
- •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
3.6.1.4 Розрахунки труб
Труби з потовщеними кiнцями (однаковомiцнi) розраховують із умови межі мiцностi з врахуванням власної ваги за коефiцiєнта запасу Kз, що дорiвнює 1,5, а решту (неоднаковомiцнi) – із умови зрушуючого навантаження, тобто
;
,
де Gmax – розтягуюче зусилля, за якого напруження в тiлi труби досягає межi текучостi (довiдкова величина); qтр – маса 1 м труби з врахуванням потовщень i муфт (довiдкова величина); L – довжина колони труб; P – навантаження на нижньому кiнцi колони труб; Gзр – зрушуюче навантаження рiзьової з’єднини (довiдкова величина).
Гранична глибина опускання НКТ у газову чи фонтанну свердловину в залежностi вiд дiаметра, групи мiцностi та товщини стiнки складає 1780–4250 м.
Розрахунок труб на внутрішній тиск здійснюють за формулою Барлоу:
,
де p – допустимий внутрішній тиск; f – межа текучості матеріалу; – товщина стінки труби; D – зовнішній діаметр труби.
Задача 3.15. Визначити видовження експлуатаційної колони труб під дією власної ваги в кінці процесу опускання її в пробурений стовбур свердловини. Відомо: діаметр колони D = 0,168 м; глибина опускання колони L = 2342 м; товщина стінки δ = 0,0106 м; густина глинистого розчину ρгл = 1250 кг/м3. Силами тертя знехтувати. Довідкові дані: густина матеріалу труб ρст = 7800 кг/м3; маса одного погонного метра труб разом з муфтою q = 49,7 кг/м; модуль Юнга Е = 2·1011 Па; прискорення вільного падіння g = 9,81 м/с2.
Розв’язування. Внутрішній діаметр експлуатаційної колони по металу:
dвн = D – 2δ = 0,168 – 2·0,0106 = 0,1468 м.
Площа перерізу експлуатаційної колони:
м2.
Вага експлуатаційної колони в повітрі:
Pк.пов = Lqg = 2342·49,7·9,81 = 2,25481·105 Н.
Вага експлуатаційної колони в глинистому розчині:
Н.
Тоді визначаємо шукане видовження експлуатаційної колони труб:
м.
Задача 3.16. Підібрати технологічні НКТ для промивання свердловини до вибою на глибині H = 3600 м. Відомо: зовнішній діаметр експлуатаційної колони D1 = 0,146 м.
Розв’язування. Підбираємо технологічні НКТ за двома умовами: а) повинна забезпечуватись циркуляція промивної рідини і вільне переміщення НКТ у свердловині; б) колона труб не повинна обірватись під дією власної ваги. Задаємо коефіцієнт запасу міцності рівним kз = 1,5. Оскільки зовнішній діаметр експлуатаційної колони 146 мм, то за товщини стінки 10,7 мм внутрішній діаметр складає 124,7 мм.
Для виконання першої умови беремо гладкі НКТ з умовним діаметром 73 мм, товщиною стінки 5,5 мм і внутрішнім діаметром 62,0 мм. Маса одного погонного метра труби qтр = 9,2 кг/м. Перевіряємо колону труб за другою умовою, визначивши максимально допустиму глибину опускання труб за формулою:
м,
де Gзр – зрушуюче навантаження різьової з’єднини гладкої труби (для труб групи міцності Д Gзр = 289·103 Н); g = 9,81 м/с2 – прискорення вільного падіння.
Оскільки
,
то беремо труби вищої групи міцності
Е,
для яких Gзр
= 427·103
Н. Тоді
м.
Оскільки знову
,
то беремо труби ще вищої групи міцності
Л, для яких Gзр
= 506·103 Н. Тоді
м, тобто друга умова виконується, а
значить для промивання піщаної пробки
необхідно взяти гладкі нерівноміцні
труби: НКТ–73х5,5 Л.
Задача 3.17. Визначити найбільшу глибину опускання триступінчастої колони гладких НКТ для цементування свердловини. Відомо: діаметри труб 60, 73 (товщина стінки 5,5 мм) і 89 мм, які виготовлено зі сталі марок відповідно Д, К, Е. Коефіцієнт запасу міцності кз взяти рівним 1,5.
Розв’язування. Для заданих труб діаметром 60, 73 та 89 мм із довідникових таблиць вибираємо відповідно зрушуюче навантаження на різьову з’єднину Qзр і масу q погонного метра труб з урахуванням муфт, тобто
Qзр1 = 208·103 Н; q1 = 7,13 кг;
Qзр2 = 387·103 Н; q2 = 9,7 кг;
Qзр3 = 645·103 Н; q3 = 14,03 кг.
Для кожної секції колони труб здійснюємо розрахунок гранично допустимої довжини за умови розтягу від сили власної ваги для нижньої секції, а для верхніх секцій і від ваги нижче опущених труб за формулами (розрахунок секцій колони труб ведеться знизу від найменшого діаметра і відповідно найменшої міцності):
м;
м;
м,
де g = 9,81 м/с2 – прискорення вільного падіння.
Тоді шукана найбільша глибина опускання триступінчастої колони гладких НКТ: L = l1 + l2 + l3 = 1981 + 1261 + 1258 = 4500 м.