государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение «Жирновский нефтяной техникум» группа Б-199 ОТЧЕТ ПО УЧЕБНОЙ ПРАКТИКЕ УП.04.01 Помощник бурильщика капитального ремонта скважин Специальность 21.02.02 Бурение нефтяных и газовых скважин Ольховского Ильи Витальевича Выполнил: Ольховский И.В. Проверил: Кравцов И.В. Оценка:_______________________ ____________________________ (подпись) 2021 г. государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение «Жирновский нефтяной техникум» Специальность; 21.02.02. Бурение нефтяных и газовых скважин ЗАДАНИЕ на учебную практику УП.04.01. Помощник бурильщика капитального ремонта скважин Студент 3 курса Ольховский Илья Витальевич По окончанию практики предоставить отчет следующего содержания: ТЕМА 1. Выполнение работ по ремонту скважин 1.1 Ловильные работы . Операции выполняемые при ловильных работах . 1.2 Инструмент для ловли штанг. Принцип действия. 1.3 Инструмент и оборудование при цементировании. 1.4 Промывка и чистка парафиногидратных и песчаных пробок. Задание получил: Руководитель практики: Кравцов И.В. . 1.1 Ловильные работы . Операции выполняемые при ловильных работах . Ловильные работы - это операции по ликвидации ряда аварий в нефтяных и газовых скважинах. К числу этих операций относятся: освобождение прихваченных труб или УБТ, извлечение из скважины оборванных или оставленных по другим причинам труб, удаление обломков и посторонних предметов из скважины, оборванных или прихваченных кусков кабеля, троса или проволоки. Когда возникают такие ситуации, приходится останавливать все работы по бурению, заканчиванию или капитальному ремонту скважин, и их возобновление возможно только после ликвидации аварии. Потребность в ловильных работах возникает в каждой пятой бурящейся скважине и в четырех из пяти ремонтируемых. Поскольку стоимость ловильных работ (с учетом стоимости эксплуатации бурового оборудования) может быть весьма значительной, подход к ним должен быть осторожным и взвешенным. Техника и технология этих работ совершенствовались годами и позволяют ликвидировать практически любую аварию в скважине. Однако в некоторых случаях стоимость работ может оказаться очень большой, поэтому скважину приходится ликвидировать. Часто существует несколько способов ликвидации аварии, один из которых является оптимальным. Персонал компаний, производящих ловильный инструмент, постоянно участвует в аварийных работах и имеет гораздо больший опыт, чем люди, занятые в бурении и капитальном ремонте скважин и сталкивающиеся с авариями от случая к случаю. Составление плана -- очень важный этап при проведении ловильных работ, от которого во многом зависит их стоимость. План следует обсудить со всеми, кто принимает участие в работах: со специалистами по ловильным работам или с руководителями этих работ, с людьми, отвечающими за состояние бурового раствора, с буровой бригадой, со специалистами по электрометрическим работам (если они предусматриваются) и со всеми, кто может иметь отношение к делу. Гораздо дешевле выяснить невыполнимость какой-то операции до того, как приступить к ее выполнению. Решение о проведении ловильных работ при ликвидации аварии должно быть экономически обосновано. Очевидно, что в мелких скважинах с небольшой продолжительностью цикла строительства и невысокой стоимостью оставляемых в скважине труб и инструментов экономически эффективны только самые дешевые ловильные работы. Когда на строительство скважины затрачены большие средства и надо извлечь инструмент большой стоимости, то экономически целесообразны существенные затраты времени и средств. Принимать решение о ликвидации аварии надо с учетом как научных достижений, так и практического опыта. С целью оценки времени, необходимого для проведения ловильных работ, полезно использовать коэффициенты вероятности. Вероятность (в процентах) определяют на основе анализа известных аналогичных ситуаций, хотя практически не бывает двух совершенно одинаковых случаев. Необходимо построить "дерево решений" для условий бурения и для условий капитального ремонта скважин с учетом стоимостных факторов и опыта работ в подобных ситуациях во многих скважинах. Но даже самое лучшее решение, кроме трезвого осмысления и тщательного анализа, требует квалифицированного исполнения с учетом возможностей бурового оборудования и инструмента. В процессе бурения нефтяных и газовых скважин аварией считают нарушение технологического процесса, вызываемое прихватом или поломкой с оставлением в скважине инструментов, элементов бурильной колонны или других предметов, для извлечения которых требуются специальные работы. Аварии делят на следующие виды: аварии с бурильной колонной, прихваты бурильной колонны, аварии с обсадными колоннами, аварии вследствие неудачного цементирования, аварии с забойными двигателями, аварии с долотами, аварии вследствие падения в скважину посторонних предметов и прочие аварии. Аварии с бурильной колонной -- оставление в скважине элементов бурильной колонны или ее частей (ведущих, бурильных и утяжеденных труб, переводников, муфт, замков, центраторов, амортизаторов, калибраторов) в результате поломок по телу на гладком участке, в зоне замковой резьбы или по сварному шву, вследствие срыва по резьбовому соединению и из-за падения в скважину названных элементов 1.2.Инструмент для ловли штанг. Принцип действия. Известен ловитель штанг универсальный ЛШУ, предназначенный для ловли штанг в колонне насоснокомпрессорных труб с захватом /упором/ за элементы резьбового соединения - муфту, упорный и опорные бурты на головке штанги /модели ЛШУ 73-22-16 и ЛШУ 60-19-16/. Ловитель состоит из полого корпуса с цанговым захватом, к корпусу подсоединяется полуштанга с присоединительной резьбой Ш19. Недостатком известных вышеуказанных ловителей является невозможность использования их для ловли насосных штанг диаметром 25 мм, проведение ловильных работ только внутри насосно-компрессорных труб, ненадежность крепления цангового захвата, ловитель не пропускает тело штанги более 2 метров, присоединительная резьба штанг слабая - Ш19 и небольшая грузоподъемность - до 4-5,5 тонн. Для извлечения аварийных НКТ и штанг необходимо приложить значительную осевую нагрузку, что не позволяет использовать данные ловители. Известен ловитель насосных штанг (патент №2170327, М. кл. 7, Е 21 В 31/18, опубл. 10.07.2001), предназначенный для ловли штанг в колонне насоснокомпрессорных труб и с захватом /упором/ за элементы резьбового соединения - муфту, упорный и опорные бурты на головке штанги с помощью цанги и содержащий корпус, переводник, цангу с перьями, расположенные в окнах корпуса. Переводник связан с корпусом посредством стержней. Стержни расположены с учетом пропуска между ними тела ловимой штанги. На наружной поверхности перьев выполнены уступы для взаимодействия с верхними кромками окон корпуса. Данный ловитель является близким аналогом ловителей типа ЛШУ и отличается тем, что он удлинен за счет 2-х приваренных тонких стержней, которые соединяют головку с резьбой типа Ш19, Ш22 и корпус с цанговым захватом. Ловитель удлинен для пропуска сквозь него тела оборванной штанги. Данная конструкция позволяет работать в скважинах с парафиносмолистыми отложениями, так как асфальтеносмолистые и парафиновые компоненты нефти свободно проходят через промежутки между стержнями как в осевом, так и в радиальном направлениях. Недостатком известного ловителя является невозможность его использования для ловли насосных штанг диаметром 25 мм, проведение ловильных работ только внутри насосно-компрессорных труб, ненадежность крепления цангового захвата, присоединительная резьба штанг слабая - Ш19, Ш22 и небольшая грузоподъемность - до 4-5,5 тонн. Известен ловитель насосных штанг (патент №2191246, опубл. 20.10.2002 г.), предназначенный для извлечения оставшейся в скважине колонны насосных штанг и для освобождения от захваченных штанг при невозможности их извлечения. Ловитель штанг содержит корпус, цангу, переводник с отверстиями. Корпус выполнен в виде трубы и присоединен к переводнику с одной стороны и к воронке - с другой. На внутренней стороне корпус имеет коническую поверхность, которая взаимодействует с конической наружной поверхностью цанги. На внутренней поверхности цанги нарезаны зубья по винтовой линии. На переводнике выполнены выступы, фиксирующие цангу от поворота относительно корпуса. Недостатком известного ловителя является невозможность его использования для ловли насосных штанг диаметром 25 мм, невозможность извлечения штанги с длиной оборванного конца насосной штанги более 2-х метров - не пропускает тело штанги более 2-х метров, проведение ловильных работ только внутри насосно-компрессорных труб, ненадежность крепления цангового захвата, ненадежность работы ловителя в скважинах с парафиносмолистыми отложениями из-за забивки корпуса, присоединительная резьба штанг слабая - Ш19, поэтому небольшая грузоподъемность - до 4-5,5 тонн. 1.4.Промывка и чистка парафиногидратных и песчаных пробок. Методы удаления отлагающегося парафина: 1. Механические — использование различных по конструкции и форме скребков, спускаемых в подъемник либо на проволоке с помощью специальных автоматизированных лебедок, устанавливаемых на устье скважины. Срезанные отложения парафина выносятся потоком за пределы устья скважины. В случае глухих протяженных по глубине отложений целесообразно их разбуривание с помощью специальных фрезеров. 2. Тепловые — прогрев колонны НКТ перегретым паром, закачиваемым в скважину с помощью специальной паропередвижной установки. (пропариванием НКТ). Часто используют и прокачку горячей нефти. Эффективность воздействия возрастает, если в нефть добавлять растворители (толуол, гексан, нестабильный безнзин). Промывки неэффективны в случае полного перекрытия сечения труб. Растепление глухих пробок возможно с помощью специальных электронагревателей или с использованием энергии химических реакций, например, метода, разработанного в СИБНИИНП, при котором в интервале отложений в специальном устройстве сжигаются пороховые заряды со временем горения порядка 30 минут. Эффект при этом достигается как за счет теплового воздействия так и за счет механического воздействия струи перегретых газов высокого давления. 3. Химические — использование различных растворителей парафиновых отложений, закачиваемых в скважину. Применяемые растворители (напр. СОНПАР, ФЛЭК-Р, Нефрас), как правило, являются смесями ароматических углеводородов, полярных неэлектролитов и поверхностно активных веществ. Состав и оптимальные дозировки реагентов подбираются в ходе лабораторных и опытно-промышленных испытаний. 4.Биологические — ликвидация с помощью аэробных и анаэробных бактерий. Удаляют песчаные пробки промывкой скв-ны разл-ми жидкостями, газожидкостными смесями, очисткой с помощью струйного насоса, желонок или гидробуров. Используют промывку прямую, обратную, комбинированную, непрерывную. Прямая промывка осущ-ся нагнетанием ж-ти в колонну НКТ ч/з промывочную линию, шланг, вертлюг, предохранительную задвижку. Нагнетаемая ж-ть размывает песчаную пробку и выносит ее из скв по межтрубному простр-ву на пов-ть. По мере вымывания песка колонну труб наращивают. «-»: большой расход ж-ти, т.к. велика площадь поперечного сечения кольцевого простр-ва, след-но, скорость подъема ж-ти с вымытым песком незначительна. Обратная промывка - нагнетание ж-ти в кольцевое простр-во и подъем ее вместе с размытым песком по промывочным трубам, что позволяет достигнуть более высоких скоростей восходящего потока и ускорить разрушение пробки. «-»– малая скорость нисходящей струи в межколонном простр-ве, что снижает интенсивность размыва пробки. Комбинированная промывка заключ-ся в периодическом изменении направления движ-я п/ж. Промывочное у-во ПУ-1 позволяет также совмещать процессы прямой и обратной промывки. Для промывки плотных пробок м/о использовать насадки. Очистку скв-н от пробок газированной ж-тью, пенами и сжатым газом применяют при наличии рыхлых пробок. Пены для промывки используют двухфазные или трехфазные. При очень низких Рпл во избежание поглощения пластом большого кол-ва п/ж применяют комбинированный м-д очистки: вначале ее удаляют одним из вышеуказанных способов, затем в зоне фильтра последний интервал пробки очищают желонкой. Очистка сжатым газом заключается в подаче сжатого газа на забой по кольцевому простр-ву, который разрыхляет пробку и выносит ее на поверхность вместе с находящейся в скв-не ж-тью. Ж-ть из скв-ны до песчаной пробки вытесняют компрессором в завис-ти от его мощности одной или несколькими порциями, после чего продолжают нагнетать газ и опускать трубы с таким расчетом, чтобы нижний конец колонны труб, на котором предварительно установлен промывочный наконечник, слегка входил в песчаную пробку. После очистки ч/з кольцевое пространство нагнетают 5 25 м3 нефти, в завис-ти от характеристики пласта. Установив арматуру, создают условия притока нефти в скв-ну. Удаление песчаных пробок желонками заключ-ся в последовательном спуске их на забой, заполнении песком и подъеме желонки из скв-ны. Преимущ-во м-да –возможность очистки скв-н с негерметичными ЭК. Гидробур беструбный для удаления песчаных пробок представл-т собой бурильный снаряд, спускаемый в скв-ну на канате. Гидроэлектробур спускают в скв-ну на кабеле канатным м-дом. Список литературы: 1.https://almetneftprom.blogspot.com/2018/03/blogpost_21.html#:~:text=3.%20Удаляют%20песчаные%20пробки%20промывкой, промывку%20прямую%2C%20обратную%2C%20комбинированную%2C%20 непрерывную 2. http://snkoil.com/press-tsentr/polezno-pochitat/sposoby-promyvki-neftyanoyskvazhiny/ 3. https://present5.com/udalenie-peschannyx-probok-iz-skvazhin-pri-obrazovaniipeschanyx/ 4. http://refleader.ru/bewjgejgeujg.html 5. https://studwood.ru/1983918/tovarovedenie/
