Проект проведения ловильных работ на Шелкановском месторождении - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Проект проведения ловильных работ на Шелкановском месторождении

Общие сведения о нефтеносных пластах и флюидах Шелкановского месторождения. Физико-химическая характеристика газа и пластовой воды. Конструкция скважин, анализ их аварийности. Оборудование и инструменты для ловильных работ. Расчет подъёмного агрегата.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

1.1 Общие сведения о Шелкановском месторождении
Шелкановское месторождение расположено в северо-западной части республики Башкортостан в пределах Дюртюлинского района. В непосредственной близости к месторождению находятся в промышленной разработке Карача-Елгинское и Чекмагушевское (на западе), Таймурзинское (на севере), Манчаровское (на северо-западе), Чермассанское (на юге) нефтяные месторождения.
Район месторождения располагает развитой сетью асфальтированных и гравийных дорог к которым относятся: Дюртюли-Семилетка-Чекмагуш, Дюртюли - В. Яркеево, Дюртюли-Кушнаренково-Уфа.
В орогидрографическом отношении месторождение расположено в пределах левобережья реки Белой, которое, в свою очередь, расчленено левыми притоками рек Куваш, Чермассан на ряд водоразделов.
В геоморфологическом отношении район расположения месторождения представляет собой полого-холмистую равнину, изрезанную речной сетью и оврагами.
Преобладающее население - татары, башкиры, марийцы, русские.
Район месторождения расположен в лесостепной полосе. Климат умеренно - континентальный. Максимальная температура воздуха +30 0 С приходится на июль, минимальная -36 0 С - на январь и февраль. Доминирующие ветры - юго-восточные. Годовое количество осадков достигает 492 мм. Разведочные работы на площади начаты в 1957 году на основании структурно-поискового бурения, выявившими здесь Андреевское нижнепермское поднятие. В октябре 1959 г. в скважине №26 был получен приток нефти из карбонатов турнейского яруса.
В экономическом отношении эти районы являются сельскохозяйственными, промышленные предприятия отсутствуют. Ближайшая железная дорога Самара-Казань проходит в широтном направлении по северной части Башкортостана. Она удалена от описываемого района на 80-90 км. Наиболее крупными железнодорожными станциями являются Уфа и Янаул.
По южной и юго-западным частям района протекает судоходная река Белая. Лесные массивы распространены участками по правому берегу р. Белой и в бассейне р. Быстрый Танып. Леса смешанные. Из полезных ископаемых, кроме нефти, имеются: торф, суглинки, пески и галечник.
В геоморфологическом отношении описываемый район является всхолмленной равниной, которая постепенно понижается в сторону рек Белой и Быстрый Танып. Наиболее приподнятые участки рельефа расположены в районе Бельско-Таныпского водораздела, с отметками рельефа до +225 м. Климат района континентальный, с продолжительной холодной зимой и коротким жарким летом.
1.2 Характеристика нефтеносных пластов
В геологическом строении залежей принимает участие кристаллический фундамент и платформенный чехол. Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы. Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами. Общая мощность осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.
В пределах залежей отложения каменноугольной системы представлены карбонатными отложениями нижнего и среднего отделов.
В составе яруса выделяются тарусский, стешевский и протвинский горизонты. Литологически отложения представлены известняками и доломитами кристаллически зернистыми, часто кавернозными и трещиноватыми.
Верхняя граница яруса (протвинский горизонт) проводится по резкой смене нижнекаменноугольной фауны (фораминифер, брахиопод и кораллов) среднекаменноугольными.
Продуктивная часть серпуховского яруса - протвинский горизонт, представлена известняками и доломитами зернистыми, светло-серыми, сахаровидными. Толщина горизонта 36-57 м.
В основании яруса залегают плотные известняки и доломиты общей мощностью иногда до 25 м. Однако, не всегда подошва яруса отбивается достаточно четко. Толщина серпуховского яруса в целом составляет 116-157 м.
Среднекаменноугольные отложения повсеместно залегают со стратиграфическим несогласием на породах серпуховского яруса. В среднем карбоне выделяют два яруса: башкирский и московский. Общая толщина среднекаменноугольных отложений 255-375 м.
По подошве башкирского яруса залегают плотные глинистые известняки и доломиты толщиной до 4-8 м. В литологическом отношении ярус, в основном, сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными, микро-зернистыми, брекчиевидными и доломитами, кавернозными и трещиноватыми.
Продуктивная часть разреза сложена пористыми известняками, толщина которых колеблется от 2 до 16 м. В кровельной части они перекрываются плотными глинистыми известняками (до 3 и более метров). В Шугуровском типе разреза пачка пористых известняков представлена в более сокращенном виде. Толщина яруса изменяется от 6 до 36 м.
Коэффициент пористости характеризует емкостные свойства пористой среды. Данные по пористости представляют собой результаты лабораторных анализов кернов, произведенных в БашНИПИнефть. Согласно исследованиям можно считать, что коэффициент пористости в пластах со случайной неоднородностью подчиняется нормальному закону. Средние параметры пористости продуктивных пластов Юсуповского участка сведены в таблице 1.
В отличие от пористости коэффициент нефтенасыщенности изменяется в более узких пределах.
Пористость продуктивных пластов Юсуповского участка
Среднее значение пористости пластов, %
Результаты определения коэффициента начальной нефтенасыщенности продуктивных пластов Ново-Хазинской площади по геофизическим данным представлены в таблице 2.
Начальная нефтенасыщенность пластов Юсуповского участка
Начальная нефтенасыщенность пластов,%
Он определялся по данным исследования кернов, по индикаторным кривым и кривым восстановления давления. Коэффициент проницаемости угленосной толщи С 1 tul + С 1 bob равен 0.480 мкм, а турнейского яруса - 0,060 мкм.
Эффективная толщина песчаников является основным параметром при определении технологических показателей разработки. Результаты обработки эффективной толщины по продуктивным пластам сведены в таблице 3.
Эффективная толщина продуктивных пластов
Эффективная толщина продуктивных пластов, м
Тектоническое строение месторождения изучалось по материалам структурного, поиского-разведочного и эксплуатационного бурения, а также магнито- и сейсморазведки. Шелкановское месторождение по тектонической схеме Башкортостана расположено в пределах Бирской седловины, разделяющей Башкирский и Татарский своды. На южных окончаниях двух валов - Чекмагушевском и Манчаровском располагается Чекмагушевское месторождение. Месторождение находится в области глубокого погружения кристаллического фундамента. Строение его поверхности в этом районе изучено только по данным магниторазведки, так как пробуренными скважинами данного месторождения он не вскрыт.
По кровле продуктивных отложений Серпуховского яруса четко прослеживается крупная структура второго порядка - Шугурово-Куакбашский вал. В пределах изогипс 550-555 м-это асимметричное поднятие, вытянутое в субмеридиальном направлении на 18-20 км, ширина изменяется от 1,5 до 6,0 км, постепенно сужаясь к переклинальным частям структуры. Наиболее приподнятая часть с амплитудой свыше 60 м находится в районе Шугуровского поднятия. Восточное крыло структуры, особенно на юге, круче западного.
С юга на север в границах вала выделяется ряд иногда довольно крупных поднятий третьего порядка: Ойкинское, Шугуровске, Сортоводское, Куакбашское. Размеры их колеблются от 60 до 15 метров. Последние в свою очередь осложняются большим количеством более мелких локальных поднятий и прогибов.
Ойкинское поднятие занимает юго-западную переклиналь. Она относительно небольшая (2,5-1,5 км), малоамплитудная (15 м).
Шугуровское поднятие в границах изогипсы 530 м приобретает в плане вытянутую с юга на север овальную форму с размерами длиной 7,5-8,0 км, шириной 1,5-3,0 км. Сводовая часть имеет абсолютную отметку 486-490 метров.
Амплитуда поднятия до 60 метров. На север и юг поднятие заметно выхолаживается до 15 и менее метров.
Сортоводское поднятие занимает южную часть Куакбашской структуры, по изогипсе 530 метров объединяет ряд более мелких приподнятых участков. Размер поднятий 7,0-2,0 км, амплитуда до 20 метров. На юге намечается пологая зона перехода Соратоводской структуры в Шугуровскую.
В пределах Куакбашской структуры в пределах изогипсы 530-540 метров выделяют два замкнутых приподнятых участка с размером (3,0-3,5)(0,5-2,0) км, и амплитуда 10-15 метров.
Рассмотренные поднятия отделены друг от друга и вышеописанной Сартоводской структуры широтными зонами прогибания с отметками более 535-540 метров.
Далее на север в приклинной части вала в пределах изогипсы 540-545 метров выделяется ряд мелких мелкоамплитудных (5-10 м), куполовидных локальных участков.
В пределах Каратаевской структуры в границах изогипсы 545 м выделяются малоамплитудные (5-10 м) поднятия широтного простирания с размерами 4,20,22 км.
В геологическом строении месторождения принимают участие до девонские образования, отложения девонской, каменноугольной, пермской систем, а также четвертичные породы. За основу расчления разреза принята унифицированная стратиграфическая схема 1998г.
Тектоническое строение месторождения изучалось по материалам структурного, поиского-разведочного и эксплуатационного бурения, а также магнито-и сейсморазведки.
Шелкановское месторождение по тектонической схеме Башкортостана расположено в пределах Бирской седловины, разделяющей Башкирский и Татарский своды. На южных окончаниях двух валов - Чекмагушевском и Манчаровском распологается Шелкановское месторождение. Месторождение находится в области глубокого погружения кристаллического фундамента. Строение его поверхности в этом районе изучено только по данным магниторазведки, так как пробуренными скважинами данного месторождения он не вскрыт.
Нефтеносными на Шелкановском месторождении являются отложения бобриковского горизонта (пласты CV.1, Сн.2, Сн.3), турнейского яруса (пачки СТ1,СТ2,СТ3)нижнего карбона и песчаные пласты кыновского (пласты D KH 1, D KH 2), пашийского (пласт Dl) и муллинского (пласт Dll) горизонтах терригенной толщин. ПластСн.1 залегает в верхней части бобриковского горизонта, иногда непосредственно под двух-четырехметровым прослоем тульских известняков. Средняя эффективная толщина пласта составляет 6,1 м. В песчаниках пластаС‡Y.1 выявлена одна залежь нефти. ВНК принят в отметке-117,5м. Песчаный пластС‡Y.2 залегает ниже по разрезу и отделяется от пласта Сн.1 прослоем аргиллитов.
Пласт представлен в основном одним прослоем песчаников, максимальная толщина которого достигает 4,2 м.
Песчаный газонефтяной пласт Сн.3 отделяется от пласта Сн.2 прослоем аргиллитов, в основном толщина 1,5-3м.
Коэффициент расчлененности пласта равен 1,53д.ед., коэффициент песчанистости 0,82 д.ед. обломочными известняками Пачка СТ1 залегает в верхней части разреза. Нефтенасыщенные коллекторы выявлены на Западно-Шелкановской структуре. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина известняков пачки СТ1 составляет 0,9м. В карбонатах пачки СТ1 установлена одна залежь.
Пачка СТ2 отделяется от пачки СТ1 прослоем глинистых известняков толщиной 2-4м. Пачка представлена чередованием пористых и плотных карбонатных разностей.
Нефтенасыщенная толщина меняется по скважинам от 0,8 до 11,5м. В карбонатах продуктивной пачки СТ2 выявлено две залежи месторождения. По пачке СТ3 выявлена одна залежь. Размер залежи 1,8 на 1,4м, ВНК залежи принят в интервале -1324,8-1326,6м. Пачка СТ2 залегает в верхней части турнейского яруса. Пачка СТ3 отделяется от залегающей выше пачки СТ2 глинисто-карбонатным прослоем. Обе пачки представлены чередованием пористых и плотных карбонатных разностей. Коллекторами в разрезе этих пачек являются извястняки. Коллекторские свойства извястняков изучены слабо. В отложениях терригенной толщи девона промышленная нефтеносность установлена в пластах кыновского, пашийского и муллинского горизонтов.
В разрезе кыновского горизонта выделяются две песчаных пласта D КН 1 и D КН 2. Пласт D КН 1 залегает в верхней части горизонта и представлен почти во всех скважинах одним прослоем. Толщина нефтенасыщенных песчаников в среднем по скважинам составляет 2,2м. Коэффициент песчанистости 0,46 д.ед.
В коллекторах пласта D КН 1 выявлено четыре залежи.ПластD КН 2. залегает на 14-16м ниже кровли горизонта и представлен песчаником только в 17% скважин, вскрывших пласт. Песчаники залегают одним прослоем, толщина которого меняется от 0,8-4,4м. Коэффициент песчанистости 0,19 д.ед.
В коллекторах пласта D КН 2. выявлено шесть залежей нефти. В разрезе пашийского горизонта выделяется один пласт Dl, который содержит основные пасы нефти месторождения. Он характеризуется сложным строением, проявляющимся в значительной изменчивости и по площади, и по разрезу скважин. Пласт сложен кварцевыми, мелко-зернистыми песчаниками и мелкозернистыми алевролитами.
Толщина нефтенасыщенных коллекторов по скважинам изменяется от 0,8 до 13,6 м. Коэффициент расчлененности равен 1,58 д.ед. Коэффициент песчанистости 0,65 д.ед.
По пласту DІ, выявлено девять залежей структурно-литологического тектонически экранированного типа. ВНК по залежам изменяется в пределах 1660,6-1679,3м.
Пласт DІІ выделяется в разрезе муллинского горизонта. Нефтенасыщенные толщины песчаников изменяется от 0,8 до 4м. По пласту Dll выявлено шесть залежей нефти все они структурного типа и подстилаются водой. ВНК по залежам изменяется в пределах -1669,5-1677,6 м.
Характеристика продуктивных пластов
1.3 Характеристика пластовых флюидов
1.3.1 Характеристика пластовой нефти
Нефти различных пластов идентичны, все они высокосернистые, смолистые, вязкие с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ. По пласту II- С 1 tul вязкость уменьшается до 38,2 мПаС при плотности 0,892 г/см 3 . Содержание смол и асфальтенов очень непостоянно и колеблется. В среднем асфальтенов - 7,19%, смол - 15,2%. Содержание парафина - 1,96%, а серы - 2,95%.
1.3.2 Физико-химическая характеристика газа
Попутные газы состоят из негорючей части, представленной азотом, и горючей - углеводородной. В таблице 5 приведен средний состав попутных газов. Плотность газа по воздуху - 1,216.
1.3.3 Физико-химическая характеристика пластовой воды
Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона относятся к хлоридно-кальциевому типу, хлоридной группе, натриевой подгруппе. В солевом составе вод преобладают хлориды натрия и калия, образующие первую соленость, величина которой изменяется в пределах от 78 до 86% -экв. Наиболее высоконапорные воды пласта С-VI. Ввиду резкой литологической изменчивости пород-коллекторов и весьма пологого падения пластов, воды, приуроченные к другим пластам (С-1-С-VI'), носят застойный, ненапорный характер, так как имеют слабую гидродинамическую связь с общей пластовой водонапорной системой. Минерализация пластовой воды по месторождению колеблется от 800 до 810 мг - экв/100 г и плотность от 1180 до 1182 кг/м 3
Содержание ионов и примесей в пластовых водах залежи
1.4 Текущее состояние разработки месторождения
Площадь разрабатывается с 1962 года. Запасы утверждены в ГКЗ в 2000 году. В 2002году ЦКР утвержден «Проект доразработки Чекмагушевского нефтяного месторождения». В данном отчете проектные показатели приводятся из этой работы объекта разработки: терригенная толща нижнего карбона (ТТНК) и турнейский ярус. Основным объектом является ТТНК.
В 2013 году добыто 324,228 тыс. тонн нефти, темп отбора составил 0,67% от начальных и 8,98% от текущих извлекаемых запасов.
С начала разработки добыто 45309,942 тыс. тонн нефти или 93,24% от извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеотдачи составил 0,412.
Добыча жидкости за отчетный год составила 6877,809 тыс. тонн, что на 13,865 тыс. тонн (0,2%) больше чем в 2012 году. Обводненность повысилась на 0,2%о и составила 95,3%.
Основные показатели состояния разработки Шелкановского месторождения на 2014 г.
Накопл.добычажидкости, в поверх.усл.,тыс.т./г
Приемистость 1 нагнетательной скв.,м3/сут
По таблице можно сказать, что в целом по месторождению основной фонд скважин имеет низкие дебиты по нефти. Более 54% фонда скважин работает с обводненностью от 30 до 80%, более 16% фонда с обводненностью свыше 90% (в основном скважины пашийского горизонта). Наибольшее количество скважин(42,8%) с накопленной добычей нефти до 5 тыс.т. Более 11% фонда скважин имеет накопленную добычу нефти от 10 до 15 тыс.т.
Закачано в пласты 5550,180 тыс.м 3 воды или 87,6% от отбора жидкости. Компенсация отбора закачкой с начала разработки составила по площади 97,6% в том числе по ТТНК-98,2%),по турнейскому ярусу -53,7%.
В 2014 году переведена под закачку 1 скважина (6658 Иван.).
Введено из бездействия 37 добывающих скважин, из которых добыто 6094 тонн нефти и 15139т жидкости.
Внедрено 22 технологии МУН, выполнено 57 скважино-обработок. Дополнительная добыча нефти составила 60579 тонн(18,7% от всей добычи). Бурением бокового ствола отремонтирована 1 скважина (6078). Всего стало 15 скважин с боковыми стволами. За год на добывающих скважинах проведено 174 ГТМ с дополнительной добычей 31018 тонн нефти(9,57% от всей добычи). В отчетном году ликвидированы 2 скважины старого фонда (495, 6061) - обе из добывающих.
Сравнение проектных и фактических показателей приводится в таблице 8.
Проектные и фактические показатели разработки
Средний дебит одной скважины по нефти, т/сут.
Средний дебит одной скважины по жидкости, т/сут.
Сравнение планово-нормативных и фактических показателей разработки приводится в таблице 9.
Планово-нормативные и фактические показатели разработки
Планово-нормативные показатели выполнены по всем показателям.
Проектные показатели выполнены, кроме ввода добывающих скважин из бурения. По сравнению с 2013 годом снижение добычи нефти составило 13523 тонн (4,0%).
Начальный участок I скважин называют направлением (рисунок 1). Поскольку устье скважины лежит в зоне легко размываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...5 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.
Встречается 11 типов конструкции скважины. В подавляющем большинстве скважин спущены направление диаметром 324 (164 скв.) и 457 (4 скв.), кондуктор диаметром 219 (29 скв.) и 245 мм (170 скв.). В процессе строительства не зацементированы или частично зацементированы направление в 1, кондуктор - в 46 скважинах, что приведет к высокой трудоемкости изоляционно-ликвидационных работ.
Рисунок 1 - Конструкция скважины: 1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт, 4-перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I- направление; П-кондуктор; III-промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна
Из 221 скважин эксплуатационного фонда в 204 скважинах(92,3%) спущена 146 мм колонна в среднем на глубину 1932 м, средний уровень цемента за колонной находится на глубине 315 м от устья. Сопоставление средних глубин спуска кондуктора и уровня цементного кольца за эксплуатационной колонной показывает, что во многих случаях цемент за колонной не поднят выше башмака кондуктора.
Рассмотрим краткую геолого-техническую характеристику скважины №1125 Шелкановского месторождения:
Ш 324х10 мм - 42 м- закачано 5 т цемента до устья
Ш 245х 9 мм - 320 м - закачано 12 т цемента в интервале 4 -320 м
146х8 мм -1586 м - закачано 48 т цемента в интервале 12- 1586 м
При прорыве в скважину подошвенных или верхних вод нефть оттесняется от призабойной зоны и возможно полное прекращение притока. В зависимости от свойств воды и прочих условий в скважине производятся те или иные изоляционные работы. При прорыве верхних вод осуществляют затрубную цементировку под давлением. При прорыве подошвенных вод применяют разные способы изоляции:
обычную цементировку низа скважины с подъемом фильтровой зоны на вышележащие слои;
задавливание в пласт цементных растворов;
гидроразрыв пласта с последующим задавлением в пласт вязкой нефти и цементировкой интервала гидроразрыва;
введение в пласт реагентов, образующих при взаимодействии с пластовой водой гели, закупоривающие водопроницаемую зону, и пр.
последнее время на некоторых промыслах восточных районов делаются попытки раздельно отбирать воду и нефть одной и той же скважиной, оборудованной пакером. В зависимости от конкретных условий эти методы могут давать различный эффект. Если возобновить эксплуатацию прежнего горизонта невозможно, данный забой ликвидируют и переходят к эксплуатации одного из пропущенных вышележащих горизонтов, которые вскрывают путем перфорации или торпедирования обсадной колонны.
Нередко, особенно при больших депрессиях и малых размерах фильтра, приходится сталкиваться со сломами и смятиями обсадных труб, исправление которых составляет особую категорию капитального ремонта (выправление труб оправками, зарезка и бурение новых стволов с ликвидацией низа старых и пр.).
Значительную долю работ по капитальному ремонту составляет очистка скважин, особенно старых, простаивающих, от засоряющих их предметов, а также от плотных песчаных и глинистых пробок. Последние часто приходится разбуривать; для этого успешно применяют малогабаритные турбобуры с передвижных буровых установок.
Особое место занимают работы по извлечению оборвавшихся труб и упавшего инструмента (желонок, перфораторов, канатов и пр.) - ловильные работы. Имеются различные ловильные инструменты: крючки, пауки, колокола, клещи, труболовки и пр. Перед ловильными работами в скважину спускают различные печати для определения местоположения вылавливаемых предметов.
Расширение фронта работ по капитальному ремонту скважин должно способствовать увеличению коэффициентов использования фонда скважин и уменьшению фонда простаивающих скважин. При невозможности использовать скважину для добычи нефти или других целей ее следует ликвидировать
2.2 Определения характера повреждения
Обследование технического состояния эксплуатационной колонны
- Спускают до забоя скважины полномерную свинцовую конусную печать диаметром на 6-7 мм меньше внутреннего диаметра колонны.
- При остановке печати до забоя фиксируют в вахтовом журнале глубину остановки и поднимают ее.
- Размер последующих спускаемых печатей (по сравнению с предыдущими) должен быть уменьшен на 6-12 мм для получения четкого отпечатка конфигурации нарушения.
- Для определения наличия на забое скважины постороннего предмета на НКТ спускают плоскую свинцовую печать.
- допускается одноразовая посадка свинцовой печати при осевой нагрузке не более 20 кН.
- Для определения формы и размеров поврежденного участка обсадной колонны используют боковые гидравлические печати.
- Работы по ремонту и исследованию скважин, в продукции которых содержится сероводород, проводятся по плану работ, утвержденному главным инженером, главным геологом предприятия и согласованному с противофонтанной службой.
2.3 Оборудование, применяемых при ловильных работах
Сложные работы в скважинах, связанные с ликвидацией аварий, изоляцией вод, исправлением смятых колонн, разбуриванием плотных пробок, гидравлическим разрывом пласта и другие, относятся к категории капитального ремонта.
Глубины простаивающих скважин изменяются от нескольких сот до нескольких тысяч метров, а диаметры колонн их -- от 114 м и более. Большинство скважин, подлежащих капитальному ремонту, находится в осложненном аварийном состоянии. Зарезка и бурение второго ствола, а в ряде случаев и бурение новых скважин, проводимых бригадами капитального ремонта, нередко происходят в сложных геологических условиях.
На рис. 2.1 показана принципиальная схема размещения оборудования при подземном и капитальном ремонтах скважин применительно к спуско-подъемным операциям.
Талевый канат 1 от лебедки 2 подъемного механизма (в данном случае лебедка смонтирована на тракторе-подъемнике), пропущенный через оттяжной ролик 3 и шкивы кронблока 10, установленного на верху вышки 5, и шкивы талевого блока 8, прикреплен к рамному брусу 13. К серьге талевого блока подвешен подъемный крюк 7, на котором при помощи штропов 6 подвешивают элеватор 5. Элеватор удерживает на весу колонну труб за муфту верхней трубы 4. Таким образом, поднимаемый груз висит на нескольких струнах 12 талевого каната. При вращении барабана лебедки канат наматывается на барабан и груз поднимается. Спуск происходит под действием веса груза при обратном вращении барабана и его притормаживании. Трубы перед спуском в скважину осматривают, подтаскивают, замеряют и укладывают на приемные наклонные мостки 11.
При разбуривании цементного стакана, исправлении дефектов в эксплуатационной колонне, зарезке и бурении второго ствола, а также при ловильных работах на устье скважины устанавливают ротор 14.
При необходимости промывки скважин, а также при других видах капитального ремонта (фрезеровании, исправлении дефектов колонны и др.) к подъемному крюку подвешивают вертлюг.
Оборудование и инструмент, применяемые для капитального ремонта скважин, можно подразделить на следующие группы:
спуско-подъемное оборудование и инструмент, применяемый при этих операциях;
оборудование для вращения инструмента;
бурильные, обсадные и насосно-компрессорные трубы;
оборудование, используемое для цементирования скважин и повышения нефтеотдачи пластов;
Для спуска и подъема различного подземного оборудования и инструмента применяют подъемные агрегаты, которые подразделяют на подъемники и агрегаты. Подъемник - механическая лебедка, монтируемая на тракторе, автомашине или отдельной раме. В первом случае привод лебедки осуществляется от тягового двигателя трактора, автомашины, в остальных - от самостоятельного двигателя внутреннего сгорания или электродвигателя.
Агрегат в отличие от подъемника оснащен вышкой и механизмом для ее подъема и опускания.
Наиболее широко применяют тракторные подъемники ЛТ-11 КМ, Азинмаш-43П и агрегаты Бакинец-ЗМ, А-50У.
Агрегат А-50У предназначен для освоения и ремонта нефтяных, газовых и нагнетательных скважин с проведением спускоподъемных операций с насосно-компрессорными и бурильными трубами, промывки песчаных пробок, глушения скважин, циркуляции промывочного раствора при бурении, фрезеровании и разбуривании цементных стаканов, для проведения ловильных и других работ по ликвидации аварий в скважинах. Все механизмы агрегата, кроме промывочного насоса, смонтированы на шасси КрАЗ-250 с подогревателем ПЖД-44-П. Промывочный насос 9МГр смонтирован на двухосном прицепе.
Агрегат А-50М: 1 -- передняя опора; 2 - средняяопора; 3 - электролебедка; 4 - компрессорная установка; 5 -- гидросистема; 6 -- лебедка; 7 -- домкрат; 8 - индикатор веса; 9 - талевый канат; 10 - талевый блок; 11 - подвеска ключей; 12 - подвеска бурового рукава; 13 -- вертлюг; 14 -- мачта; 15 - домкратная штанга; 16 -- пневмоуправление; 17 -- гидроротор; 18 - домкрат; 19 - зубчатая муфта; 20 -- редуктор; 21 - карданный вал; 22 -- рама; 23 - коробка отбора мощности; 24 - силовые оттяжки; 25 -- манифольд; 26 - промывочный насос; 27, 28 - карданные валы; 29 - силовая передача; 30 - цепная передача; 31 - гидрораскрепитель; 32 - кожух; 33 - промежуточный вал; 34 - электрооборудование; 35 - площадка оператора; 36 - узел управления и освещения шасси.
Безотказность в работе и срок службы подъемников и агрегатов зависят от правильной, технически грамотной эксплуатации, а также от качества ухода за ними. Только при строгом соблюдении правил монтажа и демонтажа, эксплуатации и ухода можно увеличить межремонтный период работы подъемников и агрегатов. В процессе работы подъемные механизмы должны содержаться в чистоте. Очень важно своевременное обнаружение отдельных, в том числе мелких, неисправностей, которые при несвоевременном устранении могут привести к осложнениям и даже к авариям, несчастным случаям с обслуживающим персоналом. В этих целях следует ежедневно до начала работ на подъемнике проверять: все болтовые соединения (если обнаружится ослабление, произвести подтяжку); состояния крепления гаек фундаментных болтов; механизмы включения кулачковых муфт (при нажатии на педаль или рычаг муфта должна включаться полностью); работу тормоза - регулированием натяжения тормозных лент; все цепные и вращающиеся детали; исправность компенсатора; необходимо следить также за наличием масла в цилиндре.
Агрегат следует устанавливать на специальной бутобетонной площадке (размером 8х4.5хо.б м) в удобном месте, откуда хорошо видно устье скважины.
Правильность установки агрегата у скважины проверяют путем подъема - спуска ненагруженного блока на полную высоту подъема. При этом проверяют правильность наматывания каната на барабан лебедки.
Для обеспечения устойчивости агрегат необходимо надлежащим образом закрепить. С этой целью у переднего барьера площадки для агрегата делают упоры, которые выполняются в виде кососрезных брусьев и свай, забитых на глубину 1,5 м. К косой поверхности брусьев на болтах прикрепляют плиты с железными упорами для задней рамы агрегата. До укрепления каната на барабане лебедки агрегата его необходимо пропустить через оттяжной ролик и прикрепить к делительному диску. Затем при самом нижнем положении крюка навивают на рабочую часть барабана лебедки 8-10 витков каната. При ровной навивке каната считают, что подъемник установлен правильно.
нефтеносный скважина пластовый ловильный
Ловильные работы по извлечению оборвавшихся труб и упавшего инструмента занимают особое место в капитальном ремонте. Наиболее сложными являются работы по захвату и извлечению труб, так как колонна насосно-компрессорных труб, упавшая в скважину, при ударе о забой изгибается по всей длине и заклинивается в эксплуатационной колонне.
Конструкции ловильных инструментов чрезвычайно разнообразны, но по принципу захвата их можно подразделить на три основные группы: 1) плашечные; 2) нарезные; 3) комбинированные.
По принципу освобождения ловильные инструменты подразделяются на конструкции неосвобождающегося и освобождающегося типов.
Для ловли насосно-компрессорных труб и извлечения их из скважин пользуются труболовкамй различных конструкций с резьбами правого или левого направления. Труболо
Проект проведения ловильных работ на Шелкановском месторождении курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Доклад по теме Богданович Ипполит Федорович
Реферат по теме Цели и функции теории управления
Курсовая работа: Роль устной речи в обучении иностранному языку
Курсовая Реабилитация При Инфаркте Миокарда
Контрольная работа: Анализ программ игрового вещания канала МУЗ-ТВ. Скачать бесплатно и без регистрации
Қ Сәтбаев Роман Эссе
Алгоритм Эссе По Истории 2022 Егэ
Курсовая Работа На Тему Анализ Эффективности Презентаций
Реферат: Форми і системи оплати праці
Отчет По Производственной Практике Ветеринария В Хозяйстве
Эссе На Тему Труд В Жизни Человека
Книга Машина Времени Сочинение
Контрольная работа по теме Арбитражное право
Реферат по теме Уголовное право по Соборному Уложению 1649 года
Курсовая Работа На Тему Оценка Кредитоспособности Крупных И Средних Предприятий
Доклад: Последние веяния в e-mail маркетинге
Курсовая работа: Сущность целей и задач менеджмента
Реферат На Тему Таможенное Декларирование Товаров
Реферат: Селинджер. Девять рассказов
Положительные Курсовые Разницы Относятся
Учет затрат и анализ калькулирования себестоимости продукции организации - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Вікові особливості нервової функції - Биология и естествознание реферат
Облік праці та її оплати - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа