Чертежи по капитальному ремонту скважин

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт скважин – комплекс работ, связанный с восстановлением ее работоспособности

Капитальный ремонт скважин (Workover)- повторное проникновение в законченную скважину для проведения очистных и восстановительных работ.

Комплекс работ КРС включает восстановление работоспособности эксплуатационных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидация аварий, спуск и подъем оборудования для раздельной эксплуатации и закачки.

Это последовательность работ, направленных на восстановление цементного кольца, обсадочных колон, призабойной зоны.

В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:

Ремонты при глубине скважины до 1500 метров

Ремонты в скважинах свыше 1500 метров

Ко 2 й категории также относят 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 нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.

Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт.

Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

Необходимость проведения работ по КРС основывается факторами:

Требованиями технологии рациональной разработки месторождения, залежи, пласта.

Возможностью получения дополнительной нефти при улучшении технико-экономических показателей.

Несоответствием конструкции скважины условиям эксплуатации и разработки месторождения.

Несоответствием дебета нефти, содержанием воды в продукции скважины и их изменений параметрам продуктивного пласта в нефтяных добывающих скважинах; приемистости, давления нагнетания в водонагнетаемых скважинах.

Возможностью повышения продуктивности скважин за счет увеличения проницаемости пласта в призабойной зоне.

Возникновением аварийных ситуаций, связанных со скважинным оборудованием, исследовательской аппаратурой и приборами.

Подготовка скважин к капитальному ремонту включает глушение скважину и закрытие устья.

Источник

Комплекс мобильный для механизации спуско-подъемных операций при капитальном и текущем ремонте скважин

Нефтегазопромысловое оборудование. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин.
Сборник чертежей и схем связанных с эксплуатацией и ремонтом скважин.

Схемы:
1. Типовая схема обвязки ОП при капитальном ремонте скважин по ГОСТ 13862-2003. Схема ПВО 18-35 это схема обвязки устья скважины противовыбросным оборудованием при проведении текущего и капитального ремонта скважин
2. Схема обвязки устья скважины при КРС
3. Упрощенная схема обвязки устья скважины при испытании

Машины:
4. Чертеж общего вида Агрегат АПРС-40 (обзор конструкции АПРС-40 на базе КамАЗ — 43118)
5. Схема агрегата КОРО1-80
6. Технологическая схема установки для КРС
7. Комплекс для механизации спуско-подъемных операций при текущем и капитальном ремонте скважин модернизированный

Бонусом 2е студенческие работы (записки)

Состав: Сборник чертежей и схем. Спецификаии есть не на все.

Софт: КОМПАС-3D 15

$ема агрегата КОРО1-80 1.cd

$ема обвязки устя.cd

$щий вид ОВ А1к.cd

Автор: fjorde

Дата: 2020-09-24

Просмотры: 174

1 Добавить в избранное

Источник

Агрегат для капитального ремонта скважин А-60 с разработкой трехуровневого устьевого гермитизатора

Полтавский национальный технический университет им. Юрия Кондратюка
Кафедра нефти и газа
Дипломный проект на тему: «Агрегат для капитального ремонта скважин А-60 с разработкой трехуровневого устьевого герметизатора»
Полтава 2014

Модернизация относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для герметизации устья скважины при спуске и подъеме под давлением колонн труб при капитальном ремонте скважин.
Техническим результатом разработки является расширение эксплуатационных возможностей и увеличение общего ресурса работоспособности устьевого гермитизатора.
Целесообразность модернизации подтверждается расчетами работоспособности и экономическим эффектом от внедрения разработки.
Сборочный чертеж аналога герметизатора устьевого, который предназначен для герметизации устья скважины при спуске и подъеме под давлением колонн труб при капитальном ремонте скважин. Недостатками данной конструкции являются: ограниченные эксплуатационные возможности и малый общий ресурс работоспособности уплотнительного элемента вследствие его износа и разрушения муфтовыми и замковых соединений труб.
Сборочный чертеж герметизатора, модернизированной конструкции. Такая конструкция позволяет расширить эксплуатационные возможности и увеличение общего ресурса работоспособности. Конструкция устьевого герметизатора позволяет изменять количество уплотнителей, в зависимости от максимального давления на устье скважины и допустимого рабочего давления на один уплотнитель. Общее количество уплотнителей в модернизированном герметизатор зависит от максимального давления на устье скважины и допустимого рабочего давления на один уплотнитель.

Вступ…………………………….……………………………………………………4
1 Інформаційний огляд…………………………..…………………………….…. 6
1.1 Різновиди та призначення капітального ремонту свердловин…………….…. 6
1.2 Призначення, виконувані функції, умови роботи обладнання, що використовується під час капітального ремонту свердловин……………………. 9
2 Вибір технологічного обладнання…………………………….………………..26
2.1 Розрахунок та вибір технологічного обладнання …………….…..……. …. 26
2.2 Опис підібраного технологічного обладнання ………………. ………………28
3 Техніко – економічне обґрунтування………………. ………………. ……. 32
4. Опис технічної пропозиції………………..……………………………………..33
5 Розрахунки працездатності……….……………………………………..………41
5.1 Розрахунок вибору двигуна……………………………………………………..41
5.2 Вибір діаметру і типу талевого канату для оснастки талевої системи……….42
5.3 Перевірочний розрахунок талевого каната на міцність……………………….43
5.4 Визначення роботи талевого канату по підйому і спуску труб………………44
6 Експлуатація та ремонт обладнання …………….………………. ………….49
6.1 Умови експлуатації та аналіз діючих навантажень……………………………49
6.2 Типові види і причини спрацювання і відмов елементів обладнання………..50
6.3 Зміст технічного обслуговування обладнання. Перелік та послідовність робіт при ТО і поточному ремонті обладнання…………………………………………..50
6.4 Система планово – попереджувальних ремонтів………………………………52
6.5 Ремонт гідростатичної установки агрегату А – 60 ……………………………55
6.6 Розрахунок припусків на механічну обробку кришки………………………. 57
6.7 Вибір і розрахунок режимів різання……………………………………………60

7 Організаційно – технічні заходи з монтажу обладнання…………..………. 63
7.1 Монтаж обладнання……………………………………………..……………….63
7.2 Структурне планування………………………………………………………….64
7.3 Календарне планування………………………………………………………….66
7.4 Оптимізація мережевих моделей………………………………………….…….73
7.5 Оперативне управління………………………………………………………….75
8 Охорона праці та безпека в надзвичайних ситуаціях…………. …. …..…..76
8.1 Охорона праці…………………………………………………………………….76
8.1.1 Аналіз шкідливих і небезпечних факторів, які діють на працюючих при експлуатації комплексу для капітального ремонту свердловин А-60……………76
8.1.2 Інженерні рішення з охорони праці та техніки безпеки………..…………..80
8.1.2.1 Розрахунок прожекторного освітлення зони проведення робіт…………80
8.1.2.2 Перевірка звукоізолюючої здатності захисного кожуха агрегату А-60…81
8.1.3 Забезпечення безпеки технологічного процесу та обладнання……………84
8.1.4 Оцінка пожежної небезпеки обладнання……………………..……………..88
8.2 Безпека в надзвичайних ситуаціях……………………………………………..93
8.2.1 Аналіз можливих надзвичайних ситуацій при капітальному ремонті та освоєнні свердловин за допомогою агрегату А-60 ………………………………..93
8.2.2 Розробка запобіжних (превентивних) заходів на випадок виникнення надзвичайної ситуації під час капітального ремонту та освоєнні свердловин за допомогою агрегату А-60……………………………………………………………96
8.2.3 Розрахунок осередку ураження при вибуху…………………………………99
9 Охорона навколишнього середовища……………………….…….…. …….101
9.1 Аналіз можливих джерел забруднення навколишнього середовища……….101
9.2 Заходи по охороні навколишнього середовища……………………………. 103
9.3 Висновки до розділу охорона навколишнього середовища………………….109
10 Економічні розрахунки…………..…………………………….…. ……. ….111
10.1 Визначення собівартості та оптової ціни герметизатора гирла свердловини…………………………………………………………………………112

Состав: Технологическая схема А1; Кинематическая схема установки А-60 А1; Гидравлическая схема А-60 А1; Установка для капитального ремонта скважин А-60 (ВО) А1; Герметезатор аналог (СБ) А1, Спецификация; Модернизированный герметизатор (СБ) А1; Спецификация; Технологический процес ремонта флянца; Деталировка аналога и модернизованной конструкции герметизатора, ПЗ

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Капитальный ремонт скважин (КРС)

К капитальным ремонтам скважин и работам по повышению нефтеотдачи пластов относятся работы, представленные в табл. 3 и 4

Классификатор капитальных ремонтов скважин. Таблица 3

Виды работ по капитальному ремонту скважин

Технико-технологические требования к сдаче

КР 1 Ремонтно-изоляционные работы

Отключение отдельных обводненных интервалов пласта

Отключение отдельных пластов

Исправление негерметичности цементного кольца

Наращивание цементного кольца за эксплуатацион­ной, промежуточной колоннами, кондуктором

Выполнение запланированного объема работ. Снижение обводненности продукции.

Выполнение запланированного объема работ. Отсутствие приемистости или притока в (из) отключенном (ого) пласте (а).

Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. Снижение обводненности продукции при сокращении или увеличении дебита нефти

Отсутствие нефтегазопроявлений на поверхности и подтверждение наращивания цементного кольца в необходимом интервале промыслово-геофизическими исследованиями

КР 2 Устранение негерметичности эксплуатационной колонны

Устранение негерметичности тампонированием

Устранение негерметичности установкой пластыря

Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра

Герметичность эксплуатационной колонны при гидроиспытании

КР 3 Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта

Извлечение оборудования из скважины после аварий, допущенных в процессе эксплуатации

Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной

Очистка забоя ствола скважины от металлических предметов

Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин

Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин

Прохождение шаблона до необходимой глубины. Герметичность колонны в интервале работ фрезером

Достижение цели, оговоренной в технологическом плане

Достижение цели, оговоренной в дополнительном плане на ликвидацию аварий

КР 4 Переход на другие горизонты и приобщение пластов

Переход на другие горизонты

Выполнение заданного объема работ, подтвержденных промыслово-геофизическими исследованиями. Получение притока.

Получение притока из нового интервала и увеличение дебита нефти

Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров-отсекателей

Выполнение запланированного объема работ, герметичность пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды.

КР 6 Комплекс подземных работ, связанных с бурением

Зарезка новых стволов скважин

Бурение цементного стакана

Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе

Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин

Источник

ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕН ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИНЕ

3.1 Подъёмный агрегат

При капитальном ремонте скважины используется подъемный агрегат. В нашем случае это агрегат грузоподъёмностью 80 тонн- ИДЕЛЬ-80 (рис. 2).

Рисунок 2 ИДЕЛЬ-80

Агрегат ИДЕЛЬ-80 предназначен для капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в районах с умереным и холодным климатом при температуре окружающего воздуха от минус 45°С до плюс 50°С, категория размещения 1 по ГОСТ 15150.

Агрегат позволяет производить следующие операции:

· передвижение по дорогам всех категории;

· монтаж и демонтаж скважинного оборудования;

· спускоподъемные операции с насосно-компрессорными и бурильными трубами;

· механизированное свинчивание и развинчивание колонны НКТ и бурильных труб;

· постановку цементных мостов в скважинах через манифольд вышки;

· разбуривание песчаных пробок, цементных мостов, вырезание окон в обсадной колонне ротором;

· ловильные и другие виды работ по ликвидации аварий;

· промывку скважин через манифольд вышки;

· освоение скважин после завершения буровых работ.

В качестве противовыбросового оборудования используем ППШР-2ФТ-152х21 (рис. 3).

Рисунок 3 ППШР-2ФТ-152х21

Превентор плшечно-шибертный с раздельным расположение плашек и шибера ППШР-2ФТ-152х21 предназначен для герметизации устья нефтяных и газовых скважин с целью предотвращения газонефтеводопроявлений (ГНВП) при выполнении текущего и капитального ремонта скважин, а так же при проведении перфорационных, взрывных и других геофизических работ на скважинах.

Наименование параметра	Значение
Условный проход, мм
Давление рабочее, Мпа
Условный диаметр уплотняемых НКТ	60-114
Допустимая нагрузка на плашки от веса колонны, кН
Полное число оборотов штурвала до закрытия: плашек шибера
Привод плашек	Винтовой, ручной от штурвала с возможностью дистанционного управления
Габаритные размеры,мм, длина ширина высота
Масса полная,кг,

3.3 Ключ гидравлический

Для свинчивания и развинчивания НКТ и бурильных труб применяется гидравлический ключ ГКШ-1200 (рис. 4).

Рисунок 4 ГКШ-1200

Гидравлический ключ ГКШ-1200МК предназначен для быстрого, безопасного, точного свинчивания и развинчивания бурильных, насосно-компрессорных труб (далее НКТ) с наружными диаметром Ø50 мм (1.99″), Ø60 мм (2.3/8″), Ø73 мм (2.7/8″), Ø89 мм (3.1/2″), Ø95 мм (3.3/4″), Ø108 мм (4.1/4″), Ø114 мм (4.1/2″). Вид климатического исполнения УХЛ1 по ГОСТ 15150, температура окружающего воздуха -40 до 50°С.

3.4 Ключи трубные

Для свинчивания НКТ так же применяются ручные трубные ключи типа КОТ и КТГУ.

Ключи трубные одношарнирные типа КОТ (рис. 5), предназначены для свинчивания-развинчивания труб и муфт труб путем захватывания их за тело или муфту автоматизированным или ручным способом при ремонте скважин. Применяются для работы в умеренном и холодном макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80.

Рисунок 5 Ключ трубный КОТ

Ключ трубный типа КОТ состоит из челюсти, шарнирно соединенной с рукояткой при помощи пальца, застопоренного к рукоятке специальным болтом. В челюсти и рукоятке в пазах типа«ласточкин хвост» устанавливаются соответственно плашка и сухарь с зубчатыми насечками на рабочей поверхности. От продольного перемещения и выпадения из пазов плашка и сухарь удерживаются специальными стопорными болтами. Пружина кручения, закрепленная одним концом в прорези на пальце рукоятки, другим концом к челюсти, обеспечивает автоматический зажим трубы между плашкой челюсти и сухарем рукоятки и удерживает ключ от выпадения на вертикальной трубе.

Ключ трубный КТГУ-60 (рис. 6) предназначен для свинчивания и развинчивания резьбовых соединений насосно-компрессорных труб (НКТ 60 мм) механизированным способом и вручную при подземном ремонте скважин, для использования в умеренном и холодном макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80.

Ключ трубный для НКТ КТГУ-60 состоит из челюсти, шарнирно соединенной со створкой и рукояткой при помощи пальцев, застопоренных шплинтами. В створку вставлена пружина, надетая на направляющую, которая обеспечивает автоматический зажим трубы между челюстью и створкой. Поворот створки ограничивается уступом, выполненным на челюсти. На створке и челюсти ключа в канавках типа «ласточкин хвост» установлены два сухаря. Сухари ключа КТГУ-М от выпадения крепятся пружинными фиксаторами (хомутиками).

Основные спуско-подъемные операции, кроме ловильных, производятся на насосно-компрессионных трубах (рис. 7).

Насосно-компрессионные трубы на одном конце имеют муфту, на другом ниппельном конце резьбу, путем подъёма и свинчивания труб производится спуск оборудования в скважину. Резьбы НКТ калибруются при каждом спуско-подъеме, 10% от общего количества труб и так же последние 15 спускаемых труб. Резьбы труб при каждом спуске смазываются специальной герметизирующей смазкой.

Основные характеристики НКТ и резьбы

3.6 Превентор штанговый

Для герметизации устья скважины при спуско-подъемных операциях с насосными штангами используется ППМ (рис 8).

Превентор плашечныймалогабаритный ППМ-62х21 предназначен для герметизации устья нефтедобывающих скважин оснащенных насосными комплектами с приводом через насосные штанги при любых видах ремонтов скважин.

Применяются два вида элеваторов. Основным при спуско-подъёмных операциях является ЭТА-60 БН (рис 9).

Рисунок 9 ЭТА-60БН

Элеватор предназначен для захвата под муфту или замок и удержания на весу колонны труб с условным диаметром от 33 до 89 мм.по ГОСТ 633-80 и ГОСТ 631-75 в процессе спускоподъемных операции (СПО) при освоении и текущем ремонте нефтяных и газовых скважин. Элеватор может быть использован как при механическом свинчивании и развинчивании труб, так и при ручном с применением спайдера. Наличие сменных захватов Ø 33, 33В, 48, 48В, 60, 60В, 73, 73В, 89 позволяет одним элеватором производить спускоподъемные операции.

Условия эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80. Диапазон рабочих температур от — 45С0 до + 40С0.

Так же в работе применяются элеваторы типа ЭХЛ (рис 10).

Двухштропные элеваторы типа ЭХЛ предназначены для захвата и удержания на весу насосно-компрессорных труб в процессе спускоподъемных операций при текущем и капитальном ремонтах эксплуатационных скважин в условиях умеренного и холодного климата макроклиматических районов по ГОСТ 16350-80.

Основное отличие ЭХЛ от ЭТА это способ захвата и принцип работы, ЭХЛ в отличии от ЭТА, подбирается под размер трубы полностью, в то время как в ЭТА достаточно лишь сменить челюсть.

Источник