Home
Рекомендуемые моменты свинчивания НКТ ключом КПТ
Справочные данные
26.04.2015
Наименование параметра Диаметры свинчиваемых НКТ, мм
48 (гл) 60 (гл) 60 (выс) 73 (гл) 73 (выс) 89 (гл) 89 (выс)
Момент свинчивания, Нхм 787-980 1063-1766 1800-2250 1500-2100 2400-3200 1766-2939 3000-4000
Давление, подаваемое
на гидрораспределитель
при быстрой передаче, атм
95-115 75-110 90-120 110-135
Давление, подаваемое
на гидрораспределитель
при медленной передаче, атм
25-35 23-34 37-52 46-62
Максимально допустимый
момент свинчивания, Нхм
3100 2500 3900 5300

Примечание: свинчивание эксплуатационных НКТ необходимо производить на медленной передаче

 
Общие сведения по вопросу фонтаноопасности углеводородных залежей
Противофонтанная безопасность (НГВП)
06.04.2015

Существенное значение при оценке фонтаноопасности за­лежи имеют форма и размеры (площадь), а также мощность, коллекторские свойства, нефтегазонасыщенность и эксплуатацион­ная характеристика продуктивных пластов.

Мощность залежи. Вместилищем нефти и газа, как прави­ло, и являются породы-коллекторы, окруженные полностью или частично плохо проницаемыми породами. Нефть и газ встреча­ются в природе в виде скоплений, залегающих на глубинах от не­скольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности. Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания горных пород. Термин «тектоническая структу­ра» или просто «структура» применяют очень широко. Он харак­теризует структуру земли в целом, ее областей, районов и не­больших участков.

Залежи нефти и газа, сконцентрированные в недрах на од­ной и той же территории и подчиненных в процессе образования единой тектонической структуре, называются нефтяным (газо­вым) месторождением.

 
Фонтаноопасность залежей в зависимости от типа содержащихся в них флюидов
Противофонтанная безопасность (НГВП)
31.03.2015

Фонтаноопасность залежи, кроме режима, зависит от типа и состава флюида, находящегося в пласте. Эти характеристики залежи во многом определяют скорость развития ГНВП и пере­хода его в открытое фонтанирование; предельно допустимые и предельные объемы поступления пластового флюида в ствол скважины; опасность открытого фонтанирования с позиций безо­пасности для жизни обслуживающего персонала и охраны окру­жающей среды. Все перечисленное характеризует фонтаноопасность залежи согласно принятому выше ее определению.

Так, более опасными, с точки зрения ликвидации фонтана и безопасного ведения работ, например, являются:

  • фонтаны из нефтяной залежи с высоким показателем га­зового фактора по сравнению с фонтанами залежи с низким показателем газового фактора, потому что большое содержание газа в нефти увеличивает скорость развития ГНВП,  повышает вероятность  возникновения пожара при фонтанировании, увеличивает риск токсичного воздействия на людей и окружающую среду;
  • фонтаны из газоконденсатной залежи по сравнению с нефтяными фонтанами по вышеупомянутым причинам;
  • фонтаны из залежи с первичной и вторичной газовымишапками по сравнению с фонтанами из нефтяной зале­жи, потому что они начинаются как нефтяные, а затем достаточно быстро развиваются в газовый фонтан со всеми присущими ему особенностями;
  • фонтаны из газовой залежи по сравнению со всеми остальными по всем вышеупомянутым причинам.
 
Фонтаноопасность газовых и газоконденсатных залежей как проявление режимов фонтанирования
Противофонтанная безопасность (НГВП)
25.03.2015

К основным источникам пластовой энергии, обусловли­вающей движение газа и газоконденсата из пласта, относят напор расширяющегося сжатого газа, перемещающихся краевых пла­стовых вод и упругость газа, жидкости и породы. Эти источники действуют как при эксплуатации месторождения, так и в случае возникновения открытых фонтанов.

Соответственно выделяют режимы - газовый и упруговодонапорный. При упруговодонапорном режиме напор краевых вод всегда сочетается с упругими силами газа, и в чистом виде этот режим практически не встречается. Поэтому наряду с назва­нием «упруговодонапорный» часто используют название «газоводонапорный» режим.

Газовые и газоконденсатные залежи имеют более высокую степень фонтаноопасности по сравнению с нефтяными, характе­ризующимися одинаковым с ними режимом, из-за разницы физико-химических свойств флюидов, их токсичности и повышенной пожаро- и взрывоопасности газов.

 
Фонтаноопасность нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождений
Противофонтанная безопасность (НГВП)
17.03.2015

Природным режимом залежи нефти и газа называют сово­купность естественных сил, которые обеспечивают перемещение нефти и газа в пласте к забоям добывающих скважин.

Применительно к ГНВП и открытым фонтанам можно ска­зать, что режим пласта - сложный комплекс проявлений его дви­жущих сил, отражающийся на характере перемещения пластово­го флюида из пласта в ствол скважины (ГНВП) или на земную поверхность (открытый фонтан), который еще более усложняется в процессе разработки и эксплуатации.

В общем случае, о режиме пласта судят по характеру изме­нения во времени его дебита и пластового давления, характеру изменения давления в зависимости от отбора жидкости и т.п.

 
Горно-геологические факторы фонтаноопасности при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин
Противофонтанная безопасность (НГВП)
12.03.2015

Геологические объекты, являющиеся источниками проявлений при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин, - это природные залежи газа, нефти, газированной и минерализованной воды, то есть месторождения флюидов, которые вскрываются с целью их последующей разработки и в процессе разбуривания последних.

Фонтаноопасность залежи - потенциальная способность создать при ее разбуривании условия неуправляемого поступления флюида в ствол скважины, интенсивного развития ГНВП с последующим переходом его в открытое фонтанирование и оказывать воздействие на окружающую среду при возникновении фонтана.

 
Горно-геологические и технико-технологические факторы, обусловливающие фонтаноопасность при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин
Противофонтанная безопасность (НГВП)
08.03.2015

Под физическими условиями возникновения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов понимается наличие в скважине (как правило, в зоне открытого ствола) геологических или технологических факторов, которые потенциально могут вызвать непредусмотренное технологией работ и неуправляемое поступление пластового флюида в ствол скважины в процессе ее сооружения, эксплуатации или ремонта.

Под газонефтеводопроявлениями, как физическим явлением, понимается перенос пластовых флюидов из пород, слагающих разрез, в буровой раствор, заполняющий пространство скважины. Открытый фонтан это последняя стадия развития ГНВП, когда пластовый флюид, поступающий из проявляющего пласта, полностью вытесняет буровой раствор из скважины и беспрепятственно изливается на дневную поверхность. Пластовые жидкости и газы могут поступать в скважину только из проницаемых пород, насыщенных соответствующим флюидом. Поэтому можно безусловно констатировать, что горно-геологическим фактором возникновения ГНВП и открытых фонтанов является наличие по разрезу геологических объектов (пластов), характеризующихся различного рода проницаемостью, и насыщенных пластовым флюидом.

 
Герметизация устья скважины при производстве перфорации и других геофизических работ в скважине
Противофонтанная безопасность (НГВП)
06.03.2015

Герметизация устья скважины осуществляется полным составом вахты.

Порядок действий следующий:

  • прекратить работы, немедленно поднять геофизический прибор (перфоратор) из скважины
  • открыть задвижку на выкидной линии
  • в случае усиливающегося перелива промывочной жидкости (угроза выброса) перерезать кабель (кабель режет машинист подъемника геофизической партии на лебедке подъемника)
  • закрыть перфорационную задвижку (превентор с глухими плашками) и задвижку на выкидной линии
  • установить наблюдение за давлением на устье скважины
 
Герметизация устья скважины при промывке скважины с использованием промывочного вертлюга и промывочного устройства без превентора
Противофонтанная безопасность (НГВП)
04.03.2015

Герметизация устья скважины осуществляется полным составом вахты.

Порядок действий следующий:

  • прекратить промывку скважины, приподнять инструмент, раскрепив предварительно промывочную головку
  • посадить колонну труб на спайдер
  • открыть рабочую задвижку на выкидной линии
  • отвернуть промывочное оборудование и уложить его на мостки
  • навернуть планшайбу в открытом состоянии на НКТ и опустить на фланец крестовины
  • закрепить планшайбу, закрыть задвижки на планшайбе и на отводах крестовины
  • установить наблюдение за давлением на устье скважины
 
Руководство по спуску, подъему НКТ
Капитальный ремонт скважин
09.02.2015

1. Подготовительные работы перед спуском НКТ в скважину

1.1. Разгрузка и укладка новых НКТ на мостки муфтами к устью скважины, не допуская ударов НКТ и разгрузки НКТ на землю. При разгрузке труб запрещается их сбрасывать, а также ударять труба об трубу.

1.2. НКТ должны укладываться на деревянных прокладках так, чтобы нижний ряд находился на высоте не менее 35 см от пола или земли. Прокладки должны располагаться горизонтально, количество их по длине труб должно составлять не менее трех. Смежные ряды НКТ следует разделять деревянными прокладками (не менее трех в одном ряду). Прокладки должны располагаться под прямым углом и над опорами для предотвращения прогиба труб. Высота прокладки не должна допускать соприкосновения муфтовых частей труб верхнего и нижнего рядов между собой.

1.3. При монтаже подъемного агрегата необходимо обеспечить строгое центрирование талевой системы по оси скважины.

 
 Предыдущая  1  2  3  4 ... 8  Следующая 



© 2012-2015 Блог помощника бурильщика
^ Наверх ^