Устройство и принцип действия гидрожелонки
| Гидрожелонка состоит из корпуса 1, навинченного на переводник 2, внутри которых находится шток 3 с установленными на него манжетой 4, кольцами 5 и обтекателем 6. В верхней части штока 3 навинчена муфта 7. От проворота относительно корпуса 1 шток 3 фиксируется шпонкой 8. Резьбовые соединения корпуса 1 с переводником 2 и штока 3 с обтекателем 6 застопорены винтами 9. В корпус 1 ввинчены два срезных винта 10. Гидрожелонка встраивается в колонну насосно-компрессорных труб (далее — НКТ). Для очистки забоя скважины, сверху устанавливается штанголовитель и сбивной клапан типа КС, снизу желонка оборудуется контейнером, обратным клапаном типа КОШ и пером типа П. Для очистки пласта, сверху в компоновку встраивается пакер типа ПМС, снизу после обратного клапана устанавливается перфорированная НКТ и хвостовик с глухим концом. Контейнер и хвостовик собираются из НКТ, количество которых устанавливается индивидуально. | 
|
| Рисунок 6.73 – Гидрожелонка типа ГЖ-95-300 |
Собранная компоновка спускается в скважину до упора в забой, при этом внутренняя полость НКТ не заполнена жидкостью. При дальнейшем приложении нагрузки вниз весом НКТ срезаются винты 10, шток 3 перемещается вниз относительно переводника 2, полость А через отверстия в штоке 3 сообщается с внутренней полостью штока 3. В этот момент за счёт гидростатического давления в полости А поток жидкости через шток 3 устремляется в полость НКТ, увлекая за собой песок, шлам, буровую грязь и т.п. После выравнивания давлений производят подъём НКТ, при этом отверстия штока 3 перекрываются.
|
|
|
При очистке забоя эта операция может повторяться несколько раз по мере снижения уровня песка, шлама, буровой грязи и т. п. на забое.
Разборка и сборка гидрожелонки
Разборка гидрожелонки:
Вывинтить винты 9 и 10 и переводник 2 из корпуса 1, снять переводник 2. Вывинтить винт 9 из обтекателя 6, отвинтить обтекатель 6, снять манжету 4. Отвинтить муфту 7, снять корпус 1 и кольца 5 со штока 3.
Сборка гидрожелонки:
Сборка гидрожелонки производится в обратном порядке. При сборке смазать наружную уплотнительную поверхность штока 3 и резьбы обтекателя 6 и корпуса 1 смазкой Литол-24 ГОСТ 21150-75, резьбу НКТ 60 смазать резьбовой смазкой и обмотать лентой ФУМ ГОСТ 24222-80. Монтаж колец 5 производить с учётом требований ГОСТ 9833-73.
Комплекс оборудования для промывки скважины (КОПС)
Комплекс оборудования для промывки скважины (КОПС) предназначен для промывки гидратных и парафиновых пробок в насосно-компрессорных трубах различными не агрессивными жидкостями с температурой до 100гр. (рисунок 6.74, 6.75, таблица 6.87, 6.88).
|
|
|
Технические характеристики КОПС
Таблица 6.87
| Параметр | Значение |
| Диаметр уплотняемых труб, мм. | 48, 33 |
| Рабочее давление, атм. | 140 |
| Условный проход, мм. не менее. | 60 |
| Максимальное усилие проталкивания, кг. | 6300 |
| Рабочее давление превентора и обратного клапана, атм. | 210 |
| Максимально допустимая температура промывочной жидкости, ºС. | +100 |
| Габаритные размеры оборудования, монтируемого на устье скважины, мм. | |
| - длина | 1000 |
| - ширина | 320 |
| - высота | 1120 |
| Масса комплекта, кг. | 430 |
Состав комплекса
Таблица 6.88
| Наименование | Значение |
| Превентор, шт. | 1 |
| Клапан обратный, шт. | 2 |
| Хомут шлипсовый, шт. | 1 |
| Катушка шлипсовая, шт. | 1 |
| Головка герметизирующая, шт. | 1 |
| Строп, шт. | 1 |
| Ролик, шт. | 2 |
| Ролик натяжной, шт. | 1 |
| Катушка переходная, шт.. | 1 |
| Лебедка, шт. | 1 |
Схема обвязки представленная на рисунке 6.75 предназначена выполнять следующие операции:
Размыв гидратных и гидратно-парафиновых пробок при наличии давления в трубах и затрубном пространстве при полной герметизации устья.
Заменять газированный раствор на свежий методом циркуляции через осреднительную емкость (рисунок 6.74).
Одновременно контролировать давление в трубах и затрубном пространстве.
|
|
|
Проводить глушение скважины.
|
| Рисунок 6.74 - Емкость осреднительная |
|
| Рисунок 6.75 – Схема обвязки устья скважины для ликвидации отложений гидратно–парафиновых пробок. 1 – труба НКТ Ǿ - 48, 33мм.; 2 – клапан обратный; 3 – муфта НКТ Ǿ - 48, 33мм.; 4 – элеватор для НКТ Ǿ - 48, 33мм.; 5 – хомут с сухарями; 6 – катушка шлипсовая; 7 – головка герметизирующая; 8 – превентор малогабаритный; 9 – тройник; 10 – задвижка центральная; 11 – трос; 12 – планшайба; 13 – манометр; 14 – крестовина; 15 – затрубная задвижка; 16 – колонная головка; 17 – шпилька с роликом; 18 – ролик натяжной; 19, 20 – сброс скважинной жидкости в осреднительную емкость. |
Категории скважин
1 – категория:
Ø газовые скважины;
Ø нагнетательные и наблюдательные скважины, пробуренные на газовый пласт внутри контура нефтеносности;
Ø нефтяные скважины, в которых наблюдается поступление в ствол эксплуатационной колонны постороннего газа;
Ø нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом;
Ø нефтяные скважины, в которых наряду с нефтяным пластом вскрыт пласт внутри контура газоносности, а также скважины находящиеся в подгазовой зоне и имеющий непроницаемые перемычки между газовым и нефтяным пластом мощностью не менее 5 метров;
|
|
|
Ø нефтяные скважины с газовым фактором, превышающем 200м3/м3;
Ø все скважины в зоне водогазового воздействия на пласт;
Ø все скважины с отсутствием циркуляции;
Ø разведочные скважины, подлежащие расконсервации на месторождениях, имеющие в разрезе газовые пласты.
2 – категория:
Ø нефтяные скважины, эксплуатируемые фонтаном, механизированным способом (ЭЦН, ШГН) компрессорным и бескомпрессорным газлифтом газовым фактором менее 200м3/м3 и пластовым давлением, превышающим первоначальное пластовое давление на 10%;
Ø нагнетательные скважины со сроком эксплуатации менее года с пластовым давлением на 10% выше первоначального;
Ø нефтяные и нагнетательные скважины, в которых вскрыты два и более горизонта.
3 – категория:
Ø нефтяные и нагнетательные скважины, кроме вошедших во 2-ю и 1-ю категорию;
Ø контрольные, пьезометрические скважины с пластовым давлением не превышающем гидростатическое давление на 10%, водозаборные, артезианские, поглощающие.
Глушение скважин
Под глушением скважин подразумевается комплекс работ направленных на прекращение фонтанирования или излива пластового флюида из скважин при атмосферном давлении, путем создания противодавления на пласт за счет замены скважинной жидкости на жидкость глушения.
|
| Рисунок 6.76 – Схема расположения техники при глушении скважин 1 – скважина; 2 – АГЗУ «Спутник»; 3 – насосный агрегат ЦА – 320; 4 – автоцистерна промысловая АЦП; 5 – технологическая емкость. |
Глушению подлежат скважины:
Ø с пластовым давлением выше гидростатического;
Ø с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых согласно расчетам сохраняются условия фонтанирования или нефтегазопроявления.
Жидкость глушения должна быть подобрана по удельному весу так, чтобы обеспечить надежное противодавление на продуктивный пласт и вместе с тем позволяющая сохранить коллекторские свойства пласта, необходимые при последующем освоении и эксплуатации скважины.
Выбор жидкости глушения с необходимыми параметрами зависит от геолого-технической характеристики скважины, указанной в заказе на производство работ. Необходимыми данными являются:
Ø способ эксплуатации;
Ø пластовое давление;
Ø искусственный забой;
Ø интервал перфорации пласта;
Ø диаметр эксплуатационной колонны и НКТ;
Ø глубина спуска оборудования и его состояние;
Ø давление опрессовки э/колонны;
Ø глубина (по вертикали) спуска пакеров циркуляционного клапана, их состояние.
Пластовое давление, указанное в заказе, должно быть замерено до начала глушения не позднее:
Ø на скважинах 1 и 2 категории - 10 дней;
Ø на скважинах 3 категории - 30 дней.
При отсутствии возможности замера пластового давления указывается расчетное давление по карте изобар или по данным соседних скважин этого пласта.
В плане работ указывается плотность жидкости глушения, объем глушения и запас жидкости глушения. При создании оторочки (буфера), перед глушением газовых скважин или скважин с большим газовым фактором указывается закачиваемая в пласт жидкость, ее удельный вес и количество. При закачке загустителей - его название, концентрация, объем, и интервал установки буферной смеси.
Порядок глушения скважины заносится в вахтовый журнал и журнал учета расхода жидкости глушения, где указывается:
Ø дата и время начала и конца глушения;
Ø удельный вес и количество жидкости, закаченной в скважину;
Ø схема закачки: прямая (по НКТ) или обратная (через затрубное пространство);
Ø удельный вес жидкости на выходе из скважины;
Ø приемистость пласта на скважинной жидкости (в начале глушения);
Ø давление на агрегате: Рнач., Рприем., Ркон. при глушении и давление на выходе из скважины: Рнач., Рпротиводав., Ркон.;
Ø состояние м/к пространства при глушении (Рм/к);
Ø состояние скважины после прокачки планового количества раствора, время уравновешивания, давление и выходящий из скважины флюид.
Операцию по глушению скважины при капитальном ремонте производят в основном до начала ремонтных работ. Исключением являются работы, по восстановлению циркуляции, где технологией проведения работ предусмотрен спуск в скважину труб меньшего диаметра с использованием КОПС до глушения скважины.
Глушение скважины производится в соответствии с требованиями ТБ, утвержденными регламентами между предприятиями на производство работ и «Регламентом на производство работ», под руководством ответственного ИТР (мастера бр. КРС), фамилия которого указывается в плане работ.
Требования, предъявляемые к жидкостям глушения скважин.
Ø плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости давления, превышающего пластовое в соответствии с необходимыми требованиями.
Ø допускаемые отклонения плотности жидкости глушения от проектных величин приведены в таблице 6.89.
Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 7137; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!