТНОЙ СКВАЖИНЕ

Конструкция современного оборудования, применяемого при газлифтной эксплуатации скважин, предусматривает выполнение комплекса работ внутри скважины специальной канатной техни­кой. К таким операциям относятся установка и извлечение газ­лифтных клапанов и обратных клапанов, глухих пробок, забойных штуцеров, заглушек, а также глубинных приборов для исследования скважин; открытие и закрытие циркуляционного клапана для замены жидкости в скважине, в которой установлен пакер; очист­ка подъемных труб от парафина, чистка песчаных пробок, рас­правление смятых участков колонны труб, ловильные работы.

Все указанные операции проводятся непосредственно в сква­жине без подъема насосно-компрессорных труб, без глушения и последующего освоения скважины [16, 20].

Весь комплекс канатной техники состоит из канатного инст­румента 1, оборудования устья 2 и лебедки с гидроприводом 3 (рис. 4.15.1).

Инструмент для канатных работ

Канатный инструмент — это набор инструментов и принад­лежностей для различных операций, проводимых непосредствен­но в скважине и спускаемых в нее на проволоке или канате. Все эти инструменты можно разделить на следующие категории:

• стандартный канатный набор для создания ударов вверх и вниз (меха­ни­чес­кий и гидравлический яссы, грузоштанги, шар­ниры, замки);

• инструмент для установки и извлечения клапанов всех видов, осна­щен­ных замком (отклонитель для работ в скважинных камерах, спускной и подъем­ный инструмент и др.);

• инструменты специального назначения (оправка, скребок, печать, ло­виль­ный инструмент, инструмент для открытия — зак­рытия циркуляционного кла­па­­на, желонка для песка и др.).

Ниже описываются конструкция, назначение и принцип дей­ствия основного набора инструментов для канатных работ в сква­жине.

Стандартный набор канатных инструментов включает замок для проволоки, грузовые штанги, шарнир, гидравлический и механический яссы.

Замок для проволоки ЗП (рис. 4.15.2) предназначен для соеди­нения проволоки с инструментами, спукаемыми в скважину. Он состоит из корпуса 1, внутри которого размещен ролик 4, соеди­ненный с пропущенной через отверстие в верхнем конце корпуса проволокой. Между роликом и торцом внутренней расточки корпу­са помещена пружина 2 для смягчения ударов и предохранения про­волоки от обрыва при резком ее натяжении (например, при восходящем действии механического ясса). Опорой для нижнего конца пружины служит шайба 3.

Рис. 4.15.1. Принципиальная схема компоновки канатного оборудования для выполнения комплекса внутрискважинных операций

Рис. 4.15.2. Замок для проволоки

Для соединения проволоки с замком свобод­ный ее конец пропускают последовательно че­рез отверстие в верхнем конце корпуса, пружи­ну, шайбу и наматывают на ролик два витка, а на стержень проволоки — 12 витков. Затем, вытаскивая проволоку из корпуса, помещают ролик у пружину с шайбой в корпус.

Устройство 1УЗП обеспечивает жесткое зак­репление проволоки. В нем свободный конец проволоки пропускается через корпус втулки, оборачивается вокруг канавки конуса и выво­дится через корпус. Конус втягивается во втул­ку, после чего наматывается несколько витков проволоки на стержень.

Для многожильного скрученного каната при­меняются специальные замки. Грузовая штанга (табл. 4.15.1) обеспечивает необходимый вес для преодоления трения и вязкости скважинной жидкости при спуске инструмента и проволоки (каната), а также обеспечивает необходимый вес во время ударных операций с помощью яссов. В зависимости от требуемого веса инструмента, подвешиваемо­го на проволоке, в комплекте предусмотрены штанги разной длины.

Источник