Cтраница 3
Эти функции ПХГ сохранятся и в будущем, поэтому повышение надежности и эффективности эксплуатации ПХГ является актуальной проблемой, решение которой связано, прежде всего, с повышением герметичности скважин. [31]
В разделе ТЭО Технологическая схема эксплуатации ПХГ приводятся данные, обосновывающие объемы активного и буферного газа в хранилище, определенные на основе реально существующих режимов и структуры газопотребления; определяются максимальное и минимальное буферное значение давления газа в подземном резервуаре, технология эксплуатации ПХГ, максимально допустимый дебит единичной технологической скважины; выбирается конструкция технологической скважины на период эксплуатации и необходимое скважинное оборудование; определяется мощность компрессорной станции и тип ГПА, соответствие принятых решений новейшим достижениям науки и техники; разрабатывается организация контроля за герметичностью скважин и подземных выработок, мероприятия по противопожарной безопасности, охране окружающей среды, безопасному ведению работ и проведению профилактических и ремонтных работ. [32]
Особые требования предъявляются к герметичности скважин. Герметичность скважины и закрепленной части ствола зависит от герметичности обсадной колонны труб - затруб-ного пространства. Она обусловлена отсутствием дефектов в теле труб и резьбовых соединениях и проверяется после тампонажа затрубного пространства до разбуривания цементной пробки. Герметичность обсадной колонны достигается нанесением на резьбовое соединение специальных герметизирующих смазок, применением сварной колонны, заваркой муфтовых соединений качественными электродами. [33]
В период хранения давление газа в межтрубном пространстве обычно расчетное, равное произведению разности плотностей рассола и сжиженных углеводородных газов на высоту обсадной колонны. Герметичность скважины в период эксплуатации хранилища проверяется один раз в три года. [34]
После оценки качества цементного камня приступают к испытанию скважин на герметичность. Герметичность скважины проверяют двумя методами: 1) опрессовкой на определенное давление; 2) путем снижения уровня в скважине. При опрессовке эксплуатационных колонн 127 и 152 4 мм давление соответственно на устье скважин поднимают до 10 и 8 МПа. Если давление при этом за 30 мин снизится не более, чем на 0 5 МПа, скважина считается герметичной, при большем снижении давления - не герметичной. По второму методу герметичность скважины устанавливают оттартыванием из нее жидкости. [35]
Каждая скважина подвергается обязательному испытанию-на герметичность. Испытание герметичности скважин включает в себя отдельно испытание обсадных колонн и отдельно затрубного пространства под избыточным давлением не менее 1 2& рабочего на забое скважины, но не более давления гидравлического разрыва пород на данной глубине. [36]
В процессе цементирозания не должно быть гидроразрыва пластов. В обеспечении герметичности скважин одно из центральных мест занимает технология проведения процесса цементирования. [37]
Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое при закачке технологических жидкостей давление. Арматура должна обеспечивать герметичность скважины, подвеску насосно-компрессорных труб, процессы восстановления приемистости, измерение давления и приемистости скважины. [38]
Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое при закачке технологических жидкостей давление. Арматура должна обеспечивать герметичность скважины, подвеску насосно-комп-рессорных труб, процессы восстановления приемистости, измерение давления и приемистости скважины. [39]
Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное давление, ожидаемое при закачке рабочего агента. Арматура должна обеспечивать герметичность скважины, подвеску насосно-компрессорных труб ( НКТ), измерение давления и приемистости скважины, процессы восстановления приемистости. [40]
После того как скважина пробурена до проектной отметки, ее вновь проверяют на герметичность. При сдаче емкости в эксплуатацию герметичность скважины контролируется закачкой нерастворителя под башмак обсадной колонны. В процессе экс-ллуатации герметичность скважин подземных хранилищ необходимо проверять не реже одного раза в течение трех лет. [41]
После анализа перечисленных показателей специалисты проводят ревизию технологического состояния скважин, оборудования устья, промысловых газопроводов, сепараторов; определяют виды ремонта, замены, а также необходимость строительства новых сооружений. Особое внимание при этом уделяют определению герметичности скважин, скорости и интенсивности процессов коррозии металлического промыслового оборудования и разработке мероприятий по борьбе с ней, комплексной автоматизации работы всех элементов оборудования подземного хранилища, охране окружающей среды и водоносных горизонтов. [42]
Помимо основных параметров полезно измерять межколонные давления и их изменение в зависимости от процесса, проходящего в скважине. Такие исследования позволяют изучить межколонные перетоки газа, герметичность скважины и возможность перетока газа в вышележащие пласты. Весь процесс исследования скважин должен фиксироваться во времени. [43]
Наиболее важной операцией при креплении скважин выщелачивания является цементация затрубного пространства обсадных колонн. Высококачественная цементация основной там-понажной колонны является главным условием герметичности скважин и успешной ее эксплуатации. Особенно жесткие требования предъявляются к герметизации затрубного пространства скважин в случае подземного хранения сжиженных углеводородных газов, утечка которых в пористые и проницаемые породы должна быть исключена в течение всего времени существования хранилища. [44]
Вследствие искривления и наклона обсадной колонны в процессе бурения или другого вида работ инструмент под воздействием собственного веса при спуске в скважину ударяется о торец выступа пластыря. При этом возникает опасность его осевого смещения, и, как следствие, нарушается герметичность скважины. [45]