Что такое шаблонирование скважины
Шаблонирование ствола скважины
Шаблонирование эксплуатационной колонны при подземном ремонте скважин проводится для обследования технического состояния эксплуатационной колонны на смятие. В процессе проведения традиционного
капитального ремонта скважин шаблонирование эксплуатационной колонны обязательно. При текущем ремонте скважин шаблонирование производится перед геофизическим исследованием скважины и спуском пакера. Также шаблонирование может производиться при ремонте скважин, оборудованных установками ШГН и ЭЦН.
При ремонте скважин, оборудованных УШГН, перед спуском ГНО шаблонирование производится в случае необходимости, по согласованию с заместителем главного инженера НГДУ по технологии (заместителем начальника управления).
При ремонте скважин, оборудованных УЭЦН, шаблонирование эксплуатационной колонны перед спуском ГНО обязательно производится:
• в скважинах, выходящих из бурения или из капитального ремонта, связанного с ремонтом эксплуатационной колонны;
• при переводе скважины на эксплуатацию с помощью ЭЦН (с другого способа эксплуатации);
• при вводе скважины в эксплуатацию с помощью ЭЦН из других категорий фонда скважин;
• при смене ЭЦН на типоразмер большего диаметра;
• при увеличении глубины спуска ЭЦН;
• в случаях обнаружения механического повреждения кабеля и затяжках при подъеме предыдущего отказавшего оборудования.
Глубина спуска шаблона должна быть ниже места размещения УЭЦН не менее чем на 50 метров.
Длина шаблона должна быть не меньше длины установки ЭЦН, но не менее 16 метров.
Диаметр шаблона определяется размерами эксплуатационной колонны и установки (табл. 4).
Диаметры шаблона
| Шифр УЭЦН | Максимальный диаметр УЭЦН, мм | Минимальный внутренний диаметр эксплуат. колонны, мм | Диаметр шаблона, мм |
| УЭЦН-5 | 121,7 | 120* | |
| УЭЦН-5А | |||
| УЭЦН-6 | 144,3 | ||
| УЭЦН-6А | 140,5 | 148,3 | |
| Импортные установки | |||
| «Центрилифт» | 123,5 | ||
| «ОДИ» | 121,6 |
В случае непрохождения шаблона диаметром 120 мм скважина шабло-нируется шаблоном диаметром 117 мм. При этом установка ЭЦН комплектуется погружным электродвигателем габаритом 103 мм после согласования с главным технологом (начальником ПТО) НГДУ.
В случаях непрохождения шаблона либо при затяжках производится райбирование эксплуатационной колонны с последующим шаблонированием.
Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата
Дата добавления: 2016-06-18 ; просмотров: 14309 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Шаблонирование скважины.
Р Е Г Л А М Е Н Т
На проведение работ по глубинным исследованиям скважин
I. Общая часть.
1.1 Все глубинные исследования (запись КВД, ИК, замер пластового давления, замер забойного давления, отбор проб желонкой, отбор проб глубинным пробоотборником, шаблонирование, замер забоя) проводится не менее чем двумя операторами один из которых назначается старшим и имеет разряд не ниже 4-ого.
1.2. Операторы перед выездом получают задание у руководителя работ, план проведения работ (если требуется) и расписываются в журнале выдачи заданий. Они должны иметь при себе удостоверение о проверке знаний.
1.3 Прибыв на скважину, оператор устанавливает исследовательскую машину с наветренной стороны на расстоянии, не менее 25 м от устья скважины, затем проверяет наличие пропусков нефти и газа в фонтанной арматуре скважины, наличие буферной задвижки, исправность исследовательской площадки
1.4. Все задвижки должны быть исправны, свободно открываться и закрываться от руки. Уровень рабочей площадки должен находиться выше фланца буферной задвижки на расстоянии не более 0,2 м.
1.5. После осмотра скважины устанавливается лубрикатор.
1.6. Перед работой необходимо проверить резьбовые соединения лубрикатора на предмет нарушения или износа резьбы. При их наличии пользоваться лубрикатором запрещается!
1.7. Перед установкой лубрикатора оператор должен надёжно закрыть буферную задвижку и снять буферную головку. Лубрикатор устанавливается на фланце буферной задвижки и должен быть опрессован не менее чем на 1,5 кратное давление от ожидаемого рабочего.
1.8. Лубрикатор должен быть укомплектован двумя исправными кранами высокого давления, техническим манометром и самоуплотняющимся сальником.
1.9. После установки лубрикатора, оператор готовит лебёдку к работе: конец проволоки от лебёдки пропускает через сальниковую головку лубрикатора, закрепляет с соединительной головкой прибора, подтягивает проволоку к скважине, присоединяет соединительную головку к прибору и готовится к спуску прибора в скважину.
1.10. Прибор помещается внутрь корпуса лубрикатора и навинчивается сальниковая головка, устанавливается направляющий ролик перпендикулярно оси лебёдки.
1.11. Сальник затягивают настолько, чтобы надежно уплотнить проволоку, но при этом должна быть обеспечена возможность движения её через сальник, затем, используя ручной привод лебедки, подтягивают глубинный прибор до упора о торец сальниковой головки и устанавливают на нуль показания счетчика лебедки.
1.12. Затем лубрикатор «продувают», для чего ненамного открывают буферную задвижку при открытом кране высокого давления лубрикатора. Затем, закрыв кран полностью, постепенно открывают буферную задвижку, плавно поднимая давление в лубрикаторе до устьевого.
1.13. Убедившись в герметичности лубрикатора и надежности уплотнения проволоки в сальнике и записав устьевое давление, начинает спуск прибора в скважину..
1.14. Оператору работающему на лебёдке, должны быть хорошо видны устьевой фланец, лубрикатор пространство от устья скважины до машины.
1.15. Спуск прибора ведётся со скоростью 0,8-0,9 м/с, постоянство скорости обеспечивается тормозом лебедки. При спуске прибора оператор обязан внимательно следить за показанием счётчика лебёдки.
1.17. Если при спуске прибор начинает идти вниз рывками, то скорость спуска уменьшают до прекращения рывков.
1.18. В месте перехода колонны НКТ с одного диаметра на другой скорость спуска должна быть так же снижена.
1.19. При подходе прибора к заданной глубине скорость спуска уменьшают. Остановку прибора осуществляют плавным торможением барабана лебедки. При необходимости допускается вымотка остатков проволоки с барабана лебедки. При этом на проволоку над сальниковой головкой лубрикатора устанавливается предохранительный зажим. В этом случае, перед началом подъёма после намотки проволоки на барабан, получившееся показание счетчика сверяют с фактической глубиной спуска.
1.20. Подъём прибора начинается на пониженной скорости до входа прибора в воронку НКТ, затем переключаются на повышенную скорость. За 200 м до входа прибора в лубрикатор, лебёдку переключают на пониженную скорость, а последние 50 м подъём производится вручную.
1.21. По окончанию подъёма по натяжению проволоки оператор убеждается в том, что прибор находится в лубрикаторе. После этого закрывает буферную задвижку и, открыв кран высокого давления лубрикатора, сбрасывает в нём давление до атмосферного. Затем, отвинтив сальниковую головку лубрикатора, извлекает из него прибор, не допуская перегиба проволоки, очищает его от нефти, отворачивает прибор от соединительной головки, наматывает рабочую проволоку на барабан лебёдки,
1.22. Снимает лубрикатор, приводит скважину в исходное положение.
1.23. Собирает приборы, инструменты, направляющий ролик, подносит и грузит всё в автомашину.
1.24. В процессе работы операторы не должны допускать; разлива нефти и загрязнения территории вокруг скважины, ударов по оборудованию находящемуся под давлением.
1.25. Если в процессе производства работ произошёл неустранимый перехлёст проволоки на барабане или другое повреждение проволоки, то положение этого места (по счётчику) указывается в журнале выполненных работ.
1.26. По окончании работ, оператор обязан осмотреть устье скважины, проверить положение задвижек, сделать необходимые записи в рабочем журнале, оформить всю необходимую документацию (в зависимости от вида работ)
Шаблонирование скважины.
Шаблонирование производят в скважинах с целью определения проходимости прибора по стволу скважины. Диаметр и длинна, спускаемого шаблона должны быть не меньше диаметра и длинны прибора.
Шаблонирование проводится по заявке геологической или технологической службой заказчика или перед проведением глубинных работ в следующих случаях:
— если глубинные работы проводятся в скважине, на который ранее осуществлялся ремонт, связанный с подъёмом колонны НКТ и если исследуемая скважина не шаблонировалась в течение последних трех месяцев.
— если в процессе предыдущих глубинных работ наблюдались посадки и затяжки прибора.
— если на скважине проводились геофизические работы.
Все подготовительно-заключительные работы и спуско-подъемные операции проводятся согласно п. 1 данного регламента.
Прибыв на скважину, оператор обязан:
2.1.1 Произвести подготовительные работы согласно п.1 данного регламента.
2.1.2 Произвести шаблонирование скважины до забоя скважины.
2.1.3 Спуско-подъёмные операции производятся согласно п.1 данного регламента.
2.1.4 Произвести заключительные работы согласно п. 1 данного регламента.
2.1.5 Составить акт на проведения шаблонирования в двух экземплярах, где указать:
— месторождение, номер скважины, номер куста;
— дата и время проведения шаблонирования;
— диаметр и длинна шаблона;
— глубина спуска шаблона;
— наличие посадок и затяжек шаблона с указанием их глубины.
Акт подписывается старшим оператором и представителем заказчика. Один экземпляр остаётся у заказчика, другой отправляется в ИАЦ.
Шаблонирование ствола скважины
Шаблонирование эксплуатационной колонны при подземном ремонте скважин проводится для обследования технического состояния эксплуатационной колонны на смятие. В процессе проведения традиционного
капитального ремонта скважин шаблонирование эксплуатационной колонны обязательно. При текущем ремонте скважин шаблонирование производится перед геофизическим исследованием скважины и спуском пакера. Также шаблонирование может производиться при ремонте скважин, оборудованных установками ШГН и ЭЦН.
При ремонте скважин, оборудованных УШГН, перед спуском ГНО шаблонирование производится в случае необходимости, по согласованию с заместителем главного инженера НГДУ по технологии (заместителем начальника управления).
При ремонте скважин, оборудованных УЭЦН, шаблонирование эксплуатационной колонны перед спуском ГНО обязательно производится:
• в скважинах, выходящих из бурения или из капитального ремонта, связанного с ремонтом эксплуатационной колонны;
• при переводе скважины на эксплуатацию с помощью ЭЦН (с другого способа эксплуатации);
• при вводе скважины в эксплуатацию с помощью ЭЦН из других категорий фонда скважин;
• при смене ЭЦН на типоразмер большего диаметра;
• при увеличении глубины спуска ЭЦН;
• в случаях обнаружения механического повреждения кабеля и затяжках при подъеме предыдущего отказавшего оборудования.
Глубина спуска шаблона должна быть ниже места размещения УЭЦН не менее чем на 50 метров.
Длина шаблона должна быть не меньше длины установки ЭЦН, но не менее 16 метров.
Диаметр шаблона определяется размерами эксплуатационной колонны и установки (табл. 4).
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Шаблонирование
При необходимости должны быть проведены шаблонирование насосно-комп-рессорных труб и очистка их от парафина и песка. [16]
Подготовка ствола, спуск с шаблонированием и цементирование эксплуатационной колонны проводятся по обычной технологии. Проводится комплекс геофизических исследований ( АКЦ, СГДТ-2) с целью определения качества цементирования и интервала установки оборудования. Диаграммы и характерные изменения кривых в интервале разобщителя приводятся на рис. 3.3. Зная интервал установки разобщителя, рассчитывается интервал установки всего оборудования, вплоть до определения глубины расположения каждой заглушки фильтра. [17]
Так, например, при шаблонировании ствола жесткой компоновкой ( особенно при использовании трехшарошечных расширителей) во избежание возникновения гидроразрыва пород и поглощения бурового раствора ( что осложнит процесс последующего цементирования) следует ограничивать скорость спуска бурильной колонны. [18]
Этот метод включает в себя проведение шаблонирования и очистки колонны, ликвидацию смятия, уточнение формы и размеров повреждения. [20]
Внутренний диаметр и общую кривизну труб проверяют путем шаблонирования оправками, размеры которых определены стандартами. [24]
За последнее время все шире внедряются проработка и шаблонирование ствола колонной бурильных труб с повышенной жесткостью нижней части. Шаблонируют скважины обычно после проработки и это является заключительной операцией по подготовке ствола под спуск колонны. Проработку рекомендуется проводить роторным способом, так как при этом гарантируется постоянное вращение долота, а вращающая колонна бурильных труб улучшает условия выноса шлама из скважины. [28]
Трубы, признанные негодными по результатам неразрушающего контроля, шаблонирования и гидравлических испытаний, удаляют из цеха. [29]
Трубы, признанные негодными по результатам неразрушающего контроля, шаблонирования и гидравлических испытаний ремонту не подлежат. [30]
Что такое шаблонирование скважины
Методика проработки ствола скважины перед спуском обсадной колонны Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»
Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Атласов Ринат Александрович, Туги Эвальдт Раймондович, Скрябин Рево Миронович, Бердыев Саид Сангинмуродович, Иванов Александр Геннадиевич
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
METHODOLOGY OF THE STUDY OF THE WELLBORE PRIOR TO RUNNING CASING
Текст научной работы на тему «Методика проработки ствола скважины перед спуском обсадной колонны»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
МЕТОДИКА ПРОРАБОТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ ПЕРЕД СПУСКОМ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Р.А. Атласов, Т.У. Туги, Р.М. Скрябин, С.С. Бердыев, А.Г. Иванов, М.В. Николаева
Северо-Восточный федеральный университет им. М.К. Аммосова, 677980, г. Якутск, ул. Белинского, 58
При спуске обсадных колонн большого диаметра 245-426 мм в интервалах от 0-1600 м в большинстве месторождений Якутии приходится учитывать геологические факторы, которые имеют схожий характер. Они представлены песками, глинами, мергелями, супесями, галечниками, аргиллитами, встречаются интервалы многолетнемерзлых горных пород. В данных геологических условиях применение калибрующих устройств режуще-скалывающего типа становится малоэффективным.
Использование лопастных или шарошечных калибраторов, которые рассчитаны на работу в породах средней и высокой крепости, в осложненных геологических разрезах может привести к появлению сальников, повышению кавернообразования, прихватам и т.д.
Коллективом авторов предложено устройство, позволяющее объединить процесс проработки и шаблонировки ствола скважины. Обладая тем же диаметром что спускаемая обсадная колонна, шаблон-калибратор крепится над наддолотным переводником в составе компоновки низа бурильной колонны.
Ключевые слова: спуск обсадной колонны, геологические факторы, калибраторы, проработка ствола скважины, шаблонирование скважины, компоновка низа бурильной колонны, многолетнемерзлые породы.
METHODOLOGY OF THE STUDY OF THE WELLBORE PRIOR TO RUNNING CASING
R.А. Аtlasov, ТМ. ^gi, R.М. Skryabin, S.S. Berdyev, А.G. Ivanov, ММ. Nikolaeva
M.K. AmmosovNorth-Eastern Federal University, 677980, Yakutsk, Belinsky st., 58
When casing running large diameter in the range of245-426mm 0-1600m in most fields of Yakutia must take into account the geological factors that are similar in nature. They are represented by sand, clay, marl, loam, gravel, argillite, there are intervals of permafrost. These geological conditions, the use of the sizing tool cutting-shear type becomes ineffective.
The use of roller blade or calibrators that are designed to work in the rocks of the middle and high strength, in complicated geological cross-sections can cause balling, caving increase, taking, etc.
Group of authors, an apparatus to combine the processes ofelaboration and shablonirovki wellbore. With the same diameter casing that goes down, the template-attached over the above-bit calibrator subs consisting of the BHA.
Keywords: casing running, geological factors, calibrators, the design of the wellbore, gauging well, BHA, permafrost.
В настоящее время основным нефтегазодобывающим регионом страны остается Западная Сибирь, где усилия направляются не только на освоение новых месторождений, но и на интенсификацию разработки эксплуатируемых месторождений, повышение нефтеотдачи пластов, комплексную механизацию и автоматизацию добычи нефти.
Так как одной из основных причин недоспуска обсадной колонны до проектной глубины является неудовлетворительное состояние ствола скважины из-за наличия в них местных сопротивлений (уступов, сужений, локальных искривлений, перегибов и др.) проработка (повторное прохождение пробуренного интервала) ствола скважины является одной из ключевых подготовительных операций перед спуском колонны обсадных труб.
Проработку рекомендуется проводить роторным способом, так как при этом гарантируется постоянное вращение долота, а вращающая колонна бурильных труб улучшает условия выноса шлама из скважины [1].
После завершения всех исследовательских и измерительных работ (каротаж, ка-вернометрия, инклинометрия, опробование перспективных объектов и т. д.) по данным каверномера определяют участки сужения ствола.
Скорость проработки ствола скважины в этих участках не должна превышать 1215 м/ч; подача инструмента должна быть равномерной, непрерывной с усилием 2040 кН, не допуская длительной работы долота на одном месте для предотвращения забуривания нового ствола. При проработке ствола расход и скорость восходящего потока бурового раствора, частота вращения ротора должны быть такими же, как и при бурении последнего интервала.
При недостаточно тщательной и несвоевременной проработке ствола скважины или при ее отсутствии на стенках скважины остаются места посадок, а при нарушении рецептуры технологических растворов происходит отложение глинистой корки с налипшим шламом. Глинистая корка также образуется из-за перепада давления в системе скважина-пласт, наличия проницаемого пласта, временного фактора и др.
Наличие глинистой корки на стенках скважины влечет за собой негативные последствия:
— обезвоживание цементного раствора в результате его фильтрации через стенки скважины, что в свою очередь ведет к растрескиванию цементного камня;
— некачественное сцепление на границах разделов;
— миграция флюидов по корке бурового раствора;
— усыхание глинистой корки в сочетании с усадкой цемента способствует формированию больших зазоров на границах разделов, как с породой, так и с колонной [2].
Для снижения липкости глинистой корки, перед проработкой, по согласованию с геологической и экологической службой, в раствор добавляется нефть или аналогичные по своим свойствам нефтесодержащие вещества.
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
При необходимости в компоновку для проработки включают всевозможные над-долотные калибраторы и расширители, например в суженном стволе, разрез, которого представлен крепкими абразивными породами.
После проработки ствола рекомендуется проводить его шаблонировку компоновкой, приближающейся по жесткости к обсадной колонне, которая подготовлена к спуску в скважину. Для этой цели в скважину, на бурильной колонне, спускают компоновку из трех-четырех обсадных труб и убеждаются в том, что они доходят до забоя без посадок. По окончании шаблонирования скважину промывают, длительность промывки — один-два цикла циркуляции.
При спуске обсадных колонн большого диаметра 245-426 мм в интервалах от 0-1600 м в большинстве месторождений Якутии приходится учитывать геологические факторы, которые имеют схожий характер. Они представлены песками, глинами, мергелями, супесями, галечниками, аргиллитами, встречаются интервалы много-летнемерзлых горных пород. В данных геологических условиях применение калибрующих устройств режуще-скалывающего типа становится малоэффективным.
Рис. 1. Лопастные калибраторы
Использование лопастных (рис. 1) или шарошечных калибраторов, которые рассчитаны на работу в породах средней и высокой крепости, в осложненных геологических разрезах может привести к появлению сальников, повышению кавернообра-зования, прихватам и т.д.
Коллективом авторов предложено устройство, позволяющее объединить процесс проработки и шаблонировки ствола скважины. Обладая тем же диаметром что спускаемая обсадная колонна, шаблон-калибратор (рис. 2) крепится над наддолот-ным переводником в составе компоновки низа бурильной колонны.
Рис. 3. Шаблон-калибратор
При вращении в скважине шаблон-калибратор (не обладая режуще-скалывающими свойствами стандартного лопастного или шарошечного калибратора) разминает, раздавливает и истирает своим корпусом неровности и уступы на стенках скважины, что значительно снижает кавернообразование.
Помимо проработки ствола скважины перед спуском обсадных труб устройство применимо при проработке ствола скважины перед геофизическими исследованиями скважины, испытанием пласта в бурильных трубах, а также в бурении.
Функции шаблон-калибратора при бурении:
— добавляет вес на долото, для ускорения процесса бурения;
— добавляет вес к компоновке низа бурильной колонны, для снижения колебаний при роторном бурении;
— дополнительная стабилизация долота, для сохранения контура забоя.
Устройство применимо при бурении в осложненных геологических разрезах
представленных мергелями, доломитами, аргиллитами, известняками, солями, алевролитами и песчаниками. При размывах устья и стенок скважины, сужении ствола скважины в интервалах залегания гипсов и кавернозных доломитов, осыпях и обвалах стенок скважины, поглощениях и т.д.
К спуску обсадной колонны приступают сразу же после шаблонирования скважины, если во время подъема бурильных труб с шаблоном не было затяжек.
Все операции по строительству скважин проводятся в соответствии с требованиями технологических регламентов и стандартов, охватывающих все аспекты строительства скважин всех типов и назначений.
Соответствующий регламент описывает процедуру проработки ствола скважины перед спуском обсадной колонны. Однако, несмотря на то, что нормативно-техническая база постоянно совершенствуется, регламенты и СТО регулярно корректируются, дополняются новыми разработками, в процессе строительства скважины всегда есть риск столкнуться с непредвиденными обстоятельствами.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Подготовка ствола, спуск с шаблонированием и цементирование эксплуатационной колонны проводятся по обычной технологии. Проводится комплекс геофизических исследований ( АКЦ, СГДТ-2) с целью определения качества цементирования и интервала установки оборудования. Диаграммы и характерные изменения кривых в интервале разобщителя приводятся на рис. 3.3. Зная интервал установки разобщителя, рассчитывается интервал установки всего оборудования, вплоть до определения глубины расположения каждой заглушки фильтра. [17]
Так, например, при шаблонировании ствола жесткой компоновкой ( особенно при использовании трехшарошечных расширителей) во избежание возникновения гидроразрыва пород и поглощения бурового раствора ( что осложнит процесс последующего цементирования) следует ограничивать скорость спуска бурильной колонны. [18]
Этот метод включает в себя проведение шаблонирования и очистки колонны, ликвидацию смятия, уточнение формы и размеров повреждения. [20]
Внутренний диаметр и общую кривизну труб проверяют путем шаблонирования оправками, размеры которых определены стандартами. [24]
За последнее время все шире внедряются проработка и шаблонирование ствола колонной бурильных труб с повышенной жесткостью нижней части. Шаблонируют скважины обычно после проработки и это является заключительной операцией по подготовке ствола под спуск колонны. Проработку рекомендуется проводить роторным способом, так как при этом гарантируется постоянное вращение долота, а вращающая колонна бурильных труб улучшает условия выноса шлама из скважины. [28]
Трубы, признанные негодными по результатам неразрушающего контроля, шаблонирования и гидравлических испытаний, удаляют из цеха. [29]
Трубы, признанные негодными по результатам неразрушающего контроля, шаблонирования и гидравлических испытаний ремонту не подлежат. [30]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Шаблонирование эксплуатационных и на-сосно-компрессорных колонн осуществляется с целью обеспечения безаварийного спуска оборудования, особенно пакера, приборов и инструмента. Корпус его изготовляют цельным без фасок на нижнем и верхнем торцах. Шаблон имеет сквозное продольное отверстие для промывки и предотвращения скопления механических примесей при спуско-подъемных операциях. [3]
После шаблонирования все пригодные для спуска трубы спрессовывают гидравлическим давлением, величину которого рассчитывают для каждого конкретного случая. При расчете давления опрессовки учитывают радиальные давления, действующие на обсадную колонну в момент ее испытания на герметичность. [4]
После шаблонирования обсадные трубы, предназначенные для комплектации промежуточных и эксплуатационных колонн, должны спрессовываться водой. Величина давления опрессовки определяется для каждого конкретного случая отдельно. При расчете давления опрессовки обсадных труб на поверхности для газовых ( газоконден-сатных) скважин учитываются радиальные давления, действующие на обсадную колонну в момент ее испытания на герметичность. [6]
При шаблонировании насосно-компрессорных труб и исследовании скважин с помощью автономных приборов станция устанавливается относительно устья левым бортом. Для уплотнения устья скважины и направления скребковой проволоки используется стационарное устьевое оборудование ( сальник и ролик), применяемое при очистке труб от парафина. [7]
При шаблонировании насосно-компрессорных труб и исследовании скважин с помощью автономных приборов, спускаемых на скребковой проволоке, используется специальный сальник, который навинчивается на конусный переводник и верхний ролик с кронштейном, используемый при спуске дистанционных приборов. Можно использовать также стационарное оборудование скважин ( сальник и ролик), применяемое для очистки насосно-компрессорных труб. [9]
С целью шаблонирования ствола скважины при проработке над долотом было установлено 30 м обсадных труб диаметром 127 мм па сзарных соединениях. Количество вынесенного шлама оказалось относительно небольним. [10]
Вторая операция ( шаблонирование ) контрольная, выполняется в отдельных ( при необходимости) случаях. [11]
При изготовлении форм шаблонированием по формовочной земле шаблон сгребает землю не фаской, а нескошенным краем, который для большей прочности обивается железом. [12]
Подготовка ствола, спуск, шаблонирование и цементирование эксплуатационной колонны проводятся по обычной технологии. [15]
Шаблонирование скважины.
1.1 Все глубинные исследования (запись КВД, ИК, замер пластового давления, замер забойного давления, отбор проб желонкой, отбор проб глубинным пробоотборником, шаблонирование, замер забоя) проводится не менее чем двумя операторами один из которых назначается старшим и имеет разряд не ниже 4-ого.
1.2. Операторы перед выездом получают задание у руководителя работ, план проведения работ (если требуется) и расписываются в журнале выдачи заданий. Они должны иметь при себе удостоверение о проверке знаний.
1.3 Прибыв на скважину, оператор устанавливает исследовательскую машину с наветренной стороны на расстоянии, не менее 25 м от устья скважины, затем проверяет наличие пропусков нефти и газа в фонтанной арматуре скважины, наличие буферной задвижки, исправность исследовательской площадки
1.4. Все задвижки должны быть исправны, свободно открываться и закрываться от руки. Уровень рабочей площадки должен находиться выше фланца буферной задвижки на расстоянии не более 0,2 м.
1.5. После осмотра скважины устанавливается лубрикатор.
1.6. Перед работой необходимо проверить резьбовые соединения лубрикатора на предмет нарушения или износа резьбы. При их наличии пользоваться лубрикатором запрещается!
1.7. Перед установкой лубрикатора оператор должен надёжно закрыть буферную задвижку и снять буферную головку. Лубрикатор устанавливается на фланце буферной задвижки и должен быть опрессован не менее чем на 1,5 кратное давление от ожидаемого рабочего.
1.8. Лубрикатор должен быть укомплектован двумя исправными кранами высокого давления, техническим манометром и самоуплотняющимся сальником.
1.9. После установки лубрикатора, оператор готовит лебёдку к работе: конец проволоки от лебёдки пропускает через сальниковую головку лубрикатора, закрепляет с соединительной головкой прибора, подтягивает проволоку к скважине, присоединяет соединительную головку к прибору и готовится к спуску прибора в скважину.
1.10. Прибор помещается внутрь корпуса лубрикатора и навинчивается сальниковая головка, устанавливается направляющий ролик перпендикулярно оси лебёдки.
1.11. Сальник затягивают настолько, чтобы надежно уплотнить проволоку, но при этом должна быть обеспечена возможность движения её через сальник, затем, используя ручной привод лебедки, подтягивают глубинный прибор до упора о торец сальниковой головки и устанавливают на нуль показания счетчика лебедки.
1.12. Затем лубрикатор «продувают», для чего ненамного открывают буферную задвижку при открытом кране высокого давления лубрикатора. Затем, закрыв кран полностью, постепенно открывают буферную задвижку, плавно поднимая давление в лубрикаторе до устьевого.
1.13. Убедившись в герметичности лубрикатора и надежности уплотнения проволоки в сальнике и записав устьевое давление, начинает спуск прибора в скважину..
1.14. Оператору работающему на лебёдке, должны быть хорошо видны устьевой фланец, лубрикатор пространство от устья скважины до машины.
1.17. Если при спуске прибор начинает идти вниз рывками, то скорость спуска уменьшают до прекращения рывков.
1.18. В месте перехода колонны НКТ с одного диаметра на другой скорость спуска должна быть так же снижена.
1.19. При подходе прибора к заданной глубине скорость спуска уменьшают. Остановку прибора осуществляют плавным торможением барабана лебедки. При необходимости допускается вымотка остатков проволоки с барабана лебедки. При этом на проволоку над сальниковой головкой лубрикатора устанавливается предохранительный зажим. В этом случае, перед началом подъёма после намотки проволоки на барабан, получившееся показание счетчика сверяют с фактической глубиной спуска.
1.20. Подъём прибора начинается на пониженной скорости до входа прибора в воронку НКТ, затем переключаются на повышенную скорость. За 200 м до входа прибора в лубрикатор, лебёдку переключают на пониженную скорость, а последние 50 м подъём производится вручную.
1.21. По окончанию подъёма по натяжению проволоки оператор убеждается в том, что прибор находится в лубрикаторе. После этого закрывает буферную задвижку и, открыв кран высокого давления лубрикатора, сбрасывает в нём давление до атмосферного. Затем, отвинтив сальниковую головку лубрикатора, извлекает из него прибор, не допуская перегиба проволоки, очищает его от нефти, отворачивает прибор от соединительной головки, наматывает рабочую проволоку на барабан лебёдки,
1.22. Снимает лубрикатор, приводит скважину в исходное положение.
1.23. Собирает приборы, инструменты, направляющий ролик, подносит и грузит всё в автомашину.
1.24. В процессе работы операторы не должны допускать; разлива нефти и загрязнения территории вокруг скважины, ударов по оборудованию находящемуся под давлением.
1.25. Если в процессе производства работ произошёл неустранимый перехлёст проволоки на барабане или другое повреждение проволоки, то положение этого места (по счётчику) указывается в журнале выполненных работ.
1.26. По окончании работ, оператор обязан осмотреть устье скважины, проверить положение задвижек, сделать необходимые записи в рабочем журнале, оформить всю необходимую документацию (в зависимости от вида работ)
Шаблонирование производят в скважинах с целью определения проходимости прибора по стволу скважины. Диаметр и длинна, спускаемого шаблона должны быть не меньше диаметра и длинны прибора.
Шаблонирование проводится по заявке геологической или технологической службой заказчика или перед проведением глубинных работ в следующих случаях:
— если глубинные работы проводятся в скважине, на который ранее осуществлялся ремонт, связанный с подъёмом колонны НКТ и если исследуемая скважина не шаблонировалась в течение последних трех месяцев.
— если в процессе предыдущих глубинных работ наблюдались посадки и затяжки прибора.
— если на скважине проводились геофизические работы.
Все подготовительно-заключительные работы и спуско-подъемные операции проводятся согласно п. 1 данного регламента.
Прибыв на скважину, оператор обязан:
2.1.1 Произвести подготовительные работы согласно п.1 данного регламента.
2.1.2 Произвести шаблонирование скважины до забоя скважины.
2.1.3 Спуско-подъёмные операции производятся согласно п.1 данного регламента.
2.1.4 Произвести заключительные работы согласно п. 1 данного регламента.
2.1.5 Составить акт на проведения шаблонирования в двух экземплярах, где указать:
— месторождение, номер скважины, номер куста;
— дата и время проведения шаблонирования;
— диаметр и длинна шаблона;
— глубина спуска шаблона;
— наличие посадок и затяжек шаблона с указанием их глубины.
Акт подписывается старшим оператором и представителем заказчика. Один экземпляр остаётся у заказчика, другой отправляется в ИАЦ.
Способ шаблонирования скважин перед спуском эцн
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области подготовки скважин к спуску нефтедобывающего оборудования. Техническим результатом изобретения является повышение надежности и производительности измерений параметров ствола скважины. Для этого перед спуском электроцентробежного насоса (ЭЦН) спускают шаблон, выполненный в виде жестко соединенных между собой секций, позволяющих методом различных комбинаций имитировать габаритные размеры ЭЦН. При этом габариты секций по диаметру выполнены таким образом, что формирующие диаметр кольца имеют разрезы и в упругодеформированном состоянии штифтами фиксируются на большем диаметре секции. Между секциями в пустотелом модуле монтируют автономное измерительное устройство, измеряющее деформацию шаблона в непрерывном режиме при прохождении его по всему стволу скважины и записывающее информацию в автономном электронном блоке. После расшифровки полученной информации определяют оптимальные габариты ЭЦН, скорость спуска и прогнозируют наработку на отказ. 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающий промышленности, в частности к области подготовки скважин к спуску нефтедобывающего оборудования.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ шаблонирования ствола скважины перед спуском ЭЦН, в котором шаблонирование осуществляется устройством для измерения искривления скважин (РФ, заявка № 94005394, кл. Е 21 В 47/02, оп. 20.10.95 г.), которое спускают на геофизическом кабеле.
Основным недостатком такого способа является то, что спуск осуществляют на кабеле, т.е. верхний конец прибора не жестко закреплен, как происходит при спуске ЭЦН на НКТ, и при этом способе производят только замер кривизны ствола скважины, а не деформации при прохождении криволинейных участков ствола скважины.
Поставленная задача решается тем, что способ шаблонирования скважин перед спуском электроцентробежного насоса ЭЦН заключается в том, что спускают шаблон, выполненный в виде жестко соединенных между собой секций, позволяющих методом различных комбинаций имитировать габаритные размеры ЭЦН, при этом габариты по диаметру секций выполнены таким образом, что формирующие диаметр кольца имеют разрезы и в упругодеформированном состоянии штифтами фиксируются на большем диаметре секции, между секциями в пустотелом модуле монтируют автономное измерительное устройство, измеряющее деформацию шаблона в непрерывном режиме при прохождении его по всему стволу скважины и записывающее информацию в автономном электронном блоке, которая позволяет после расшифровки определить оптимальные габариты ЭЦН, скорости спуска и прогнозировать наработку на отказ.
Сопоставительный анализ предлагаемого способа с прототипом показал, что предлагаемый способ отличается от известного тем, что:
способ позволяет получить информацию по стреле прогиба реальной установки в любой точке ствола скважины за счет встроенного в полый корпус прибора, определяющего отклонение от оси с заданной точностью, записать эту информацию в электронный блок и после завершения спускоподъемных операций произвести перерасчет по специальной программе.
На чертеже изображена схема шаблона для активного контроля кривизны скважины.
Шаблон для активного контроля кривизны скважины, применяемый при данном способе измерения кривизны скважины, устроен в виде жестко соединенных между собой секций 2 и 4, позволяющих методом различных комбинаций имитировать габаритные размеры УЭЦН, при этом габариты по диаметру секций выполнены таким образом, что формирующие диаметр кольца 1, 5 имеют разрезы и в упругодеформированном состоянии штифтами фиксируется на большем диаметре секции 2.
Разрез упругого кольца выполнен таким образом, что при возникновении предельно допустимых упругих деформаций и продолжении движения шаблона вниз штифты срезаются и кольцо сползает вдоль модуля, попадая на его меньший диаметр, охватывает его, принимая диаметр наружного кольца.
В пустотелый модуль 3 вмонтировано устройство, определяющее отклонение от оси шаблона за счет его изгиба, автономный блок питания и электронный блок считывания и записи информации.
Перед спуском шаблона производят его сборку по секциям и подбор колец таким образом, чтобы габариты прибора соответствовали габаритам рассчитанного для спуска ЭЦН. Между секциями устанавливают измерительное устройство, включив его автономное питание. Собранный таким образом шаблон затем спускают на НКТ, предназначенных для эксплуатации данного типоразмера ЭЦН, в скважину с расчетными скоростями спуска. После того как шаблон достигает заданной глубины, прибор поднимают на поверхность. Записанную в электронном виде информацию расшифровывают и вносят в базу данных для принятия решения о подборе оптимального оборудования.
Записанная информация считывается, расшифровывается и обрабатывается после подъема шаблона на поверхность.
Полученная информация позволяет определить степень деформации элементов конструкции ЭЦН, оптимизировать габариты ЭЦН и скорость его спуска, уточнить интервал подвески ЭЦН и спрогнозировать его наработку на отказ в выбранном интервале, позволяет обеспечить объективную информацию о величине напряжений в конструкции спускаемого оборудования (электроцентробежного насоса).
1. РФ, патент № 2114302, МПК 7 Е 21 В 47/08, оп. 27.06.1998 г.
2. РФ, заявка № 94005394, МПК 7 Е 21 B 47/02, 1995.
Способ шаблонирования скважин перед спуском электроцентробежного насоса (ЭЦН), заключающийся в инструментальном замере кривизны скважины по всей траектории спуска ЭЦН, отличающийся тем, что спускают шаблон, выполненный в виде жестко соединенных между собой секций, позволяющих методом различных комбинаций имитировать габаритные размеры ЭЦН, при этом габариты по диаметру секций выполнены таким образом, что формирующие диаметр кольца имеют разрезы и в упругодеформированном состоянии штифтами фиксируются на большем диаметре секции, между секциями в пустотелом модуле монтируют автономное измерительное устройство, измеряющее деформацию шаблона в непрерывном режиме при прохождении его по всему стволу скважины и записывающее информацию в автономном электронном блоке, которая позволяет после расшифровки определить оптимальные габариты ЭЦН, скорости спуска и прогнозировать наработку на отказ.
Шаблонирование насосно- компрессорных труб,отбивка забоя и
Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 2 ПП.21.02.01.З.152.22 НАЗВАНИЕ ДОКУМЕНТА Разраб. Анваров И.Х. Провер. Захарова И.М. Т. контр. Н. Контр. Утверд. Отчет по практике Лит. Листов ГАПОУ «АПТ» рганизация Содержание 1 Шаблонирование скважин с отбивкой забоя, замер забойногои пластового давления в эксплуатационных и нагнетательных скважинах………………………………………… 2 Шаблонирование насосно- компрессорных труб,отбивка забоя и уровня жидкости в скважинах, в т.ч. с искревленным пластом.……………………………………………………………….. 3 Измерение уровней жидкости в скважине с помощью эхолота и волномера, прослеживание восстановления (падения) уровня жидкости …………………………………………. 4 Замер дебита нефти, газа и определение газового фактора……….. 5 Участие в проведении исследований дистанционными приборами (дебитомер, расходомер, влагомер, манометр, газоанализатор)………………………………………………………… 6 Определение результатов исследовательских работ. Отбор глубинных проб нефти и воды пробоотборником. Подготовка предварительных заключений по материалам исследований. Обработка материалов исследований скважин……. 7 Выполнение требования нормативных актов об охране труда и окружающей среды, соблюдает нормы, методы и приемы безопасного выполнения работ………………………………………. 8Производство текущего ремонта аппаратуры и оборудования……. 9Исследования фонтанных и компрессорных скважин с высоким давлением через специальные лубрикаторы и трап-сепараторы с отбором проб жидкостей, газа и газоконденсатных смесей……………………………………………… 10 Отбор глубинных проб нефти и воды пробоотборником. Подготовка предварительных заключений по материалам исследований……………………………………………………………
Шаблонирование скважин с отбивкой забоя, замер забойного и
Пластового давления в эксплуатационных и нагнетательных скважинах.
Под гидродинамическими исследованиями скважин (ГДИС) понимается система мероприятий проводимых на скважинах по специальным программам: замер с помощью глубинных приборов ряда величин(изменения забойных давлений, дебитов, температур во времени и других относящихся к продуктивным нефтегазовым пластам), последующая обработка замеряемых данных, анализ и интерпритация полученной информации о продуктивных характеристиках параметрах пластов и скважин и т.д.
За последние годы были разработаны дистанционные высокоточные глубинные электронные манометры с пьезокварцевами датчиками давления и глубинные комплексы с соответствующим компьютерным обеспечением ( так называемые электронные манометры второго поколения). Применение таких манометров и комплексов позволяет использовать при анализе новые процедуры, резко улучшающее качество интерпретации фактических данных и количественно определяемых параметров продуктивных пластов.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| 3 |
| ПП.21.02.01.З.152.22 |
При разработке сложно построенных месторождений, при бурении, эксплуатации и исследовании горизонтальных скважин.
В общем комплексе проблем разработки месторождений углеводородов важное место занимает начальная и текущая информация о параметрах пласта- сведения о продуктивных пластах, их строении и коллекторных свойствах, насыщающих флюидах, геолого- промысловых условиях, добывных возможностях скважины и др. Объем такой информации весьма обширен.
Источниками сведений о параметрах пласта служат как прямые, так и косвенные методы, основанные на интерпритации результатов исследований скважин геолого- физических исследований, лабараторных изучений образцов породы (кернов, шлама) и проб пластовых флюидов при различных термобарических условиях (исследования PVT, изучаемой физикой пласта), данных бурения скважин и специального моделирования процессов фильтрации ГДИС обработка и интерпретация результатов ГДИС связана с решение прямых и обратных задач подземной гидромеханики. Учитывая, что обратные задачи подземной гидромеханики не всегда имеют единственное решение, существенно отменить комплексный характер интерпретации данных ГДИС с широким использованием геолого- физических данных и результатов лабораторных исследований PVT.
Выпускаемые промышленностью автономные (самопишущие) скважинные манометры широко используют для исследования добывающих и нагнетательных скважин, а также для испытаний с помощью трубных испытателей пластов.
Манометр типа МГН-2 с многовитковой трубчатой пружиной, принципиальная схема которого приведена на рис.1,
Рисунок 1 – Манометр МГН-2.
предназначен для измерения давления в эксплутационных скважинах. Давление в скважине через отверстие в корпусе 9 передается жидкости заполняющей внутреннюю полость разделительного и манометрической трубчатой пружине (геликсу) 8. Под действием измеряемого давленя свободный конец геликса поворачивает ось 7, на которой жестко крепится пластичная пружина с пишущем пером 6. Перо чертит на бланке, вставленном в каретку 5, линию, длина которой пропорциональна измеренному давлению.
Шаблонирование насосно- компрессорных труб,отбивка забоя и