- •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
3.6.1.3 Обсаднi труби
Обсадні труби призначені для кріплення стінок свердловини після буріння та розмежування нафтоносних, газоносних і водоносних пластів.
Стандарт передбачає виготовлення обсадних труб i муфт до них з трикутною рiззю (короткою i подовженою), з трапецеїдальною рiззю i безмуфтових труб з трапецеїдальною рiззю (табл. 3.39).
Умовний дiаметр труб складає 114-508 мм за товщини стiнки 5,2-16,7 мм. Довжина труб 9,5 i 13 м.
Таблиця 3.39 – Розміри і маса обсадних труб (за ГОСТ 632-80)
Умовний діаметр, мм |
Зовнішній діаметр, мм |
Товщина стінки труби, мм |
Внутрішній діаметр, мм |
Маса 1 м труби, кг |
||
з короткою та нормальною довжиною різі |
з подовженою різзю |
з короткою та нормальною довжиною різі |
з подовженою різзю |
|||
114 |
114,3 |
6 7 8 |
7 8 9 |
102,3 100,3 98,3 96,3 |
16,4 18,9 21,4 |
19,1 21,6 24,0 |
127 |
127,0 |
6 7 8 9 |
7 8 9 |
115,0 113,0 111,9 109,0 |
18,5 21,3 24,1 26,8 |
21,4 24,2 26,9 |
140 |
139,7 |
6 7 8 9 10 11 |
7 8 9 10 11 |
127,7 125,7 123,7 121,7 119,7 117,7 |
20,5 23,6 26,7 29,8 32,8 35,6 |
23,7 26,8 29,8 32,8 35,7 |
146 |
146,0 |
6,5 7 8 9 10 11 |
7 8 9 10 11 |
133,0 132,0 130,0 128,0 126,0 124,0 |
23,2 24,8 28,0 31,2 34,3 37,4 |
25,0 28,2 31,4 34,5 37,6 |
168 |
168,3 |
6,5 7 8 9 10 11 12 |
8 9 10 11 12 14 |
155,3 154,3 152,3 150,3 148,3 146,3 144,3 140,3 |
26,8 28,7 32,5 36,2 39,9 43,5 47,1 |
32,7 36,4 40,1 43,7 47,3 54,3 |
Продовження таблиці 3.39
Умовний діаметр, мм |
Зовнішній діаметр, мм |
Товщина стінки труби, мм |
Внутрішній діаметр, мм |
Маса 1 м труби, кг |
||
з короткою та нормальною довжиною різі |
з подовженою різзю |
з короткою та нормальною довжиною різі |
з подовженою різзю |
|||
178 |
177,8 |
7 8 9 10 11 12 |
8 9 10 11 12 14 |
163,8 161,8 159,8 157,8 155,8 153,8 149,8 |
30,5 34,5 38,4 42,4 46,2 50,0 |
34,6 38,5 42,5 46,3 50,1 57,6 |
194 |
193,7 |
7 8 9 10 12 |
8 9 10 12 14 |
179,7 177,7 175,7 173,7 169,7 165,7 |
33,4 37,8 42,2 46,5 55,0 |
38,1 42,5 46,8 55,2 63,5 |
219 |
219,1 |
7 8 9 10
12 |
9 10 11 12 |
205,1 203,1 201,1 199,1 197,1 195,1 |
38,2 43,2 48,2 53,1
62,8 |
48,7 53,6 58,5 63,3 |
245 |
244,5 |
7 8 9 10
12 |
9 10 11 12 14 |
230,5 228,5 226,5 224,5 222,5 220,5 216,5 |
42,7 48,2 53,9 59,5
70,5 |
54,7 60,3 65,8 71,3 82,0 |
273 |
273,1 |
7 8 9 10 12 |
|
259,1 257,1 255,1 253,1 249,1 |
48,0 54,4 60,7 66,9 79,3 |
|
299 |
298,5 |
8 9 10 11 12 |
|
282,5 280,5 278,5 276,5 274,5 |
59,5 66,4 73,3 80,2 86,9 |
|
Обсадні труби виготовляють зі сталей груп міцності С, Д, К, Є, Л, М і Р (табл. 3.40). Труби випускають з нормальною і подовженою різзю довжиною від 9,5 до 13м. У комплекті може бути не більше 20% труб довжиною 8 – 9,5м і не більше 10% довжиною 5 – 8м. Труби груп міцності К, Е, Л, М і Р піддають термообробленню. Різі обсадних труб виконують з конусністю 1:16; різь муфт повинна бути оцинкована та фосфатована. На кожній трубі на відстані 40 – 60см від її кінця, вільного від муфти, наноситься клеймо з вказівкою умовного діаметра в мм, товарного знака заводу – виготовлювача, місяця і року випуску.
Таблиця 3.40 – Механічні властивості обсадних труб
Показники |
Група міцності сталі |
||||||
С |
Д |
К |
Е |
Л |
М |
Р |
|
Тимчасовий опір розривання, МПа Межа текучості, МПа Відносне видовження, %: за δ5 за δ10 |
550 320
18 14 |
650 380
16 12 |
700 500
12 10 |
750 550
12 10 |
800 650
12 10 |
900 750
12 10 |
1100 950
12 10 |
Промисловість випускає також труби підвищеної міцності та герметичності ОТТМ–1 (обсадні муфтові труби з трапецеїдальною різзю, які витримують найбільші навантаження), ОТТГ-1, ТБО-4, ТБО-5 (обсадні труби зі з’єднинами, що забезпечують герметичність за тиску газу до 50МПа).