Технология освоения скважины

Размещено на http://www.allbest.ru

Федеральное государственное автономное

образовательное учреждение

высшего образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ОТЧЕТ О ПРАКТИЧЕСКОЙ РАБОТЕ

по Нефтегазовое оборудование

Технология освоения скважины

Преподаватель А.А. Азеев

Студент ГБ18-03Б, 081830931 Т.А. Стерхова

Красноярск 2021



Содержание

Введение

1. Теория

1.1 Опасные факторы, действующие на кустовой площадке

1.2 Список причин аварий

1.3 Освоение скважин азотом

2. Оборудование

2.1 Оборудование в тренажере-имитаторе

3. Порядок выполнения работы

3.1 Типовые действия в тренажере-имитаторе

3.2 Порядок выполнения действий в тренажере-имитаторе



Введение

Цель - научиться выполнять работы по технологии освоения скважины.

Задачи:

1. Ознакомится с наряд-заданием на проведение работ по компрессированию скважины.

2. Произвести контроль затрубного и трубного давлений в скважине.

3. Подготовить оборудование для компрессирования скважины .

4. Приступать к опрессовке нагнетательной линии.

5. Произвести компрессирование до выхода скважины на установившийся фонтан.

6. Остановить компрессирование скважины..



1. Теория

Кустовые площадки относятся к объектам повышенной опасности.

При нарушении правил промышленной безопасности, правил эксплуатации оборудования, норм технологического режима и несоблюдении правил электробезопасности могут возникать ситуации, приводящие к авариям и травмам.

1.1 Опасные факторы, действующие на кустовой площадке

скважина компрессирование кустовой авария

Опасные факторы, действующие на кустовой площадке:

1. Повышенная опасность процессов добычи и транспортировки нефти и газа, а также подачи ингибиторов обусловлена:

- свойствами обращающихся в технологическом процессе веществ;

- особенностями проведения технологического процесса (высокое давление).

Оборудование кустовой площадки скважин после включения в работу функционирует в автоматическом режиме. Для поддержания сооружений кустовой площадки в рабочем состоянии необходимо следить за режимом работы и состоянием технологического оборудования и средств измерений.

2. При обслуживании площадок кустов скважин особое внимание должно быть обращено на:

- герметичность оборудования, фонтанной арматуры, фланцевых соединений;

- состояние сварных швов трубопроводов (на наличие подтеков под окажушкой).

Согласно инструкции по ПБ и ОТ, при обслуживании технологических трубопроводов, технологические трубопроводы и арматуру следует периодически осматривать и обслуживать согласно утвержденным графикам и регламентам работ. Результаты осмотров необходимо заносить в журнал осмотров и ремонтов технологических трубопроводов.

Работы, выполняемые на площадке, должны проводиться искробезопасным инструментом.

Согласно графикам ТО и ППР необходимо осуществлять контроль исправности молниеотводов и заземляющих устройств и проверку сопротивления контура заземления, не реже одного раза в год (летом при сухой погоде) с оформлением результатов контроля. Величина сопротивления контура заземления не должна отличаться более чем в 5 раз от зафиксированной при приемке молниеотвода в эксплуатацию.

Защита от статического электричества обеспечивается путем присоединения всего оборудования к заземляющим устройствам, в качестве которых используются естественные и искусственные заземлители.

Трубопроводы, кожухи теплоизоляции трубопроводов площадок скважин представляют собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая в пределах взрывоопасной зоны присоединена к заземляющему устройству. К заземляющему устройству присоединены также каркасы щитов, шкафов и кабельные конструкции.

Для обеспечения безопасной эксплуатации кустовой площадки в зимнее время необходимо предотвращать замерзание трубопроводов. Необходимо определить наиболее опасные места возможного скопления воды, гидратов и тщательно следить за состоянием трубопроводов.

При открывании/закрывании задвижек, вентилей запрещается пользоваться ломами, трубами и другими подобными приспособлениями. Размораживать замерзшие участки необходимо паром, применение открытого огня запрещается, разогрев образовавшейся пробки кристаллогидратов без отключения от общей системы не разрешается.

Согласно инструкции по ПБ и ОТ при работе с замороженными скважинами и оборудованием, в случае замерзания трубопроводов и арматуры необходимо поступать следующим образом:

- после тщательного осмотра необходимо убедиться в том, что замерзший участок не поврежден и не разорван ледяной пробкой;

- принять меры к отключению замерзшего участка от основной системы;

- отогреть замерзший участок паропередвижной установкой.

1.2 Список причин аварий

Основные причины, которые могут привести к аварии:

- отступление от норм технологического режима;

- нарушение инструкций безопасного производства работ;

- несвоевременная, некачественно проведенная ревизия и ремонт трубопроводов, оборудования, арматуры;

- неисправность оборудования, трубопроводов, средств автоматизации;

- ошибочные действия обслуживающего персонала;

- коррозия оборудования и трубопроводов;

- опасные метеорологические условия.

Для каждого вида оборудования, технологического процесса, операции характерны определенные виды аварий. На этом основании необходимо осуществлять надзор за проявлением опасных факторов, которые могут вызвать аварию, и принимать меры к ее предотвращению и локализации.

К основным причинам пожаров и возгораний относят следующие:

- нарушение технологического процесса и неисправность оборудования (арматуры, трубопроводов);

- отказ в работе технологического и электрооборудования;

- устройств контроля, управления и защиты;

- неосторожное обращение с огнем и электроприборами;

- короткое замыкание электрических проводов и возникновение разрядов, вызываемых статическим электричеством;

- нарушение правил пожарной безопасности при производстве электрогазосварочных и других огневых работ.

Причинами пожаров могут являться короткие замыкания и перегрузки сети и электрооборудования. При наличии газовоздушных горючих смесей электрическое искрение, сопутствующее короткому замыканию, может вызвать их воспламенение.

Атмосферное электричество представляет опасность в виде разрядов молнии, которые могут явиться причиной воспламенения и вызвать пожар.

Выделения природного газа через неплотности монтажных соединений трубопроводов рассеиваются естественными воздушными потоками, при этом концентрация этих веществ снижается до безопасного уровня. Взрывы и пожары возможны только при значительных ГНВП, связанных с крупными авариями.

1.3 Освоение скважин азотом

О применении газообразных агентов для освоения скважин

Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок заключается в том, что газообразный азот или газированная им жидкость (пена) нагнетаются в скважину и замещают находящуюся в ней жидкость (буровой раствор, воду или нефть). В результате регулирования плотности закачиваемой в скважину системы и использования упругих свойств газа и пены по мере их удаления из скважины противодавление на пласт можно снизить в необходимых пределах.

Область применения различных азотосодержащих циркуляционных агрегатов (газообразного азота, газированной им жидкости - пены) для вызова притока нефти и газа из пласта зависит от геолого-технических и других условий освоения скважин.

Для создания глубоких депрессий на пласт, вплоть до осушения глубоких скважин (если это допустимо), при плавном темпе снижения забойного давления целесообразно комбинированное применение азотосодержащих систем: последовательная в один цикл и более промывка скважин газированной азотом жидкостью (пеной), которая при необходимости может быть вытеснена из скважины азотом.

Подготовка оборудования и материалов для освоения скважин азотом

Оборудование позволяет осуществить газификацию на скважине жидкого азота, приготовление и нагнетание в скважину газообразного азота и газированных азотом жидкостей (пен) для вызова притока флюида из пласта.

Схема обвязки наземного оборудования для вызова притока из пласта путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом показана на рис. 2.1, а для вызова притока из пласта с использованием газированной азотом жидкости (пены) - на рис. 2.2.

Перед началом процесса необходимо оборудовать устье скважины фонтанной арматурой и обвязать с нефтесборным коллектором.

Перед закачиванием рабочего агента (газообразного азота, пены) устье скважины обвязать с азотными установками таким образом, чтобы обеспечивалась возможность нагнетания рабочего агента в трубное и межтрубное пространства и одновременно выход жидкости из межтрубного и трубного пространств скважины. Обвязку эжектора осуществить так, чтобы его боковой патрубок с обратным клапаном был направлен вертикально вниз.

У задвижек фонтанной арматуры 15 (см. рис. 2.1 и 22 (см. рис. 2.2) установить регулируемые штуцеры диаметрами от 8 до 16 мм.

Конец линии 7 вентиля делителя расхода 8 (см. рис. 2.2) опустить до дна каждого отсека мерной емкости насосного агрегата (для исключения вспенивания жидкости) и закрепить. Площадь проходного сечения вентиля (вентилей) делителя расхода 8 должна составлять 0,8-1,5 см2.

Опрессовать все напорные трубопроводы обвязки наземного оборудования на полуторакратное давление от ожидаемого максимального рабочего давления гидравлическим способом. Газовые линии опрессовать газообразным азотом на максимальное давление газификационной установки. Результаты опрессовок оформить актом.

Рисунок 1.1 Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом: 1 - азотная газификационная установка АГУ-8К; 2 - электростанция; 3 - газопровод (шланги высокого давления); 4 - обратный клапан; 5 - узел подключения азотных газификационных установок к скважине («гребенка»); 6 - заглушка на резервном входе «гребенки»; 7 - нагнетательная линия для подачи газа в скважину; 8 - манометр; 9 - тройник для подключения нагнетательной линии к трубному пространству; 10, 11, 13, 14 - 17 - задвижки фонтанной арматуры; 12 - крестовина; 18 - выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 19 - нефтесборный коллектор; 20 - накопительная емкость; 21 - якорь стопорный для закрепления выкидной линии 18; 22 - пробоотборный кран



Рисунок 1.2 Схема обвязки оборудования и устья скважины при вызове притока с применением газированной жидкости (пены): 1 - азотная газификационная установка; 2 - электростанция; 3 - газопровод (шланги высокого давления); 4 - обратный клапан; 5 - узел подключения газификационных установок к скважине («гребенка»); 6 - насосный агрегат; 7 - трубопровод для сброса жидкости в емкость насосного агрегата (опускается до дна мерной емкости); 8 - вентиль или блок вентилей для регулирования расхода пенообразующей жидкости (делитель расхода); 9 - тройник; 10 - фильтр; 11, 16, 31 - манометры; 12 - запорное устройство для отключения линии, подключенной к насосному агрегату; 13 - штуцер; 14 - смеситель жидкой и газообразных фаз (тройник, аэратор или эжектор); 15 - тройник для подключения нагнетательной линии к трубному пространству скважины; 17 - заглушка на резервном входе-«гребенке»; 18 - 22, 24, 25 - задвижки фонтанной арматуры; 23 - крестовина; 26 - выкидной трубопровод для подачи жидкости и пены из скважины в накопительную емкость; 27 - нефтесборный коллектор; 28 - накопительная емкость; 29 - якорь стопорный для закрепления выкидной линии 26; 30 - пробоотборный кран

Обеспечить наличие на скважине жидкого азота (4,2-8,4 т), а при использовании газированной жидкости (пены) - расчетные количества технической воды и ПАВ. Пенообразующую жидкость следует приготовлять в свободном отсеке мерной емкости цементировочного агрегата непосредственно в процессе закачивания газированной азотом жидкости (пены) в скважину.

Возможен вариант заблаговременного приготовления пенообразующей жидкости в передвижной емкости или в автоцистерне.

На 1 м3 воды необходимо добавлять от 3 до 7 кг (в перерасчете на активное вещество) сульфанола, ОП-10 или других ПАВ.

Количество добавления ПАВ к воде зависит от ее солевого состава, качества ПАВ и может быть уточнено экспериментальным путем. Для этого в лабораторных условиях по методике ВНИИ следует определить зависимость устойчивости пены от концентрации ПАВ, изменяя последнюю в пределах от 0,05 до 1,00 % (по объемной доле) по активному веществу, и принять такое минимальное значение концентрации, при котором устойчивость пены составляет не менее 95 % от максимально возможной.

Технология освоения скважин азотом

Технология включает работы по вызову притока из пласта и может применяться в следующих случаях: при освоении скважин, содержащих сероводород; при освоении скважин в зоне влияния подземного горения; при проведении работ в зимний период в условиях низких температур окружающего воздуха.

Перед проведением работ по вызову притока спустить в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до забоя и промыть скважину. Затем приподнять НКТ и установить башмак на 5-10 м выше интервала перфорации.

После оборудования устья приступить к замене жидкости в скважине на газообразный азот.

Порядок выполнения операций следующий.

Открыть устьевые задвижки 11, 13, 15 и закрыть задвижки 10, 14, 16, 17 (см. рис. 2.1).

С помощью газификационных установок 1 по шлангам высокого давления 3 через обратные клапаны 4 осуществить подачу газообразного азота в межтрубное пространство скважины через «гребенку» 5, нагнетательную линию 7 и тройник 9. Вытесняемая газообразным азотом и выходящая из скважины жидкость по выкидной линии 18 должна поступать в накопительную емкость 20.

Нагнетание в скважину газообразного азота следует осуществлять в расчетном объеме, не превышая максимального рабочего давления газификационных установок. При необходимости снижения продавочного давления в скважину следует закачать порцию воды, обработанной ПАВ, или нефти.

Контроль за процессом закачивания газообразного азота в скважину вести по показаниям манометра 8 на нагнетательной линии 7 и на щитах управления газификационных установок.

По мере нагнетания газообразного азота в скважину давление в затрубном пространстве повышается вплоть до момента прорыва (пролета) газа через башмак НКТ, после чего оно начинает резко уменьшаться.

Во избежание выброса жидкости и газообразного азота на выкиде скважины 18 необходимо регулировать противодавление в трубном пространстве скважины с помощью задвижки 15, оборудованной штуцером.

Подачу газообразного азота в скважину (при отсутствии притока) вести в количестве, необходимом для создания максимально возможной депрессии на пласт, после чего закрыть задвижку 11 и при открытых задвижках 15, 16 на выкиде поставить скважину на ожидание притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня жидкости в скважине.

При появлении даже незначительных признаков нефти или нефтяного газа продолжить вызов притока для очистки призабойной зоны пласта, затем закрыть трубное и межтрубное пространство скважины и следить за подъемом давления на устье.

При повышении давления на буфере до величины, достаточной для работы скважины, в системе сбора закрыть задвижки 15, 16, отсоединить трубопровод 18, поставить на место его подключения заглушку и открыть задвижки 15, 17, направив продукцию скважины в нефтесборный коллектор 19.

Технология освоения скважин газированной азотом жидкостью (пеной)

Технология предназначена для вызова притока нефти и газа из пласта и должна применяться для создания глубоких депрессий на пласт при плавном темпе снижения забойного давления и с целью экономии азота.

После оборудования устья приступить к промывке скважины пеной. Открыть задвижки 12, 18, 19, 22, закрыть задвижки 20, 21, 24, 25 (см. рис. 2.2). С помощью цементировочного агрегата 6 и азотных газификационных установок произвести приготовление и нагнетание газированной жидкости (пены) в межтрубное пространство скважины по нагнетательной линии 15, обвязанной с фонтанной арматурой.

Требуемая степень газификации а достигается за счет регулирования подачи пенообразующей жидкости в смеситель 14 с помощью делителя расхода жидкости 8 при неизменном расходе газа, также подаваемого в смеситель 14.

Например, изменение расхода пенообразующей жидкости от 1 до 4 л/с при постоянной подаче азота 200 л/с, что соответствует одновременной работе двух установок АГУ-8К, обеспечивает регулирование а от 50 до 200.

Пенообразующая жидкость подается агрегатом 6 в смеситель 14 через делитель расхода 8, фильтр 10 и обратный клапан 4. Азот подается в смеситель 14 по газовым линиям 3 через обратные клапаны 4.

Заданный расход пенообразующей жидкости обеспечивается путем поддержания постоянным определенного перепада давления на штуцере 13 посредством регулирования степени открытия вентиля (вентилей) делителя расхода 8.

Контроль за перепадом давления на штуцере 13 осуществляется по манометрам 11, 31, а за расходом жидкости - по изменению ее уровня в емкости насосного агрегата 6, куда сбрасывается избыток жидкости по линии 7.

Регулирование соотношения подаваемых в скважины количеств азота и жидкости следует осуществлять таким образом, чтобы исключалось образование газовых пробок в скважине и резкое колебание давления при нагнетании смеси в скважину.

Вытесняемая газированной жидкостью (пеной) и выходящая из скважины жидкость по выкидной линии 26 поступает в накопительную емкость 28.

Контроль за процессом закачивания газированной азотом жидкости (пены) следует вести по показаниям манометров 11, 31, 16, манометров на щитах управления газификационных установок 1 и на насосе цементировочного агрегата 6.

По мере нагнетания газированной азотом жидкости (пены) в скважину давление в затрубном пространстве повышается вплоть до момента прорыва пены через башмак лифта, после чего оно начинает уменьшаться.

После первого прохождения пены через башмак лифта необходимо уменьшить подачу пенообразующей жидкости и вести промывку скважины при повышенной степени газификации или приступить к осушению скважины газообразным азотом.

При использовании аэратора или тройника в качестве смесителя давление пенообразующей жидкости, подаваемой в смеситель 14 насосным агрегатом 6 (см. рис. 2.2), не должно превышать предельно максимального давления, развиваемого азотной газификационной установкой 1, с учетом прочности эксплуатационной колонны и устьевой арматуры.

Если это условие не выполняется, то следует вместо аэратора использовать эжектор.

Для обеспечения устойчивой работы эжектора в процессе нагнетания пены необходимо поддерживать давление жидкости на входе в сопло эжектора не менее чем в 1,5-2 раза выше давления, получаемого на выходе эжектора или на устье скважины.

Давление газа на выкиде азотных установок в процессе нагнетания газированной жидкости (пены) должно постепенно возрастать. В случае повышения давления газа до величины, максимально допустимой для АГУ-8К или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2-3 мин, остановить подачу газообразного азота, продолжая закачивание жидкости насосным агрегатом для снижения давления нагнетания.

После окончания промывки скважины пеной закрыть задвижку 18, открыть задвижку 24 и осуществить в течение не менее 1,5 ч самоизлив пены одновременно из трубного и межтрубного пространств скважины по трубопроводу 26 в накопительную емкость 28.

При отсутствии признаков притока нефти и газа после самоизлива пены в течение первых 1,5ч необходимо продолжить самоизлив до его окончания. При отсутствии притока также следует поставить скважину на ожидание притока на период до 48 ч с прослеживанием уровня в скважине.

При наличии притока нефти и газа закрыть задвижки 22, 24, отсоединить трубопровод 26, установить на место его подключения заглушку и открыть задвижки 22, 25, направив продукцию скважины в нефтесборный коллектор 27.

Величина создаваемой депрессии на забое не должна превышать предельно допустимых значений, определяемых геолого-техническими условиями и расчетом на прочность обсадной колонны на смятие наружным давлением.



2. Оборудование

2.1 Оборудование в тренажере-имитаторе

- Скважина.

- Компрессорная установка СД-10/250.



3. Порядок выполнения работы

3.1 Типовые действия в тренажере-имитаторе

1. Нажать на клавишу "Мои действия", выбрать правильный вариант ответа.

2. Встать на подсказку-указатель (зеленая стрелка).

3. Выполнить действие над объектом (взять, положить, переключить и т.д.): навести курсор-указатель на объект и нажать левую клавишу манипулятора (мыши).

3.2 Порядок выполнения действий в тренажере-имитаторе

Задание: Произвести освоение скважины 166 куста №19 при помощи компрессорной установки СД-10/250.

Оператор появляется на нефтедобывающем кусту возле скважины без укрытия.

На куст заезжает СД-10/250 и устанавливается согласно схем расстановки.

1. Попросить у оператора компрессорной установки наряд-задание на проведение работ по компрессированию скважины.

2. Произвести контроль затрубного и трубного давлений в скважине.

3. Необходимо произвести замер давлений в затрубном и трубном пространствах скважины. Результаты замеров занести в акт компрессирования скважины.

4. Перейти к АФ.

5. Откройте все необходимые задвижки, для замера давления в затрубном пространстве скважины.

6. Откройте вентиль манометра затрубной линии (давление вырастает до 35 кгс/см2).

7. Закройте вентиль манометра затрубной линии.

8. Закройте задвижку затрубной линии.

9. Откройте все необходимые задвижки, для замера давления трубного пространства скважины (открыть две стволовые и одну на линии перед манометром и дросселем).

10. Откройте вентиль манометра нефтесборной линии (давление вырастает до 30 кгс/см2).

11. Закройте вентиль манометра нефтесборной линии.

12. Закройте задвижки нефтесборной линии.

13. Занести результаты замеров давлений в акт компрессирования скважины.

14. Дать указание оператору компрессорной установки приступить к подготовке оборудования для компрессирования скважины.

15. Водитель подходит устанавливает линии заземления, далее выполняет операции сборки колен и труб от СД-10/250 до устья скважины.

16. Произвести проверку запорных элементов арматуры фонтанной перед опрессовкой нагнетательной линии (задание сверху: Проверьте запорные элементы фонтанной арматуры перед опрессовкой нагнетательной линии).

17. Перейти к АФ и проверить закрытость затрубной задвижки.

18. Задвижка затрубной линии закрыта. Дать указание оператору компрессорной установки приступать к опрессовке нагнетательной линии.

19. Уйти за обваловку кустовой площадки.

20. Водитель запускае агрегат СД-10/250 в работу. Подходит к пульту СД, рукоятка газа поворачивается. На манометре агрегата СД поднимается давление от 0 до 200 атм.

21. Открыть дроссель на 44 штуцер. Произвести компрессирование до выхода скважины на установившийся фонтан. Отработку производить на коллектор.

22. Установить запорные элементы арматуры фонтанной для компрессирования скважины (задание сверху: Установите запорные элементы арматуры фонтанной для компрессирования скважины).

23. Перейти к АФ и открыть затрубную задвижку.

24. Проверить положение рукоятки дросселя.

25. Дать указание оператору компрессорной установки приступить к компрессированию скважины.

26. Водитель подходит к пульту СД, приподнимается рукоятка оборотов.

27. Происходит процесс компрессирования скважины. Запись параметров компрессирования производится каждый час.

28. Дать указание оператору компрессорной установки остановить компрессирование скважины.

29. Установить штуцер 25 мм.

30. Перейти к АФ и установить штуцер на 25 мм.

31. Дать указание оператору компрессорной установки приступить к демонтажу компрессорного оборудования.

32. Водитель разбирает линию от СД-10/250 до АФ, убирает заземление.

33. Сообщить диспетчеру ЦДНГ о запуске скважины, составить акт компрессирования скважины, сдать последние 2 пробы в лабораторию для определения процента воды.

Вывод: научились выполнять работы по технологии освоения скважины.

Размещено на Allbest.ru

...