Здесь можно найти учебные материалы, которые помогут вам в написании курсовых работ, дипломов, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение оригинальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение оригинальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения оригинальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, РУКОНТЕКСТ, etxt.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии так, что на внешний вид, файл с повышенной оригинальностью не отличается от исходного.

Работа № 103179


Наименование:


Отчет по практике Общие сведения о районе работ.Виды капитального ремонта скважин

Информация:

Тип работы: Отчет по практике. Добавлен: 23.1.2017. Год: 2009. Страниц: 57. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Оглавление.
1 ВВЕДЕНИЕ: 4
2 . Общие сведения о районе работ. 4
3 Виды капитального ремонта скважин: 5
3.1 Разновидности капитального ремонта скважин 6
4 Элементы бурильной колонны; 8
5 инструменты применяемые при КРС 11
5.1 породоразрушающие инструменты, применяемые при капитальном ремонте скважин; 11
5.2 инструмент и механизмы для Спускоподъемных операций при ремонте скважины; 11
6 Инструмент для ловильных работ при капитальном ремонте: 12
6.1 Ловильный, режущий и вспомогательный инструменты 12
7 Противовыбросовое оборудование; 28
7.1 Плашечные превенторы 28
7.2 Аварийная планшайба. 31
7.3 Технические требования к конструкции ПВО и его составных частей. 31
8 Технические средства для исследования скважины перед капитальным ремонтом; 32
8.1 Геофизические методы исследования скважин. 32
8.2 Гидродинамические методы исследования скважин. 33
9 Системы контроля за процессом ремонта скважины, схема гидравлического индикатора веса; 36
9.1 ГИВ-1Э - измеритель веса электронный (аналог ИВЭ-50) 36
10 Конструкция скважины: 38
11 План процесса перевода скважины на вышележащий горизонт, установка цементного моста: 42
12 Ремонтно-изоляционные работы 43
13 Перфорация скважин, виды перфораторов: 44
13.1 Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов, освоение скважин. 44
13.2 Щелевые методы вскрытия 47
14 Гидродинамическая обработка необсаженных скважин. (ГОНС) 49
15 Структура ООО «Капитальный и подземный ремонт скважин»; 50
16 Охрана окружающей среды при капитальном ремонте: 50
17 Агрегаты используемые при капитальном ремонте скважин. 52
17.1 Агрегат А-50У 53
17.2 Установки с гибкими трубами. 53
18 Радиальное вскрытие пласта 55
19 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 57
20 Использованная литература. 57
1 ВВЕДЕНИЕ:
В настоящее время человечество переживает углеводородную эру. Нефтяная отрасль является главной для мировой экономики. В нашей стране эта зависимость особенно высока.
Добыча нефти ведется человечеством с древних времен. Сначала применялись примитивные способы: сбор нефти с поверхности водоемов (первый век нашей эры в Мидии и Сирии), обработка песчаника и известняка, пропитанного нефтью, при помощи колодцев (XV век в Италии). Началом развития нефтяной промышленности принято считать время появления механического бурения скважин на нефть в 1859 году в США, и сейчас практически вся добываемая нефть извлекается посредством буровых скважин. В России первые скважины были пробурены на Кубани в 1864 и 1866 годах.
Долгое время нефтяная промышленность находилась на первом месте, в настоящее время лидирующее положение занимает перспективная газовая (сейчас уголь приходится 15% тонн условного топлива, нефть - 40%, газ - 45%). У сходящей с лидирующих позиций нефтяной промышленности возникли проблемы. Нынешнее состояние нефтяной промышленности России характеризуется сокращением объема прироста промышленных запасов нефти, снижением качества и темпов их ввода; сокращением объемов разведочного и эксплуатационного бурения, увеличением количества бездействующих скважин, отсутствием какого-либо значительного резерва крупных месторождений, необходимостью вовлечения в промышленную эксплуатацию месторождений, расположенных в необустроенных и труднодоступных районах, прогрессирующим техническим и технологическим отставанием отрасли, недостаточным вниманием к вопросам социального развития и экологии.
2 . Общие сведения о районе работ.
Площадь работ - Орьебашская.
Административное расположение - Калтасинский район, республика Башкортостан.
Месторождение открыто в 1953 году разведочной скважиной, в разработку введено в 1973 году. Промышленно-нефтеносными являются терригенные отложения нижнего карбона, карбонатные отложения , среднего карбона и фоменского яруса.
В географическом отношении месторождение расположено на южном склоне водораздела реки Буй и Быстрый Танып.
Гидростратеграфическая сеть представлена р.Быстрый Танып и её притоками.Притоки небольшие,мелководные. Питание рек происходит за счёт источников и атмосферных осадков. Вода пригодна для питьевых и технических целей. Самые высокие отметки водораздела достигают 220-227 метров над уровнем моря. В пойме реки Быстрый Танып отметки понижаются до 80-100 метров. Относительное повышение рельефа составляет 140-147метров. Река Быстрый Танып правый приток реки Белой и его притоками , из которых наиболее значительный - речка Калтаса. Река Быстрый Танып имеет хорошо разработанную асиметричную долину. Пойма реки шириной от 1 до 5 км., местами сильно заболочена.Ширина русла 30-40 метров. Глубина реки от 1до3 метров.
Рельеф местности - Равнинный.
Орогидрография - р.Быстрый Танып
Климат - континентальный.
Средняя температура: январь от -14 С до -17 С; июль от 16 С до 20 С.
Среднегодовое количество осадков, мм/год - 300-600 мм/год.
Высота снежного покрова, см - 80.
Продолжительность снежного покрова - 150-170 дней
Глубина промерзания грунта, м - 1-2.
Устойчивые морозы, сут. - 120.
Продолжительность отопительного периода, сут. - 200.
Период бездорожья - с апреля по май.
3 Виды капитального ремонта скважин:
В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности КРС подразделяются на две категории сложности: I - ремонты при глубине до 1500 м; II - ремонты при глубине скважины более 1500 м. Ко II-ой категории также относятся независимо от глубины скважины все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопроявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ по закачке изотопов в пласт; и технологически необходимые неоднократные цементные заливки.

3.1 Разновидности капитального ремонта скважин
К капитальным ремонтам скважин относятся работы, представленные в табл. 1. Данные работы выполняются бригадами капитального ремонта скважин.
Таблица 1 Разновидности капитального ремонта скважин
Шифр Виды работ по КРС
КР1 Ремонтно-изоляционные работы
КР1-1 Отключение отдельных обводненных интервалов пласта
КР1-2 Отключение отдельных пластов
КР1-3 Исправление негерметичности цементного кольца
КР1-4 Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, проме­жуточной колоннами, кондуктором
КР2 Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
КР2-1 Устранение негерметичности тампонированием
КР2-2 Устранение негерметичности установкой пластыря
КР2-3 Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра
КРЗ Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта
КРЗ-1 Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации
КРЗ-2 Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной
КРЗ-3 Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов
КРЗ-4 Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при экс­плуатации скважин
КРЗ-5 Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин
КР4 Переход на другие горизонты и разобщение пластов
КР4-1 Переход на другие горизонты
КР4-2 Разобщение пластов
КР5 Внедрение и ремонт установок ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей
КР6 Комплекс подземных работ, связанных с бурением
КР6-1 Зарезка новых стволов скважин
КР6-2 Бурение цементного стакана
КР6-3 Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе
КР6-4 Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин
КР7 Обработка призабойной зоны
КР7-1 Проведение кислотной обработки
КР7-2 Проведение ГРП
КР7-3 Проведение ГПП
КР7-4 Виброобработка призабойной зоны
КР7-5 Термообработка призабойной зоны
КР7-6 Промывка призабойной зоны растворителями
КР7-7 Промывка призабойной зоны растворами ПАВ
КР7-8 Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)
КР7-9 Прочие виды обработки призабойной зоны
КР7-10 Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин
КР7-11 Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простре­ленных интервалов
КР8 Исследование скважин
КР8-1 Исследование характера насыщенности и выработки продук тивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах
КР8-2 Оценка технического состояния скважины (обследование сква­жины)
КР9 Перевод на использование по другому назначению
КР9-1 Освоение скважин под нагнетательные
КР9-2 Перевод скважин под отбор технической воды
КР 9-3 Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические
КР 9-4 Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха
КР10 Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин
КР10-1 Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противо-песочным оборудованием
КР10-2 Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песча­ных пробок
КР11 Консервация и расконсервация скважин
КР12 Прочие виды работ

4 Элементы бурильной колонны;
Под термином бурильная колонна принято понимать непрерывную многозвенную систему инструментов между вертлюгом на поверхности и долотом на забое сква­жины. В последнее время некоторые специалисты в состав бурильной колонны включают также долото и забойный дви­гатель и выделяют колонну бурильных труб как часть бу­рильной колонны, состоящей из бурильных труб.
Бурильная колонна - неотъемлемая часть технического оснащения вращательного бурения. Она служит для передачи мощности от поверхностного привода к долоту и сообщения ему вращательного движения, создания нагрузки на долото, выполнения спускоподъемных операций, формирования ка­нала, позволяющего подавать циркуляционный агент к за­бою, для восприятия реактивного момента при работе забой­ного двигателя, проведения скважинных исследований и вы­полнения различного рода работ по ликвидации аварий в скважине (освобождение и извлечение прихваченного инстру­мента, подъем оставшихся на забое металлических предметов и т.д.). Бурильную колонну используют при секционном спус­ке обсадных колонн. В этот перечень могут входить и специ­фические функции, зависящие от способа бурения и состоя­ния ствола скважины. Так, при бурении с электробуром бу­рильная колонна служит каналом, в котором закрепляется кабельный токоподвод, при некоторых способах гидравличе­ского транспортирования керна по бурильной колонне его поднимают на поверхность и т.д.
В многозвенной конструкции бурильной колонны выделя­ют основные и вспомогательные элементы (инструменты). К основным (рис. 3.1) относят ведущую трубу, бурильные трубы с присоединительными замками, утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Вспомогательные элементы - это переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилиза­торы, калибраторы, наддолотные амортизаторы.
Вспомогательными являются элементы технологической оснастки бурильной колонны (например, перепускные и об­ратные клапаны, предохранительные переводники, шламоме-таллоуловители и др.).
В случае применения забойного двигателя его присоединя­ют к нижнему концу бурильной колонны.

Рисунок 1. Конструкция бурильной колонны:
1 - верхний переводник ведущей трубы; 2 - ве­дущая труба; 3 - нижний переводник ведущей трубы; 4 - предохранительный переводник веду­щей трубы; 5 - муфта замка, 6 - ниппель замка; 7 - бурильные трубы; 8 - протектор; 9 - пере­водник на утяжеленные бурильные трубы (УБТ); 10 - УБТ; 11 - центратор; 12 - наддолотный амортизатор; 13 - калибратор

Бурильные трубы - основная часть колонны. При роторном бурении колонна бурильных труб служит для передачи вращения долоту и по­дачи бурового раствора к забою скважины.
Бурильные замки соединяют между собой отдельные бурильные трубы. Переводники предназначены для соединения элементов буриль­ных колонн, имеющих разные размеры или разнотипные резьбы, а также присоединения подсобных и ловильных инструментов к бурильным трубам. Центраторы бурильной колонны служат для предупреждения искривления ствола скважины при бурении забойными двигателями. Утяжеленные бурильные трубы, устанавливаемые непосредственно над долотом или забойным двигателем, создают


Рисунок 2 Трубы бурильные ведущие
Соединительные замки к бурильным трубам выпускаются в соответствии с ГОСТ 5286 - 75. Замок состоит из двух частей: ниппеля (рис. 3.3, а) и муфты (рис. 3.3, б). Каждая деталь

Рисунок 3. Соединительный замок
замка имеет с одной стороны трубную резьбу для соедине­ния с бурильной трубой (причем на верхнем конце трубы должна быть муфта, на нижнем - ниппель), а с другой сто­роны - замковую крупную треугольную резьбу с шагом 5,08 или 6,35 мм и с конусностью 1:4 или 1:6. Замковая резьба обозначается буквой "3", следующее за ней число показыва­ет диаметр большого основания конуса резьбы в миллимет­рах (например, резьба 3-133 у замка ЗУ-155).

5 инструменты применяемые при КРС
5.1 породоразрушающие инструменты, применяемые при капитальном ремонте скважин;
5.2 инструмент и механизмы для Спускоподъемных операций при ремонте скважины;

Рисунок 4 Ключ типа КОТ.

Ключ КОТ создан на базе ключа КТНД. Изменены конфигурации рукоятки, челюсти и вместо круглой плашки установлен сегментный сухарь. Используются следующие модификации: КОТ 48-89 и КОТ 89-132, где 48-89 и 89-132 условные диаметры захватываемых труб и муфт к ним (в мм). Габаритные размеры: КОТ 48-89 - 490?126?120 мм, масса - 6,1 кг;
КОТ 89-132 - 520?155?120 мм, масса - 7,2 кг.
Изготовитель - Ладыженский машиностроительный завод (Краснодарский край).
Ключ КТНД состоит из рукоятки, челюсти и двух плашек: плоской неподвижной и круглой-вращающейся. Наличие круглой плашки и шарнирного соединения челюсти с рукояткой позволяет одним ключом производить свинчивание и развинчивание труб разных размеров. Используются следующие модификации: КТНД 48-89 и КТНД 89-132. Габаритные размеры, мм: КТНД 48-89 - 650?128?120, масса - 7,6 кг; КТНД 89-132 - 730?190?120, масса - 10,1 кг.
Максимальное усилие на конце рукоятки, Н: КТНД 48-89 - 2000; КТНД 89-132 - 3000.
Изготовитель - Ладыженский машиностроительный завод (Краснодарский край).

Рисунок 5 Ключ трубный КТНД

6 Инструмент для ловильных работ при капитальном ремонте:
6.1 Ловильный, режущий и вспомогательный инструменты
Инструменты предназначенные для ловли (захвата) и извлечения из скважины бурильных и НКТ, штанг, ........

20 Использованная литература.
1. Нефтепромысловое оборудование. Комплект Каталогов. Крец В.Г., Кольцов В.А, Лукьянов В.Г, Саруев Л.А. и др.- Томск: Изд. ТПУ,1997.-822 С.
2. Техника и технология капитального ремонта скважин .А.Б.Сулейманов ; К.А. Карапетов .
3. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. / Под редакцией Е.М.Бухаденко - М; Недра , 1990г.


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru


Смотреть похожие работы

* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.