Классификация скважин (по назначению, по глубине, по расположению на поверхности Земли, по типу траекторий и т.д.).

Классификация скважин (по назначению, по глубине, по расположению на поверхности Земли, по типу траекторий и т.д.).

Классификация скважин по назначению

• Структурно- поисковые скважины

• Разведочные скважины

• Добывающие скважины

• Нагнетательные скважины

• Опережающие добывающие скважины

• Оценочные скважины

• Контрольные и наблюдательные скважины

• Опорные скважины

 

Классификация нефтегазовых скважин

По назначению скважины классифицируются:

1) Опорные скважины – для изучения геологического строения и условий залегания горных пород.

2) Параметрические скважины – для более детального изучения геологического строения разреза месторождения, для уточнения стратиграфического разреза.

3) Структурные скважины – для тщательного изучения структур и подготовки проекта поисково-разведочного бурения.

4) Поисковые скважины – для поиска новых залежей на открытых ранее месторождениях и для открытия новых месторождений.

5) Разведочные скважины – для оконтуривания месторождений с установленной промышленной нефтегазоносностью, сбора данных для проектирования разработки месторождения, исследования разреза и нефтегазоносности.

6) Эксплуатационные скважины – для добычи и организации эффективной разработки разведанного месторождения.

- оценочные скважины – для уточнения режима работы пласта, схемы разработки месторождения и др.;

- нагнетательные скважины – для организации законтурного и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды, газа или воздуха;

- наблюдательные скважины – для систематического контроля за режимом разработки месторождения.

7) Специальные скважины – для взрывных работ, сброса промысловых вод, добычи воды, подземных газохранилищ, ликвидации нефтегазовых фонтанов и др.

По форме оси скважины классифицируются:

1) Вертикальная – скважина, отклонение оси которой от вертикали, проходящей через ее устье, находится в допустимых пределах.

2) Наклонно-направленная – скважина, которая целенаправленно бурится по заданной траектории с отклонением забоя от вертикали, проходящей через устье скважины.

3) Горизонтальная – наклонно-направленная скважина, конечный интервал которой проходит по простиранию горизонтального пласта или с незначительным отклонением от горизонтали.

Классификация и конструкция лопастных долот

Лопастные долота, их разновидности, конструктивные особенности, области применения

 

Лопастные долота изготавливают типов М и МС для разбуривания рыхлых, мягких, связных и слабосцементированных горных пород. Вооружение долот выполняется в виде лопастей со сплошной режущей кромкой. Лопастное долото состоит из корпуса и лопастей. В верхней части корпуса нарезается присоединительная резьба, а в нижней части просверливаются сквозные промывочные отверстия для подачи промывочной жидкости на забой. Боковые калибрующие и другие рабочие поверхности лопастей обычно покрывают релитом или чугуном.

Лопастные долота выполняются в двух-трехлопастными с обычной или с гидромониторной системой промывки. При бурении лопастными долотами можно получить значительное увеличение скорости проходки, применяя долота с промывочными отверстиями, обеспечивающими истечение жидкости из них со скоростью 60-125 м/с. Такие долота, называемые гидромониторными применяли с середины 40-х годов. Гидромониторная система промывки – промывочное отверстие армировано гидромониторным узлом с керамической или твердосплавной насадкой.

 

Классификация и конструкция шарошечных долот.

Конструкция твердосплавных и алмазных долот, особенности их применения

Назначение, типы и конструкция колонковых снарядов. Особенности режима бурения с отбором керна.

Виды отборов керна

Стандартный отбор керна;

Отбор изолированного керна;

Отбор ориентированного керна;

Отбор герметизированного керна.

 

Бурильные головки в отличии от долот не бывают гидромониторными. Более того в их конструкции предусмотрены меры по защите верна от прямого воздействия струй промывочной жидкости. Наилучшие результаты с точки зрения качества керна дают алмазные бурильные головки и головки, оснащенные сверхтвердыми материалами.

Шарошечные бурильные головки используются как с несъемными так и со съемными колонковыми трубами.

1.Трехшарошечная бурильная головка, предназначенная для бурения с отбором керна в абразивных породах средней твердости. Консольное расположение цапф позволило сконструировать надежные опоры. Шарошки снабжены твердосплавленными зубцами с клиновидной породоразрушающей поверхностью. Промывочная жидкость подается через три отверстия расположенных между шарошками.

2.Шестишарошечная бурильная головка, предназначенная для бурения с отбором керна в неабразивных породах средней твердости с пропластинками твердых пород. Она имеет три шарошки, контактирующие со стенкой скважины и формирующие ствол скважины, и три шарошки, формирующие столбик породы (керн). Первые из них оснащены фрезерованные клиновидными зубцами П-образной формы, а вторые – клиновидными зубцами с наклоном к оси шарошек.

3. Шестишарошечная бурильная головка, предназначенная для бурения с отбором керна в твердых абразивных породах с пропластками крепких абразивных пород, отличается от рассмотренной выше только наличием на шарошках не фрезерованных, а твердосплавленных зубцов с клиновидной породоразрушающей поверхностью.

4. Алмазные бурильные головки выпускаются типов МС, СТ и Т. Они, как и алмазные долота, могут быть однослойными и импрегнированными, со ступенчатыми и гладкими о торами, могут оснащаться как природными или синтетическими алмазами, так и алмазно-твердосплавными пластинами или резцами.

5. Бурильные головки ИСМ изготавливают типов С и Т для работы с керноприемными устройствами с несъемной колонковой трубой. Видно, что бурильные головки ИСМ предназначены для отбора керна в горных породах, твердость которых не превышает шестой категории, но бурильными головки типа Т можно отбирать керн в высокоабразивных горных породах.

 

9.Классификация долот специального назначения.

Состав бурильной колонны

1- вертлюг

2- переводник вертлюга

3- верхний переводник бурильной трубы

4- ведущая труба

5- нижний переводник ведущей трубы

6- предохранительные переводник

7- муфта бурильного замка

8- бурильные трубы

9- ниппель

10- муфта

11, 14- переводники

12, 13- утяжеленные бурильные трубы

Бурильная колонна состоит из:

? ведущей трубы;

? бурильных труб;

? утяжеленных бурильных труб;

? вспомогательных элементов.

Бурильная колонна предназначена для:

n передачи вращения от ротора к долоту;

n восприятия реактивного момента забойного двигателя;

n подвода промывочной жидкости к долоту и забою скважины, а также к ГЗД;

n создания осевой нагрузки на долото;

n спуска и подъема долота и забойного двигателя;

n проведения вспомогательных работ (проработка, расширка и промывка ствола скважины, испытание пластов, ловильные работы и др.).

ВЕДУЩИЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

Для передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы (ВБТ).

-       При бурении нефтяных и газовых скважин применяют ВБТ сборной конструкции , состоящие из квадратной толстостенной штанги 2 с просверленным каналом, верхнего штангового переводника (ПШВ) 1 с левосторонней резьбой и нижнего штангового переводника (ПШН) 3 с правосторонней резьбой.

Для защиты от износа замковой резьбы ПШН, подвергающейся многократным свинчиваниям и развинчиваниям при наращивании БК и спуско-подъемных работах, на ПШН дополнительно навинчивают предохранительный переводник.

-       По ТУ 14-3-126-73 предусматривается выпуск ВБТ с размерами сторон квадратной штанги 112х112, 140х140, 155х155. Размер присоединительной резьбы, соответственно, З-117 (З-121; З-133); З-140(З-147); З-152(З-171).

Квадратные штанги для ВБТ изготавливают длиной до 16,5 м из стали групп прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа), а переводники ПШН и ПШВ – из стали марки 40ХН (с пределом текучести 735 МПа).

УПРАВЛЯЕМАЯ КАЛЬМАТАЦИЯ

Для кольматации поровых каналов частицами структурированных растворов кроме совершения работы по вдавливанию частиц в каналы, необходима дополнительная энергия для разрушения их коагуляционных связей. Такой эффект достигается при применении специальных кольматирующих устройств. При бурении скважин на неструктурированных полимерсолевых растворах защитный экран в призабоиной зоне продуктивного пласта создается под действием перепада давления путем подбора фракционного состава дисперсной фазы промывочной жидкости согласно размерам поровых каналов коллекторов.

Известно, что в полимерсолевых растворах частицы коллоидного и более крупного размера получаются при комплексообразовании между органическими полимерами и солями поливалентных металлов. Причем комплексообразование должно происходить при приготовлении промывочной жидкости в наземных емкостях, т.к. процесс взаимодействия полимеров с катионами многовалентных металлов в поровом пространстве приводит к глубокой необратимой закупорке фильтрационных каналов продуктивного пласта. Регулировать свойствами получаемого кольматационного экрана, т.е. влиять на фильтрационные и прочностные характеристики кольматационного слоя и глубину зоны кольматации можно варьируя фракционным составом дисперсной фазы раствора путем изменения вида вводимого реагента и его количества.

Были проведены исследования дисперсного состава частиц полимерсолевого раствора, порового пространств продуктивных песчаников под микроскопом и опыты по фильтрации промывочных жидкостей через керны на УИПК. Результаты экспериментов показали, что наиболее эффективную и неглубокую кольматацию пор коллектора обеспечивает раствор, содержащий полимер, комплексообразователь и реагент с широким фракционным составом микроагрегатных частиц. Причем дисперсная фаза такого безглинистого раствора должна удовлетворять следующим требованиям:

1) свободнодисперсное состояние частиц и их поли дисперсность с обязательным содержанием микрогетерогенной и коллоидной фракций;

2) изодиаметрическая форма частиц;

3) соответствие концентрации и размеров частиц критериям Абрамса.

Промысловые испытания полимерсолевых растворов на гранулярных коллекторах показали, что кольматационный экран легко снимается серийными перфораторами. Срок строительства скважин сокращается кратно за счет ускорения бурения и освоения скважин.

Методы заканчивания скважин

Методы вскрытия продуктивных горизонтов (пластов)

Вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены качественно. Под качеством технологии вскрытия пласта и освоения скважин следует понимать степень изменения гидропроводности пласта (или пропластков) после выполнения соответствующей операции.. Оценку качества вскрытия пластов и освоения скважин следует производить по Временной методике по оценке качества вскрытия пластов и освоения скважин.

Методы заканчивания скважин и вскрытия продуктивных горизонтов. В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов-коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных друг от друга глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. Эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими.

Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. Конструкцию забоя следует выбирать по РД.

В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин.

1. Установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра (рис. 10.1, б) или хвостовика (рис. 10.1, д). В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются и водозакрывающая колонна является эксплуатационной (рис. 165, а).

2. Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта (рис. 10.1, в).

3. Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов (рис. 10.1, г).

Перечисленные методы направлены на то, чтобы не допустить закупорки пор и создать благоприятные условия для движения нефти из пласта в скважину.

Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1. При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.

2. При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.

3. Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.

При вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.

Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки центрируют ее выше нефтеносного пласта.

Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают поступление песка в скважину или часто засоряются. Поэтому применяют также и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.

В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности с последующим спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.

Перфорация обсадной колонны. Для вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опробования в обсадной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пулевой или беспулевой перфорации. Перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле. В камеры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. При подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфоратора. За один спуск и подъем перфоратор простреливает 6— 12 отверстий пулями диаметром 11—11,5 мм.

Широкое распространение получила беспулевая перфорация. В этом случае отверстие в колонне создается не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов.

* Сущность кумулятивного эффекта заключается в том, что при взрыве заряда, обладающего выемкой, симметричной относительно направления распространения взрывной волны, происходит направленное истечение продуктов взрыва.

Перфораторы кумулятивные применяются корпусные и бескорпусные. Бескорпусные перфораторы бывают неточными и полностью разрушающимися, т. е. однократного действия. Перфораторы кумулятивные корпусные выпускаются различных диаметров, в том числе и для спуска через насосно-компрессорные трубы (НКТ).

При простреле отверстий в колонне на устье устанавливают специальную задвижку, позволяющую закрыть скважину при проявлении пласта после прострела. В процессе прострелочных работ скважина должна быть заполнена глинистым раствором для создания противодавления на пласт.

В каждом отдельном случае геологической службой в зависимости от коллекторских свойств пласта, конструкции скважины, температуры и давления в интервале перфорации устанавливается плотность прострела (количество отверстий на 1 м) и тип перфоратора. Для улучшения связи скважины с продуктивным пластом может применяться гидропескоструйный метод вскрытия пласта. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. При нагнетании в трубы под большим давлением жидкость с песком выходит из сопел с большой скоростью и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин, имеется возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать горизонтальные и вертикальные надрезы. К недостаткам этого вида перфорации следует отнести большую стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании.

Требования к цементированию обсадных колонн

Подготовка труб, оборудования и скважины к спуску обсадной колонны

Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн.

К началу спуска ОК в скважину должны быть завешены все исследовательские и измерительные работы. Перед последней промывкой скважины БТ подвергают контрольному замеру при помощи стальной рулетки.

Места сужения ствола по данным каверномера прорабатывают со скоростью 20-50 м/ч.

При промывке перед спуском колонны параметры БПЖ тщательно контролируются и доводятся до параметров указанных в ГТН. После проработки и промывки ствол скважины шаблонируют. Для этого в скважину спускают на бурильной колонне компоновку из 3-4 ОТ и убеждаются в том, что она доходит до забоя без посадок. По окончании шаблонировки скважину промывают, 1-2 цикла.

Твердение портланд цемента

Сущ-ет несколько теорий наиболее признаной яв-ся теория сквозьрастворного механизма твердениепредпологающие что вяжущее в-во сначало растворяется в ж-ти затворения образуя перенасыщенный р-р из которого выпадают в осадок продукты твердения(новая фаза) накопление которой приводит к образованию сначала коагуляционной затем кристализационной стр-ры.

В начальный момент времени частицы цемента окружины водой , объем достаточно велик по сравнению с цементом. Сразу же в реакцию вступают наиболее активные фазы С 3А С 4AF (цемент и алюмоферит) которые растворяясь образуют перенасыщенный р-р и уже через несколько минут из него выпадают в осадок новообразования сложного хим. состава, которая кристализуется в виде кристалов достаточно крупных размеров накапливающихся вблизи зерен цемента.

Через несколько часов число этих кристалов увеличивается, они начинают взаимодействоать между собой образуя сначала коагуляционную стр-ру затем постепенно переходит в кристализационную и р-р начинает терять подвижность.

На практике этот момент хар-ся как начало схватывания р-ра.

Параллельно с этим, но со значительно меньшей скоростью идет взаимодействие с водой других минералов , продуктами которых яв-ся минералы кристализуются в виде мельчайших

частиц(гидросиликатов кальция) которые заполняют пространство между крупными кристалами аллюминатной стр-ры. В первые часы твердения кол-во гидросиликатов мало и они не оказывают какого-то существенного влияния на прочность камня, однако уже к сущ-му возрасту большая часть пространства между кристалами аллюминатной стр-ры будет заполнена мельчайшими кристалами гидроселикатов, будут яв-ся основными носителями прчности камня.

Размер каналов

• По шламу

• Нагнетание жидкости с различразмером наполнителя

• Фотоаппарат, акустический «телевизор»

• Отбор керна

• Используется модель идеального грунта и уравнение не стационарного притока

 ; ώ-пьезопроводность пласта [м²/c]

ώ>10; t>10мин, то ≈16-24 ; ;

Ввод буровой установки в эксплуатацию после монтажа. Содержание пусковой документации

По окончании монтажа буровой установки перед сдачей ее в эксплуатацию обкатывают и налаживают все агрегаты и механизмы установки.

Перед началом обкатки проверяют правильность монтажа агрегатов и механизмов, состояние и натяжку клиновых ремней и цепей, наличие и состояние кожухов и ограждений, а также смазывают узлы, заправляют агрегаты и механизмы маслом и водой.

После этого оборудование опробуют на ходу для выявления возможных дефектов монтажа, которые не были обнаружены при осмотре. Вначале опробуют и обкатывают энергетические агрегаты установки: электростанции, двигатели привода установки и компрессорные станции. Затем поднимают давление воздуха в воздухосборнике до рабочего и приступают к наладке системы пневматического управления: проверяют работу клапанов, регулятора давления кранов, вертлюжков и тормозной системы буровой лебедки, правильность подключения исполнительных механизмов системы управления, а также давление воздуха в баллонах муфт и при необходимости их регулируют. Совместно с наладкой пневматической системы налаживают механическую систему управления.

После обкатки двигателей и проверки действия системы управления опробуют агрегаты и исполнительные механизмы установки на ходу. Опробование агрегатов и механизмов на ходу заключается в кратковременной их работе на холостом ходу, в процессе которой проверяют надежность крепления, состояние узлов трения, взаимодействие узлов, плавность работы зубчатых, цепных и клиноременных передач, степень вибрации отдельных узлов и машины в целом и т. д. После устранения дефектов, выявленных в процессе опробования, обкатывают агрегаты и механизмы.

Обкатываются только новые машины, прошедшие средний и капитальный ремонты. При обкатке прирабатываются трущиеся детали. Поэтому в процессе обкатки машин следует обращать особое внимание на степень нагрева подшипников, сальниковых уплотнений и других трущихся деталей, температура нагрева не должна превышать 65-75° С. После обкатки масло следует заменить свежим.

По окончании обкатки все агрегаты и механизмы установки тщательно промывают и очищают от грязи и пыли.

Особое внимание в процессе опробования оборудования обращают на работу предохранительных устройств, на срабатывание механизма противозатаскивателя талевого блока под крон-блок и правильность подключения его в общую схему пневмоуправления. Определяют величину инерционного пробега талевого блока после срабатывания конечного выключателя. Для этого трос противозатаскивателя устанавливают на расстоянии 20-25 м от рамы кронблока и на максимальной скорости подъема талевого блока определяют расстояние его инерционного пробега до полной остановки. Тормозной путь должен быть в пределах 5-6 м. Результаты испытания оформляют актом с указанием величины тормозного пути.

Смонтированную буровую сдают в эксплуатацию только после приема ее комиссией, назначенной руководством управления буровых работ. В состав комиссии входят следующие должностные лица: начальник РИТС, главный механик, главный энергетик, начальник вышкомонтажного цеха, прораб и бригадир вышкомонтажной бригады, буровой мастер и инженер по технике безопасности. В комиссии также принимают участие представители районной горнотехнической инспекции и пожарной охраны.Прием буровой оформляется актом, подтверждающим пригодность и правильность монтажа оборудования для бурения скважины до проектной глубины. К акту прикладывают разрешение электронадзора на подключение буровой в сеть (для установок с электроприводом) и акт на испытание (опрессовку) нагнетательной линии буровых насосов.

Приемочная комиссия проверяет:

- состояние подъездных путей и территории вокруг буровой;

- состояние приемного моста, стеллажей, пола буровой, буровых укрытий, уклона желобной системы и прохода вдоль желобов, фундаментов, вышки и другого оборудования;

- исправность лестниц, площадок, ограждений, контрольно-измерительных приборов и пусковой аппаратуры;

- наличие и исправность щитов и соблюдение правил ограждений всех вращающихся и движущихся частей механизмов;

- исправность противозатаскивателя, заземления и освещения буровой;

- наличие стоков для воды;

- наличие аптечки и набора в ней медикаментов первой помощи, а также наличие пожарного инвентаря.

Все неполадки, выявленные в период проверки и приема буровой, до пуска ее в эксплуатацию должны быть устранены, после чего выдается разрешение на ввод буровой установки в эксплуатацию.

 

РАСШИРЕННОЕ ОПИСАНИЕ ПРОЦЕССА

Этап 1 Утверждение перечня скважин.

Осуществляется на основании регламента процесса РП-02-01-06-01 «Планирование и контроль исполнения программы строительства и реконструкции скважин». Перечень скважин для эксплуатационного и поисково-разведочного бурения формируется и утверждается геологической службой до 28 апреля года, предшествующего планируемому.

Этап 2 Утверждение план-графика строительства эксплуатационных скважин.

Осуществляется на основании регламента процесса РП-02-01-06-01 «Планирование и контроль исполнения программы строительства и реконструкции скважин».

План-график строительства эксплуатационных скважин разрабатывается и утверждается до 16 мая года, предшествующего планируемому.

Этап 3 Получение землеотводных документов.

Для получения землеотводных документов необходимы следующие документы: согласованный и утвержденный план получения землеотводных документов, а так же проект разработки месторождений и план ПИР;

Этап 4.1 Получение разрешения на строительство скважины.

Для получения разрешения необходимы следующие документы: проект на строительство скважины с положительным заключением Главгосэкспертизы, документы по отводу земельного участка, а так же журнал на ведение работ, зарегистрированный в ФСЭТАН. Проект на строительство скважины разрабатывает ООО «БашНИПИнефть». Срок разработки проекта составляет 8месяцев. Прохождение Главгосэкспертизы занимает 90 суток. Разрешение на строительство скважины необходимо получить до начала строительства кустовой площадки. Дата начала строительства кустовой площадки прописана в план-графике строительства скважины.

Этап 4.2 Получение разрешения на строительство ЛЭП.

Для получения разрешения необходимы следующие документы: проект на обустройства кустовой площадки с положительным заключением Главгосэкспертизы и документы по отводу земельного участка. Проект обустройства разрабатывает ООО «БашНИПИнефть». Срок разработки проекта составляет 6 месяцев, прохождение Главгосэкспертизы занимает 90 суток. Дата окончания строительства ЛЭП должна быть не позднее окончания работ по монтажу БУ. Дата окончания монтажа БУ указана в план-графике.

Этап 4.3. Строительство ЛЭП.

Строительство ЛЭП осуществляется в соответствии с проектной документацией на основании полученного разрешения на строительство скважины. Строительство ЛЭП должно быть завершено за 30 суток до начала бурения.

Этап 4.4. Получение разрешения на допуск в эксплуатацию ЛЭП.

Для получения разрешения необходимы следующие документы: Акт приемки законченного строительством объекта (форма КС-11) и комплект исполнительной документации. Разрешение на допуск в эксплуатацию ЛЭП должно быть получено до начала бурения.

Этап 5. Строительство временных подъездных путей (согласно ТУ) и кустовой площадки.

Строительство (временной) автодороги и кустовой площадки осуществляется в соответствии с проектной документацией. Входящим документом для начала строительства служит разрешение на строительство скважины. По окончании строительства составляется Акт приема-сдачи строительства кустовой площадки и подъездных путей, который подписывают: подрядная

организация службы по капитальному строительству, служба по строительству скважины, подрядная (буровая) организация службы по строительству скважины.

Этап 6. Монтаж буровой установки (БУ)

Монтаж буровой установки осуществляется в нормативные сроки в соответствии с Приложением 4. Входящим документом для этапа является акт приема-сдачи строительства кустовой площадки. После окончания ВМР составляется акт об окончании монтажа БУ.

Этап 7. Пуско-наладочные работы по буровой установке.

После подписания акта об окончании монтажа БУ следуют пуско-наладочные работы буровой установки, которые производятся силами подрядной организации по бурению скважин. После окончания работ составляется акт ввода БУ (приложение 5) в эксплуатацию, который подписывается представителем подрядной организацией по бурению скважины, инспектором Ростехнадзора (на первой скважине куста) и представителями субподрядной организации по монтажу БУ.

Этап 8. Бурение скважины.

Работы по бурению скважины ведутся в соответствии с проектной документацией в сроки, предусмотренные план-графиком строительства скважины. В начале этапа составляется акт о начале бурения (приложение 6). По окончании этапа составляется акт об окончании бурения(приложение 7).

Этап 9. Передвижка БУ.

Передвижку БУ производит буровое предприятие силами цеха по вышко-монтажным работам, либо специализированное предприятие. По окончании бурения БУ передается по акту (Приложение 8) в передвижку. По окончании работ составляется акт ввода БУ в эксплуатацию без участия представителя Ростехнадзора.

Этап 10. Подготовка площадки к сдаче в обустройство.

Подрядная организация по бурению скважины готовит площадку для обустройства в соответствии с нормативами в течение не более 16 часов. После этого площадка и скважина передаются в обустройство, при этом составляется акт о передаче скважины в обустройство по форме, указанной в приложении 9.

Этап 11.Обустройство скважины.

На первой скважине куста обустройство производится в течение 5 суток. На дальнейших скважинах в течение 3 суток после передвижки скважины при эксплуатации скважины ШГН. В случае эксплуатации скважины ЭЦН обустройство должно занимать не более 2-х суток. Обустройство скважины должно производиться в соответствии с рабочей документацией, по окончании составляется акт по форме, указанной в Приложение 10 о сдаче объекта обустройства и оформляется разрешение на ввод в эксплуатацию объекта обустройства.

Этап 12. Освоение скважины.

После сдачи объекта в обустройство буровое предприятие передает скважину и площадку в освоение. Перед началом освоения составляется акт передачи скважины из бурения в освоение (приложение 11). По окончании освоения составляется акт сдачи скважины из освоения на ВНР. Освоение производится в сроки указанные в приложение 12.

Этап 13. Вывод скважины на режим.

После передачи скважины на ВНР производится вывод скважины на режим и оформляется карта вывода на режим. Данный процесс прописан в РП-17-10-01. ВНР не должно превышать 72 часов.

1. АКТ ПРИЕМА-СДАЧИ СТРОИТЕЛЬСТВА КУСТОВОЙ ПЛОЩАДКИ;

Приложено отдельным файлом.

2. РАЗРЕШЕНИЕ НА ДОПУСК В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ЭНЕРГОУСТАНОВОК;

Приложено отдельным файлом.

3. АКТ ОБ ОКОНЧАНИИ МОНТАЖА БУ;

Приложено отдельным файлом.

4. НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА МОНТАЖ, ПЕРЕДВИЖКУ, ДЕМОНТАЖ БУ;

Приложено отдельным файлом.

5. АКТ ВВОДА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ БУ;

Приложено отдельным файлом.

6. АКТ НА НАЧАЛО БУРЕНИЯ СКВАЖИН;

Приложено отдельным файлом.

7. АКТ НА ОКОНЧАНИЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ;

Приложено отдельным файлом.

8. АКТ О ГОТОВНОСТИ К ПРИЕМО-СДАЧИ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ В ДЕМОНТАЖ (ПЕРЕДВИЖКУ);

Приложено отдельным файлом.

9. АКТ О ПЕРЕДАЧЕ СКВАЖИНЫ ИЗ БУРЕНИЯ В ОБУСТРОЙСТВО;

Приложено отдельным файлом.

10. АКТ ПРИЕМКИ ЗАКОНЧЕННОГО СТРОИТЕЛЬСТВОМ ОБЪЕКТА (ФОРМА КС-11);

Приложено отдельным файлом.

11. АКТ ПРИЕМА-ПЕРЕДАЧИ СКВАЖИНЫ ИЗ БУРЕНИЯ В ОСВОЕНИЕ;

Приложено отдельным файлом.

12. НОРМЫ ВРЕМЕНИ НА ОСВОЕНИЕ СКВАЖИНЫ;

Приложено отдельным файлом.

13. ЦИКЛ СТРОИТЕЛЬСТВА ТИПОВОЙ СКВАЖИНЫ;

Приложено отдельным файлом.

14. КАРТА ВЫВОДА НА РЕЖИМ.

 

 

61.Испытание нагнетательных трубопроводов (манифольдов) и обвязок буровых насосов на прочность и плотность после монтажа буровой установки

Монтаж буровых насосов и их обвязки

На буровой установке обычно монтируют два насоса, реже один или три.

Монтаж насосов сводится к установке их на основание, выверке параллельности трансмиссионного вала насоса относительно вала привода и совмещения плоскостей цепных колес или клиноременных шкивов привода. Насосы выверяют на горизонтальность в двух направлениях с точностью до 1—1,5°. Насосы имеют большой вес, поэтому их не крепят болтами к основанию.

При монтаже буровых насосов следует обращать внимание на уменьшение высоты всасывания, если схема монтажа не предусматривает работу насосов под залив, с уменьшением высоты всасывания увеличивается к. п. д. насосов и долговечность деталей.

Буровые насосы монтируют на блочном основании таким образом чтобы обеспечить ширину проходов не менее 1000 мм. После установки и выверки насосов приступают к монтажу их обвязки, которая состоит из всасывающих и нагнетательных трубопроводов.

Обвязку буровых насосов монтируют согласно схемам дл. каждого типа буровой установки. Монтаж обвязки буровых насосов при мелко- и крупноблочном методах монтажа сводится к сборке трубопроводов из отдельных готовых секций и узлов.

Всасывающие трубопроводы изготавливают из стальных труб или гофрированных резинотканевых рукавов диаметром не менее диаметра приемного патрубка насоса. Для уменьшения гидравлических сопротивлений трубопроводы собирают из труб одного; диаметра с наименьшим числом поворотов и минимально допустимой длиной. При монтаже всасывающих трубопроводов следует обращать внимание на плотность соединений труб и рукавов. Неплотности во всасывающих трубопроводах могут привести к снижению или прекращению подачи жидкости насосами.

Для изготовления нагнетательных трубопроводов применяют бесшовные трубы из стали марки 20 или марки Д. Толщина стенок труб определяется расчетным путем.

Секции нагнетательных трубопроводов соединяют между собой при помощи фланцев, монтажных компенсаторов и высоконапорных резинотканевых шлангов. В качестве уплотнений между фланцами применяют металлические или капроновые кольца.

Сварные швы нагнетательных трубопроводов должны выполняться дипломированным сварщиком, имеющим опыт сварки трубопроводов высокого давления, с применением качественных электродов.

Горизонтальная часть нагнетательных трубопроводов через каждые 8 м длины крепится хомутами к специальным стойкам, которые прочно закреплены на основаниях буровой установки или на бетонных фундаментах, а вертикальная (стояк) крепится хомутами к вышке. Выкидные линии от пусковых задвижек и предохранительных клапанов должны быть направлены в приемные мерники без поворотов и надежно закреплены хомутами к ним.

При монтаже нагнетательных трубопроводов следует обращать внимание на то, чтобы пусковая задвижка была в самой низкой точке трубопроводов и обеспечивала слив всей жидкости из них.

По окончании монтажа нагнетательные трубопроводы буровых насосов подвергаются гидравлическому испытанию на полутора-кратное максимальное рабочее давление в течение 10 мин, после чего давление снижается до 10 кгс/см2 и все узлы нагнетательного трубопровода осматриваются внешне. При этом особое внимание уделяют состоянию сварных швов, фланцевых и других соединений. Потение сварных швов и пропуски в трубопроводах не допускаются.

 Наибольшее распространение в конторах бурения имеют Компенсаторы, изготовляемые заводом нм Ильича. Компенсаторы изготовляются на соответствующее рабочее давление из 10 или 8" обсадных тр о марок Д и Е с толщиной стенок не менее 11,5 мм. О г компенсаторов (в зависимости от схемы обвязки) прокладывают 4, 5 или 6" бесшовные нагнетательные линил. врезающиеся в один общий коллектор. Коллектор выполняется из труб различного диаметра от 5 до 10" Между коллектором и стояком, установленным непосредственно в буровой, прокладывают маиифольдную линию из 5 или 6" обсадных труб, либо отработанных бурильных труб марки Д или Е.[ ...]

В отдельных нефтяных районах страны нередко можно видеть нагнетательный трубопровод (от насосов до буровой), проложенный на высоте более 2 м., причем опорами для него служат козлы, изготовленные из 21 /2" насосно-компрессорных труб. Такие козлы вследствие вибрации нагнетательного трубопровода неустойчивы и часто падают, что приводит к провисанию трубопровода, еще большей его вибрадии, что может привести к разрыву и несчастным случаям.[ ...]

В процессе монтажа обвязки буровых насооов работники нередко подвергаются опасностям, особенно при установке громоздских компенсаторов на отдельные фундаменты. При этих работах рабочие находятся под стрелой подъемного механизма (автокрана, КП-5 и др.) и руками направляют компенсатор. При этом возможно сползание компенсатора с удерживающего каната, падение его и получение травм работающими.[ ...]

Прокладка нагнетательной линии на высоте также производится в крайне опасных условиях. При производстве сварочных работ зачастую применяют некачественные, либо самодельные электроды. В процессе эксплуатации сварочные швы часто нарушаются вследствие вибрации трубопроводов при последующих их разрывах создается опасность травмирования рабочих.[ ...]

На нагнетательной линии монтируют запорную арматуру и контрольно-измерительные приборы. Ввиду незначительного расстояния между элементами обвязки (компенсатор-стояк) линия обычно составляется т нескольких труб, сваренных между собой в стык.[ ...]

Для того, чтобы испытания обвязки приблизить к действительным условиям, нужно прокачать жидкость через обвязку под пробным (опрессовочным) давлением (в течение определенного времени) насосами буровой насосной установки. Давление при этом можно регулировать контрольной задвижкой, установленной на выкидной линии. Но это связано с большими опасностями, поэтому гидравлическое испытание на прочность надо производить в статических условиях, равномерно и медленно увеличивая давление.[ ...]

Известно, что допустимое напряжение в металле ( Зюп) равно половине предела текучести (о.), а допустимое давление при опрессовке ( 10П) по нормам котлонадзора не должно превышать 0,80.[ ...]

Из приведенного расчета видно, что опреосовку можно производить на давление в 1,5 раза больше рабочего давления, что соответствует правилам техники безопасности в нефтедобывающей промышленности. При опрессовке обвязка должна в течение 5 мин находиться иод давлением, за это время производится осмотр обвязки с целью обнаружения падения давления, а также течи в узлах и соединениях.[ ...]

Исходя из правил эксплуатации и освидетельствования сосудов, подверженных внутреннему давлению, опрессовка элементов обвязки должна производиться при равномерном повышении давления. На практике это достигается применением специальных агрегатоз ЦА-300, имеющих небольшую производительность, но допускающих возможность получения высоких давлений.[ ...]

Плановые и внеочередные осмотры буровых вышек

Перед сдачей буровой установки в эксплуатацию проверяют правильность монтажа оборудования и опробывают его работу без нагрузки. Вначале проверяют отдельные агрегаты, а затем всю установку. Опробование должно производиться под руко­водством ответственных работников служб главного механика и главного энергетика предприятия.

Для опробования буровой установки запускают двигатели силовых агрегатов или электродвигатели основных исполни­тельных механизмов, компрессоров, включают муфты и прове­ряют на холостом ходу работу трансмиссий, редукторов, лебед­ки, насосов, ротора. Во время обкатки двигателей внутреннего сгорания настраивают и проверяют синхронность их работы, подачу и расход топлива, давление и температуру, герметич­ность всех трубопроводов и показания приборов.

Особое внимание обращают на работу предохранительных устройств, на срабатывание противозатаскивателя талевого блока под кронблок и правильность подключения его в систему пневмоуправления. Определяют расстояние инерционного пробега талевого блока после срабатывания конечного выключате­ля. Для этого трос противозатаскивателя устанавливают на рас­стоянии 20—25 м от рамы кронблока и на максимальной ско­рости подъема талевого блока определяют величину его инер­ционного пробега до полной остановки. Тормозной путь должен быть в пределах 4—5 м. В рабочем положении троса противо­затаскивателя талевый блок после срабатывания конечного вы­ключателя должен останавливаться от кронблока на расстоя­нии не менее 2 м. Результаты испытания противозатаскивателя оформляются актом с указанием величины тормозного пути. Испытание (опрессовка) пневмосистемы и нагнетательного трубо­провода буровых насосов также оформляется актами.

Смонтированную буровую установку сдают в эксплуатацию только после приемки ее комиссией, назначенной приказом по предприятию. В состав комиссии включаются: начальник рай­онной инженерно-технологической службы, главный механик, главный энергетик, начальник вышкомонтажного цеха, прораб и бригадир вышкомонтажной бригады, буровой мастер, инже­нер по технике безопасности. В работе комиссии принимает участие представитель Госгортехнадзора.

Приемочная комиссия проверяет:

готовность к пуску основных и вспомогательных исполни­тельных механизмов и их приводов;

комплектность буровой установки, техническое состояние оборудования, талевого каната, приемного моста, циркуляцион­ной системы;

наличие и состояние ограждений движущихся и вращающих­ся частей механизмов, лестниц, площадок, контрольно-измери­тельных приборов, устройств и приспособлений для механиза­ции и автоматизации спускоподъемных операций, токоведущих частей, пусковой аппаратуры и другого оборудования, заземле­ния и освещения буровой;

 

1.3 Периодичность проведения обследований

 

1.3.1 Предусматриваются три вида обследования буровой установки с целью продления срока эксплуатации: первичное, повторное, внеочередное.

1.3.2 Первичное обследование буровой установки проводится после истечения расчетного срока службы буровой установки, начиная с даты ввода в эксплуатацию, предусмотренного в паспорте или в технических условиях, разработанных заводом-изготовителем.

1.3.3 Сроки продления эксплуатации сверх установленных и сроки проведения повторного обследования определяются владельцем буровой установки на основании результатов предыдущего обследования, проведенного специально созданной комиссией.

1.3.4 Сроки продления эксплуатации зависят от фактического технического состояния буровой установки, качества ремонта и действующих технологических нагрузок. В обязательном порядке учитываются требования Госгортехнадзора России и его местных органов (например, согласно письму Госгортехнадзора России от 14.07.97 г. N 10-13/386 срок продления эксплуатации устанавливается до трех лет).

1.3.5 Количество повторных обследований не ограничивается и зависит от фактического состояния буровой установки и экономической целесообразности ее дальнейшей эксплуатации и ремонтов.

1.3.6 Внеочередное обследование проводится в следующих случаях:

- если в процессе эксплуатации зафиксировано неоднократное появление трещин в несущих металлоконструкциях и остаточные деформации их элементов, превышающие нормативные значения;

- при наличии деформаций металлоконструкций и различных повреждений конструкций, вызванных аварийными ситуациями при эксплуатации, пожаром или стихийными природными бедствиями.

1.3.7 Решение о дальнейшей эксплуатации буровой установки с истекшим расчетным сроком службы, прошедшей обследование, принимается предприятием-владельцем этой установки по согласованию с местным органом Госгортехнадзора России на основании проведенного обследования и заключения, подготовленного комиссией.

Дополнение к вопросу 59. (МУ 03-008-03)

1.4 Организация обследования

1.4.1 Обследованию подвергают буровую установку с истекшим расчетным сроком службы, находящуюся в рабочем состоянии.

1.4.2 Сроки проведения обследования определяет предприятие-владелец, по возможности совмещая их со сроками проведения плановых ремонтов и освидетельствований.

1.4.3 Обследование буровых установок осуществляют предприятия, имеющие лицензию органов Госгортехнадзора России на осуществление такого вида деятельности.

1.4.4 Выполнение работ по обследованию буровых установок оформляется приказом по предприятию-владельцу о создании специальной комиссии.

Рекомендуемая форма приказа о проведении обследования буровой установки дана в приложении А.

1.4.5 Целями и задачами комиссии являются:

- проведение анализа существующей эксплуатационной и нормативной документации;

- обеспечение подвесными площадками и необходимым инструментом для осмотра металлоконструкций вышки;

- организация подготовки буровой установки к обследованию в работоспособном, полностью укомплектованном состоянии, очищенной от грязи и ржавчины;

- проведение обследования буровой установки с истекшим расчетным сроком службы;

- организация контроля за ходом выполнения и качеством работ;

- проведение обследования элементов металлоконструкций вышки и основания, узлов и агрегатов, инструмента буровой установки с применением методов неразрушающего контроля по утвержденным методикам;

- обеспечение безопасности проведения работ при обследовании буровой установки;

- оформление акта обследования технического состояния буровой установки.

Рекомендуемая форма акта обследования технического состояния буровой установки дана в приложении Б;

- в случае положительных результатов обследования, организация подготовки и проведения испытания буровой установки;

- подготовка для руководства предприятия заключения о возможности или невозможности дальнейшей эксплуатации буровой установки;

- в случае продления срока эксплуатации указать рекомендуемый срок продления;

- согласование заключения о техническом состоянии буровой установки в территориальном органе Госгортехнадзора России.

Рекомендуемая форма акта заключения о техническом состоянии буровой установки дана в приложении В.

1.5 Предъявляемая документация

1.5.1 Документация, предъявляемая комиссии:

- паспорт на основное и вспомогательное оборудование (вышка, кронблок, талевый блок, крюк, лебедочный модуль и т.д.);

- сертификат на талевый канат.

В паспортах должны содержаться все сведения о проведении технических освидетельствований, перемонтаже, ремонтных и других работах, если это имело место.

1.5.2 Кроме паспортов, комиссии должны быть представлены:

- все виды имеющейся в наличии эксплуатационной документации, содержащей данные об осмотрах буровой установки, а также ранее проведенных обследованиях;

- чертежи, расчеты и технические условия на проведенные ремонты с указанием сведений о материалах вновь установленных элементов и примененных сварочных материалах, если это имело место;

- эскизы металлоконструкций буровой установки с указанием расположения и величины деформаций, если это имеет место на момент обследования.

Центрирование буровых вышек

После сборки и установки вышки на основание проверяют вер­тикальность ее оси. Для этого из центра подкронблочной рамы опускают отвес. При вертикальности оси вышки отвес занимает положение в центре нижнего основания вышки или подвышечного основания. Центр нижнего основания определяют по пересечению двух шнуров, натянутых между противоположными ногами по диагонали.

В случае несовпадения центра подкронблочной рамы с цент­ром нижнего основания вышки более 30 мм вышку центрируют. Перед центрированием вышки натягивают страховые оттяжки и с некоторой слабиной крепят их к якорям, а также устанавливают нижние монтажные пояса. Вышку приподнимают при помощи подъемника на высоту 5—10 см и под соответствующую пару ног на опорные плиты основания или фундамента устанавливают металлические прокладки соответствующей толщи­ны, которые должны отклонить ось вышки к вертикали. В каче­стве прокладок можно использовать доски из твердого дерева.

После разборки подъемника или в процессе эксплуатации вышки центрируют при помощи гидравлических домкратов. Для установки домкратов в нижней части ног с внутренней стороны у вышек имеются специальные кронштейны. В этом случае при помощи отвеса по центру ротора определяют откло­нение центра верхней части вышки. Отвесом может служить бурильная труба, подвешенная к крюку. Под ноги, в сторону которых отклонена ось вышки, устанавливают домкраты, ослабляют страховые оттяжки, поднимают вышку и подкладывают соответствующей толщины прокладки. Отцентрированную вышку крепят к основанию болтами и страховыми оттяжками за якоря.

Классификация скважин (по назначению, по глубине, по расположению на поверхности Земли, по типу траекторий и т.д.).

Классификация скважин по назначению

• Структурно- поисковые скважины

• Разведочные скважины

• Добывающие скважины

• Нагнетательные скважины

• Опережающие добывающие скважины

• Оценочные скважины

• Контрольные и наблюдательные скважины

• Опорные скважины

 

12345678910Следующая ⇒

Поделиться: