Аварии при добыче, сборе и подготовке скважинной продукции. Причины аварий, их предупреждение и ликвидация.

Аварии при добыче, сборе и подготовке скважинной продукции.

Аварии в нефтяные и газовых скважинах рассматриваются как прекращение технологических процессов (добычи нефти и газа, бурения), вызванное прихватом или поломками бурового окважинного инструмента, колонны бурильных, обсадных, насосно-компрессорных труб; падением на забои насосных штанг, кабеля-каната, скважинных двигателей, приборов, замков, переводников и др. Анализ показывает, что подавляющее большинство аварий при эксплуатации и проводке скважин является следствием технологических нарушений и технических упущений.

Построение новой единой, более обоснованной классификации аварий позволит комплексно и целенаправленно решить вопросы создания стандартных технических средств для ловильных работ в добывающих скважинах. Наиболее характерные виды аварий:

1. Прихваты колонны насосно-компрессорных труб при добыче нефти, при промывке или заливке скважин.

2. Прихваты колонны бурильных труб при капитальном ремонте скважин, в том числе при зарезке и бурении второго ствола.

3. Поломка (падение) подъемных и промывочных (заливочных) насосно-компрессорных труб при добыче или промывочно-заливочных работах.

4. Поломка бурильных труб при капитальном ремонтескважин.

5. Прихват пакеров. .

6. Аварии, при которых в скважинах остаются центробежные насосы или их элементы, насосные штанги или скважинные насосы, геофизические приборы или устройства для исследования скважин, проволока, канат, кабель, в том числе кабель центробежного электронасоса, а также пакеры.

Прочие.

Причины аварий, их предупреждения и ликвидация.

Аварии в добывающих скважинах характеризуются расположением оставленных в скважине аварийных объектов, их формой и размерами; диаметром и состоянием стенки скважины (в обсаженной скважине- диаметром эксплуатационной колонны), глубинами скважины и нахождением объекта; физико-механическим свойством материалов аварийного объекта и степенью его прихваченности, опасностью газонефтепроявления и прочими факторами.

ПРИЧИНЫ АВАРИЙ ПРИ ФОНТАННОМ СПОСОБЕ ДОБЫЧИ НЕФТИ.

1. При фонтанном, газлифтном (эрлифтном) способах добычи нефти аварии | часто возникают вследствие прихвата НКТ или пакеров. Наиболее частые прихваты происходят в песочных скважинах при нарушении технологического режима эксплуатации и периодических нефтегазопроявлениях.

Одной из важных мер сокращения аварийности при эксплуатации скважин является предупреждение аварий и осложнений и систематические профилактические работы.

В фонтанных и газлифтных скважинах с сильным пескопроявлением для предупреждения прихватов и аварий используют двухрядную колонну труб, что позволяет осуществлять периодическую подкачку жидкости через башмак первого ряда и тем самым не допускать образований песчаной пробки.

Для исключения возможных прихватов второго ряда НКТ необходимо периодически их расхаживать.

2. При эксплуатации парафинистых фонтанных скважин однорядной колонной возможно скапливание парафина в затрубном пространстве и прихват труб. По мере отложения парафина в трубах и уменьшения их сечения динамический уровень в затрубном пространстве со временем поднимается и возможность скопления парафина в нем увеличивается.

3. В настоящее время фонтанные скважины, в том числе скважины, работающие по схеме фонтан-фонтан, оборудуются пакерами. Прихваты пакероа при подъеме труб вызывают сложные аварии. Ликвидация аварий с пакерами требует проведения сложных ловильных работ с применением специальных устройств и инструмента. При ликвидации прихватов пакеров может произойти обрыв и падение на забой труб. Для предупреждения прихватов пакеров необходимо при каждом подъеме труб тщательно проверять изношенность деталей и узлов, при необходимости заменять резиновые ^элементы.

4. Как известно, продукция скважин (нефть, газ, минерализованная вода) содержит коррозионноактивные вещества. При наличии сероводорода, углекислого , газа коррозионная активность среды резко повышается и подземное оборудование, а также трубы быстро подвергаются коррозионному разрушению. Сильное разъедание подъемных труб коррозионной средой вызывает их обрыв и падение в скважину. Эти виды аварий наиболее часто встречаются в фонтанных скважинах, где против коррозии не ведется борьба. Во избежание аварий и осложнений, вызванных коррозионным разъеданием труб, необходимо в скважины периодически закачивать ингибиторы коррозии или применять трубы из коррозионностойких материалов.

Наиболее слабым местом эксплуатационной колонны является фильтровая часть. Поэтому в этой части колонна быстро деформируется и становится опасной для прихвата. Вместе с тем при перфорации скважин нередки случаи, когда пули от перфоратора застревают в теле колонны, образуя выступы в зоне фильтра. Как правило, глубинные приборы и перфораторы спускаются в фильтровую часть колонны, где снимают и записывают соответствующие данные о пласте. Часты случаи, когда при подъеме приборов или перфораторов из зоны фильтра они оказываются заклиненными. При невозможности их освобождения расхаживанием, как правило, специально обрывают кабель-канат. Нередки случаи, когда приборы и перфораторы зацепляются за низ подъемных труб, при неосторожном их подъеме кабель-канат обрывается.

Следует отметить, что аварии с приборами, перфораторами, проволоками, кабель-канатами относятся к сложным. Их ликвидация требует проведения сложных ловильных работ специальными устройствами и инструментами.

Для предупреждения подобных аварий необходимо следующее:

- Перед исследовательскими работами изучить данные о скважине по ее технической документации и определить наличие деформации колонны по всему стволу скважины.

- Зафиксировать характер аварий с приборами и перфораторами, ранее спущенными в скважину.

- Перед спуском перфораторов в скважины прошаблонировать их. В фильтровой части скорость движения шаблона должна быть минимальной. По стволу скважины продвижение шаблона должно быть без остановок и рывков. В противном случае спуск перфоратора прекратить.

- При подъеме прибора или перфоратора из скважины в зоне нижнего конца подъемных труб (50 м до и после) скорость подъема прибора снизить до 0,2- 0,3 м/с и проследить за показаниями индикатора веса. При повышении нагрузок немедленно остановить движение лебедки и поднимать их расхаживанием

6. Затаскивание глубинного прибора в устьевой лубрикатор при его подъеме может служить источником аварии. В таких случаях может обрываться проволока (канат) и прибор падает в скважину. Для предотвращения аварии необходимо оснастить лубрикатор специальным сигнализатором, предупреждающим приближение прибора к устью скважины. При этом скорость подъема снижается до минимума, и прибор безопасно останавливается под лубрикатором для его дальнейшего извлечения.

7. При исследовании высокодебитных газонефтяных и газоконденсатных скважин нередки случаи, когда встречный поток газированной жидкости или газо-конденсатной смеси препятствует спуску прибора в скважину и выбрасывает его в лубрикатор. Удар прибора об лубрикатор может вызвать аварию и создает опасность возникновения открытого фонтана. Такие же аварии могут произойти при спуске перфоратора под давлением, т. е. без глушения скважины.

Причины аварий при механизированном способе добычи нефти.

Наибольшее число аварий происходит при механизированном способе добычи нефти.Это обусловлено также и значительным числом скважин, эксплуатирующихся механизированным способом.

1. В процессе эксплуатации скважин насосным способом (ШГН) подъемные трубы систематически подвергаются воздействиям коррозии и трению о штанги, вследствие чего толщина стенки труб со временем уменьшается. Нередки случаи, когда обрыв и падение колонны изношенных труб происходят в процессе работы насосной установки. Встречаются случаи, когда узел соединения колонны подъемных труб с планшайбой сильно изнашивается от истирания в Штанги. При подъеме и спуске штанг из-за несоосности талевой системы и скважины износ в месте соединения планшайбы трубами усиливается, что может служить причиной падения в скважину колонны труб при подъеме планшайбы.

Наиболее сложные аварии происходят с погружными центробежными электронасосами (ЭЦН). Падение в скважину оборудования ЭЦН и его узлов нередко происходит в процессе эксплуатации скважин. Анализ аварий с ЭЦН позволяет группироватьих следующим образом:

- обрыв насосно-компрессорных труб,

- обрыв кабеля,

поломка соединений компенсатора,

поломка соединений насоса,

- поломка соединений протектора.

2. Одна из основных причин обрыва насосно-компрессорных трубпри эксплуатации скважин с ЭЦН-вибрация колонны. При этом возможны радиальные перемещения нижней части колонны труб.

Коррозионноактивная среда, особенно при наличии в продукции скважины сероводорода, способствует разрушению труб.

В результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб в скважину падают комплект ЭЦН, часть колонны труб и часть кабеля. Эта авария является наиболее сложной. Узлы ЭЦН соединяются между собою фланцами при помощи шпилек. Обрыв этих соединений происходит в основном по следующим причинам:

- при сборке и спуске ЭЦН в скважину шпильки фланцевых соединений затягиваются недостаточно равномерно. При вибрации установки во времяееработы происходит раскрепление некоторых из них, вследствие чего вся нагрузка приходится на оставшиеся. Со временем более напряженные шпильки обрываются и узел ЭЦН попадает в скважину;

- коррозионное разрушение шпилек фланцевых соединений приводит к ослаблению последних;

- конструктивное несовершенство соединения.

Ликвидация аварий с ЭЦН существенно отличается от других видов ловильных работ. По сравнению с другими видами аварий средняя продолжительность одного ремонта, а также средняя затрата на один ремонт высоки. Анализ данных об авариях с ЭЦН показывает, что более 90 % всех аварий с ЭЦН составляют обрывы насосно-компрессорных труб и кабеля.

3. При ловильных работах с кабелем в различных нефтяных районах используют десятки приспособлений и инструментов. Для ловли аварийной головки ЭЦН, вала фланца и других применяют колокола, фрезеры, паук, мятые трубы и инструменты различных конструкций, изготовленных в местных условиях.

При механизированном способе добычи нефти известны различные меры в методы предупреждения аварий и осложнений.

4. Для предупреждения обрывов и падения труб необходимо изыскать пути предотвращения их коррозионномеханического износа. Для борьбы с коррозионным разрушением труб в скважины вводят ингибиторы. Другим методом борьбы с коррозионным разрушением является применение труб в коррозион-ностойком исполнении.

5. Для предотвращения истирания труб глубиннонасосными штангами рекомендуется укорачивать или удлинять подвеску на одну-две трубы при каждом ремонте скважины. Это позволит изменить место контакта (истирания) штанг в труб, следовательно, повысить срок службы труб.

6. Для предотвращения износа присоединительной части планшайбы и полета насосно-компрессорных труб необходимо при спуске и подъеме штанг на муфту планшайбы установить ниппель-воронку, центрирующую колонну штанг. Для предотвращения обрывов труб при эксплуатации скважин с ЭЦН необходимо в нижней части труб установить виброгасящее устройство.

При наличии в продукции скважины коррозионноактивных компонентов следует применять высоколегированные трубы, антикоррозионные защитные покрытия, применять материалы в коррозионностойком исполнении.

Утечки магистральных трубопроводов подразделяют на малые, средние, большие. Причины: коррозия, заводской брак, нарушение технологического режима, превышение рабочих давлений.