1

Україна у складі колишнього СРСР виготовляла лише 7% обладнання та інструменту для нафтогазової промисловості, все інше отримано від підприємств Росії та Азербайджану. Тепер передбачено повне забезпечення нафтової і газової промисловості сучасним обладнанням, а також вузлами і запасними частинами до нього.

Машинобудівні підприємства України освоїли випуск 59 найменувань виробів. Серед них: вертлюг УВ-250, ротор Р-400, ключ машинний для бурильних і обсадних труб КМ-1, ключі підвісні гідравлічні КПГР-10 і КПГР-12, арматура фонтанна на тиск 21 і 35 МПа, цементуючий агрегат УНБ 160х40, установка для буріння на воді "Україна-20".

Розвиток нафтогазового машинобудування Україні дозволить:

- Повністю забезпечити потреби нафтової і газової промисловості сучасним вітчизняним обладнанням, у тому числі імпортозамінних;

- Забезпечити буріння свердловин глибиною до 6500 м, бурити свердловини у нафтогазоносних регіонах світу, підвищити нефтегазоконденсатоотдачу родовища, підвищити глибину переробки нафти з 50 до 80%, будувати і ремонтувати нефтегазотрубопроводи сучасним обладнанням, вести пошукові та експлуатаційні буріння і видобуток нафти і газу на континентальному шельфі Чорного і Азовського морів;

- Розширити поставки продукції і розвиток експортного потенціалу нафтогазопромислового машинобудування;

2,4

Тартання-малопродуктивний, трудоємкий метод з обмеженими можливостями використання так як устьова засувка при фонтанному проявленні не може бути перекрита до тих пір поки в свердловині знаходиться желонка.

Свабування (поршнювання) полягає в тому що у свердловину опускається сваб (поршень) на стальному канаті (стрічці) НКТ.

Сваб-труба малого діаметра, діаметр 25-37,5 мм з приймальним клапаном у нижній частині. На зовнішній поверхні встановлені еластичні гумові манжети, їх 3-4 шт, які армовані стальною дротиною (сіткою). Глибина занурення обмежена міцністю сталевого каната (стрічки), обмеження-150т.

Устя при слабуванні теж залишається відкритим, що пов’язано з небезпекою несподіваного викиду з свердловини.

Тому при освоєнні свердловини методот тартання, слабування використовується комплекс КСС-1.

КСС-1 забезпечує виникнення притоку рідини при освоєнні при тиску на усті до 14 МПа.

Принцип дії базується на підйомі із свердловини рідини свабом по довжині колони НКТ при герметичному усті.

КСС-1 включає пересувний агрегат, площадку робочу і обладнання для герметизації устя.

Пересувний агрегат забезпечує розміщення обладнання і транспортування його до свердловини, монтаж і демонтаж остьового обладнання, забезпечує спуск в свердловину і підйом шаблонів, спуск у свердловину і приведення в зворотно-поступальний рух з певною швидкістю свабів, довжиною ходу, контролювання за положенням і швидкістю сваба, керування робочим превентором і лубрикатором.

Робоча площадка служить для забезпечення безпечних умов праці при виконанні робіт на усті свердловини.

Устьове обладнання включає аварійний та робочий превентори, спайдер, лубрикатор сальник для стрічки (каната) – служить для герметизації свердловини при свабуванні так і при витягуванні із свердловини обладнання після закінчення процесу.

Спайдер забезпечує утримання вантажів при суску і підйомі їх у свердловину.

Робочий превентор забезпечує герметичність устя свердловини.

Лубрикатор в поєднанні з превентором забезпечує витягування свабів із свердловини без розгерметизації устя.

Сальник герметизує свердловину при підйомі сваба із свердловини.

Аварійний превентор дозволяє герметизувати свердловину при виході із ладу остьового обладнання як при наявності стрічки так і без нього.

Для приводу основної так і допоміжної лебідки використовують гідропривід, а також для основних та допоміжних опор.

Плашковий сваб (зліва) виконаний з металічними ущільнювальними елементами які забезпечують ущільнення лабіринтного типу.

Плашковий призначений для освоєння свердловин у складних умовах (підвищена в’язкість, наявність механічних домішок та інших забруднень).

Сваби манжетного типу забезпечують менші витрати рідини і його доцільно застосовувати при відкачуванні малов’язкої рідини із мало дебітних свердловин з великих глибин, коли швидкість підйому сваба обмежена внаслідок технічних ускладнень.

Заміна свердловинної рідини

Заміна здійснюється при спущених у свердловину НКТ і герметизованому усті, що попереджає викиди і фонтанні проявлення.

Пробурена свердловина заповнена буровим розчином, проводячи промивку свердловини водою чи нафтою створюються умови зменшення вибійного тиску на величину:

Таким способом проводиться освоєння майже всіх свердловин. Використовується на свердловинах з високим пластовим тиском з добрим колектором.

Компресорний спосіб

Цей спосіб знайшов найбільш широке поширення при освоєнні фонтанних, напівфонтанних і частково механізованих (газліфтних) свердловин.

Спускається НКТ, а устя обладнується фонтанною арматурою. До міжколонного простору приєднується нагнітальний трубопровід від пересувного компресора.

При нагнутанні газу, рідина в міжтрубному просторі витісняється до башмака НКТ або пускового отвору НКТ. В результаті тиск на вибої відчутно знижується. Регулюючи тиск компресора можемо добитися зміну густини, а відповідно і тиск на вибої.

Освоєння свердловини закачуванням газованої рідини.

Цей метод полягає в тому, що замість чистого повітря чи газу в міжтрубний простір закачується суміш газу з рідиною, густина такої суміші залежить від витрат газу і рідини. Це дозволяє регулювати параметри освоєння.

Так як густина газорідинної суміші більша густини чистого газу, то це дозволяє освоювати більш глибокі свердловини компресорами, що мають менший тиск. Для такого освоєння до свердловини підводиться пересувний компресор, насосний агрегат, ємкості для рідини і змішувач для деспергації газу.

Освоєння свердловини насосами

На виснажених родовищах з низьким пластовим тиском, коли не очікуються фонтанні проявлення такі свердловини можуть бути освоєні відкачуванням з них рідини свердловинними насосами, які спущені на проектну глибину у відповідності з прогнозованим дебітом і динамічним рівнем.

При відкачуванні із свердловини рідини насосами вибійний тиск зменшується поки не досягне при цій умові рідина із пласта буде поступати до вибою.

3 Противикидне обладнання для ремонту свердловин

1. Причини та ознаки нафтогазопроявів при ремонті свердловин

Це зменшення гідростатичного тиску по відношенню до пластового.

Коефієнт аномальності ( , при умові що свердловина заповнена водою.

Якщо k=1.3 – аномально низький тиск;

k=0.9 – аномально високий тиск;

Чому виникає зниження тиску:

• Недостатня густина обваженого розчину.

• Недолив свердловини під час СПО.

• Ефект «поршнювання» (при спуску обладнання. Спуск регламентовано ДНАОП)

• «Тенгін» (астраханське родовище) 19,5 млн. м³/добу, нафти 20 тис. м³

2. Організація робіт з фонтанної безпеки в нафтогазовій галузі

Нагляд за фонтанною безпекою здійснюють спеціальні воєнізовані частини:

а) «Лікво»

б) ВЧ системи «Укрнафта»

в) СВАРЧ:

- проводять навчання

- виготовляють обладнання

3. Склад проти викидного обладнання

ПВО складається з трьох блоків:

• Превенторного

• Маніфольд (лінія глушіння. лінія дроселювання)

• Станція керування

Дроселюванням керують технолог (оператори, супервайзери).

4. Типові схеми ПО

За ГОСТ 13862-90 10 схем.

Для кап ремонту використовують перші 3 схеми.

5. Логіка компонування превенторів

За типовими схемами. Структурні ж галузі розробляють свої схеми.

6. Плашкові превентори

а) функціональні можливості:

• Герметизація на трубі конкретного діаметра;

• Проводити розходжування колони від муфти до муфти під тиском;

• Підвішувати колону на плашки

б) механізми ущільнення

• Плашковий превентор володіє принципом самоущільнення (чим більший тиск, тім більше ущільнення). Герметизує при дії тиску знизу вверх.

7. Універсальний превентор

а)Функціональні можливості:

• герметизація устя при наявності труб будь-якого діаметра і форми перерізу

• можливість проведення СПО під тиском (тиск не обхідно регулювати. Коли просуваємо замки)

Фірми розробники:

Hydril;

Cameron – спец ущільнення (можна закривати до 20 раз на 0);

Shaffer – сферичні ущільнення;

8. Обертові превентори

Обертові превентори використовуються як технологічний об’єкт при освоєнні та розкритті продуктивних горизонтів

9. Керування ПВО

Керування здійснюється:

• Ручний (механічний)

• Гідравлічний

• Комбінований

10. Порядок герметизації устя

(На усті проводяться СПО)

1. Відкрити ключ

2. Припідняти колону НКТ і встановити її на елеватор

3. Демонтувати ключ АПР

4. Опустити одну

5. Під’єднати до колони проти викидний пристрій.

На всі операції відводиться 10-20 хв., що є недоліком.

5

а) функціональні можливості:

• Герметизація на трубі конкретного діаметра;

• Проводити розходжування колони від муфти до муфти під тиском;

• Підвішувати колону на плашки

б) механізми ущільнення

Плашковий превентор володіє принципом самоущільнення (чим більший тиск, тім більше ущільнення). Герметизує при дії тиску знизу вверх

6

а)Функціональні можливості:

• герметизація устя при наявності труб будь-якого діаметра і форми перерізу

• можливість проведення СПО під тиском (тиск не обхідно регулювати. Коли просуваємо замки)