Яссы предназначены для создания ударных импульсов вверх или вниз в процессе проведения работ с канатным инструментом в скважине, при посадке и съеме оборудования, спускаемого на проволоке.
Яссы служат для обеспечения освобождения пакера или прихваченного в скважине инструмента, так как они позволяют наносить ударные нагрузки на нижнюю часть компоновки.
Конструктивно яссы представляют собой трубу в трубе или два звена цепи, имеющие свободное перемещение в пределах определенной длины. В самопаде предусматривается устройство, обеспечивающее захват ударной штанги и долота на забое и сбрасывание их после окончания хода балансира вверх.
Яссы гидромеханические типа ГМ предназначены для создания ударных нагрузок при ликвидации аварий в скважине.
Яссы типа ЯГЗ разработаны и применяются в комплексе с оборудованием МИГ-127 и МИГ-146. Ясс этого типа устроен следующим образом.
Яссы отрытого типа, помимо ограниченного применения на минимальных глубинах, имеют ограничение и в глубоких скважинах, так как для их срабатывания требуются повышенные растягивающие нагрузки.
Яссы закрытого типа более эффективны, так как тормозная камера у них заполнена вязким маслом и герметично изолирована от внешней среды. Благодаря этому исключается заклинивание штока шламом, а значение нагрузки, создаваемой в яссе, не зависит от гидростатического давления в скважине. Кроме того, заполнение тормозной камеры маслом различной вязкости дает возможность выбирать необходимое значение удара. Д иаметр наружный – 39 мм; длина – 720 мм; длина хода штока – 220 мм;
ударная нагрузка, передаваемая на извлекаемый объект – 385 кг, не менее.
Пакерно-якорное оборудование служит для разобщения пластов, изоляции обсадных колонн от воздействия рабочей среды в процессе проведения ремонтно-профилактических работ и ликвидации поглощений на скважинах применяются различные пакера. Типы пакеров: 1) ПВ – пакер, воспринимающий усилия от перепада давления, направленного вверх; 2) ПН – пакер, воспринимающий усилия от перепада давления, направленного вниз; 3) ПД – направленного как вниз, так и вверх. Восприятие усилия от перепада давления, действующего на пакер в 1 или 2 направлениях, происходит за счет соответствующего заякоривающего устройства (якоря), наличие которого в шифре типоразмера пакера обозначается буквой «Я». Пакеры по способу посадки подразделяются на гидравлические (Г), механические (М) и гидромеханические (ГМ).
ГНВП. ГНВП (газонефтеводопроявления) представляют собой проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство. Открытый фонтан – неуправляемое истечение пластового флюида через устье скважины в результате отсутствия, разрушения, или негерметичности запорного оборудования, или грифонообразования.
Причины ГНВП. Главным условием возникновения ГНВП является превышение пластового давления над давлением, создаваемым столбом промывочной жидкости в интервале пласта, содержащего флюид. 1) Ошибка в определении плотности раствора при проектировании, а также при составлении планов работ по освоению, испытанию и ремонту скважин; 2) недостаточный оперативный контроль над текущими изменениями пластового давления вследствие мероприятий по его поддержанию и других факторов; 3) недолив скважин при подъеме инструмента; 4) поглощение жидкости, находящейся в скважине; 5) глушение скважины перед началом работ неполным объемом или отдельными порциями; 6) нарушение технологии эксплуатации, освоения, испытания и ремонта скважин; 7) некачественное крепление технических колонн, перекрывающих газонефтеводонасыщенные напорные горизонты.
Причины ОФ. 1) Несоответствие конструкции скважины фактическим горно-геологическим условиям; 2) несоответствие прочностных характеристик установленного противовыбросового оборудования фактическим давлениям, возникающим в процессе ликвидации ГНВП; 3) низкое качество монтажа, неисправность или отсутствие противовыбросового оборудования, несоблюдение установленных условий его эксплуатации; 4) неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования; 5) несвоевременность обнаружения возникновения ГНВП; 6) несоответствие технических характеристик ПВО условиям проводимых на скважине работ; 7) снижение прочности обсадной колонны в результате ее износа при СПО; 8) некачественное цементирование обсадных колонн; 9) отсутствие в компоновке бурильной колонны шарового крана или обратного клапана.
Признаки ГНВП и ОФ. 1) Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции; 2) увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины; 3) увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подачи насоса; 4) уменьшение объема доливаемой жидкости при подъеме инструмента по сравнению с расчетным; 5) увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным; 6) снижение плотности жидкости при промывке скважины; 7) повышение газосодержания в жидкости глушения; 8) снижение уровня столба раствора в скважине при технологической остановке или простое.
Скважины, находящиеся в освоении, текущем и капитальном ремонте, подразделяются на 3 категории опасности возникновения ГНВП: 1) газовые скважины, нефтяные скважины в которых газовый фактор более 100 м3/т, нефтяные скважины в которых выявлено поступление газа в ЭК через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков, нефтяные и нагнетательные скважины в которых пластовое давление больше гидростатического давления более 10%; 2) нефтяные скважины в которых пластовое давление больше гидростатического давления не более 10% и газовый фактор не более 100 м3/т, нагнетательные скважины в которых пластовое давление больше гидростатического давления не более 10%; 3) нефтяные скважины, в которых пластовое давление меньше или равно гидростатическому давлению, нагнетательные скважины расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки меньше или равно гидростатическому давлению.
Выделяют 3 стадии контроля скважины. 1 – предотвращение притока пластового флюида в скважину за счет поддержания достаточного гидростатического давления столба жидкости. 2 – предотвращение поступления пластового флюида в скважину за счет использования гидростатического давления столба жидкости и противовыбросового оборудования. 3 – ликвидация ГНВП стандартными методами и обеспечение возможности возобновления первой стадии.
Мероприятия по предупреждению возникновения ГНВП. 1 – организационные – подготовка по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП». Ежеквартальный инструктаж. Ежемесячная учебная тревога «Выброс». 2 – технические – суть в правильном монтаже ПВО. Монтаж и эксплуатация ПВО должны проводиться в соответствии с руководством по эксплуатации, инструкциями завода-изготовителя, планами и программами производства работ. Рабочее давление применяемого ПВО должно быть выше давления опрессовки ЭК. При подъеме труб должен быть обеспечен непрерывный долив жидкости в скважину и визуальный контроль за объемом доливаемой жидкости. Объем и плот ность доливаемой жидкости фиксируются в вахтовом журнале. На скважине необходимо иметь блок долива объемом не менее 6 м3 с запасом жидкости не менее 4,5 м3. Доливная емкость должна быть оборудована уровнемером и иметь градуировку через 0,2 м3. При разнице между объемом доливаемого раствора и объемом металла поднятых труб более 0,2 м3 подъем должен быть прекращен и приняты меры по герметизации устья.
Глушение скважины – это технологический процесс, в результате которого создается противодавление на пласт, и в итоге прекращается поступление пластовых флюидов в скважину.
Физико-химические свойства ЖГ: 1) иметь достаточный удельный вес, 2) быть химически инертна к горным породам пласта, 3) не иметь в составе растворенного газа, 4) исключать кольматацию (забивание пор) ПЗП итд.
Перед началом глушения оператор проверяет состояние арматуры. Насосные агрегаты устанавливаются на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между агрегатами не менее 1 м. АЦ с промывочной жидкостью располагаются кабинами в сторону от устья с подветреной стороны. Перед глушением скважины нагнетательные линии опрессовываются на полуторакратное ожидаемое давление.
Скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщение трубного и затрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости.
Глушение скважин с ШГН. Перед глушением скважины необходимо произвести опрессовку НКТ на 40 кг/см2. По результатам опрессовки составляется акт. Средняя глубина спуска ШГН составляет 1100-1500 м, поэтому глушение производится циклическим методом. Промывочную жидкость закачивают в скважину в объеме из расчета глубины спущенного подземного оборудования и скорости замещения промывочной жидкости по стволу скважины. Скважина герметизируется для замещения промывочной жидкости. После этого в скважину закачивают объем промывочной жидкости равный замещенному объему.
Глушение скважин с ЭЦН. Перед глушением скважины необходимо произвести опрессовку НКТ до 40 кг/см2. По результатам опрессовки составляется акт. Через буферную задвижку при помощи сбивного приспособления разрушается палец сливного клапана. Глушение скважины производится циклическим методом. При подъеме НКТ с ЭЦН давление на забой уменьшается на 11-20 кг/см2, поэтому необходимо работать с постоянным доливом.
Противовыбросовое оборудование - блок устройств, предназначенных для герметизации устья скважины. Используется для предотвращения открытых выбросов и фонтанов нефти и газа, возникающих в результате аномальных пластовых давлений.
Противовыбросовое оборудование включает превенторы, герметизирующие устье скважины; манифольды, предназначенные для обвязки превенторов с целью воздействия на скважину; системы дистанционного управления превенторами и задвижками манифольда. При бурении нефтяных и газовых скважин применяют плашечные, универсальные и вращающиеся превенторы. Над колонной головкой, связывающей наружные концы спущенных в скважину колонн обсадных труб, устанавливают 2 плашечных превентора, снабжённых парными трубными и глухими плашками. При возникновении опасности фонтанирования, под давлением нагнетаемой в гидроцилиндры превентора жидкости либо посредством штурвалов, плашки перемещаются во встречном направлении и перекрывают устье скважины, закрывая выход нефти и газа. Превентор с трубными плашками используется для герметизации кольцевого пространства между обсадной колонной и бурильными трубами. Второй превентор, снабжённый глухими плашками, используется при отсутствии бурильных труб в скважине.
Универсальный превентор устанавливается над плашечными превенторами. Резинометаллическая манжета универсального превентора посредством конического плунжера, перемещающегося под давлением нагнетаемой жидкости, обжимается и перекрывает ствол скважины при наличии и отсутствии бурильной колонны. Универсальный превентор в отличие от плашечного позволяет протаскивать вверх и вниз инструмент, находящийся в скважине, не нарушая при этом её герметичности. Вращающийся превентор устанавливают над универсальным и используют при вращении и расхаживании бурильной колонны. Самоуплотняющаяся резинометаллическая манжета устанавливается на нижнем конце ствола, вращающегося на подшипниках превентора. Ввиду технических и технологических сложностей, возникающих при бурении скважин с аномально высоким пластовым давлением, вращающиеся превенторы используются в редких случаях. Манифольд состоит из линии глушения фонтанов, по которой производится закачка в скважину утяжелённого раствора, и линии дросселирования, используемой для восстановления равновесия гидростатического и пластового давлений. Управление превенторами и задвижками манифольда осуществляется посредством гидравлических и механических приводов с основным и вспомогательным пультов, расположенных на безопасном расстоянии от устья скважины. Наличие 2 сблокированных пультов обеспечивает необходимую надёжность системы управления противовыбросового оборудования.