Справочник мастера по добыче нефти, ПРС, КРС
Книга содержит основные справочные данные о коллекторских свойствах нефтесодержащих пород, составе и основных физических свойствах нефти, газа и вод нефтяных месторождений, разрабатываемых Нефтегазодобывающим управлением «Быстринскнефть».
В книге приведены методы исследования скважин и пластов, интенсификации добычи нефти.
Подробно изложена информация о способах добычи нефти с применением различного оборудования, приведены мероприятия по подготовке скважин к подземному и капитальному ремонту. Кратко изложена технология и описано применение при ремонтах оборудования.
Кроме того, в ней приведены сведения по сбору и первичной обработке нефти и газа, насосному и энергетическому хозяйству и основные положения по технике безопасности и противопожарной охране объектов нефтедобычи.
Имеется большое количество справочного материала, технических характеристик применяемого оборудования
Следует отметить, что взятые за основу при составлении книги технологические инструкции и регламенты постоянно совершенствуются, поэтому описанные технологические мероприятия носят исключительно рекомендательный характер.
Книга рассчитана на широкий круг инженерно-технических работников нефтегазодобывающих предприятий, может быть использована также аспирантами и студентами нефтяных вузов и факультетов. Книга будет полезна широкому кругу читателей интересующихся организацией работ по добыче нефти
Источник
По курсу «Капитальный ремонт скважин»
Учебно-методическое пособие
По курсу «Капитальный ремонт скважин»
Уфа 2008
ВВЕДЕНИЕ
Изучение техники и технологии капитального ремонта скважин в большой мере базируется на специальных дисциплинах, связанных со строительством и эксплуатацией скважин, которые рассмотрены теоретически и закреплены на соответствующих практических и лабораторных занятиях на предыдущих курсах обучения студентов.
Настоящее учебно-методическое пособие подготовлено для оказания помощи студентам в освоении некоторых специфических вопросов или в более углубленном изучении ранее рассмотренных вопросов по отдельным видам работ при капитальном ремонте скважин.
ИНСТРУМЕНТЫ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН
Предисловие
В учебной и научной литературе, связанной с бурением скважин, как правило, приводится классификация породоразрушающих инструментов. В этой классификации часто выделяются в отдельную группу инструменты специального назначения. Иногда они выделяются в группу под названием «Вспомогательные инструменты». Причем к этим группам инструментов не всегда относятся инструменты одного и того же перечня. Вероятно, это связано с отсутствием единого стандарта на термины и единой общепринятой классификации инструментов для бурения скважин. Поэтому можно считать, что эти инструменты (пикообразные и зарезные долота, скважинные фрезеры,
калибраторы и расширители) условно объединены в одну классификационную группу.
Еще более условно группу рассматриваемых инструментов можно объединить единством областей применения — бурение и ремонт скважин. Это связано с тем, что до настоящего времени отсутствовало четкое и обоснованное разграничение в назначении, условиях работы и требованиях к одним и тем же инструментам при бурении и ремонте скважин. И в результате и в классификациях инструментов, и в справочной литературе отсутствует информация об инструментах для ремонта скважин. При ремонте скважин часто используются те же инструменты, что и при бурении скважин соответственно меньших геометрических размеров. При бурении скважин инструмент чаще всего работает в открытом стволе и задача исполнителей работ состоит в том, чтобы выбрать инструмент, компоновку колонны, режим работы инструмента, которые бы позволили получить высокие технико-экономические показатели проводки скважины и сформировать стенки и ствол скважины заданных размеров и формы поперечного сечения. При выполнении ремонтных работ инструмент чаще всего работает внутри эксплуатационной колонны заданных размеров и формы. В задачу производителей работ не входит элемент формирования ствола, а появляется дополнительное требование к инструменту, компоновке колонны и режимам работы инструмента – минимальное отрицательное воздействие на элементы крепи скважины (цементный камень, обсадные трубы, контакты цементного камня с трубами и стенками скважины). Следовательно, инструменты по конструкции, технологии их отработки при бурении и ремонте скважин должны быть различны с учетом вышеуказанных особенностей. Подробнее об этом изложено ниже.
Механическое воздействие на крепь скважины при работе
Инструментами и их возможные последствия
Механические воздействия на крепь скважины при работе инстру-ментами особенно опасны при ремонте скважин. Они уменьшают герме-тичность и несущую способность эксплуатационных колонн и кольцевого пространства за счет следующих факторов:
— при спуско-подъемных операциях (СПО) и вращении инструмента происходит изнашивание, царапание и строгание колонны калибрующими поверхностями, периферийными резцами и острыми кромками инструментов, особенно на участках интенсивного искривления ствола скважины;
— механическое изнашивание колонны, царапание и строгание в сотни раз увеличивает скорость ее коррозии. Таким образом, крепь скважины подвергается коррозионно-механическому изнашиванию, что существенно снижает ее долговечность и несущую способность по избыточному внутреннему (при опрессовке, разрыве пласта и др.) и наружному (при эксплуатации) давлениям;
— СПО и вращение инструментов сопровождается возбуждением поперечных, продольных и крутильных колебаний и больших динамических нагрузок на инструмент, обсадную колонну, цементный камень. Это приводит к растрескиванию камня, нарушению его контактов с колонной и горной породой, способствует быстрому износу и разрушению вооружения инструментов.
Высокой динамичности работы инструмента способствуют такие факторы, как отсутствие или слабое закрепление объекта, на который воздействует инструмент (например, фрезеруемые НКТ и др.), малая жесткость объекта и бурильной колонны, а также отсутствие центратора над инструментом.
Для уменьшения отрицательного механического воздействия на крепь скважины при работе инструментами внутри обсаженной скважины необходимо [1,2,3]:
— применять травмобезопасные по конструкции и исполнению инструменты, у которых калибрующие поверхности не армированы твердым сплавом, периферийные резцы не выступают за калибрующую поверхность, острые кромки притуплены фасками, желательно закругленными; в отдельных случаях при использовании стандартного инструмента для уменьшения воздействия на эксплуатационную колонну перед спуском инструмент в механических мастерских прошлифовывается по калибрующей поверхности или обратным конусам шарошек;
— при возможности вращение инструмента осуществлять забойными двигателями;
— в компоновку бурильной колонны включать УБТ необходимой
длины и диаметра;
— использовать в составе компоновки бурильной колонны центраторы травмобезопасного для эксплуатационной колоны исполнения;
— оптимизировать параметры режимов бурения (фрезерования) в направлении снижения динамичности работы инструмента, скорости его изнашивания и повышения механической скорости бурения (фрезерования) для уменьшения времени и интенсивности отрицательного механического воздействия инструмента и бурильной колонны на крепь скважины. Сказанное достигается совершенствованием конструкции и компоновки бурильной колонны, а также обоснованным выбором частоты вращения, нагрузки на инструмент, состава и свойств промывочных жидкостей.
Список литературы
1 Причины нарушения и повышение долговечности крепи скважин: учеб. пособие /Л.А. Алексеев и др. — Уфа: УГНТУ, 2002.
2 Алексеев Д.Л. Повышение долговечности эксплуатационных колонн при работе и ремонте скважин: дис. канд. техн. наук. – Уфа, 2002.
3 Алексеев Л.А., Алексеев Д.Л., Ишбаев Г.Г., Ташбулатов Р.Ф.Обеспечение долговечности крепи при бурении и капитальном ремонте скважин// Горный вестник: науч.-техн. журн. — М., 1998. — № 4.
4 Палий П.А., Корнеев К.Е. Буровые долота: справочник. — М.: Недра, 1971.
5 Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин.- М.: Недра, 1994.
6 Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник / под общ. ред. А.И. Спивака, Л.А.Алексеева — М.: Недра, 2007.
7 Масленников И.К. Буровой инструмент: справочник. -М.: Недра, 1989.
8 Ишбаев Г.Г. Новые системы промывки и вооружения бурового и специального инструмента режуще-скалывающего действия: дис. д-ра техн. наук. — Уфа, 1997. — С.289.
9 Алексеев Л.А. Энергетические принципы разработки конструкций и режима отработки породоразрушающего инструмента режуще-скалывающего действия для бурения: дисс. . д-ра техн. наук. — Уфа, 1986.- 477 с.
10 Вспомогательный инструмент для бурения и ремонта скважин: Учеб.пособие под общ. ред. проф. Г.Г.Ишбаева. — Уфа: ООО Изд-во «Нефтегазовое дело», 2007. – 138 с.
МЕЖКОЛОННЫЕ ДАВЛЕНИЯ (МКД) И ПРОЯВЛЕНИЯ
Список литературы
1 Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. – М.: Гостоптехиздат, 1963.
2 Мавлютов М.Р., Кравцов В.М., Овчинников В.П., Агзамов Ф.А. и др. Анализ причин заколонных газопроявлений и пути повышения качества цементирования скважин в условиях сероводородной агрессии. /Обзор.информ. ВНИИОЭНГ.Сер.Бурение. М.: 1984. – Вып.4 (34). — 51 с.
3 Matthews S.M., Copeland J.C. Controlling annular gas flow in deep wells // Drilling. – 1987. – Vol. 48, № 2. – Р. 28 – 29. Борьба с перетоками газа в затрубном пространстве глубоких скважин //Технология и технология бурения скважин: ЭИ.Зарубежный опыт. 1988 — №7.
4 Бережной А.И. Пути повышения герметичности затрубного пространства газовых скважин при их цементировании //Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений Сибири: сб. Тюмень, 1971.
5 Левайн Д.К., Томас Э.У., Безнер Х.П., Толпе Д.К. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом – 1980. – № 10. — С. 8 – 17.
6 Романович И.С. Опыт разрубивания Шебелинского газового месторождения. – М.: Недра, 1967.
7 L.Maciuca. Probleme cimentului de sonde si al cimentarie sondelor in rigiuner Ticleni Petrol si gase vol. 11, 1960.
8 Гельфман Г.Н., Клявин Р.М. К вопросу о водоотдаче цеменетных растворов // Нефт.х-во – 1963. – № 8. — С. 26.
9 Леонидова А.И. К вопросу исследования водоотдачи растворов из тампонажных цементов: автореф.дис….канд – М., 1966.
10 Бережной А.И. К вопросу формирования герметичного цементного кольца в затрубном пространстве скважин //Тр. Укр. науч.- исслед. ин-та газа.– М.: Недра, 1966. – Вып. 1 (5). — С. 15.
11 Бережной А.И. Теоретические и экспериментальные предпосылки совершенствования техники и технологии цементирования газовых скважин. // Тр. Укр. науч.- исслед. ин-та газа.– М.: Недра, 1966. – Вып. 1 (5). — С. 3 — 12.
12 Караев А.К. Разработка и совершенствование конструкций и технологии бурения при строительстве глубоких нефтяных и газовых скважин на Северном Кавказе: докл. на соискание ученой степени /Фонды АзИНХ им.Азизбекова. – Баку, 1966.
13 Зобс В.Ю., Кулигин Н.А., Шелдыбаев Б.Ф., Ясенец М.Г. Состояние и пути совершенствования крепления сверхглубоких скважин в объединении «Грознефть» //Тр. «СевКавНИПИнефть». – 1983. – Вып. 39.- С. 53-59.
14 Сулейманов И.А. Причины заколонных проявлений и пути их предотвращения при креплении скважин на площадях Мурадханлы //Бурение глубоких нефтяных и газовых скважин в Азербайджане. – Баку: АзНИПИнефть, 1983. – С. 40 – 48.
15 Баталов Д.М., Горский А.Т. Седиментационная устойчивость тампонажных растворов при пониженных температурах //Проблемы нефти и газа Тюмени. – Тюмень, 1982. — №54. – С. 28-30.
16 Курочкин Б.М. и др. Опыт применения цементно-латексного и тампонажного раствора для крепления скважин //Нефт.хоз-во – 1984. – № 3. — С. 55 – 58.
17 Агзамов Ф.А., Карамов И.Н., Каримов Н.Х., Мандель А.Я. Расширяющиеся и напрягающие цементы /Тр. четвертой Между-народной конференции «Освоение шельфа Арктических морей России» — СПб: 1999 . – С. 39 – 44.
ЛАБОРАТОРНЫЕ РАБОТЫ
Порядок выполнения работы
Взвесить образцы отложений на лабораторных весах с точностью до 0,1 г и записать результаты в рабочую тетрадь. Взять два чистых стеклянных стакана и поместить в один из них карбонатный образец, а в другой – гипсовый.
В стакан с известковым образцом налить 15% раствор соляной кислоты в количестве, в пятнадцать раз превышающем по объему вес образца. Например, если вес образца равен 10,2 г, кислоты нужно взять 153 см 3 . Время налива кислоты в стакан зафиксировать в рабочей тетради.
В стакан с гипсовым образцом налить реагент согласно таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Рецептуры реагентов для растворения отложений гипса
| Номера рабочих мест | ||||
| Рецептура реагента | 15% соляная кислота | 15% соляная кислота + 5% соли | 20% раствор каустической соды | 20% раствор каустической соды + 0,75% Т-66 (Т-80) |
| Время разрушения образца, мин | ||||
| Примечание — Количество реагента берется по объему в двенадцать раз больше веса образца, т.е. при весе гипсового образца 12 г реагента нужно налить в стакан 144 см 3 . |
Время налива реагента также фиксируется в рабочей тетради. В ходе реакции содержимое стаканов периодически (через 5 – 10 мин) перемешива-ется стеклянной палочкой.
Реакция продолжается до момента разрушения образцов, после этого вычисляют время разрушения образцов в минутах, т.е. время с момента налива реагента до момента разрушения образцов, которое заносится в рабочую тетрадь.
После завершения опытов на всех рабочих местах полученные результаты по разрушению гипсовых образцов анализируются и обобщаются. На доске вычерчивается таблица, в которую заносятся полученные экспериментальные данные. За оптимальную рецептуру реагента для растворения отложений гипса принимают ту, которая обеспечивает минимальное время разрушения образца.
Таблица и оптимальная рецептура фиксируются в рабочей тетради.
Расчет потребного количества реагента для обработки скважины
Количество реагента выбирается из условия завершения реакции растворения отложения соли в минимальное время. Исходя из этого, объем реагентов Vр определяется по формуле
где Мо – масса отложения соли в скважине,
hр – объем реагента, потребного для растворения единицы массы отложения.
Масса отложений соли определяется опытным путем и указывается в задании (наряде) на капитальный ремонт скважины. Значения hр в зависимости от вида соли и реагента приведены ниже.
При растворении карбонатных отложений 15% соляной кислотой
При растворении гипсовых отложений 15% соляной кислотой hр = 10 ¸ 15 л/кг (м 3 /тн); а в случае растворения их 20% раствором каустической соды hр = 10 ¸ 12 л/кг (м 3 /тн).
Получив у руководителя занятий значение Мо , определить значения Vр и записать их в рабочую тетрадь.
Расчет потребного количества материалов для приготовления реагента оптимальной рецептуры
Требуемое количество материалов для приготовления реагента по оптимальной рецептуре складывается из соляной кислоты, каустической соды и стимуляторов растворения гипса (СРГ) – поваренной соли или реагента Т – 66.
Количество 15% соляной кислоты и 20% каустической соды принимается равным объему реагентов, рассчитанному в п. 3.4. Количество СРГ определяется исходя из установленной в п. 3.3. оптимальной рецептуры по массе для поваренной соли и по объему для реагента Т-66.
Требуемая масса соли Мс определяется по формуле, кг:
где Сс – весовая концентрация соли, %;
Требуемый объем реагента Т-66 определяется по формуле
где СТ-66 – объемная концентрация реагента Т-66.
Разработка технологии проведения операции и составление технологической схемы размещения оборудования на скважине
Необходимо принять метод закачки реагента в скважину в зависимости от места и характера отложений солей, подобрать оборудование и инструмент для выполнения операции в зависимости от количества реагента и метода закачки.
Далее разместить это оборудование на скважине и функционально обвязать для выполнения операции в соответствии с рекомендациями [2, 3].
Составление заявки на выделение оборудования, инструмента и материалов для проведения операции
После получения всех необходимых данных следует составить заявку на поставку требуемого оборудования, инструмента и материалов для проведения операции по удалению отложений солей в скважине согласно существующим формам и правилам.
Заявка приводится в рабочей тетради.
Порядок выполнения работы.
Взвесить компоненты ГОК с точностью до 0,1 г согласно таблице 3.5.
Взять чистый стакан и, поместив в него компоненты перемешать до полного растворения. Свежеприготовленный раствор налить в пробирки с притертой пробкой и поместить в термостат с заданной температурой. Для композиций, имеющих небольшое время начала гелеобразования (высокая концентрация кислых агентов в составе композиции) и повышенные температуры, растекание раствора в пробирке проверяется через каждые 5 минут. Для гелеобразующих составов с увеличенным временем начала гелеобразования промежутки между наблюдениями возрастают до 10 – 30 мин. За время начала гелеобразования принимается время, через которое раствор не растекается при изменении наклона пробирки.
Полученные результаты занести в таблицу 3.5 и построить по ним график «Влияние температуры на время гелеобразования».
Таблица 3.5 – Изменение времени гелеобразования в зависимости от температуры
| Номер рабочего места | |||||
| Рецептура ГОК | 12% нетрол +8%цеолит | 10% нефелин +15% нетрол | 12% HCl +10%цеолит | 12% HCl +10%нефелин | 4% AlCl3 +16карбомид +10% уротропин |
| Температура, 0 С | |||||
| Время начала ге-леобразования, ч |
1) приготовить цементный раствор с заданными добавками и водоцементным отношением согласно таблице 3.4.2;
2) определить свойства цементного раствора (растекаемость, плотность) и получаемого из него цементного камня (прочность на изгиб через 2 суток);
3) залить цементный раствор в отрезок НКТ (имитация заколонного пространства);
5) определить градиент давления газопрорыва на экспериментальной установке;
6) приготовить ГОК в объеме 250 мл;
7) закачать ГОК в отрезок НКТ;
8) выдержать на гелеобразование 24 часа;
9) определить градиент давления газопрорыва после гелеобразования;
10) обработать результаты исследований и представить в виде графика.
| Номер рабочего места | |||||
| Рецептура тампонажной смеси | ПЦТоб5 | ПЦТ-50 | 93%ПЦТ-50 +7% СИГБ | 85% ПЦТ-50 + 15% бентонит | 95% ПЦТ-50 +5% бентонит |
Продолжение табл. 3.6
| ВЦ |
| Д, см |
| r, кг/кг/см 3 |
| s, МПа |
ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАНЯТИЯ
Задача 1
После ремонта гидравлический индикатор веса оттарирован и вновь установлен на агрегате. Результаты тарировки из цеха КИП переданы мастеру бригады по ремонту скважин и представлены в таблице 4.1.
Рассчитайте цену деления индикатора веса, заполните таблицу и сделайте выводы.
Таблица 4.1 – Результаты тарировки индикатора веса
| При тарировке | Цена деления, кН | ||
| Усилие натяжения каната. кН | Показания прибора | Оснастка 2х3 | Оснастка 3х4 |
| 5.00 18.15 30.50 41.65 54.15 66.50 78.5 92.4 106.4 121.5 |
Продолжение таблицы 4.1
| Средняя по шкале цена деления |
| Наибольшие отклонения от средней цены деления |
Задача 2
В скважине (см.таблицу 3.2) произошел прихват НКТ. Составить блок-схему выполнения работы при определении глубины прихвата методом растяжения колонны.
Рассчитать минимально необходимую растягивающую нагрузку при выполнении работы (Р1) в Ньютонах и в показаниях индикатора веса с учетом результатов его тарировки (см.таблицу 4.1).
Рассчитать глубину прихвата НКТ согласно условиям, приведенным в таблице 4.2.
Чему была равна растягивающая нагрузка Р2 (в Ньютонах и в показаниях индикатора веса) [15, 16, 17] Заполните таблицу 4.2.
Таблица 4.2 – Исходные данные и результаты расчета
| Исходные данные Вариант | Оснастка | (Р2-Р1) дел. | DL, см. | Р1 | Р2 | Глубина прихвата |
| кН | деление инд.веса | кН | деление инд.веса | |||
| 2х3 2х3 2х3 2х3 2х3 3х4 |
Задача 3
Рассчитать допустимое натяжение (в Ньютонах и показаниях индикатора веса) при расхаживании прихваченной колонны согласно условиям и результатам решения задачи 2.
Составить блок-схему выполнения работы при расхаживании прихваченной колонны [15, 16, 17].
Задача 4
Рассчитать допустимое число поворотов прихваченной колонны при ее отбивке ротором согласно условиям и результатам решений задач 2 и 3. Составить блок-схему выполнения работы при отбивке ротором прихваченной колонны [15, 16, 17].
Задача 5
Рассчитать необходимое предварительное натяжение колонны (в ньютонах и показаниях индикатора веса) при отвороте свободной (неприхваченной) части согласно условиям и результатам решения задачи 2.
Задача 6
Рассчитать допустимое число поворотов ловильной колонны при извлечении прихваченной колонны по частям согласно условиям и результатам решения задачи 2.
Принимаем условно, что ловильная колонна отличается от прихваченной только направлением резьбы.
Составить блок-схему выполнения работы при извлечении прихваченной колонны по частям [ 15, 16, 17 ].
Задача 7
В скважине (см.таблицу 3.2) произошла авария (см.таблицу 4.3), которую необходимо ликвидировать.
Составить схему с указанием основных размеров скважины и скважинного оборудования.
Составить дерево аварийной ситуации, выполнить его анализ и выбрать наиболее вероятную ветвь (см. приложение А).
Составить план (блок-схему) ликвидации аварии по варианту выбранной ветви.
Выбрать ловильные инструменты, выполнить их эскиз с указанием основных размеров, дать характеристику и технологию работы, указать необходимость установки направляющих устройств.
Обосновать конструкцию ловильной колонны. Выполнить эскиз с указанием основных размеров аварийного инструмента, ловильного инструмента и ловильной колонны.
Произвести необходимые расчеты.
Указать необходимые КИП для работы и дополнительное оборудование (агрегат для промывки, ротор и др.)
Описать технологию ликвидации аварии, дать графики характера изменения показаний КИП в процессе ликвидации аварий. Оформить необходимые документы на ремонт скважины (ликвидацию аварии).
План работы, описание работы, акт на выполненную работу (примеры оформления документов см. в приложениях Б, В, Г).
При выборе ловильного инструмента, ловильной колонны, обосновании технологии и плана работы необходимо обратить внимание на крепление резьбовых соединений, своевременную шаблонировку ствола и отбивку забоя, направление вращения, ожидаемые нагрузки, глушение скважины, параметры жидкости глушения и их распределение по стволу скважины, взаиморасположение штанг и НКТ, состояние головы аварийной колонны, возможность расположения аварийной колонны в несколько рядов или ее спирального изгиба и др.
Отдельные этапы решения этой задачи рассмотрены ранее (см. задачи 1, 2, 3, 4, 5, 6 настоящего раздела) а также в литературных источниках и лекционном материале.
Таблица 4.3 – Варианты аварийных ситуаций
| Номер варианта | Вид аварии |
| Полет НКТ при спуске в скважину Прихват пакера при ремонтно-изоляционных работах Вырыв НКТ из планшайбы, полет вместе со штангами Обрыв НКТ с УЭЦН по телу трубы Полет штанг при СПО Обрыв НКТ при чистке песчаной пробки с отвинчиванием в муфтовом соединении |
Задача 1
Спецотверстия в обсадной колонне для ремонтно-изоляционных работ планируется создать методом гидропескоструйной перфорации (ГПП). Рассчитать наибольшую возможную глубину ГПП в соответствии с условиями таблиц 3.2 и 4.4. Потерями напора в кольцевом пространстве можно пренебречь [ 16 ].
Таблица 4.4 — Исходные данные для расчета
| Номер варианта Исходные данные |
| Ру, МПа |
Задача 2
Рассчитать допустимый перепад давления в насадках гидропескоструйного перфоратора при создании спецотверстий в обсадной колонне для ремонтно-изоляционных работ в соответствии с условиями таблиц 3.2 и 4.5. Потерями напора в кольцевом пространстве можно пренебречь [ 16 ].
Таблица 4.5 – Исходные данные для расчета
| Исходные данные Номер варианта | Глубина перфорации, м | Перфорационная жидкость | Расход перфорационной жидкости, л/с |
| Вода -«- -«- -«- -«- -«- |
Задача 3
Интервал негерметичности обсадной колонны перекрывается профильным перекрывателем установкой ДОРН.
Рассчитать максимальное осевое усилие, которое может быть передано на дорнирующую головку при ее протяжке через перекрыватель в соответствии с условиями таблиц 3.2 и 4.6.
Таблица 4.6 – Исходные данные для расчета
| Номер варианта Исходные данные |
| Глубина уста-новки перекры-вателя, м |
| Давление на устье, МПа |
Задача 4
Составить блок-схему подготовительных работ и технологии установки профильного перекрывателя с помощью установки ДОРН с целью перекрытия зоны негерметичности обсадной колонны или отключения обводненности интервала пласта [ 18 ].
Задача 5
Составить блок-схемы подготовительных работ и вариантов технологии извлечения и замены части обсадной колонны при ремонтно-изоляционных работах [ 16 ].
Задача 6
Составить блок-схему технологии ликвидации брака при строительстве скважины – оголение башмака обсадной колонны [18, 19].
Задача 7
Составить блок-схему подготовительных работ и технологии ликвидации негерметичности обсадной колонны и заколонных перетоков заливкой тампонирующими смесями через заливочную колонну с пакером [16,19, 20, 21].
Задача 8
Составить блок-схему подготовительных работ и технологии ликвидации негерметичности обсадной колонны и заколонных перетоков заливкой тампонирующими смесями под давлением через заливочную колонну без пакера [ 16, 19, 20 ].
Задача 9
Выполнить расчет установки цементного моста в обсадной колонне непоглощающей скважины согласно условиям таблиц 3.2 и 4.7. Принимается, что плотность жидкости в скважине, буферной и продавочной жидкостей одинаковы [ 24, 27 ].
Таблица 4.7 — Исходные данные для расчета
| Номер варианта Исходные данные |
| Глубина головы моста, м |
| Перепад давле-ния на мост, МПа |
Продолжение таблицы 4.7
| Осевая нагрузка на мост, кН | ||||||
| Наличие буферной жидкости | есть | нет | есть | нет | есть | нет |
Задача 10
Выполнить расчет установки цементного моста в обсадной колонне поглощающей скважины согласно условиям таблиц 3.2, 4.7 и 4.8. Принимается, что плотности жидкости в скважине, буферной и продавочной жидкостей одинаковы [ 24 ].
Таблица 4.8 – Исходные данные для расчета
| Номер варианта Исходные данные |
| Статический уровень, м |
| Плотность жидкости в сква- жине, кг/м 3 |
| Плотность цементного раствора, кг/м 3 |
Задача 11
Выполнить расчет установки цементного моста в обсадной колонне поглощающей скважины согласно условиям таблиц 3.2, 4.7, 4.9. Принимается, что плотность жидкости в скважине и плотность буферной жидкости одинаковы и отличаются от плотности продавочной жидкости [ 24 ].
Таблица 4.9 – Исходные данные для расчета
| Номер варианта Исходные данные |
| Плотность продавочной жидкости, кг/м 3 |
Задача 12
Составить блок-схему подготовительных работ и технологии ликвидации разведочных скважин, выполнивших свое назначение [ 29 ].
Задача 13
Составить блок-схему подготовительных работ и технологии ликвидации эксплуатационных (нагнетательных) скважин [ 29 ].
Задача 14
Составить блок-схему подготовительных работ и технологии вторичного цементирования (наращивания цементного кольца) и восстановления герметичности эксплуатационных колонн [ 30 ].
Задача 15
Рассчитать остаточную прочность обсадной колонны на избыточные наружное и внутреннее давление согласно данным таблицы 4.10.
| Номер варианта Исходные данные |
| См.доп.задание |
Список литературы
1 РД 39-0147009-531-87.Классификатор ремонтных работ в скважинах.- М.,1986.
2 Антипин Ю.В. , Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предупреждение осложнений при добыче нефти.-Уфа, 1987.
3 Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин.- М.: Недра, 1986.
4 Методическое указание к выполнению лабораторных работ по специализации «Бурение наклонно-направленных скважин» /сост. Т.О.Акбулатов, Л.М.Левинсон.- Изд-во УНИ, 1993.
5 Изучение инструмента для ликвидации аварий; метод. указания к лабораторным работам по курсу «Технология бурения глубоких скважин» для студентов дневной формы обучения по специальности 0211 /сост. Л.М.Левинсон, Р.Г. Ганиев. – Уфа: Изд-во УНИ, 1987.
6 Амиров А.Д. ,Карапетов К.А. , Лемберенский Ф.Д. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин.- М. :Недра, 1979.
7 Мусаэльянц Р.Н. , Поляков В.Н. Ловильные работы при добычи нефти.- М.: Недра, 1975.
8 Иогансен К.В. Спутник буровика: справочник.- М. :Недра, 1986.
9. Кемп Г. Ловильные работы в нефтяных скважинах //перевод с англ. — М.:Недра, 1990.
10. Пустовойтенко И. П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении. – М. :Недра, 1988.
11 Пустовойтенко И.П. Предупреждение и методы ликвидации аварий и осложнений в бурении. – М.: Недра, 1988.
12 Гасанов А.П. Восстановление аварийных скважин .- М. : Недра, 1988.
13 Гасанов А.П. Аварийно-восстановительные работы в нефтяных и газовых скважинах. – М. : Недра, 1987.
14 Подгорнов М.И. , Пустовойтенко И.П. Ловильный инструмент. –М . :Недра, 1984.
15 Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсулян Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. –М.: Недра, 1982.
16 Харьков В.А. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин.-М.: Недра, 1969.
17 Сулейманов А.Б., Карапетов К.А. , Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. –М .: Недра, 1984.
18 Аветисов А.Г., Кошелев А.Т., Крылов В.И. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин. –М . : Недра, 1981.
19 Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. –М . : Недра, 1979.
20 Блажевич В.А., Умрикина Е.Н., Уметбаев В Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. –М.: Недра, 1981.
21 РД 39Р-5752454-007-90. Регламент на типовые технологические процессы вторичного цементирования эксплуатационных колонн и восстановления их герметичности в скважинах НГДУ «Туймазанефть». — Уфа, 1990.
22 РД 39-0147276-214-87. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Технология восстановления герметичности обсадных колонн тампонированием в условиях высоких поглощений. — Уфа, 1987.
23 Инструкция по ремонту крепи скважин. РД 39-1-843-82- Краснодар, 1983.
24 Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. –М . : Недра, 1989.
25 Современное состояние технологии установки цементных мостов в условиях возникновения осложнений: Обзорная информация –М .: ВНИИОЭНГ, 1983.
26 Барановский В.Д. Крепление и цементирование наклонных скважин. –М .: Недра, 1983.
27 Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин. –М . : Недра, 1989.
28 Рабиа Х. Технология бурения нефтяных скважин//пер. с англ. –М .: Недра , 1989.
29 РД 39-0135648-012-93. Регламент на технологический процесс ликвидации скважин ПО «Башнефть»–Уфа ,1993.
30 Ремонтно-изоляционные работы по оздоровлению фонда осложненных скважин (руководство по проведению): обзор.информ. –М.: ВНИИОЭНГ, 1991.
31 Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири: обзор. информ. –М .: ВНИИОЭНГ, 1992.
32 Ибрагимов Г.Э. , Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. –М.: Недра, 1991.
Пример построения дерева аварийной ситуации
Главный инженер НГДУ Главный инженер УПНП и КРС
Главный геолог НГДУ Главный геолог УПНП и КРС
ПЛАН РАБОТ НА КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ
скв. 446/41, месторождение Варьеганское
1 ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
1. Кондуктор: 245 мм; Н = 437 м, ВПЦ До устья
2. Э-колонна: 146 мм; Н = 2190 м, ВПЦ До глубины 35 м
3. Э-колонна опрессована Р = 150 атм.
4. Искусственный забой: 2160 м
5. Интервал перфорации пл., 2111-2113; 2116 – 2127
6. Максимальный угол наклона 30 0 30¢ на глубине 1300 м.
7. Пластовое давление 200 атм.
8. Подземное оборудование УЭЦН на 2 ½ НКТ
2 ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ СКВАЖИНЫ
При демонтаже полет УЭЦН с частью НКТ и кабеля
Ликвидация полета УЭЦН
4 ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ
2 Спуско-подъемные и тенологические работы проводить в соответствии с ВУ.
3 Спуском крючка на СБТ 2 7/8¢¢ очистить «голову» аварийного оборудования от кабеля.
4 Спустить аварийную печать, посадить ее с промывкой и обследовать аварийный забой.
5 Спуском соответствующего ловильного инструмента извлечь аварий-ное оборудование.
6 При необходимости произвести работы по фрезерованию, райбированию.
8 При соответствии забоя дальнейшие работы по дострелу, ГИС провести по дополнительному плану.
5 ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
1. Мастеру ознакомить состав бригады с планом работ и проинструк-тировать согласно технике безопасности.
2. На скважине иметь аварийную планшайбу и запас жидкости глушения уд.веса 1,14 г/см 3 в автоцистерне по вызову с базы. СПО производить с доли-вом жидкости глушения.
Начальник ПТО УПНЦ и КРС Лобанов Ю.П.
Зам.начальника УПНП и КРС-2 Петрухин А.Я.
Последнее изменение этой страницы: 2017-04-12; Просмотров: 1168; Нарушение авторского права страницы
Источник