
- •Глава 1 Планування й організація підземного ремонту свердловин 11
- •Глава 2. Підготовка свердловин до ремонту. Завершальний комплекс робіт 87
- •Глава 3. Обладнання та інструмент для підземного ремонту свердловин 291
- •Глава 1 планування й організація підземного ремонту свердловин
- •1Класифiкацiя фонду свердловин та показники ефективностi його використання
- •1.1Класифiкацiя фонду свердловин
- •1.2Показники ефективностi використання фонду свердловин
- •1.3Шляхи зменшення втрат видобутку нафти і газу із-за ремонтів свердловин
- •2Причини та класифiкацiя ремонтiв свердловин
- •2.1Причини і види зношування свердловин та експлуатаційного устаткування
- •2.2Причини ремонту свердловин
- •2.3Класифiкацiя ремонтних робiт у свердловинах
- •3Система управлiння пiдземним ремонтом свердловин
- •3.1Служби ремонту свердловин
- •3.2Джерела фiнансування пiдземного ремонту
- •3.3Планування ремонтних робiт
- •3.4Органiзацiя виконання робiт з ремонту свердловин
- •3.5Оцiнка якостi виконання ремонту
- •3.5.1.Методика оцінки і показники якості
- •3.5.2.Методика підрахунку технологічної ефективності від впровадження організаційно-технічних заходів
- •3.5.3.Методика підрахунку прибутку від впровадження робіт з інтенсифікації видобування
- •3.5.4.Методика підрахунку прибутку від вдосконалення технології і техніки капітального ремонту свердловин
- •3.6Аналiз I коректування виконання ремонтних робiт
- •3.7Стимулювання якостi I кiлькостi ремонтiв
- •3.8Контроль I облiк у процесi ремонту свердловин
- •4Планування об`ємiв робiт з поточного ремонту нафтових I газових свердловин
- •4.1Методика визначення об`ємiв ремонтних робiт за коефiцiєнтом частоти ремонтiв
- •4.2Методика визначення об`єму ремонтних робiт за мiжремонтним перiодом
- •5Визначення оптимальної кількості ремонтних бригад
- •5.1Методика на основі аналізу балансу використання календарного фонду часу ремонтних бригад
- •5.2Методика на основі аналізу балансу сумарних економічних витрат
- •5.3Методика на основі застосування теорії масового обслуговування
- •6Методика оперативного планування поточних ремонтів механізованих свердловин
- •6.1 Мета оперативного планування
- •6.2Зміна дебіту свердловини в часі
- •6.3Розподіл свердловин за групами ремонтів
- •Свердловини, які економічно доцільно ремонтувати тільки після повного зносу насоса;
- •Свердловини, на яких економічно доцільно проводити планово-попереджувальні ремонти.
- •Qo qomin – рекомендується ремонтувати свердловину після повного зносу насоса (перша група);
- •6.4 Визначення економічно доцільних термінів проведення планово- попереджувальних ремонтів
- •6.5Встановлення черговості проведення поточних ремонтів
- •6.6Порядок оперативного планування поточних ремонтів механізованих свердловин
- •Контрольні питання
- •Глава 2. Підготовка свердловин до ремонту. Завершальний комплекс робіт
- •2.1. Послiдовнiсть робiт з ремонту свердловин та їх реґламентація
- •2.1.1. Послiдовнiсть робiт з поточного ремонту свердловин
- •2.1.2. Послiдовнiсть робiт з капiтального ремонту свердловин
- •2.1.3. Реґламентація робiт з капiтального ремонту свердловин
- •2.2. Пiдготовчий та завершальний комплекси робiт з пiдземного ремонту свердловин
- •2.2.1. Пiдготовчий комплекс робiт з пiдземного ремонту
- •2.2.2. Завершальний комплекс робiт
- •2.2.3. Усунення негерметичностi обладнання гирла свердловини
- •2.3 Глушiння свердловин
- •2.3.1 Мета і способи глушіння свердловин
- •2.3.2 Вимоги до рідин глушіння
- •2.3.3 Рідини глушіння на водній основі
- •2.3.3.1 Водні рідини глушіння без твердої фази
- •2.3.3.2 Водні рідини глушіння з твердою фазою
- •2.3.3.3 Регулювання фільтраційних властивостей водних рідин глушіння
- •2.3.4 Рідини глушіння на вуглеводневій основі
- •2.3.5 Буферні блокувальні рідини
- •2.3.5.1 Блокувальні системи на водній основі
- •2.3.5.2 Блокувальні системи на вуглеводневій основі
- •2.3.5.3 Блокувальні інвертні крейдові дисперсії
- •2.3.6 Рідини глушіння свердловин і буферні рідини на основі крохмале-сольових гелів
- •2.3.7 Вибирання рідини глушіння і блокувальної рідини
- •2.3.8 Технології приготування рідин для глушіння свердловин
- •2.3.9 Технології глушіння свердловин
- •2.3.10 Особливості глушіння свердловин, продукція яких містить сірководень
- •2.3.11 Розрахунки, пов’язані з глушінням свердловин під час здійснення ремонтних робіт
- •1. Розрахунок тиску на вибої свердловини, яка простоює
- •2. Визначення густини рідини глушіння
- •3. Оцінка відносного тиску в системі пласт - свердловина
- •3. Визначення зниження тиску у свердловині після підняття із неї колони труб
- •4. Типовий розрахунок процесу підготовки і закачування розчину для глушіння свердловини
- •2.4 Дослiдження свердловин та обстеження їх стовбурів
- •2.4.1. Гiдродинамiчнi дослiдження негерметичностi експлуатацiйної колони
- •2.4.2 Промислово-геофізичні дослідження
- •2.4.3 Обстеження стовбура свердловини
- •2.5 Освоєння свердловин
- •2.5.1 Освоєння нафтових свердловин
- •2.5.2 Особливості освоєння газових свердловин
- •2.5.3 Особливості освоєння горизонтальних свердловин
- •2.5.4 Особливості освоєння морських свердловин
- •2.5.5 Особливості освоєння нагнітальних свердловин
- •2.5.6 Вибирання допустимої величини депресії тиску під час викликання припливу
- •2.6 Вимоги з техніки безпеки під час виконання підготовчих і завершальних робіт
- •2.6.1 Вимоги з техніки безпеки під час виконання вантажно-розвантажувальних робіт і транспортування обладнання
- •2.6.2 Вимоги з техніки безпеки під час здійснення підготовчих робіт біля свердловин та експлуатації обладнання
- •2.6.3 Вимоги з техніки безпеки в процесі здійснення промислово-геофізичних і вибухових робіт
- •2.6.4 Техніка безпеки в процесі освоєння свердловин
- •Контрольні питання
- •Глава 3 обладнання та iнструмент для пiдземного ремонту свердловин
- •3.1 Класифiкацiя комплексу ремонтного обладнання та iнструменту I схема його розмiщення в робочiй зонi
- •8. Агрегати для механiзацiї ремонтних I промислових робiт.
- •3.2 Пiднімальне обладнання
- •3.2.1 Вежi I щогли
- •3.2.2 Пiднімальнi механiзми
- •3.2.3 Талева система
- •3.2.4 Вибiр та експлуатацiйнi розрахунки пiднімального обладнання
- •3.3 Обладнання, яке використовується для обертання iнструменту
- •3.4 Противикидне обладнання
- •3.5 Обладнання для здiйснення технологiчних процесiв та операцiй
- •3.5.1 Насоснi устатковання
- •3.5.2 Обладнання для цементування та змішування компонентів
- •3.5.3 Автоцистерни
- •3.5.4 Пересувнi компресорнi устатковання
- •3.6 Обладнання для здiйснення допомiжних операцiй
- •3.6.1 Труби
- •3.6.1.1 Насосно-компресорнi труби
- •3.6.1.2 Бурильнi труби
- •3.6.1.3 Обсаднi труби
- •3.6.1.4 Розрахунки труб
- •3.6.2 Пакери, якори і роз’єднувачі колон
- •3.7 Агрегати для механiзацiї ремонтних I промислових робiт
- •3.7.1 Пересувний агрегат для пiдготовчих робiт з ремонту свердловин
- •3.7.2 Агрегати для встановлення анкерiв
- •3.7.3 Промисловi самонавантужувачi
- •3.7.4 Трубовози I штанговоз
- •3.7.5 Агрегат обслуговування пiднімальних устатковань
- •3.7.6 Механiзацiя під час роботи з обладнанням устатковань електровiдцентрових насосiв
- •3.7.7 Інші агрегати й устатковання
- •3.8 Засоби малої механiзацiї ремонтних робiт
- •Контрольні питання
8. Агрегати для механiзацiї ремонтних I промислових робiт.
9. Засоби малої механiзацiї.
У залежностi вiд виду i мети очікуваного поточного і капітального ремонту застосовують вiдповiдне ремонтне обладнання та iнструмент. Принципову схему розмiщення комплексу обладнання показано на рис. 3.1., причому видом і складністю запланованих робiт визначається комплектнiсть обладнання.
Нижче розглянуто технологiчну характеристику обладнання, яке спільне для декількох технологічних процесів з позицiй його призначення, технiко-технологiчних можливостей та умов його експлуатацiї, а конструктивнi особливостi вивчаються в курсi нафтогазопромислового обладнання. Слід відзначити, що на промислах може застосовуватися різне обладнання, яке або залишилося в експлуатації (з минулих років випуску), або модернізовано, або вже замінено новим (вітчизняним чи імпортним), не розглянутим у цьому підручнику, але загальна характеристика його є подібною. Інше обладнання розглянуто у відповідних розділах конкретних ремонтних робіт.
Рис. 3.1 – Схема розміщення комплексу обладнання для ремонту свердловин: 1 ‑ транспортна база; 2 – лебідка; 3 – вежа; 4 – талева система; 5 ‑ ротор; 6 ‑ робочий майданчик; 7 – поміст
3.2 Пiднімальне обладнання
У ході ПКРС доводиться пiднiмати труби i штанги великих мас, що потребує використання пiднімального обладнання великої вантажопiднімаль-ностi (до 500 – 1000 кН) i отож громiздкого та важкого.
Пiднімальне обладнання включає: а) вежу (чи щоглу) iз помостом i стелажами; б) пiднімальнi механiзми; в) талеву систему.
3.2.1 Вежi I щогли
Вежi i щогли – стацiонарнi або пересувнi підіймальні споруди, якi призначенi для пiдвiшування талевої системи і пiдтримування на вазi колони труб чи штанг у ході ремонтних робіт.
До стаціонарних відносяться вежі і щогли експлуатаційні, які залишились після буріння, а також спеціально встановлені для капітального ремонту. На старих промислах вежi (щогли) i стелажi монтувались стацiонарно для кожної свердловини на весь перiод її експлуатацiї. Оскiльки їх використання дуже незначне в часi (близько 2-3 %), тому перейшли на незрівнянно доцiльніше застосування пересувного пiднімального обладнання.
Пересувні вежі і щогли розрізняються за вантажопідіймальністю, висотою і конструкцією. Їх виготовляють із сортового прокату, бурильних та насосно-компресорних труб і насосних штанг.
Рис. 3.2. – Вежа баштового типу
У залежності від системи опори і передачі навантаження на фундамент,ступеня розбірності і методу складання, вежі підрозділяють на два типи: баштові (рис. 3.2) і щоглові (рис. 3.3). Їх вантажопiднімальнiсть становить 800-3000 кН, висота 28-53 м. Ширше використовують А-подiбнi секцiйнi вежi щоглового типу, якi порівняно з вежами баштового типу менш металомiсткi i зручнiшi для розмiщення обладнання на робочому майданчику та в експлуатацiї.
Рис. 3.3 – Загальний вигляд бурового устатковання БУ–50Бр з компоновкою низу бурового інструменту для роторного буріння: 1 – долото; 2 – обважені бурильні труби (ОБТ); 3 – бурильні труби; 4 – розширювач; 5 – ведуча труба; 6 – вертлюг; 7 – шланг; 8 – гак; 9 – талевий блок; 10 – талевий канат; 11 – кронблок; 12 – ходовий кінець талевого каната; 13 – лебідка; 14 – ротор; 15 – насоси; 16 – всмоктуючі шланги; 17 – ємності; 18 – трубопровід; 19 – стояк; 20 – система жолобів; 21 – ситогідроциклон; 22 – труба; 23 – дизельелектричний привід.
Вантажопiдіймальнiсть експлуатаційних стаціонарних і пересувних щогл менша i становить 150-400 кН, висота 15-22 м. Пересувнi телескопічні щогли монтують на спецiальних вiзках. Щогли застосовують під час ремонту неглибоких свердловин (рис. 3.4).
Під час проведення ремонтних робіт вежі і щогли піддаються значним навантаженням. Тому необхідно їх періодично ретельно оглядати: після складання і підіймання, до і після транспортування в зібраному вигляді, перед ловильними роботами, опусканням колон, після сильного вітру, нафтогазопроявів і т.д. У процесi експлуатацiї вежi i щогли слiд також перiодично оглядати, звертаючи увагу на прямолiнiйнiсть нiг, стан фундаменту i з’єднин та iнше. Вежа (щогла) повинна бути вiдцентрована вiдносно осi свердловини.
Рис. 3.4. – Щогла ЩЕСН–22х25
Технічні характеристики їх подано в табл. 3.1, 3.2 і 3.3
Робочий майданчик навколо гирла свердловини споруджують iз бутобетону з дерев`яним настилом (товщиною не менше 70 мм) i похилом (0,03° і зі сторони помосту 0,015°) чотирьох сторiн до гирла. Фланець експлуатацiйної колони повинен перевищувати майданчик по висотi не менше 0,5 м. Розмiри майданчика становлять не менше 4х6 м, 3х4 м чи 4х5 м для використання вiдповiдно стацiонарної вежi, щогли чи самохiдного пiднімального устатковання (рис. 3.5).
Рис. 3.5 – Облаштування гирла свердловини для встановлення агрегатів, розташування якорів для кріплення відтягів і конструкція основи агрегатів: 1 – якір вітрових відтягів; 2 – вітрові відтяги; 3 – переважаючий напрям вітру; 4 – приймальний поміст; 5 – робочий майданчик; 6 – підвежовий майданчик (під ноги вежі); 7 – основа під агрегат; 8 – вантажні відтяги; 9 – в’їзд на основу; 10 – якір вантажних відтягів; 11 – гирло свердловини; 12 – верстат-качалка
Таблиця 3.1 – Технічна характеристика веж баштового типу
Параметри |
В1–300–53 |
ВМ–41М |
ВМ–28 |
ВЕС–28–100 |
ВЕС–28–80 |
Номінальна вантажопідіймальність на гаку, кН |
3000 |
1500 |
1100 |
1000 |
800 |
Висота, м |
53 |
41 |
28 |
28 |
28 |
Розміри основ, м: верхньої нижньої |
2х2 10х10 |
2х2 8х8 |
2х2 8х8 |
2х2 10х10 |
2х2 8х8 |
Висота отвору воріт, м |
10,5 |
8,0 |
8,0 |
12,0 |
12,0 |
Вантажопідіймальність козлів, кН |
60 |
30 |
30 |
30 |
30 |
Маса, т |
50,5 |
14,5 |
14,0 |
17,7 |
17,1 |
Таблиця 3.2 – Технічна характеристика А-подібних веж щоглового типу (стаціонарні і в комплекті з буровим устаткованням)
Параметри |
ВАС–42 |
БУ–80Бр |
Номінальна вантажопідіймальність, кН |
2000 |
800 |
Висота від шарнірної опори до підкронблочної балки, м |
42,8 |
40,3 |
Відстань між опорами ніг, м |
9,2 |
6,2 |
Відстань між опорними шарнірами підкронблочної балки, м |
2,5 |
1,5 |
Відстань між опорами ніг і підкосу, м |
6,0 |
6,5–7,0 |
Маса, т |
24,0 |
18,2 |
Таблиця 3.3 – Основні параметри експлуатаційних стаціонарних і пересувних щогл
Тип щогли |
Вантажопідіймальність, кН |
Висота, м |
Відстань між опорами ніг, м |
ЩЕСН–15х15 |
150 |
15 |
4 |
ЩЕСН–17х25 |
250 |
17 |
4 |
ЩЕСН–22х25 |
250 |
22 |
4 |
ПЩ–40 |
400 |
22 |
|
ПЩ–20 |
200 |
14,5 |
|
Приймальний помiст i стелажi споруджують бiля вежi чи щогли на рiвнi робочого майданчика з похилом вiд нiг вежi; вони призначенi для укладання труб i штанг під час виконання спуско-пiднімальних операцiй.