Реферати українською » Геология » Ремонт і обслуговування свердловин та обладнання для буріння


Реферат Ремонт і обслуговування свердловин та обладнання для буріння

Страница 1 из 13 | Следующая страница

Зміст

Устаткування фонтанної свердловини

>Глушение свердловин

Види свердловин, засоби добування нафти і є

Розтин пласта у процесі буріння

Практичні дії бригади ВРХ у разі виникнення

>газонефтепроявлений і чотири відкритих фонтанів

Причини появигазонефтепроявлений

Основні ознакигазонефтепроявлений

Категорії свердловин по небезпеки виникненнігазонефтепроявлений

Причини переходугазонефтепроявлений у відчинені фонтани

>Доливная ємність і проведенняСПО насосно-компресорних труб

Узвіз та підвищення насосних штанг

Загальний характер робіт поточного ремонту свердловин

Ремонт свердловин, обладнанихштанговими

>скважинними насосами

>Устьевое устаткування свердловин, експлуатованихштанговими насосними установками

Боротьба ускладненнями при експлуатації свердловинштанговими насосними установками

ЗмінаЭЦН

Підготовка до спуску і спускЭЦН

Способи ліквідації піщаних пробок в свердловинах

Заходи профілактики ускладнень під час промиванні свердловин від піщаних пробок

>Талевая система

>Вертлюги

Елеватори

Спайдер

>Штропи

Ключі

>Механизация процесівСПО

>Обсадние труби. Елементи низуобсадной колони

>Насосно-компрессорние труби, їх призначення та маркірування. Експлуатація

Насосні штанги. Експлуатація

Інструменти на й виведення з свердловинНКТ

Інструменти на й виведення з свердловин

насосних штанг,тартального каната,желонки і трохи дрібних предметів

>Фрезери ірайбери

>Пакери

>Якоря

Капітального ремонту свердловин

Дослідження свердловин

Обстеження і підготовка стовбура свердловини

Виправлення недоліків у колоні

>Разбуривание цементних пробок, очищення колони від цементної палітурки

>Ремонтно-изоляционние роботи

>Тампонирование під тиском черезобсадную колону

Установка цементного мосту

Класифікація шарових вод

Ізоляція окремих обводнених інтервалів пласта

Виправлення негерметичність цементного кільця

Нарощування цементного кільця за колоною

Усунення негерметичність обсадних колон

>Тампонирование під тиском із зупинками

>Тампонирование під тиском із застосуваннямпакера

Установка сталевих пластирів

Усунення негерметичність спуском додатковоїобсадной колони меншого діаметра

Заміна пошкодженій частини колони

Усунення негерметичність експлуатаційної колонидоворотом

Аварії, допущені у процесі експлуатації і ремонту свердловин

Вилучення прихоплених труб

Вилучення труб прихоплених цементом

>Ловильние роботи зтруболовкамиТВМ – 1 іТВМ – 2

>Ловильние роботитруболовками ТБ

Вилучення зруйнованих труб

ВилученняпогружногоЭЦН

Вилученнятартального каната, кабелю і дроту

Чистка стовбура свердловини від сторонніх предметів

>Зарезка другого стовбура

Режими буріння

>Промивочние рідини і з ускладненнями

Контроль параметрівпромивочной рідини

Боротьба поглинаннямпромивочной рідини

Боротьба обвалами

Боротьбаприхватами інструмента

>Цементирование колони

Методи збільшення продуктивності свердловин

>Соляно - кислотні обробки свердловин

>Гидравлический розрив пласта

>Виброобработкапризабойной зони свердловини

Теплове опрацюванняпризабойной зони свердловини

Обробкапризабойной зони свердловинповерхностно-активними речовинами

Вплив тиском порохових газів

>Креплениеслабосцементированних порід уПЗП

Освоєння свердловин

Регулювання роботи фонтануючої свердловини

Методи перфорації і торпедування свердловин

>Гидродинамические дослідження

>Геофизические дослідження

>Геофизические дослідження, у інтервалі об'єкта розробки

Контроль технічного стану видобувних свердловин

>Геофизические дослідження ремонту нагнітальних свердловин

Оцінка результатів проведених робіт

Консервація і розконсервування свердловин

Ліквідація свердловин

Ліквідація свердловин без експлуатаційної колони

>Ликвидации свердловин зі спущеній експлуатаційної колоною

Список літератури


Устаткування фонтанної свердловини

 

Устаткування фонтанної свердловини має забезпечувати герметизацію і роз'єднаннямежтрубного простору, спускНКТ, напрям продукції свердловинизамерние встановлення і повне закриття свердловини. Це складається з колоною голівки і фонтанної арматури зманифольдом.

>Колонную голівку встановлюють при бурінні свердловини. З її допомогою зміцнюють гирлобурящейся свердловини і підвішують спущені у нійобсадние колони. При бурінні, проведенні ремонтних робіт на колоною голівці встановлюютьпротивовибросовое устаткування (ППО), при експлуатації свердловини – фонтанну арматуру (>ФА). По ДержстандартуФА виготовляють на робочий тиск 7; 14; 21; 35; 70 і105мПА. Її виготовляють за схемами: чотири –тройникового типу, три – хрестового.Арматуратройникового типу застосовується на свердловинах з невисокимиустьевимидавлениями, у продукції яких є пісок, і інші механічні домішки.

>Фонтанная арматура складається з трубної голівки і фонтанної ялинки. Трубна голівка служить для підвішування ліфтаНКТ і проведення робіт, за освоєнні, експлуатації і ремонті свердловини.Фонтанная ялинка служить направлення потоку рідини, ввикидную лінію назамерную установку, регулювання режиму експлуатації й контролю над роботою свердловини шляхом спуску глибинних приладів.

Робітники струни арматури до нафто- чи газопроводу підключають з допомогоюманифольда, що складається з трьох – чотирьох засувок, хрестовин, трійників.


>Глушение свердловин

З метою попередження відкритогофонтанирования виробництву поточного, капітального ремонту чи освоєння свердловин треба створити засунений на забій свердловини (експлуатована чивскриваемий пласт) з допомогоюзадавочной рідини.Задавочная рідина повинна мати такими властивостями:

> Мати достатній питому вагу до створення необхідного тиску забій;

> Що стосується експлуатації свердловини механізованим способом мати зміст механічних домішок трохи більше 0,1 г/л, для насосів визносостойком виконанні - трохи більше 0,5 г/л;

> Не мати у собі розчиненої газу.

Питома вагазадавочной рідини вираховується за формулою: У = (>Рпл +0,1Рпл)10/Н, деРпл – пластовий тиск,кгс/см2, М – відстань від гирла свердловини до експлуатаційного пласта.

Якзадавочной рідини використовують розчини технічного хлористого натрію, хлористого кальцію, хлористого магнію та інших солей, а як іинвертноемульсионние,гидрофобние розчини (>ИЭР,ГФР). Питома вага і обсягзадавочной рідини визначається конкретно кожної свердловини геологічної службою.

Технологія глушіння свердловин залежить від способу її експлуатації. Загальні вимоги при про закачування рідини у замкову шпарину за технічними умовами тискуекс.колонну:

> D –168мм допускається трохи більше10мПа;

> D –146мм – трохи більше12мПа;

> D –140мм – трохи більше15мПа.

Перед початком глушіннянагнетательная лінія мусить бутиопрессована наполуторакратное тиск від очікуваного робочого. БашмакНКТ перебуває у безпосередній близькості до інтервалу перфорації, тому рідина заміщується в свердловині на глибину спускуНКТ. Що стосується, якщо ліфтНКТзапарафинен чизагидрачен й відновити циркуляцію вдасться, рідина закачується взатрубное простір свердловини на максимальної швидкостіЦА – 320 наскільки можна безупинно. У цьому тиск закачування на повинен перевищувати максимально припустимого наекс.колонну.

Якщоприемистость свердловини недостатня і тиск піднімається вище припустимого, для колони слід порційну закачування рідини з перервами між циклами 15 –30мин істравливанием газу на факел перед закачуванням черговий порції. У неперервному зв'язку в викидом частинизадавочной рідини на факел при розрядці, обсяг її береться1,5-кратном обсязі свердловини. При інтенсивному поглинаннізадавочной рідини шаром першу порцію сольового розчину обсягом 8 – 10-му3 додається 5% КНЦ.

Свердловина вважається заглушеної і підготовленої до ремонту, якщо повідомленні трубного ізатрубного простору з атмосферою немає переливу рідини.

Під час проведення глушіння в зимовий період задля унеможливлення замерзаннявикидних ліній, їх кількість після глушіння, свердловини дозамерной установки промивають дизпаливом чипродувают повітрям.

Види свердловин, засоби добування нафти і є

 

Свердловина – вертикально чи похила гірська вироблення круглого перерізу невеликого діаметра (75 –350мм) глибиною від 100 – 150 до 5000 –8000м і більше. Елементи свердловини:

> Забой – дно;

> Устя – вихід на поверхню;

> Ствол (стінки) – бічна поверхню.

>Скважини може бути вертикальними чинаклонно-направленними.Скважини,бурящиеся з метою добування нафти, газу чи води у надрах, а також із метою пошуку, розвідки, виявлення нафтогазоносних структур тощо. ділять ми такі категорії: видобувні,нагнетательние, розвідувальні, спостережні іпьезометрические.

1.Скважини, передбачені у видобуток нафти, газу чи конденсату, називають видобувними, а призначені для закачування (нагнітання) в пласти води (стиснутого газу, повітря) називаютьнагнетательними;

2.Разведочние свердловини бурятів на нових площах визначеннянефте-газоносности тієї чи іншої родовища чи установлення кордону (контуру) розповсюдження даного вірусу.

3.Скважини спостережні іпьезометрические передбачені щодо спостережень й дослідних робіт з визначенню стану пласта і шарових рідин, контролю над веденням процесів підтримки шарових тисків та інших методів на поклади.

Розрізняють три основних способи видобутку нафти:

1.Насосная видобуток – найпоширеніший спосіб видобутку нафти з допомогою штанговихскважинних насосів і заглибних відцентровихелектронасосов.

2.Фонтанная видобуток – спосіб, у якому підйом рідини чи газу на поверхню відбувається під впливом пластовою енергії.

3.Газлифтная видобуток – спосіб, у якому підйом рідини на поверхню відбувається поза рахунок пластовою енергії і стиснутого газу, подаваного у замкову шпарину із поверхні.


Розтин пласта у процесі буріння

 

Задля більшої швидкого й якісного освоєння свердловини необхідно під час розтину пласта у процесі буріння недопущення проникнення пласт бурового розчину, бо за цьому потім із нього випадаютьутяжелители (барит, гематит, глинисті частинки й т.д.). Це утрудняє процес цементування і вносить неточність в розрахункову висоту підйому цементного розчину за колоною. Щільність бурового розчину мають забезпечувати необхідне засунений на пласт, запобігання викидів, відкритогофонтанирования та інших ускладнень.

Узвіз експлуатаційної колони. Після розтину продуктивного пласта і проведеннякаротажних робіт у свердловину спускаютьекс.колонну, суворо центровану. З цією метою використовують спеціальні гумові кільця, пружинні ліхтарі та інші пристосування. Суворе центрування колони забезпечує рівномірний розподіл цементного розчину, виключає прорив сторонніх вод в продуктивний пласт,заколонную циркуляцію води та газу тощо.

Застосовують різні конструкції свердловин – одне-, двох- ітрехколонние, зі спуском заздалегідь перфорованогохвостовика, з застосуванням різноманітних забійних фільтрів і конструкції з відкритими вибоями, не закріпленими не більше продуктивного пласта обсадними колонами. Пласти, виражені щільними породами (вапняк, піщаник) звичайно перекривають колоною, а експлуатують свердловинами з відкритою забоєм. І тут черевикобсадной колоницементируется перед дахом продуктивного пласта. Потім пласт розкривають долотом меншого діаметра, і стовбур свердловини проти продуктивного пласта залишають відкритим.Скважину бурятів до підошви пласта, й у неї спускаютьобсадную колону. Потім вище покрівлі пласта клону цементують за способомманжетной заливання. Простір між нижньої частиною колони і розкритої поверхнею пласта залишається питанням відкритим.Достоинство відкритого забою – його гідродинамічнасовершенность.

Якщо продуктивний пласт виражений аморфнимислабоцементированними породами (пісками), то забій свердловини обладнують фільтром. Башмакобсадной колони спускають до покрівлі пласта і цементують. Потім у свердловину спускають фільтр – язик із дрібними круглими чищелевидними отворами, верхній кінець якого закріплюють в башмакуобсадной колони сальниками.

Найпоширеніші свердловини заперфорированним забоєм. І тут стовбур бурятів до проектної глибини. Перед спускомобсадной колони стовбур досліджують геофізичними методами задля встановлення нафто-, водо- ігазонасищенних інтервалів. Після цього спускаютьекс.колонну, яку цементують від забою до необхідної висоти, та бувперфорируют в намічених інтервалах.

Після спуску обсадних колон гирло свердловини обладнують спеціальної колоною голівкою, настановленим обв'язки спущені обсадних колон і герметизаціїмежтрубного простору. На колоною голівці встановлюють фонтанну арматуру чипланшайбу з підвішеними насосними трубами. Існують одне-, двох-, трьох-, чотирьох- іпятиколонние голівки, розраховані робочий тиск, однакову 14, 21, 35, 50 і 70мПа. У окремих випадках (на газових свердловинах) застосовують колонні голівки, розраховані тиск до 150мПа.

Практичні дії бригади ВРХ у разі виникненнягазонефтепроявлений і чотири відкритих фонтанів

 

1.  >Газонефтепроявление приСПО з установленою на гирло свердловинипревентором.

> ПрипиняєСПО

>Наворачивает на останню трубу зворотний клапан

>Приподнимает колонуНКТ, демонтуєспайдер і закріплює гальмо лебідки.

>Закриваетпревентор трубний.

>Закривает кінцеві засувки на хрестовиніФА.

>Сообщает про все це майстру.

> Веде контролю над тиском на гирло свердловині.

2.Газонефтепроявление за відсутності в свердловиніНКТ з установленою на гирлопревентором.

> Спостерігаючи станом свердловини, спробувати спустити найбільшеНКТ.

> Що стосується неможливості спускуНКТ у замкову шпарину, закриває глухі плашкипревентора.

>Закривает кінцеві засувки на хрестовиніФА.

>Сообщает про все це майстру.

> Веде контролю над тиском на гирло свердловині.

3.Газонефтепроявление під час перфорації свердловини.

> Припиняє роботи з перфорації, дістає перфоратор.Спускает максимальне можливу кількістьНКТ (якщо дозволяє стан свердловини).

>Закривает трубні плашкипревентора.

> Якщо ні можливості підняти перфоратор, відрубує кабель з допомогоюобмедненного інструмента.

>Закривает глухі плашкипревентора.

>Закривает кінцеві засувки на хрестовиніФА.

>Сообщает про все це майстру.

> Веде контролю над тиском на гирло свердловині.

4.Газонефтепроявление під час виробництва геофізичних робіт.

> Негайно припиняє геофізичні роботи. Спробувати на підвищеної швидкості підняти прилад із свердловини.

> Якщо ні можливості підняти прилад, відрубує кабель з допомогоюобмедненного інструмента.

>Закривает глухі плашкипревентора.

>Закривает кінцеві засувки на хрестовиніФА.

>Сообщает про все це майстру.

> Веде контролю над тиском на гирло свердловині.

5.Газонефтепроявление приприхвате інструмента.

>Интенсивнимрасхаживанием спробувати звільнити інструмент відприхвата.

> У негативному разі інструмент відвернути якнайближче доречноприхвата.

> Унічтожить верхню трубуНКТ на містки .

>Навернуть наНКТ зворотний клапан, квадрат, піднімає інструмент справді на вагу, закріплює гальмо лебідки.

>Закривает трубні плашкипревентора.

>Закривает кінцеві засувки на хрестовиніФА.

>Сообщает про все це майстру.

> Веде контролю над тиском на гирло свердловині.

6.Газонефтепроявление приСПО зЭЦН.

> ПрипиняєСПО.

> Виробляє рубкуКРБК (кабельЭЦН) з допомогоюобмедненного інструменту та закріплює відрізаний кінець кабелю в останнійНКТ з допомогоюклямс.

>Приподнимает підвіскуНКТ, і демонтуєспайдер.

>Наворачивает на останню трубу зворотний клапан.

>Закривает трубні плашкипревентора.

>Закривает кінцеві засувки на хрестовиніФА.

>Сообщает про все це майстру.

> Веде контролю над тиском на гирло свердловині.

7. Відкритий фонтан.

> Виводить покупців, безліч спецтехніку з небезпечної зони.

>Отключает електроенергію, зупиняє двигуни внутрішнього згоряння, гасить все побутові і технічні топки.

>Расставляет посади на що прилягає до свердловині території.

>Оповещает все сусідні виробничі об'єкти, які можуть бутизагазированной зоні.

> Припиняє рух прилеглих до свердловині під'їзних дорогах.

>Сообщает керівництву підприємства, протифонтанної служби й пожежної охороні про виникнення відкритого фонтана.

> Приймає заходи із недопущення розтікання нафти.

Причини появигазонефтепроявлений

 

1. Головною умовою виникненнягазонефтепроявлений є перевищення пластового тиску над тиском, створюваним стовпомпромивочной рідини в інтервалі пласта, що містить флюїд.

2. Недостатня щільність розчину внаслідок помилки під час складання плану робіт чи недотримання які рекомендуються параметрів розчину бригадою ВРХ.

3.Недолив свердловини приСПО.

4. Поглиненна рідини, що у свердловині.

5.Глушение свердловини до початку робіт неповним обсягом чи окремими порціями (пачками).

6. Зменшення щільності рідини в свердловині при тривалих зупинках з допомогою вступі газу з пласта.

7. Порушення технології експлуатації, освоєння і ремонту свердловини.

8. Тривалі простої свердловини без промивання при перервах своєю практикоюСПО.

9. Зниження гідростатичного тиску продуктивний обрій у слідстві:

>Подъема інструмента за наявності «сальників» -поршневание.

> Зниження рівняпромивочной рідини принаймні вилучення із свердловини підземного устаткування.

10. Здатність газу проникати у інтервалі перфорації у замкову шпарину і утворювати газові пачки.

11. Здатність газової пачки довсплитию в стовпі рідини з одночасним розширенням і видушуванням їх із свердловини.

Основні ознакигазонефтепроявлений

 

1.Перелив рідини із свердловини за відсутності циркуляції.

2. Збільшення обсягупромивочной рідини у приймальнях ємностях при промиванні свердловини.

3. Збільшення швидкості потокупромивочной рідини із свердловини за незмінної подачі насоса.

4. Зменшення, проти розрахунковим, обсягудоливаемой рідини приСПО.

5. Збільшення обсягувитесняемой із свердловини рідини При спуску труб проти розрахунковим.

6. Зниження щільності рідини при промиванні свердловини.

7. Підвищенагазосодержание в рідини глушіння.

Категорії свердловин по небезпеки виникненнігазонефтепроявлений

 

Першу категорію:

> Газові свердловини, незалежно від величини пластового тиску.

> Нафтові свердловини, у яких газовий чинник більш 200 м33.

> Нафтові свердловини, у яких виявлено надходження газу свердловину через порушення колони чи внаслідокзаколонних перетоків.

> Нафтові свердловини завнутрискважиннимгазлифтом.

> Нафтові інагнетательние свердловини, у яких пластовий тиск вище гідростатичного понад 10%.

>Нагнетательние й спостережні свердловини, перфоровані у зоні газоносності.

> Нафтові свердловини, що мають у розрізі близько розташовані між собою газові і продуктивні нафтові горизонти з потужністю, що розділює перемички менш 3 метрів, і навіть які перебувають від зовнішнього контуруГНК з відривом 500 метрів і стають ближчими.

Друга категорія:

> Нафтові свердловини, у яких

Страница 1 из 13 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація