Рубрика: Вопросы и ответы

Ответ на вопрос: «Оборудование для спускоподъемных операций (СПО)».

В нефтепромысловой практике при текущем и капитальном ремонте нашли применение: подъемные установки(предназначены для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем ремонте нефтяных и газовых скважин не оборудованных вышечными сооружениями):
1) Азинмаш 37А на базе КрАЗ-255Б;
2) УПТ-50 (представляет собой самоходную установку смонтированную на базе транспорта Т-130 и состоящую из основных узлов: коробки передач, однобарабанной лебедки, вышки с талевой системой, опор вышки, гидравлических, электрических и пневматических систем управления, укомплектована автоматом АПР-ГП с гидроприводом для свинчивания /развинчивания НКТ);
3) агрегат А-50У;
4) комплекс оборудования КОРО1-80;
5) лебедка подъемная ЛПР-60, лебедка подъемная тракторная ЛПТ 8, лебедка подъемная в рамном исполнении ЛПР-10Э для работы на морских основаниях.

При работе с подъемными установками у скважин располагают стационарные или передвижные вышки или мачты.

Для связи с лебедкой и поднимаемым грузом используют талевую систему. Она включает в себя кронблок, талевый блок, крюк, талевый канат и направляющий ролик.

Ротор предназначен для вращения колонны труб, их свинчивания и развинчивания, поддержания труб при разгрузке талевой системы, а также для выполнения ловильных и вспомогательных работ.

Соединительным звеном между талевой системой и трубами, подвешенными к вращающейся части ротора (элеватором), служит вертлюг ВЭ — эксплуатационный, ВП — промывочный). Он обеспечивает свободное вращение труб и подачу промывочной жидкости в колонну труб. Вертлюг с помощью промывочного шланга соединяют со стояком, через который прокачивают промывочную жидкость.

Для захвата колонны труб и штанг и удержания их на весу в процессе спускоподъемных операций применяют трубные и штанговые элеваторы (одно/двухштропные).

Для подвески элеватора на крюк талевой системы предназначены штропы, которые представляют собой замкнутую стальную петлю овальной формы.

Спайдеры используются для автоматизации операций по захвату, удержанию на весу и центрированию колонны труб в процессе спускоподъемных операций при ремонте скважин.

Для механизации операций по свинчиванию/развинчиванию используются ключи КМУ (механический универсальный).

Для извлечения оставшейся в скважине колонны труб используют: метчики МЭУ или МЭС, колокола-ловильный инструмент врезного типа, труболовки.

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Ответ на вопрос: «Технологии и оборудование для глушения скважин».

Перед проведением в скважине ремонтных работ скважину необходимо заглушить путем замены имеющейся в скважине жидкости на жидкость глушения заданной плотности.

Глушение скважин жидкостью проводят для предотвращения открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при снятии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины, то есть для создания противодавления на пласт.

Для этого необходимо знать пластовое давление, то есть обеспечить такую плотность, чтобы исключить нефтегазоводопроявления. В жидкость добавляется гидрофобизатор на водной основе. Вода смачивает породу, ПАВ адсорбируется на ее поверхности. Порода становится гидрофильной, жидкость глушения не проникает глубоко в коллектор (создавая тем самым в дальнейшем проблемы при освоении скважины и вызове притока).

Далее использованы материалы изложенные в справочной книге по добыче нефти под редакцией С.Н.Матвеева. НГДУ «Комсомольскнефть», 2001г.

Технология глушения

Технология глушения скважины зависит от способов ее эксплуатации.

Общие требования при закачке жидкости в скважину:
• по технологическим условиям давление на эксплуатационную колонну в зависимости от диаметра допускается:
  d 168 мм — не более 100 кгс/см²;
  d 146 мм — не более 120 кгс/см²;
  d 139,7 мм — не более 150 кгс/см², но не выше давления опрессовки колонны по проекту;
• при глушении скважин сроком эксплуатации 8 лет и более или после проведения изоляционных работ по восстановлению герметичности обсадных колонн допустимое давление составляет не более 80% от вышеуказанных;
• перед началом глушения нагнетательная линия должна быть опрессована на 1,5-кратное давление (от рабочего).

Глушение фонтанных, газовых и нагнетательных скважин:
• башмак НКТ находится в интервале перфорации, поэтому жидкость замещается в скважине на глубину спуска НКТ;
• в случае, если НКТ запарафинены, загрязнены или загидрачены и восстановить циркуляцию не удается, жидкость закачивается в затрубное пространство на максимальной скорости насосного агрегата, по возможности непрерывно, при этом давление не должно превышать максимально допустимого на эксплуатационную колонну;
• если приемистость скважины недостаточна и давление выше допустимого для колонны, следует производить порционную закачку жидкости с перерывами между циклами 15-30 мин и не допускать выброс задавочной жидкости на факел при очередной разрядке скважины.

Глушение скважин, оборудованных ШГН

Перед глушением скважин, оборудованных ШГН, необходимо произвести опрессовку НКТ на 40 кгс/см². НКТ можно считать герметичными, если темп падения давления составляет не более 5 кгс/см² за 1 минуту для насосов d 29-32 мм и не более 10 кгс/см² за 1 минуту для насосов d 38 мм и более. По результатам опрессовки составляется акт.

Средняя глубина спуска ЭЦН, ШГН на месторождениях составляет 1200-1400 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 (0,1 м/сек).

Скважина герметизируется для замещения промывочной жидкости. После этого в скважину закачивают объем промывочной жидкости, равный замещенному.

Глушение скважин, оборудованных УЭЦН

Перед глушением скважин, оборудованных УЭЦН, необходимо произвести опрессовку НКТ созданием давления до 40 кгс/см². НКТ считается герметичными в случае, если темп падения давления составляет не более 4 кгс/см² за 1 минуту. Через лубрикатор при помощи сбивного приспособления разрушается «палец» сливного клапана.

Глушение скважин, в которых вскрыты более двух продуктивных пластов, производится по специальному плану.

Скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и затрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости.

После проведения глушения скважины оператор по глушению скважин совместно с представителем ЦДНГ составляет акт, в котором указывается удельный вес, объем задавочной жидкости, дата и время глушения скважины, в случае осложнений при глушении с представителем ЦДНГ составить акт (форма прилагается).

При проведении глушения в зимнее время для предотвращения замерзания выкидных линий после глушения представитель ЦДНГ продувает выкидную линию от соседней скважины через дополнительную линию на факел или через ГЗУ при поднятых обратных клапанах.

При подъеме НКТ с установкой давление на забой уменьшается на 11-16 атм, следовательно, необходимо работать с постоянным доливом, для этого достаточно иметь 3 м³ раствора.

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Ответ на вопрос: «Насосно-компрессорные трубы (НКТ). Механический расчет (основы)».

Насосно-компрессорные трубы предназначаются для эксплуатации нефтяных и газовых скважин. После спуска обсадной колонны и выполнения других работ по подготовке скважины к эксплуатации спускают колонну НКТ.

ГОСТ 633-80 предусматривает изготовление насосно-компрессорных труб исполнения А и Б (А — повышенной точности) четырех конструкций:
• гладкие и муфты к ним;
• с высаженными наружу концами и муфты к ним (тип В);
• гладкие высокогерметичные и муфты к ним (тип НКМ);
• безмуфтовые высокогерметичные с высаженными наружу концами (тип НКБ).

Условное обозначение труб должно включать: тип трубы (кроме гладких труб), условный диаметр трубы, толщину стенки, группу прочности и обозначение настоящего стандарта.

Трубы всех типов исполнения А должны изготовляться длиной 10 м с максимальным отклонением 5%.
Трубы всех типов исполнения Б должны изготовляться двух групп длин:
1 — от 5,5 до 8,5 м;
2 — от 8,5 до 10 м.

Растягивающая нагрузка

G=(π/4)(d₁²-d₁²)σ_тек,
где d₁ — диаметр по впадине нарезки 1-го винта, мм;
d₂ – внутренний диаметр НКТ, мм;
σ_тек – предел текучести (для стали марки Д σ_тек=380МПа), МПа.

Максимальная глубина спуска исходя из предела текучести материала труб

L_max=G/(k_зq),
где k_з — коэффициент запаса прочности;
q — вес одного погонного метра НКТ в воздухе, Н/м.

Расчет на страгивающую нагрузку

Расчет на страгивающую нагрузку производим по формуле Яковлева
P_стр=(π·D·δ·σ_тек)/(1+(D/(2·L))+ctg(α+φ)),
где D – средний диаметр трубы в основании плоскости трубы;
δ – двойная толщина стенки по впадине первого полного витка;
α – угол между гранью нарезки и осью трубы;
φ – угол трения металла по металлу;
L – часть длины по которой происходит зацепление труб, м.

Расчет на допустимое внутренне давление

Расчет на допустимое внутренне давление производим для НКТ с условным диаметром 73 мм, толщиной стенки 5,5 мм, гладкие, группы прочности Д по формуле Барлоу
P_доп=(2·σ_тек·δ)/(d_усл·α)=(2·380·10⁶·5,5·10^-3)/(73·10^-3·1,5)=38,2МПа,
где δ – толщина стенки НКТ;
d_усл – условный диаметр НКТ;
α – коэффициент запаса прочности.

Произведем расчет при условии, что в колонне НКТ находится пластовая вода (H_нас=1533м — оптимальная глубина погружения насоса; P_у=1МПа):
P_вн=P_у+ρ_в·g·H_нас=1·10⁶+1189·9,83·1533=18,9МПа

P_вн<P_доп, 18,9МПа<38,2МПа

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»