No Image

Объем долива скважины при спо

СОДЕРЖАНИЕ
778 просмотров
11 марта 2020

Закрепление-раскрепление труб

При спуско-подъемных операциях, наряду с вышесказанным, осо­бое внимание уделяется креплению труб при спуске и раскреплению их при подъеме. Для безаварийной эксплуатации труб, выработки ресурса эксплуатации, их надежной герметичности, перед спуском производится отворот предохранительного кольца с ниппеля трубы, при необходимости — очистка резьбовой части металлической щет­кой, смазка резьбовой части ниппеля специальной смазкой (обычно это графитная смазка). Муфтовую часть резьбы не рекомендуется сма­зывать при спуске непосредственно на устье, так как смазка сразу сте­кает в трубу и в процессе дальнейшего спуска труб оседает частично на забой, загрязняет пласт, и продуктивность пласта снижается. Муф­товую часть резьбы рекомендуется смазывать при нахождении труб

Таблица 7.1. Рекомендуемые давления заворота НКТ при использовании ключей Ойл-Кантри

Циаметр НКТ, Давление Давление на Крутящий
мм на манометре, манометре, момент,
PSI кг/см 2 фунто-фут
2" (60мм) 11,Ъ
2 7/8" (73мм) 84,3
3 1/2" (89мм) 94,9

Таблица 7.2. Рекомендуемые крутящие моменты при свинчивании НКТ, согласно РД39-0147014-217-86

Условный диаметр Допустимый момент

свинчиваемых НКТ, в мм свинчивания, кгс/м

73 (высадка) 270-320

на приемных мостках. При подъеме труб из скважины смазанные резь­бовые части обыкновенно отворачиваются без приложения дополни­тельного усилия, превышающего допустимое усилие для данного ти­поразмера труб. Превышение допустимого усилия при отвороте тру­бы приводит к разрушению резьбы и, соответственно, выводу ее из эксплуатации. При навороте трубы усилие, приложенное сверх допу­стимого, тоже приводит к разрушению резьбы в муфте трубы и нип­пеле, а также, в единичных случаях, к разрушению муфты (за счет со­единения труб в муфте и дальнейшем навороте появляется трещина в муфте и ее разрушение, что приводит к аварии и опасно для здоровья работников).

При подъеме труб необходимо постоянно поддерживать давление гидростатического столба жидкости на забой во избежание ГНВП: — долив осуществляется из доливной емкости. Для контроля объема

долива емкость должна быть оборудована уровнемером и градуи­ровкой объема жидкости при определенном уровне;

— объем долива должен соответствовать объему тела труб, поднятых из скважины. Расчеты должны быть занесены в специальную таб­лицу. Раствор долива по удельному весу должен соответствовать удельному весу раствора глушения скважины без механических примесей;

— долив производится обычно при подъеме труб через каждые 100— 150 м. В некоторых случаях периодичность долива указывается в Плане работ.

При спуске труб необходимо также наблюдать за скважиной, т.е. при интенсивном поглощении необходимо спуск труб вести с посто­янным доливом.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: При сдаче лабораторной работы, студент делает вид, что все знает; преподаватель делает вид, что верит ему. 9395 — | 7310 — или читать все.

91.146.8.87 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.

Отключите adBlock!
и обновите страницу (F5)

очень нужно

Читайте также:  Паспорт индивидуальной эксплуатации взрывозащищенного оборудования

Для заполнения паспорта изготовленной скважины используются расчетные данные источника. Например, определение объема скважины по формуле, учитывающей параметры насоса, дает возможность найти ее дебит. Эта величина, характеризующая производительность источника, позволяет узнать, способен ли он отдать на поверхность нужное количество воды.

Формула вычисления объема.

Расчет объема скважины и коммуникационного средства

Вычислить этот показатель можно по формуле:

где R — радиус внутреннего сечения обсадной трубы, а Н — высота столба воды. Поскольку эта величина для источника не является определяющей, пользуются значением дебита — главной характеристики скважин на воду.

Однако при добыче нефти и газа стволы имеют большие размеры и сложную конфигурацию. Глубина такого устройства достигает 3 км и больше. При подходе к нефтяному (газовому) горизонту для предотвращения выброса среды на поверхность скважину глушат с помощью растворов или пресной воды. Чтобы правильно рассчитать необходимое количество жидкости, нужно знать объем ствола устройства.

В связи с тем, что по высоте колонны ее диаметр неодинаков и уменьшается с глубиной, рассчитывают емкость каждого интервала изготовления шахты.

Если скважина имеет 3 участка с разными размерами, то общий объем будет равен:

где Va, Vb, Vc — объемы соответствующих участков.

Еще одна формула вычисления объема.

Обсадные колонны, укрепляющие стенки колодца, уменьшают его емкость, что отражается на количестве жидкости необходимой для глушения.

Объем коммуникационного устройства определяется по формуле:

где Vд — объем участка ствола, рассчитанный по диаметру долотом, а Vв — вычисленный по внутреннему диаметру обсадной колонны. Зная эти величины, можно рассчитать количество раствора для глушения на каждом интервале сверления.

Расчет объема технологических отходов бурения для скважины

Наиболее опасными видами отходов при изготовлении шахты скважины считаются отработанный промывочный раствор и буровой шлам или выбуренная порода. Они учитываются при расчете потерь промывочного раствора в процессе его очистки.

Величина технологических отходов на искомом интервале изготовления шахты вычисляется по формуле:

где: Dв — внутренний диаметр обсадной трубы, опускаемой для крепления участка бурения; Lи — длина интервала бурения; α — коэффициент кавернозности породы в зоне бурения.

Данные рассчитываются для каждого участка ствола, пробуренного долотом своего диаметра. Среди значений емкости колонны на рассчитываемом интервале сверления выбирают большее. Эта величина используется для определения количества бурового раствора на каждом участке по формуле:

где Vскв — максимальный объем участка бурения; k — коэффициент, учитывающий запас промывочной жидкости.

Эти величины нужны для расчета запаса технологического раствора, требуемого для безопасного проведения работ по освоению геологоразведочных либо ремонта действующих скважи.

Категории скважин по опасности возникновении газонефтепроявлений

Основные признаки газонефтепроявлений

1. Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.

2. Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при промывке скважины.

3. Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.

4. Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при СПО.

Читайте также:  Роквул или кнауф акустик что лучше

5. Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.

6. Снижение плотности жидкости при промывке скважины.

7. Повышенное газосодержание в жидкости глушения.

Первая категория:

Газовые скважины, независимо от величины пластового давления.

Нефтяные скважины, в которых газовый фактор более 200 м3/м3.

Нефтяные скважины, в которых выявлено поступление газа в скважину через нарушения колонны или в результате заколонных перетоков.

Нефтяные скважины с внутрискважинным газлифтом.

Нефтяные и нагнетательные скважины, в которых пластовое давление выше гидростатического более чем на 10%.

Нагнетательные и наблюдательные скважины, перфорированные в зоне газоносности.

Нефтяные скважины, имеющие в разрезе близко расположенные между собой газовые и продуктивные нефтяные горизонты с мощностью, разделяющей перемычки менее 3 метров, а также находящиеся от внешнего контура ГНК на расстоянии 500 метров и ближе.

Вторая категория:

Нефтяные скважины, в которых пластовое давление превышает гидростатическое не более чем на 10% и газовый фактор менее 200 м3/м3.

Нагнетательные скважины с пластовым давлением, превышающим гидростатическое не более чем на 10%.

Третья категория:

Нефтяные скважины, в которых давление равно или ниже гидростатического.

Нагнетающие скважины, расположенные вне контура газоносности, пластовое давление которых в зоне закачки равно или ниже гидростатического.

Причины перехода газонефтепроявлений в открытые фонтаны:

Недостаточная обученность персонала бригады по ремонту скважин и ИТР предприятия по методам предупреждения и ликвидации газонефтепроявлений.

Несоответствие конструкции скважины горно-геологическим условиям вскрытия пласта.

Не качественное цементирование обсадных колонн.

Отсутствие, неисправность, низкое качество монтажа противовыбросового оборудования на устье скважины.

Неправильная эксплуатация противовыбросового оборудования.

Отсутствие устройств для перекрытия канала насосно-компрессорных или бурильных труб.

Недостаточная дегазация раствора при возникновении газонефтепроявлений.

Несвоевременность обнаружения возникновения газонефтепроявлений.

Снижение прочности обсадной, эксплутационной колонны в результате ее износа.

Доливная емкость – это емкость для долива скважины при проведении подъеме инструмента, когда необходимо поддерживать уровень раствора на устье. Предназначена для быстрого заполнения скважины и точного определения долитого объема раствора.

Доливные емкости при КРС должны быть не менее 4м3, иметь градуировку объема с ценой деления не более 0,5 м3 и размером деления не менее 20 см, оборудованы уровнемерами. Доливная емкость устанавливается таким образом, чтобы обеспечить самодолив скважины или принудительный долив при помощи насоса (ЦА-320). Долив скважины, производится промывочной жидкостью, параметры которой соответствуют параметрам жидкости в скважине.

Производство долива при доливе инструмента осуществляется двумя видами:

-Долив через определенное количество поднятых НКТ.

При непрерывном доливе должен быть постоянным контроль за соответствием объема долива и скорости поднимаемых труб и прекращение его при остановках. Во втором случае необходимо рассчитать возможное количество поднимаемых труб без долива. Эта величина зависит от диаметра скважины, поперечного сечения труб и допустимой депрессии на пласт.

Спуско-подъемные операции (СПО)

Спуско-подъемные операции (СПО) трудоемки и в зависимости от характера работ от 50 до 80% всего времени, затрачиваемого на ремонт, т.е. фактически эти работы определяют общую продолжительность ремонта скважины. По этому, механизация и автоматизация обязательны для ускорения ремонта. Свинчивание и развинчивание НКТ при СПО выполняют с помощью автоматов АПР – 2 ВБ с приводом для электродвигателя. АПР – ГП с гидроприводом, механических ключей КМУ – 32 — 50, КМУ – ГП с гидроприводом.

Читайте также:  Как подключить модем ростелеком к телевизору

Прежде чем начать подъем колонны НКТ, необходимо убедиться в том, что они не прихвачены. Прихват труб определяют по индикатору веса.

При подъеме колонны труб из скважины следует соблюдать следующие правила:

Первую трубу колонны следует поднимать при помощи специального подъемного патрубка; во время ремонта глубоких скважин необходимо применять подъемный патрубок с термообработанным резьбовым концом;

Нельзя допускать резких переходов с одной скорости подъема на другую и превышение нагрузки более 20% собственной массы колонны труб.

Поднимать отвинченную трубу можно тогда, когда она полностью вышла из резьбы муфты.

Не рекомендуется удалять ручниками по муфте для ослабления резьбового соединения.

Перед подачей поднятой трубы на мостки следует на ее резьбу навинтить предохранительный колпачок.

Подъем НКТ из скважины начинают с ввинчивания подъемного патрубка в муфту посадочной планшайбы, на которую надевают элеватор. Затем планшайбу приподнимают до выхода из скважины первой муфты спущенных в скважину труб, под которую подводят элеватор. Закрыв элеватор, сажают на него подвеску НКТ, отвинчивают планшайбу и, оттащив ее в сторону, приступают к подъему труб.

Спуск НКТ. При спуске колонны НКТ в ремонтируемую скважину рекомендуется соблюдать следующее:

При подъеме с мостков не допускать раскачивания трубы и ее ударов о детали вышки.

Посадку навинчиваемой трубы в муфту предыдущей трубы следует производить плавно, соблюдая строгую вертикальность трубы.

При свинчивании труб автоматами АПР – 2, механическими или гидравлическими ключами КМУ необходимо добиваться полного их завинчивания на всю длину резьбы.

Не допускать вращения подвески НКТ при их свинчивании; во избежание этого устанавливают контрключ.

При спуске колонны НКТ, составленной из труб разных марок сталей, следует замерять их длины по типоразмерам; нельзя допускать смешивания труб различных типов, марок и размеров; при переходе от труб меньшего диаметра к большему следует применять соответствующие переводники.

Отбракованные трубы убирают со стеллажа с отметкой «брак».

На верхний конец спущенной подвески НКТ в планшайбу следует навинчивать подвесной патрубок.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Лучшие изречения: На стипендию можно купить что-нибудь, но не больше. 9021 — | 7254 — или читать все.

91.146.8.87 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.

Отключите adBlock!
и обновите страницу (F5)

очень нужно

Комментировать
778 просмотров
Комментариев нет, будьте первым кто его оставит

Это интересно
No Image Строительство
0 комментариев
No Image Строительство
0 комментариев
No Image Строительство
0 комментариев
No Image Строительство
0 комментариев
Adblock detector