. Палеозойские отложения вскрыты в скважиной №153 на глубине 2829 м, представлены эффузивами. На консолидированном фундаменте с угловым несогласием и размывом залегают отложения нижней юры. Основной платформенный разрез сложен юрскими и меловыми отложениями. Палеоген представлен датским ярусом, палеоценом, эоценом и олигоценом.
Толщина четвертичных отложений достигает 45 м. Подошва многолетнемёрзлых пород залегает на глубине 300 м, кровля - на глубине 150 м, В пределах Конитлорского месторождения выявлены 4 нефтяные залежи литологически экранированного типа. Коллектором служат гранулярные песчаники с прослоями глин, имеющие различные пористость и проницаемость. Конитлорское месторождение находится в распределённом фонде недр и относится к классу крупных, а по степени промышленной освоенности к разрабатываемым. Лицензия была выдана компании ОАО «Сургутнефтегаз» в 1997 году. Конитлорское месторождение - это крупное нефтяное месторождение, которое располагается на территории Российской Федерации. Оно находится на территории в Ханты-Мансийском автономном округе и относится к Сердне-Обской нефтегазовой области, которая в свою очередь принадлежит Западно-Сибирской нефтегазоносной промышленности. В территориальном плане оно находится на северо-западном склоне Сургутского свода, а также приурочено к Конитлорскому и Сукуръяунскому локальным поднятиям. По своему отражающему горизонту Б это поднятие оконтурено изогипсой длиной 2650 метров. Площадь составляет 65 квадратных километров. Конитлорское нефтяное месторождения входит в распределенный фонд недр. Оно отнесено к числу крупных месторождений, а по уровню своей промышленной освоенности относится к разрабатываемым месторождениям. Лицензия на него выдана российской компании ОАО Сургутнефтегаз, в 1997 году.
Данные о запасах:
На Конитлорском нефтяном месторождении найдено четыре нефтяных залежи экранировано литологического типа. В качестве коллекторов на месторождении выступают гранулярные песчаники, которые имеют прослойку глин, разную пористость, а также разную проницаемость.
История разработки месторождения:
Конитлорское нефтяное месторождение открыто в 1980 году благодаря скважине компании Главтюменьгеологии номер 172. Палеозийские отложения были вскрыты скважиной номер 153, и они находятся на глубине 2829 метров, и представлены эффузивами. На консолидированном фундаменте с размывом, а также угловым несогласием находятся отложения нижней юры. Платформенный разрез включает в себя юрские и меловые отложения. Палеоген представлен здесь палеоценом, эоценом, датским ярусом, а также олигоценом. Толщина четвертичных отложений составляет порядка сорока пяти метров. Подошва многолетнемерзлых пород находится на уровне трехсот метров, а кровля на глубине ста пятидесяти метров.
1. Общая характеристика месторождения
.1 Геолого-промысловая характеристика района
Конитлорское месторождение - это крупное нефтяное месторождение, которое располагается на территории Российской Федерации. Оно находится на территории в Ханты-Мансийском автономном округе и относится к Сердне-Обской нефтегазовой области, которая в свою очередь принадлежит Западно-Сибирской нефтегазоносной промышленности. В территориальном плане оно находится на северо-западном склоне Сургутского свода, а также приурочено к Конитлорскому и Сукуръяунскому локальным поднятиям. По своему отражающему горизонту Б это поднятие оконтурено изогипсой длиной 2650 метров. Площадь составляет 65 квадратных километров.
Конитлорское нефтяное месторождения входит в распределенный фонд недр. Оно отнесено к числу крупных месторождений, а по уровню своей промышленной освоенности относится к разрабатываемым месторождениям. Лицензия на него выдана российской компании ОАО Сургутнефтегаз, в 1997 году.
Геологический разрез месторождения характеризуется широким диапазоном нефтеносности - начиная с отложений юрского возраста и кончая нижне-меловыми осадками.
Строение пластов в разрезе напоминает черепицу, где отдельные слои - линзы песчаников перекрывают друг друга и имеют слабый наклон вниз с востока на запад. В восточном направлении песчаные линзы ачимовской толщи выклиниваются вверх по склону, в юго-западном направлении из-за удаленности источников сноса и дефицита терригенного материала происходит постепенное замещение ачимовских пластов глинистыми аналогами. Общая толщина ачимовской толщи изменяется от 35 м (скв. 152) в западной части площади до 217 м (скв. 156) в восточной ее части.
Пласт Ач1 на Конитлорском месторождении, вскрытый на а.о. от -2550 м до -2677 м, содержит основную по величине запасов залежь нефти в ачимовской толще.
1.2 Литолого-стратиграфический разрез
Пласт Ю-2 коллектора залегают в виде узкой полосы, направленной с юго-запада на северо-восток и двух фациальных окон, расположенных восточнее.
К пласту приурочены две литологически экранированные залежи. На первой - ВНК условно принят на абсолютной отметке -2723 м. Размеры залежи 5х3,2 км, высота залежи 68 м. Водонефтяной контакт второй залежи принят по подошве нижнего нефтеносного прослоя на абсолютной отметке - 2778,4 м. Размеры залежи 10х5 км и высота 40 м.
Пласт Ю-1 сложен темно-серыми аргиллитами, тонкослоистыми, известковистыми до окремненных. Представлен двумя небольшими зонами, приуроченными к северной части месторождения. Каждая из зон содержит литологически экранированную залежь нефти.
Водонефтяной контакт первой залежи принят по подошве нижнего нефтеносного прослоя на абсолютной отметке -2794 м. Размеры залежи 9,2х2.2 км, высота - 4 м. Нефтенасыщенная толщина составляет 1,2 м.
Нефтенасыщенная толщина второй залежи составляет 7,2 м. Водонефтяной контакт принят по подошве нижнего нефтеносного прослоя на абсолютной отметке -2818 м. Размеры залежи 4х2,1 км, высота - до 38 м.
Пласт Ач-2 состоит из отдельных песчаных тел, разделенных зоной глинизации. Эффективные толщины изменяются от 1,8 м до 15,2 м. В пласте выявлена одна нефтяная залежь, с востока ограниченная литологическим экраном. Водонефтяной контакт имеет наклонное положение, его отметка изменяется от -2613 м (южная часть) до -2622 м (северная часть). Размеры залежи 8,5х5,5 км, высота в пределах 22,4 м - 31,4 м.
Пласт Ач-1 содержит основные запасы нефти, имеет значительное распространение по площади и включает в себя шесть залежей. Тип залежей меняется от пластово-сводовых до литологически экранированных. ВНК определяется на различных отметках, что существенно влияет на процесс эксплуатации.
Тип основной залежи - массивный, литологически экранированный с юго-запада и северо-востока, имеет неправильную форму. Водонефтяной контакт имеет горизонтально-наклонный характер и отмечается на отметках 2600 м -2606 м. Размеры залежи 32*10 км, высота в пределах 46-75 м.
Пласт БС-10 в песчаных фациях получил развитие в западной и восточной частях месторождения, в центральной части он представлен непроницаемыми глинистыми разностями. Выделено два подсчетных объекта: БС-10 (В) и БС-10 (Н), разделенных между собой аргиллитовым разделом толщиной 1-2,8 м.
Объект БС-10 (В) представляет собой песчаное тело субширотного простирания, с юга и запада контролируемое границей замещения его непроницаемыми разностями пород. Залежь относится к литологически экранированному типу. Водонефтяной контакт вскрыт на отметках -2428,9-2431 м.
Объект БС-10 (Н) представляет собой песчаное тело субмеридиального простирания, с трех сторон ограниченное зонами глинизации пласта БС-10 (В). Залежь относится к литологически экранированному типу. Водонефтяной контакт условно принят на отметках - 2463 - 2567 м.
1.3 Нефтегазоносность
Нефтяные залежи (мощностью 24 МВт) выявлены в пластах ЮС-2 (тюменская свита), ЮС-1 (васюганская свита), Ач1, Ач2, Ач3, Ач4, Ач5 (ачимовская толща), БС-10 (В) и БС-10 (Н) (мегионская свита).
Строение пластов в разрезе напоминает черепицу, где отдельные слои - линзы песчаников перекрывают друг друга и имеют слабый наклон вниз с востока на запад. В восточном направлении песчаные линзы ачимовской толщи выклиниваются вверх по склону, в юго-западном направлении из-за удаленности источников сноса и дефицита терригенного материала происходит постепенное замещение ачимовских пластов глинистыми аналогами. Общая толщина толщи изменяется от 35 м (скв. 152) в западной части площади до 217 м (скв. 156) в восточной ее части.
Пласт Ач1 на Конитлорском месторождении, вскрытый на а.о. от -2550 м до -2677 м, содержит основную по величине запасов залежь нефти в ачимовской толще.
2. Расчёты элементов талевой системы подъёмного агрегата
.1 Расчёт машинного времени при подъёме насосно-компрессорных труб при КРС
Исходные данные для расчета машинного времени подъема (tm):
)длина одной трубы l = 8,94 м;
)длина бочки барабана lб = 0,718 м;
)диаметр бочки барабана dб = 0,361 м;
)диаметр талевого каната д = 0,021 м;
)число струн оснастки талевого каната i =11;
)частота вращения барабана при разных скоростях, об/мин:
п1 =31,4 об/мин; п2 = 51,4 об/мин; п3 = 101,4 об/мин и n4 = 161,4 об/мин;
а) Определяем длину каната, навиваемого на бочку барабана lk, м, по формуле
к = (l + 0,5) i, (1)
к = (8,94 + 0,5)Ч10 = 94,4 м.
где 0,5 м - высота подъема трубы над устьем скважины.
б) Определяем число витков талевого каната в одном слое а, витков, по формуле
а (2)
а
Таблица 1 - Коэффициент, учитывающий замедление подачи крюка при включении и торможения лебедки
ПодъемникСкорость подъемаЗначение k, когда скважина оборудована насосамиштанговымиэлектропогружнымиподъёмспускподъём и спускТрактор подъёмник С-80 с лебёдкой ЛТ-11 КМI, II, III, IV1,2; 1,31,31,5
где с = 1 - уменьшение числа витков из-за неплотной намотки каната.
в) Определяем диаметр бочки барабана с учетом навиваемых слоев каната, di, м, по формуле
(3)
где m = 1, 2 и 3 (навиваемый слой каната).
В этом случае по формуле (3) получим:
при m = 11 = 0,361 + 0,021 + 1,87 0,021 1 = 0,421 м;
при m = 22 = 0,361 + 0,021 + 1,87 0,021 2 = 0,460 м;
при m = 33 = 0,361 + 0,021 + 1,87 0,021 3 = 0,499 м;
г) Определяем длину каната в каждом слое барабана lki, м, по формуле
(4)
в первом слое (m = 1)k1 = рd1 a = 3,14 0,421 33 = 43,62 м;
во втором слое (m = 2)k2 = рd2 a = 3,14 0,460 33 = 47,66 м;
в третьем слое (m=3)k3 = рd3 a = 3,14 0,499 33 = 51,70 м;
д) Определяем общую длину навитого каната в трех слоях l0, м, по формуле
0 = lk1 + lk2 +lk3 (5)
0 = 43,62+ 47,66+51,70 = 142,98 м
Эта длина соответствует найденной полной длине каната, навиваемого на бочку барабана (94,4 м), а поэтому число рабочих слоев каната m = 3.
е) Определяем средний диаметр бочки барабана лебедки, dср, м, по формуле
(6)
ж) Определяем машинное время подъема на каждой скорости лебедки tm, мин, по формуле
(7)
скорость I (n1 = 31,4 об/мин):
= = 2,60
скорость II (n2 = 51,4 об/мин);
= = 1,58
скорость III (n3 = 101,4 об/мин);
= = 0,80
скорость IV (n4 = 161,4 об/мин);
= = 0,50
.2 Расчет потребной длины талевого каната
Определить необходимую длину талевого каната для оснастки талевой системы 4х5 на вышке А-50 (ЭС-28-80) высотой 34,8 м.
. Определяем потребную длину каната lК, м, по формуле
К = НВ(n + 2) + l0 + l′ (1)
где n + 2 - число рабочих струн оснастки с учетом ходового и неподвижного концов талевого каната;0 - длина каната, постоянно навитого на барабан лебедки;′ - длина каната, необходимого на замену сработанной части ходового конца (l′ = 30 м)К = 34,8 (8 + 2) + 18 + 30 = 396 м;
Это в случае, когда передвижной подъемник установлен около рамного бруса вышки. Если ходовой конец талевого каната протянут через направляющий оттяжной ролик, к вычисленной длине каната необходимо добавить длину, равную высоте вышки + 10 м, т.е. (НВ + 10 м), тогдаК = 396+ (34,8 + 10) = 440,8 м.
3. Технология проведения очистки скважин от песчаной пробки при проведении КРС
Способы ликвидации песчаных пробок в скважинах.
При разработке пластов, сложенных рыхлыми породами в призабойной зоне разрушается скелет пласта. В этом случае жидкость и газ во время движения по пласту увлекают в скважину значительное количество песка.
Если скорость недостаточна для подъема песчинок, то они осаждаются на забое, образуя пробку, прекращая доступ флюида из пласта. Поэтому для возобновления нормальной эксплуатации скважины необходимо очистить забой от песка.
Наиболее используемые способы:
- Прямая промывка скважины от песчаной пробки - процесс удаления из нее песка путем нагнетания промывочной жидкости внутрь спущенных НКТ и выноса размытой породы жидкостью через затрубное пространство скважины (затруб). Конец подвески труб оборудуют пером, фрезером, фрезером-карандашом.
Скоростная прямая промывка - при наращивании промывочных труб процесс промывки не прекращается, это исключает оседание размытого песка и прихват колонны НКТ.
Обратная промывка скважины - процесс удаления песка из скважины путем нагнетания промывочной жидкости в затрубное пространство и направлением восходящего потока жидкости через промывочные трубы. Благодаря меньшему сечению в них создаются большие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос песка.
Промывка скважин струйными аппаратами применяется в тех случаях, когда экс. колонна имеет дефекты. Установка для промывки состоит из струйного насоса, концентрично расположенных труб и поверхностного оборудования (шланга, вертлюга, приспособления для подлива воды)
Очистка скважин от песчаных пробок аэрированной жидкостью, пенами и сжатым воздухом. Применяют в скважинах с небольшим столбом жидкости и при наличии на забоях рыхлых пробок. Для герметизации устья используют сальник. В качестве рабочего агента применяют аэрированную жидкость, пену, сжатый воздух. Преимущества такого способа - исключение поглощения промывочной жидкости пластом; ускорение процесса ввода скважины в эксплуатацию после очистки от пробки; возможность очистки части колонны ниже отверстий фильтра (зумпфа).
Промывка аэрированной жидкостью с добавлением ПАВ. Применяют в скважинах с низким пластовым давлением, эксплуатация которых осложнена частыми пробкообразованиями, а ликвидация пробок связана с поглощением пластом промывочной жидкости.
Промывка скважин с поверхностно-активными веществами (ПАВ). Применяют для снижения поверхностного натяжения на границе нефть - вода. Добавка ПАВ к жесткой воде способствует снижению ее поверхностного натяжения и быстрому, почти полному удалению этой воды из призабойной зоны при освоении скважины. В качестве ПАВ используют сульфанол, сульфонатриевые соли, деэмульгаторы и др.
Промывка скважин пенами. При определенной концентрации раствора ПАВ в воде образуется стабильная пена, которую используют для промывки скважин.
Очистка скважин от пробок желонками. Метод заключается в последовательном спуске на забой желонки, заполнении ее и подъеме. Различают простые, поршневые и автоматические желонки. Несмотря на простоту, этот метод обладает рядом существенных недостатков - длительность процесса; возможность протирания экс. колонны; возможность обрыва тартального каната или проволоки; загрязнения рабочего места. При очистке скважины от рыхлых пробок и небольшой высоте столба жидкости рекомендуется использовать простые желонки, при плотных пробках - поршневые, во всех остальных случаях - автоматические.
Очистка скважин от песчаных пробок гидробурами. Песчаные пробки из скважины можно удалять и без спуска промывочных труб. Для этой цели применяют гидробур, спускаемый на канате. После удара о пробку гидробур приподнимают на 2 - 3 метра и вновь ударяют долотом о поверхность. Во время очередного подъема плунжер засасывает жидкость с песком из-под долота, затем песок попадает в желонку, а жидкость - в поршневой насос. При таких ударах в несколько приемов в гидробур засасывается осевшая на забое песчаная пробка. Во избежание образования петель каната или большого его натяга и обрыва рекомендуется проводить работы на пониженной скорости подъемника.
Меры по предотвращению осложнений при промывке скважин от песчаных пробок:
- Перед промывкой необходимо провести подготовительные работы: проверка наземных сооружений, оборудования и инструмента; выбор и проверка промывочных труб, промывочного насоса; выбор способа помывки, промывочной жидкости; замер глубины забоя.
При промывке наклонных и глубоких скважин рекомендуется пользоваться гидравлическим индикатором веса (ГИВ).
Промывать фонтанные скважины следует при установленной под вертлюгом центральной (коренной) задвижке ФА и переводной катушке.
При использовании бурового раствора или нефти в качестве промывочной жидкости необходима специальная система желобов для циркуляции жидкости, чтобы не допускать ее потери.
Перед промывкой скважины всю систему необходимо промыть водой и опрессовать на давление, не менее чем полуторакратное ожидаемое.
При промывке скважины водой для большей надежности подавать ее следует из двух самостоятельных источников.
Спуск промывочных труб без восстановления циркуляции следует прекратить, не доводя их конец на 50 - 100 метров до пробки.
После спуска промывочных труб до установленной глубины следует путем наращивания нескольких труб восстанавливать циркуляцию после каждого наращивания, достичь пробки и приступить к промывке.
3.1 Оборудование для очистки скважин от песчаной пробки
Оборудование для очистки скважин от песчаной пробки зависит от технологической схемы (рисуноки 4.1 и 4.2). Промывочный насос определяется исходя из требуемых давления и подачи (производительности).
Рисунок 4.1 - Схема прямой (а) и обратной (б) промывок скважин
- колонна; 2 - НКТ; 3 - устьевой тройник; 4 - промывочный вертлюг; 5 - промывочный насосный агрегат; 6 - устьевой сальник; 7 - переводник со шлангом
Производительность первоначально целесообразно принять: из условий минимальной подачи насоса (1 передача коробки перемены передач двигателя); из условий размыва песка струей жидкости из насадки. Для определения необходимого давления следует провести гидравлический расчет промывки. Способ промывки: 1 - прямая; 2 - обратная; 3 - комбинированная; 4 - непрерывная.
Рисунок 4.2 - Оборудование скважины при промывке ее аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ
- обратный малан; 2 - манифольд; 3 - устьевой сальник; 4 - НКТ; 5 - шланг; 6 - вентили; 7 - манифольд; 8 - манометр; 9 - смеситель-аэратор; 10 - обратные клапаны; 11 - вентиль; 12 - расходомер; 13 - насос; 14 - емкость.
При гидравлическом расчете промывки подлежат определению следующие параметры, которые устанавливают технологические характеристики проведения работ с оценкой требуемого давления и расхода жидкости, а также времени на осуществление процесса.
. Скорость восходящего потока жидкости должна быть больше скорости падения в ней частичек песка:
,
где - скорость подъёма песчинок; - скорость восходящего потока жидкости; - средняя скорость свободного падения песка в жидкости, определяемая в зависимости от диаметра частиц песка.
Диаметр частиц песка, мм0.30.250.20.10.01, см/с3.122.531.950.650.007
Обычно принимается, что , тогда .
. Общие гидравлическое потери при промывке:
, м.
Здесь - потери напора в промывочных трубах:
, (1)
где - длина промывочных труб, м; - внутренний диаметр промывочных труб, м; - скорость нисходящего потока жидкости в трубах, м/с; - плотность жидкости, т/м3, - коэффициент гидравлических сопротивлении (таблица или расчет).
Условный диаметр труб, мм0.0400.0370.0350.0340.032
, (2)
где - коэффициент, учитывающий увеличение потерь вследствие содержания в жидкости песка (); - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; - наружный диаметр промывочных труб, м.
При определении гидравлических сопротивлении обратной промывки пользуются теми же формулами, только формула (1) используется для восходящего потока, а формула (2) - для нисходящего.
, (3)
где - доля пустот между частицами песка, занимаемая жидкостью, ; - площадь сечения обсадной колонны, м2; - высота пробки, прошиваемой за один прием ( или 12 м); f - площадь сечения кольцевого пространства, м2; - плотность песка (для кварцевого песка т/м3.
и - потери, напора, соответственно, для вертлюга и шланга определяются по опытным данным и могут быть приняты следующие (см. ниже). - потери напора в наконечнике: насадки диаметром Ж 10 ё37 мм, фрезер и др.,
, (4)
где - плотность жидкости, г/см3; - подача жидкости, см3/с; см/с2; - коэффициент расхода насадки; - сечение насадки, см2.
. Время, необходимое для подъема размытой породы на поверхность:
, где - скорость подъема размытой породы.
При промывке нефтью изменения в расчет будут внесены только в определение коэффициента :
· при ламинарном режиме - , где - число Рейнольдса:
· при течении жидкости в трубе - ;
· при течении жидкости в кольцевом пространстве - ,
где - скорость течения жидкости, м/с; - кинематическая вязкость жидкости, м2/с.
При - режим движения жидкости ламинарный, - турбулентный.
4. Техника безопасности при работе с технологическими трубопроводами под давлением при ведении КРС
Трубы высокого давления (ТВД) использует нефтедобывающая отрасль для откачки нефти с более высокой фракцией и закачки воды в скважину с целью «поднятия» нефти над поверхностью рабочих жидкостей. Особенность труб - возможность выдерживать высокое давление (более 70 МПа), благодаря стальной конструкции толстых стенок (толстостенные), выполненные на основе материала по ГОСТ 633-80 (аналог импортному API 5 СТ) из кованой заготовки, что обеспечивает отсутствие швов. Толщина стенок труб высокого давления пропорциональна диаметру трубы (от 5 мм - при диаметре 60 мм), при толщине стенок от 12 мм. проводят испытания на ударную вязкость. Для обеспечения антикоррозийной обработки поверхности ранее применялось нанесение тонкого слоя стекла, что приводило к его быстрому «потрескиванию» в процессе монтажа. Теперь применяют эмаль НЦ-132 (красного цвета) либо покрытие по желанию заказчика. Конкретная марка стали зависит от перекачиваемой жидкости (смеси), обычно сталь «20».
При изготовлении труб высокого давления из углеродсодержащей стали они становятся более хрупкими, поэтому дополнительно проводят испытания на межкристаллическую коррозию. Также обязательны гидравлические испытания при толщине стенки до 12 мм, давлением 130 Па. Длина и маркировка трубы для разных моделей цементировочных агрегатов: ЦА320.75.00.001-08 /09/04 равна соответственно 4000, 2000, 1100 мм.
Труба манифольдная используется при бурении и капитальном ремонте скважин, предназначена для оборудования временных трубопроводов высокого давления, узлов манифольда используемых для перекачки различных жидкостей, при обслуживании комплексов скважин и трасс нефтепроводов.
Правила техники безопасности.
Общие положения.
- Конструкция трубопровода должна обеспечивать безопасность при эксплуатации и предусматривать возможность его полного опорожнения, очистки, промывки, продувки, наружного и внутреннего осмотра, контроля и ремонта, удаления из него воздуха при гидравлическом испытании и воды после его проведения.
Если конструкция трубопровода не позволяет проведения наружного и внутреннего осмотров, контроля или испытаний, в проекте должны быть указаны методика, периодичность и объем контроля, выполнение которых обеспечит своевременное выявление и устранение дефектов.
Соединения элементов трубопроводов, работающих под давлением до 35 МПа (350 кгс/см2), следует производить сваркой со стыковыми без подкладного кольца сварными соединениями. Фланцевые соединения допускается предусматривать в местах подключения трубопроводов к аппаратам, арматуре и другому оборудованию, имеющему ответные фланцы, а также на участках трубопроводов, требующих в процессе эксплуатации периодической разборки или замены. Соединения трубопроводов под давлением свыше 35 МПа (350 кгс/см2) следует выполнять по специальным требованиям и техническим условиям.
В трубопроводах, предназначенных для работы под давлением до 35 МПа (350 кгс/см2), допускается вварка штуцеров на прямых участках, а также применение тройников, сваренных из труб, штампосварных колен с двумя продольными швами при условии проведения 100%-ного контроля сварных соединений неразрушающими методами.
Вварка штуцеров в сварные швы, а также в гнутые элементы (в местах гибов) трубопроводов не допускается.
На гибах трубопроводов, работающих под давлением до 35 МПа (350 кгс/см2), может быть допущена вварка одного штуцера (трубы) для измерительного устройства внутренним диаметром не более 25 мм.
Для соединения элементов трубопроводов из высокопрочных сталей с временным сопротивлением разрыву 650 МПа (6500 кгс/см2) и более следует использовать муфтовые или фланцевые соединения на резьбе.
В местах расположения наиболее напряженных сварных соединений и точек измерения остаточной деформации, накапливаемой при ползучести металла, следует предусматривать съемные участки изоляции.
Требования к конструкции трубопровода.
- Детали трубопроводов высокого давления следует изготавливать из поковок, объемных штамповок и труб. Допускается применение других видов заготовок, если они обеспечивают безопасную работу в течение расчетного срока службы с учетом заданных условий эксплуатации.
Отношение внутреннего диаметра ответвления к внутреннему диаметру основной трубы в кованых тройниках-вставках принимается не менее 0,25. Если соотношение диаметра штуцера и диаметра основной трубы менее 0,25, применяют тройники или штуцера.
Конструкция и геометрические размеры тройников, сваренных из труб, штампосварных колец, гнутых отводов и штуцеров должны соответствовать установленным требованиям.
Сваренные из труб тройники, штампо-сварные отводы, тройники и отводы из литых по электрошлаковой технологии заготовок допускается применять на давление до 35 МПа (350 кгс/см2). При этом все сварные швы и металл литых заготовок подлежат неразрушающему контролю в объеме 100%.
Отношение внутреннего диаметра штуцера (ответвления) к внутреннему диаметру основной трубы в сварных тройниках принимается не выше значения 0,7.
Применение отводов, сваренных из секторов, не рекомендуется.
Гнутые отводы после гибки подвергают термической обработке.
Отводы гнутые из стали марок 20, 15ГС, 14ХГС после холодной гибки подвергают отпуску при условии, что до холодной гибки трубы подвергались закалке с отпуском или нормализации.
Для разъемных соединений следует применять фланцы резьбовые и фланцы, приваренные встык.
В качестве уплотнительных элементов фланцевых соединений следует применять металлические прокладки - линзы плоские, восьмиугольного, овального и других сечений.
На деталях трубопроводов, фланцах резьбовых, муфтах и крепежных изделиях выполняется стандартная резьба. Форма впадин наружных резьб должна быть закругленной. Допуски на резьбу - 6Н, 6g. Качество резьбы проверяется свободным прохождением резьбового калибра.
В случае изготовления крепежных деталей холодным деформированием они подвергаются термической обработке - отпуску. Накатка резьбы на шпильках из аустенитной стали для эксплуатации при температуре более 500°С не допускается.
Конструкция и расположение сварных соединений должны обеспечивать их качественное выполнение и контроль всеми предусмотренными методами в процессе изготовления, монтажа, эксплуатации и ремонта.
Расстояние между соседними кольцевыми стыковыми сварными соединениями должно быть не менее трехкратного значения номинальной толщины свариваемых элементов, но не менее 50 мм при толщине стенки до 8 мм и не менее 100 мм при толщине стенки свыше 8 мм.
В любом случае указанное расстояние должно обеспечивать возможность проведения местной термообработки и контроля шва неразрушающими методами.
Сварные соединения трубопроводов следует располагать от края опоры на расстоянии 50 мм для труб диаметром менее 50 мм и не менее чем на расстоянии 200 мм для труб диаметром свыше 50 мм.
Расстояние от начала гиба трубы до оси кольцевого сварного шва для труб с наружным диаметром до 100 мм должно быть не менее наружного диаметра трубы, но не менее 50 мм.
Проверку герметичности всех соединений и соединительных линий в обвязке управления запорными кранами необходимо проводить мыльным раствором. Применение открытого огня для этих целей категорически запрещается. Выявленные утечки газа необходимо сразу же устранять, в противном случае в местах пропуска газа может произойти его дросселирование, что приведет к образованию пробки и закупорке импульсных линий.
Во время продувки соединительных шлангов высокого давления следует остерегаться удара свободным его концом. В этом случае сначала закрепляют свободный конец шланга и только после этого подают газ на его продувку.
Обслуживающему персоналу очень часто приходится встречаться со случаями утечек газа через обратные клапаны в системе уплотнительной смазки кранов. Замену клапанов необходимо выполнять с помощью специальных приспособлений, обеспечивающих безопасное проведение работ. Порядок их ведения должен четко соответствовать действующей инструкции.
Обслуживание электропневматических узлов управления и конечных выключателей следует проводить только при отключенном электропитании. Узлы управления должны быть всегда заземлены.
.1 Порядок и схема монтажа промывочного насосного агрегата при различных способах промывки от песчаных пробок скважин
Для реализации этого способа:
1)в скважину опускают колонну промывочных труб,
2)у устья скважины размещают:
·насосы,
·резервуары с промывочной жидкостью
·другое оборудование, необходимое для промывки по одному из способов
Способы промывки:
)прямая,
)обратная,
)комбинированная
)непрерывная.
Расположение оборудования у устья скважины, эксплуатирующейся ШСН, может быть следующим (рис. IV.11):
1)подъемник устанавливают, как обычно при спускоподъемных операциях, - по одной оси с мостками,
2)промывочный агрегат - напротив станка-качалки, не более чем в 10 м от устья скважины так, чтобы его кабина не была обращена к устью.
) позади агрегата может быть расположена емкость для промывочной жидкости или автоцистерна.
1 - мостки-стеллажи; 2 - рабочая площадка; 3 - устье скважины; 4 - балансирный станок-качалка; 5 - подъемная лебедка (агрегат подземного ремонта); 6 - площадка для агрегата; 7 - компрессор; 8 - вентиль регулировочный; 9 - установка насосная; 10 - аэратор; 11 - вентиль; 12, 13 - емкость
Последовательность операций при прямой промывке следующая:
1)Подготовительные работы:
·у устья скважины устанавливают агрегат подземного ремонта (или оснащают стационарную эксплуатационную вышку талевой системой),
·монтируют стояк,
·устанавливают промывочный агрегат, технологические емкости,
·оборудуют устье скважины головкой, соединяют трубопроводами все узлы и агрегаты.
2)Спускают колонну промывочных труб таким образом, чтобы насадка, установленная в их нижней части, находилась не выше 10 м от начала пробки.
3)Соединяют колонну труб с вертлюгом и включают насос промывочного агрегата.
)После создания циркуляции промывочной жидкости, т.е. появления потока жидкости из трубопровода, соединенного с кольцевым пространством между эксплуатационной и колонной промывочных труб, начинают с помощью подъемника опускать в скважину колонну промывочных труб. Спуск проводят на минимальной скорости, следя за тем, чтобы колонна промывочных труб не встала на пробку, и одновременно следят за показаниями манометра, установленного на нагнетательной линии промывочного насоса.
Прямую промывку осуществляют подачей промывочной жидкости к пробке через спущенную в скважину колонну промывочных труб. При этом материалы, составляющие размываемую пробку, выносятся на поверхность по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной промывочных труб.
Колонну труб привинчивают к вертлюгу (рис. IV. 12, а), который, в свою очередь, подвешивают на крюк талевой системы. Вертлюг соединяют гибким шлангом со стояком, к которому от насоса подводится промывочная жидкость.
Прямая промывка наиболее эффективна при удалении крепких пробок.
а - прямой; б - ускоренной; в-обратной; г - комбинированной;
1 - колонна промывочных труб; 2 - эксплуатационная колонна; 3 - крестовина; 4 - задвижка; 5 - фланец; 6 - предохранительная задвижка; 7 - промывочный шланг; 8 - муфта; 9 - вертлюг; 10,11, 12, 13, 14 - краны; 15 - промывочная головка; 16 - вкладыш, 17 - крышка; 18 - муфта; 19, 20, 21 - краны; 22 - промывочная головка; 23 - манжетное уплотнение; 24 - гибкий шланг; 25 - пробка; 26, 27, 28 - краны
Заключение
В данной курсовой работе была проведена характеристика Конитлорского месторождения в весенний период. Произведен расчет машинного времени на подъем НКТ при разных скоростях подъема. Из этого расчета можно понять что при увеличении скорости вращения барабана лебедки увеличивается скорость на подъем одной НКТ. Также было была рассчитана длина талевого каната.
Была изучена технология проведения очистки скважины от песчаной пробки при проведении КРС, изучено оборудование для проведения конкретных работ, техника безопасности при работе с технологическими трубопроводами под давлением. Так же был рассмотрен порядок и схема монтажа промывочного насосного агрегата при различных способах промывки от песчаных пробок скважин.
Список используемых источников
1) В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. М., Недра, 1990.
) «Изготовление и монтаж технологических трубопроводов.» Тавастшерна Р.И. 1967 г.
) http://neftegaz.ru/ science/view/273
) http://www.neftrus.com/ krs.html
) http://www.bibliofond.ru/ view.aspx? id=608338
6) Амиров А.Д. «Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин» 1979.
) http://www.neftrus.com/encecloped/437-thermal-heat-well-treatment.html
) http://pombur.com/kapitalnyj-remont-skvazhin/
) http://pavelragulin.com/remont/podgotovitelnye-raboty-k-remontu-skvazhin.html