Поиск

Полнотекстовый поиск:
Где искать:
везде
только в названии
только в тексте
Выводить:
описание
слова в тексте
только заголовок

Рекомендуем ознакомиться

Геология->Курсовая работа
Вы берёте в руки компас, оттягиваете на себя рычажок, чтобы магнитная стрелка опустилась на остриё иголки. Когда стрелка успокоится, попробуйте распол...полностью>>
Геология->Реферат
За последние 20 лет средние российские запасы новых нефтяных и газовых месторождений уменьшились в 4 раза, доля крупных месторождений среди вновь откр...полностью>>
Геология->Контрольная работа
Под метаморфизмом понимают изменение и преобразование горных пород под влиянием различных эндогенных геологических процессов, вызывающих значительные ...полностью>>
Геология->Реферат
Нежелательный вынос расклинивающего материала в скважину после гидроразрыва плас­та может вызвать повреждения устьевой арматуры и выкидных линий, а та...полностью>>

Главная > Дипломная работа >Геология

Сохрани ссылку в одной из сетей:

Таблица 6.1

Наименование параметров

Типоразмер

КОС-119-168

КОС-124-178

1. Диаметр эксплуатационный колонны, мм

168

178

2. Диаметр проходного отверстия, мм

119

125

3. Допустимый диаметр долота, мм

114

120

4. Допустимый диаметр без муфтового хвостовика, мм

102

114

5. Допустимый перепад давления на клапане, МПа

30,0

27,0

6. Габаритные размеры (L), мм

2089000

2169000

Преимущества КОС:

1) при закрытом КОСе обеспечивается безопасный спуско-подъем инструмента (бурильный, хвостовик. НКТ) в интервале выше установки КОС, без глушения скважины и герметизации устья;

2) управляемое закрытие КОС после заведения в него инструмента (долото и бурильная труба. НКТ);

3) управляемое открытие КОС в момент подхода инструмента к клапану-отсекателю;

4) безопасный спуск перфорированию хвостовика в интервале выше установки КОСа;

5) безопасный спуско-подъем НКТ в интервале выше КОСа при их установке и замене;

6) закрытие скважины на консервацию без глушения скважины (закрытом КОС).

6.3.1. Описание конструкции

На рис. 6.1 показан стационарный клапан-отсекатель (КОС) в открытом положении. Он состоит из собственно клапана-отсекателя, включающего хлопушку 1, седло 2 размещенных в корпусе 3, плунжера 4, соединенного при помощи спецмуфты 5 и патрубка 6 с захватом цанговой муфтой 7. Корпус 3 при помощи переводника 8 соединен с обсадной трубой 9 и муфтой 10 такого диаметра, как и эксплуатационная колонна, с которой он соединяется. В корпусе 3 так же размещен пружинный фиксатор 11 для фиксации плунжера в положении клапана «Закрыто».

На рис. 6.2 показан КОС в закрытом положении. С эксплуатационной колонной КОС соединяется муфтой 10 и переводником 12.

КОС спускается в скважину в открытом положении.

6.3.2. Последовательность операций при применении КОС

На рис. 6.3 показана схема применения стационарного клапана-отсекателя на примере КОС-119-168.

6.3.2.1. Компоновка низа эксплуатационной колонны: башмак, одна труба  168 мм, обратный клапан, 50 м труб  168 мм, КОС-119, обсадные трубы по устье скважины.

6.3.2.2. После спуска и эксплуатационной колонны производится ее цементирование по принятой технологии, см. схему рис. 6.3.

6.3.2.3. Для разбуривания обратного клапана и вскрытия продуктивного пласта в скважину спускается бурильный инструмент. При этом в состав КНБК включаются два обратных клапана КОБТ-95 и цанговый захват КОС-119-168.02 устанавливаемые над забойным двигателем.

Цанговый захват рис. 6.4 для управления закрытием КОСа после заведения долота в плунжер КОСа при подъеме инструмента.

При бурении и в начале подъема бурильного инструмента устье скважины должно быть загерметизированно.

Подъем бурильной колонны

6.3.2.4. Остановить промывку скважины, сбросить давление в БТ и со скоростью 0,15 м/с поднять бурильный инструмент до выхода из ротора ведущей рабочей трубы.

Зарегистрировать объем промывочной жидкости долитой в скважину.

Убедиться в постоянстве избыточного давления на устье скважины

().

6.3.2.5. Убедиться в герметичности уплотнительного элемента ВУГП на бурильной трубе, отрегулировать давление в системе гидроуправления до минимально необходимого значения, при котором отсутствуют пропуски.

Закрыть КШН на рабочей трубе.

Отвернуть рабочую трубу совместно с КШН и предохранительным переводником под ним и установить в шурф.

6.3.2.6. Снизить уровень промывочной жидкости в бурильных трубах на глубину h = 250 – 300 м нагнетанием азота.

Остановить подачу азота. Проверить закрытие дросселя и стабилизацию . Снизить давление в трубах до атмосферного.

Снять нагнетательную головку с БТ. Проверить положение уровня эхолотом.

Примечание. Если в процессе действий по п.п. 6.3.2.4 и 6.3.2.6 выявлена негерметичность обратных клапанов в бурильной колонне, скважину следует заглушить перед подъемом бурильного инструмента.

При этом отметим, что вероятность отказа обоих клапанов, работающих в буровом растворе – нефти, весьма низка и не более, чем в других нештатных ситуациях, в которых возникает необходимость глушения скважины.

6.3.2.7. После заведения захвата в патрубок плунжера КОСа в бурильный инструмент сбрасывается шар  40 мм и продолжается прокачка бурового раствора, см. схему, рис. 6.3.

При посадке шара на седло подвижной втулки давление в бурильных трубах повышается и при повышении давления на 3,04,0 МПа цанговый захват срабатывает и его цанга упирается во внутреннюю поверхность трубы 140 мм соединенной с плунжером.

Далее продолжается подъем бурильного инструмента при этом цанга захвата попадает в карман муфты цанговой и при дальнейшем подъеме инструмента плунжер КОСа перемещается в верхнее положение, освобождая подпружиненную хлопушку КОСа, см схему рис. 6.3. Плунжер фиксируется в верхнем положении пружинным фиксатором рис 6.2.

При достижении крайнего верхнего положения осевая нагрузка на инструмент увеличивается на 2030 кН сверх массы инструмента, после чего цанговая муфта разжимается и освобождает цанговый захват, нагрузка резко снижается. В этот момент необходимо прекратить прокачку промывочного бурового раствора.

При этом цанговый захват возвращается в транспортное положение, а хлопушка клапана-отсекателя захлопывается, что можно проконтролировать по давлению в затрубном пространстве бурильного инструмента.

После этого устье скважины разгерметизируется, и дальнейший подъем бурильного инструмента производится без давления в скважине (над КОСом).

После подъема КНБК необходимо отсоединить цанговый захват и удалить из него шар.

При спуске КНБК снова устанавливается цанговый захват.

Спуск бурильного инструмента (или другого) до места установки КОСа так же производится при разгерметизированном устье.

6.3.2.8. В момент захода долота в плунжер КОСа, см. схему рис. 6.3 устье герметизируется, создается давление в затрубном пространстве с превышением давления раствора под хлопушкой КОСа на 3,03,5 МПа.

При этом, благодаря увеличению дополнительной осевой нагрузки (от некомпенсированной площади плунжера) направленной вниз, плунжер преодолевает сопротивление фиксатора и смещается вниз, открывая хлопушку и закрывая ее от воздействия бурового раствора и инструмента. Клапан открыт.

6.3.2.9. Дальнейший спуск бурильного инструмента и бурение скважины так же осуществляются при герметизированном устье.

6.3.2.10. Спуск хвостовика на бурильных трубах или НКТ осуществляется аналогично.

Бурильные трубы также оборудуются разъединителем хвостовика, обратным клапаном и захватом.

Нижняя часть колонны НКТ должна спускаться, ниже КОСа и оборудована устанавливаемым срезным обратным клапаном и захватом. В этом случае возможна замена НКТ при закрытом КОСе.

6.3.2.11. Применение КОСа так же позволяет осуществлять консервацию скважины при закрытом КОСе, с последующей ее расконсервацией и запуском в эксплуатацию.

  1. ТЕХНОЛОГИЯ УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНОЙ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ С ИЗБЫТОЧНЫМ ДАВЛЕНИЕМ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ

(в дальнейшем "Технология СПО")

Подготовительные работы

"Технология СПО" разработана на случай отказа в работе стационарного клапана-отсекателя (КОС-119) или его не включения в состав промежуточно-эксплуатационной колонны 168 мм.

Подготовительные работы должны быть проведены с максимальным перекрытием работ по углублению скважины.

    1. Для компоновки бурильной колонны должны использоваться специально подготовленные УБТ, бурильные трубы и переводники.

В случае применения УБТ с проточками под элеватор на упорных торцах проточек должны быть сняты фаски под углом 18.

На торцах ниппельной и муфтовой части замков и торцах соединительных муфт бурильных труб, а также переводников также должны быть сняты фаски под углом 18.

Для СПО УБТ и бурильных труб должны быть подготовлены специальные элеваторы по 3 шт. каждого типоразмера. Сборка-разборка УБТ, в том числе гладких, может осуществляться с применением допускных замков (патрубков).

При сборке компоновки бурильной колонны и наращиваниях каждая труба (переводник) должна быть проверена внешним осмотром на наличие расслоений, задиров, заусенец и др. дефектов на теле труб, замков, муфт, переводников и конусных проточках, способных ускорять износ уплотнительных элементов превенторов.

    1. На начальной стадии по вскрытию продуктивных горизонтов "Технология СПО" предусматривает необходимость проведения специального рейса для уточнения компьютерной программы по расчету гидродинамических сопротивлений движению вязкопластичных жидкостей.

Компоновка бурильной колонны при выполнении данного рейса должна включать: долото, забойный двигатель, обратный клапан, контейнер с глубинным манометром, УБТС, обратный клапан, контейнер с глубинным манометтром, бурильные трубы, шаровой кран (КШН), ведущую бурильную трубу и шаровой кран КШВ (операция подробно изложена в разд. 4).

    1. Подготовить (проверить наличие и исправность) технических средств:

  • резервные обратные клапаны, шаровые краны и переводники для перехода на УБТ – 2 компл.;

  • нагнетательная головка под бурильные трубы для нагнетания азота и переводник для установки головки на УБТ – 1 компл.;

  • штатный инструмент для проведения СПО бурильных труб и УБТ (ключи, элеваторы, клинья ПКР и др.).

    1. Подготовить трубопровод для соединения азотного блока с нагнетательной головкой.

Трубопровод должен комплектоваться трубами диаметром 12 мм (трубы, используемые для обвязки азотного блока); в обвязку трубопровода должны быть включены понижающий газовый редуктор, вентиль для подачи и перекрытия азота, образцовый манометр на рабочее давление 40 кгс/см2, присоединительная гайка к нагнетательной головке, отвод с вентилем для сброса азота из труб.

    1. Подготовить эхолот для определения глубины уровня бурового раствора в трубах.

    2. На блоке дросселирования как в процессе углубления скважины, так и при подъеме труб должен быть установлен образцовый манометр на рабочее давление, в 1,3 – 1,5 раза превышающее максимальное избыточное давление на устье скважины.

    3. Проверить комплектность установки принудительных СПО для труб соответствующих типоразмеров. Подготовить установку для оперативного монтажа.

    4. После заключительных работ по креплению скважины промежуточно-эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, монтажа стволовой части ОП по схеме рис. 3.1 и дополнительного оборудования для вскрытия продуктивной толщи на депрессии, спустить КБТ с компоновкой по п. 7.2 и разбурить цементный стакан и башмак колонны.



Загрузить файл

Похожие страницы:

  1. Анализ осложнений при закачивании скважин их предупреждение и устранение на предприятие Тюменбургаз

    Курсовая работа >> Геология
    ... технологии может привести к значительному материальному ущербу. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивных пластов ... продуктивном пласте Рпогл =50,56 МПа. Условие ... и создании депрессии. Вызов ... проекте он выбирался в соответствии с регламентом на ...
  2. Анализ эффективности технологии закачки КРК с целью восстановления продуктивности скважин Карама

    Реферат >> Геология
    ... депрессии на призабойную ... процессе бурения и вскрытии продуктивного пласта в условиях репрессии (Рс>Рпл.) ... Проект по дисциплине: «Скважинная добыча нефти» на тему: «Анализ эффективности технологии ... Регламент составления проектных техноло­гических документов на ...
  3. Разработка проекта строительства дополнительного ствола из бездействующей скважины 8224 куста

    Реферат >> Геология
    ... несколько продуктивных пластов. Это стало возможным благодаря новым технологиям ... депрессии на пласт. Условие притока жидкости к забою скважины . Существует шесть способов вызова притока из продуктивного пласта ... 2000 «Технологический регламент на бурение из ...
  4. Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения пласт БС

    Дипломная работа >> Геология
    ... по всей вскрытой продуктивной мощности пласта. При ... на 22 атм., чем по проекту - 180 атм. Депрессия на пласт ... технологий повышения продуктивности, используемых на нефтяных и газовых скважинах. Теория гидравлического разрыва пластов совершенствовалась на ...
  5. Анализ ремонтно-изоляционных работ в условиях УПНП и КРС

    Дипломная работа >> Геология
    ... технологией их строительства, режимами эксплуатации. В условиях роста депрессий ... после вскрытия продуктивных пластов ... составления проекта ... продуктивного пласта или пласта-обводнителя, гидродинамических условий, существующего опыта проведения РИР на ... регламента ...

Хочу больше похожих работ...

Generated in 0.0012521743774414