билеты помощник бурильщика. Перечень вопросов для проверки знанийквалификации персонала подрядных (субподрядных) организаций Профессия Помощник бурильщика капитального ремонта скважин
 Скачать 1.68 Mb.
|
Техническая характеристика.1.Транспортная база; КРАЗ-250 2.Допустимая нагрузка на крюке; 60 тонн 3.Телескопическая мачта; высота до оси кронблока 22,4 метра 4.Рекомендуемая длина свечи; 16 метров 5.Угол наклона мачты в рабочем положении; 6% 6.Оснастка; ¾ 7.Растояние от торца рамы до оси скважины; 1040 мм. 8.Масса мачты; 3787 кг. 9.Основная лебедка: однобарабанная с пневмоуправлением. 10.Общая масса агрегата; 35540 кг. 33. Гидропескоструйная перфорация: назначение, технология проведения. ГПП- предназначена для вскрытия пласта, один из видов перфорации обсадной колонны. ГПП основана на использовании абразивного и гидромониторного действия струи жидкости (воды или нефти), со взвешенным в ней песком, выходящим под высоким давлением из узкого отверстия (сопла). Оборудование. Подземное – перфоратор и НКТ; Наземное оборудование- - устьевая арматура; -БМ-700 (блок манифольда); -манифольдная линия; -агрегаты АН-700 -2 шт; ЦА-320; УСП-51; пеномеситель; водовозы- 2шт. Технология проведения: –скважину промыть, прошаблонировать; –спустить НКТ или БТ с перфоратором (спуск перфоратора на НКТ); – перфоратор спускают на НКТ с точным измерением длины труб; – после спуска инструмента обвязывают устье скважины, обеспечивающая прямую и обратную промывку скважины; –устанавливают агрегаты, задним ходом к устью скважины согласно инструкции, обвязывают агрегаты с устьем скважины; – спускают (бросают) в скважину шаровый клапан и опрессовывают оборудование пробным давлением, превышающим ожидаемое рабочее давление в 1,5 раза; – обратной промывкой поднимают шарик; – спускают (бросают) в скважину второй шарик меньшего диаметра; – проводят пробную закачку жидкости без песка, устанавливают режим работы насосной установки; – начинают ГПП, при этом 2 или 3- мя агрегатами закачивают смесь содержащую 50-100 килограмм массы песка, 81 куб. метров воды, фракционный состав песка может меняться; – ГПП провести в течение не менее 4 минут; – закачать, продавить песчано-жидкостную смесь в пласт, во избежание закрытия пор пласта; – после обработки всех интервалов потоком жидкости обратной промывкой поднимают обратный клапан (второй шарик) до появления чистой воды; – устье скважины освобождают от арматуры, поднимают перфоратор на НКТ из скважины и оборудуют скважину для освоения и эксплуатации. Одной из основных задач в процессе ГПП является поддержание циркуляции жидкости в пескосмесителе. 34. Способы освоения скважины. Условия притока жидкости к забою скважины. Освоение скважины – комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину обеспечивающего его продуктивность в соответствие с локальными (местными) добывными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин). ППД – поддержание пластового давления. После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, призабойная зона скважины особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой известью или глинистой коркой. Поэтому, и в результате некоторых других физико – химических процессов, образуется зона с пониженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Цель освоения- восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, а также для нормальной приемистости нагнетательных скважин. Сущность освоения скважин – заключается в создании депрессии, т.е. перепада между пластовым и забойными давлениями, с превышением пластового давления над забойным. Достигается это 2-мя путями: – либо уменьшением плотности жидкости в скважине; – либо снижением уровня жидкости в скважине: - в первом случае: буровой раствор заменяется водой а затем нефтью; - во втором случае, уровень жидкости в скважине снижается одним из следующих способов: 1.- поршневанием (свабированием) или желонкой; 2.- продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным способом); 3.- откачка жидкости штанговыми скважными насосами или погружными электро-центробежными насосами. Условием притока жидкости к забою скважины должно быть Рпл больше Рзаб. 35. Устранение негерметичности эксплуатационной колонны. Причинами негерметичности эксплуатационных колонн являются частичное или некачественное ее цементирование во время строительства, использование сточных вод для заводнения и агрессивных жидкостей для интенсификации добычи нефти, высокое давление нагнетания, качество металла и закрепления резьбовых соединений. Для устранения негерметичности эксплуатационных колонн применяют следующие методы: спуск и установку пакера; докрепление негерметичности резьбовых соединений путем доворота обсадных труб с устья скважины (пропускная способность негерметичности составляет менее 1 л/с по воде и отмечается только падением давления при опрессовке) в случаях, когда негерметичность обнаруживается в незацементированной и неприхваченной частях эксплуатационной колонны. Крутящий момент на устье скважины выбирают из условия прочности труб на кручение (1000 и 1200 кгм для 146- и 168-мм колонн соответственно) и стандартных значений крутящего момента для завинчивания резьбового соединения (450 и 650 кгм для 146- и 168-мм колонн соответственно); отвинчивание и замену негерметичных обсадных труб в следующих случаях: негерметичность обнаружена в незацементированной части эксплуатационной колонны и преимущественно выше башмака предыдущей колонны; отсутствуют цементные сальники в межколонном пространстве; цементирование нежелательно исходя из необходимости вторичного цементирования кондуктора во время ликвидации скважины путем извлечения части эксплуатационной колонны; установку металлических пластырей; спуск летучки в специфических условиях: наличие нескольких нарушений; трещина вдоль образующей обсадной трубы значительной длины и т.д.; спуск дополнительной колонны меньшего диаметра в следующих случаях: замена дефектной части обсадной колонны технически невозможна; метод тампонирования не обеспечивает необходимой герметичности обсадной колонны; обсадная колонна имеет несколько дефектов, устранение которых технически невозможно или экологически нецелесообразно; по условиям эксплуатации скважины допускается уменьшение проходного сечения колонны; тампонирование. В большинстве случаев ремонтные работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны проводят с использованием различных вариантов метода тампонирования под давлением. Применение того или иного варианта тампонирования зависит от характера нарушения эксплуатационной колонны: сквозные дефекты со значительной приемистостью или негерметичность резьбовых соединений с "малой" утечкой. Технический регламент устранения негерметичности обсадных колонн, используемый в ОАО "Оренбургнефть" для геолого-промысловых условий месторождений данного объединения, предусматривает следующую последовательность операций: 1. Останавливают, глушат и исследуют скважину. 2. Обследуют обсадную колонну. 3. Выбирают технологическую схему проведения операций, тип и объем тампонажного материала. Технологию тампонирования под давлением с оставлением тампонажного моста производят в соответствии с РД 39-1-843—82. 4. В случае, если в скважине межколонных проявлений не наблюдается, а негерметичность выявлена при гидроиспытании, то башмак НКТ устанавливают на 5-10 м выше искусственного забоя или цементного моста, расположенного над интервалом перфорации. В качестве тампонирующего материала используют гелеобразующие составы. 5. При неустановленном интервале негерметичности обсадной колонны применяют метод тампонирования под давлением с непрерывной (или с остановками) прокачкой тампонирующей смеси по затрубному пространству. 6. В случае, если в процессе эксплуатации наблюдались межколонные проявления, после отключения интервала перфорации башмак НКТ устанавливают на 200-300 м выше нижней границы предполагаемого интервала негерметичности. 7. В случае, если значение межколонного давления больше 4 МПа, в качестве тампонирующих материалов допускается использование отверждающихся составов. 8. В фонтанирующих скважинах допускается применение извлекаемого полимерного состава. 9. Изоляцию сквозных дефектов обсадных колонн осуществляют, если: зона нарушения обсадной колонны расположена более чем на 500 м выше интервала перфорации. В этом случае устанавливают дополнительный цементный мост высотой не менее 5 м в интервале на 20-30 м ниже дефекта; при наличии в колонне нескольких дефектов тампонирование каждого дефекта производят последовательно сверху вниз, предварительно установив под очередным нарушением на расстоянии от 20 до 30 м разделительный мост высотой не менее 5 м; при приемистости дефекта колонны более 3 м3/(ч-МПа) предварительно проводят работы по снижению интенсивности поглощения; при приемистости 0,5 м3/(ч-МПа) в качестве тампонажного материала используют полимерные материалы; при тампонировании под давлением лишний объем тампонажного раствора из зоны дефекта не удаляют; на период отверждения скважину оставляют под избыточным давлением от 40 до 60 % от достигнутого при продавливании тампонажного раствора; определяют местоположение установленного моста и разбуривают его, оставляя толщиной не менее 3 м над дефектом. 10. Оценку качества работ по тампонированию проводят в соответствии с действующими РД. При испытании отремонтированного интервала газом межколонные проявления должны отсутствовать. Качество РИР без отключения перфорированной зоны оценивают по результатам изменения межколонного давления при освоении и эксплуатации скважины. При определении показателя долговечности (среднего срока службы изолирующего тампона) устанавливают ежемесячный контроль за эксплуатацией скважины. 36. Спуск и подъём труб с подвесными гидравлическими ключами ГКШ (КПТ). Гидроключ шестеренный ГКШ применяется для подземного и капитального ремонта скважин, предназначен для быстрого, безопасного, точного свинчивания и развинчивания бурильных труб, а также НКТ (насосно-компрессорных труб), насосных штанг. Среди разновидностей ключей гкш выделяют ГКШ-300, ГКШ-1200, ГКШ-1500 и ГКШ-4000. ГКШ-1200 применяется для быстрого, точного, безопасного свинчивания и развинчивания бурильных, насосно-компрессорных труб с наружными диаметрами 50 мм (1.99"), 60 мм (2.3/8"), 73 мм (2.7/8"), 89 мм (3.1/2"), 95 мм (3.3/4"), 108 мм (4.1/4"), 114 мм (4.1/2").
37. Подъёмный агрегат АПРС-50П: назначение, техническая характеристика. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||