
- •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
3.6.1.2 Бурильнi труби
Бурильна колона застосовується для капiтального ремонту свердловин з метою здiйснення ремонтно-вiдновлювальних i ловильних робiт, а також для бурiння нового стовбура у свердловинi, для розбурювання цементних пробок, металевих предметів.
Бурильна колона включає з’єднанi мiж собою (зверху вниз) ведучi труби, бурильнi труби та обважненi бурильнi труби.
Ведуча труба з’єднує вертлюг iз бурильною колоною, призначена для передачi обертання вiд ротора до бурильних труб.
Через них забезпечується нагнітання рідини у свердловину. Ведучі бурильні труби виготовляють збірними (складеними з трьох деталей) і суцільними. Найбільше застосування знаходять збірні ведучі труби квадратного перерізу, тому що вони прості у виготовленні. Збірні ведучі труби складаються з штанг, верхнього та нижнього перевідників для з’єднання відповідно з вертлюгом і трубами. На кінцях ведучих труб нарізується зовнішня конічна різь з кроком 8 ниток на довжині 25,4мм і конусністю 1:16. Ведуча труба у своїй верхній частині має ліву різь, а внизу – праву. Ведучі труби виготовляють з сталі груп міцності Д і К, перевідники – з сталі марки 40ХН. Зовнiшний дiаметр цих труб складає 89-299 мм за товщини стiнки 28-99 мм.
Стандарт передбачає виготовлення таких сталевих безшовних бурильних труб i з’єднувальних муфт до них (табл. 3.35, 3.36):
типу 1 – з потовщеними всередину кiнцями i муфтами до них;
типу 2 – з потовщеними назовнi кiнцями i муфтами до них;
тип 3 – з потовщеними всередину кiнцями i конiчними стабiлiзуючими поясками;
тип 4 – з потовщеними назовнi кiнцями i конiчними стабiлiзуючими поясками.
Труби всiх чотирьох типiв виготовляються довжиною:
6,8 i 11,5 м – за умовного дiаметра вiд 60 до 102 мм;
11,5 мм – за умовного дiаметра вiд 114 до 168 мм.
Товщина стiнки труб складає 7-11 мм.
В одній партії труб допускається до 10 % труб кожної довжини з відхиленням – 0,3м. За довжиною муфти допустиме відхилення складає 0,3мм. Труби довжиною 8 і 11,5м поставляють без муфт, довжиною 6м – з муфтами.
Таблиця 3.35 – Характеристика бурильних труб
Умовний діаметр бурильної труби, мм |
Зовнішні діаметри елементів труби, мм |
Товщина стінки труб, мм |
Площа поперечного перерізу тіла гладкої частини труби, см2 |
Площа перерізу по внутрішньому діаметру труби, см2 |
Маса 1 м гладкої частини труби, кг |
Зведена маса 1 м труби, кг |
Розтягуюче навантаження, за якого напруга в тілі труби сягає межі текучості в залежності від групи міцності сталі, кН |
|||||||||
гладкої труби |
замків |
з’єдну-вальних муфт |
короткої |
середньої |
довгої |
Д |
К |
Е |
Л |
М |
||||||
ЗН |
ЗШ |
|||||||||||||||
60 |
60,3 |
80 |
|
80 |
7 9 |
11,7 14,5 |
16,8 14,0 |
9,15 11,3 |
10,4 12,5 |
10,5 12,6 |
10,1 12,2 |
450 550 |
600 700 |
650 800 |
750 950 |
900 1100 |
73 |
73 |
95 |
108 |
95 |
7 9 11 |
14,5 18,1 21,4 |
27,3 23,7 20,4 |
11,4 14,2 16,8 |
13,1 15,8 18,4 |
13,2 15,9 18,5 |
12,7 15,4 17,9 |
550 700 800 |
700 900 1050 |
800 1000 1200 |
950 1200 1400 |
1100 1350 1600 |
89 |
89 |
108-113 |
118 |
108 |
7 9 11 |
18,0 22,6 26,9 |
44,2 39,6 35,2 |
14,2 17,8 21,2 |
16,4 19,9 23,2 |
16,5 20,0 23,3 |
15,8 19,3 22,6 |
700 850 1000 |
950 1150 1350 |
1000 1250 1500 |
1150 1450 1750 |
1350 1700 2000 |
Таблиця 3.36 – Розміри бурильних труб із висадженими всередину кінцями та муфт до них
Умовний діаметр труби, мм |
Труба |
Муфта |
Маса, кг |
|||||
зовнішній діаметр, мм |
товщина стінки, мм |
внутрішній діаметр, мм |
зовнішній діаметр, мм |
довжина, мм |
1 м гладкої труби |
двох висаджених кінців (для однієї муфти) |
муфти |
|
60 |
60,3 |
7 9 |
46,3 42,3 |
80 |
140 |
9,15 11,3 |
1,2 1,4 |
2,7 |
73 |
73,0 |
7 9 11 |
59,0 55,0 51,0 |
95 |
166 |
11,4 14,2 16,8 |
1,6 2,4 2,2 |
4,2 |
89 |
89,0 |
7 9 11 |
75,0 71,0 67,0 |
108 |
166 |
14,2 17,8 21,2 |
2,4 3,4 3,2 |
4,4 |
102 |
101,6 |
7 8 9 10 |
87,6 85,6 83,6 81,6 |
127 |
184 |
16,4 18,5 20,4 22,4 |
3,0 3,4 3,8 4,0 |
7,0 |
114 |
114,3 |
7 8 9 10 11 |
100,3 98,3 96,3 94,3 92,3 |
140 |
204 |
18,5 20,9 23,3 25,7 28,0 |
4,6 5,8 6,0 6,6 6,4 |
9,0 |
Таблиця 3.37 – Групи міцності сталі для бурильних труб і муфт до них
Показники |
Група міцності сталі |
||||||
Д |
К |
Е |
Л |
М |
Р |
Т |
|
Тимчасовий опір σо, МПа, не менше Межа текучості σт, МПа, не менше Відносне видовження, %, не менше за δ5 за δ10 Відносне звуження після розриву φ, %, не менше Ударна в’язкість αк, 105 Па, не менше |
650 380
16 12
40 4 |
700 500
12 10
40 4 |
750 550
12 10
40 4 |
800 650
12 10
40 4 |
900 750
12 10
40 4 |
1000 900
12 10
40 3 |
1100 1000
12 10
40 3 |
Труби виготовляють iз сталей груп мiцностi Д, К, Е, Л, М, Р,Т (табл. 3.37).
Випускаються труби з правою i лiвою рiззю.
З’єднувальні муфти для труб з умовним діаметром 114мм і менше виготовляють зі сталі такої групи міцності: якщо труба з сталі групи міцності Д, то муфта повинна бути зі сталі групи міцності К і т.д. Труби з умовним діаметром 114мм і більше та муфти до них виготовляють з одної групи міцності сталі. На обох потовщених кінцях бурильної труби нарізають трубну різь: крок 3,175мм на довжині 25,4мм; конусність 1:16. Нижче приводяться приклади умовних позначень труб і муфт до них:
бурильна труба діаметром 127мм з потовщеними всередину кінцями з товщиною стінок 8мм, зі сталі групи міцності К – труба 127х8К, ГОСТ 631 – 75;
та ж труба підвищеної точності виготовлення – труба П 127х8К, ГОСТ 631‑75;
з’єднувальна муфта до тих же труб – муфта 127К, ГОСТ 631‑75;
бурильна труба з умовним діаметром 140мм з потовщеними назовні кінцями з товщиною стінок 9мм зі сталі групи міцності Е – труба Н140х9Е, ГОСТ 631‑75;
та ж труба підвищеної точності виготовлення – труба НП140х9Е, ГОСТ 631‑75;
з’єднувальна муфта до тих же труб – муфта М140Е, ГОСТ 631-75.
Для труб і муфт з лівою різзю після слова труба або муфта ставиться літера Л.
Бурильні замки випускають трьох типів: 3Н і 3Ш – замок з нормальним і широким прохідним отвором для труб з потовщеними всередину кінцями; 3У – замки з збільшеним прохідним отвором для труб з потовщеними зовні кінцями. Наприклад, замок 3Н-108, замок З3-155, замок 3Н – 108Л (ліва різь).
Бурильні труби з привареними з’єднувальними кінцями випускають двох типів: ТБПЗ – з’єднувальні кінці приварюють до потовщеної зовні частини; ТБП – зварювання здійснюється до потовщеної частини. Труби типу ТБПВ випускають за технічними умовами 4МТУ 3756‑53 і 4МТУ 176‑60, а типу ТБП – за ГОСТ 631‑75.
Бурильні труби з блокуючими поясками ТББ мають на кінцях циліндричну різь з кроком 4 мм, упорну з’єднину труби з замком і туге спряження з замком.
Бурильні труби зі стабілізуючими поясками мають гладкі ділянки безпосередньо за нагвинченим ніпелем і муфтою замка та стабілізуючі ущільнені пояски на замках, конічну (1:32) трапецеїдальну різь з кроком 5,08мм, упорну з’єднину труби з замком, туге спряження труби з замком. Випускаються ці труби з потовщеними всередину ТБв і зовні ТБз кінцями у відповідності з ГОСТ 631 – 75.
Легкосплавні бурильні труби (ЛБТ) виготовляють з потовщеними всередину кінцями методом прямого пресування зі стопу алюмінію – міді – магнію. Вони призначені для турбінного та роторного способів буріння. Застосовують також бурильнi труби iз алюмiнiєвого стопу Д16-Т, особливiстю яких є менша маса.
З метою прискорення спуско-пiднімальних операцiй згвинчують i розгвинчують не всi труби, iз яких складена бурильна колона, а по декiлька труб. Комплект таких труб називають свiчкою. Свiчка може бути зiбрана iз двох труб загальною довжиною до 25 м (по 11,5 м) за висоти вежi 41-45 м та iз трьох труб довжиною до 37 м за висоти вежi 53-58 м. З’єднання труб у свiчцi та свiчок мiж собою здiйснюють бурильними замками. За наявностi труб меншої довжини збирають спочатку так званi двотрубки (двi шестиметровi труби, що з’єднанi муфтою), а двотрубки i свiчки з’єднують бурильними замками. Отже, основними з’єднуючими елементами є бурильнi замки, а муфти застосовують тiльки для збирання двотрубок.
Для збiльшення ваги та жорсткостi бурильної колони в її нижчiй частинi встановлюють обважненi бурильнi труби, якi дають змогу за вiдносно невеликої довжини створювати частиною їх ваги необхiдне навантаження на бурове долото (табл. 3.38).
Таблиця 3.38 – Розміри та маса обважнених бурильних труб
Показники |
Умовний діаметр ОБТ, мм |
|||
|
73 |
89 |
114 |
140 |
Діаметр, мм: зовнішній прохідного каналу Площа поперечного перерізу, см2: тіла труби прохідного каналу Маса 1 м труби, кг |
95 32
63 8,05 49 |
108 38
80 11,35 63 |
146 75
123 44,2 97 |
178 80
198 50,3 156 |
Обважнені бурильні труби (ОБТ) виготовляють двох типів: гладкі по всій довжині та з конусною проточкою. Їх поставляють із внутрішньою різзю на обох кінцях (наддолотні); із внутрішньою різзю на одному кінці та зовнішньою на другому (проміжні). ОБТ має замкову різь. ОБТ діаметром 146мм виготовляють довжиною 6 і 8м, діаметром 178 і 203мм – довжиною 8 і 12м. ОБТ виготовляють з сталі групи міцності Д і з сталі марки 36Г2С. Обважнені бурильні труби збалансовані (ОБТЗ) мають кращі експлуатаційні характеристики і підвищену міцність різьових з’єднин. Ці труби виготовляють зі сталі марок 38 ХНЗМФА за ГОСТ 4543-71 (межа текучості 750МПа) і 40 ХНМА (межа текучості 650МПа).
У ході виконання капiтального ремонту свердловин зі здiйсненням бурових робiт (бурiння нового стовбура, розбурювання цементної пробки тощо) застосовують багато iншого бурового обладнання та iнструменту. Воно вивчається детально в курсi бурiння свердловин, а тому тут не розглядається.
Відзначимо тiльки, що для забурювання нових стовбурiв, бурiння багатовибiйних i горизонтальних стовбурiв використовуються укороченi турбобури. У ході капiтального ремонту свердловин для розбурювання цементних стаканiв використовують секцiйнi турбобури.