Литература(Разное)
Всё про нефть и газ
\Главная
\Начало
\Литература
\Подразделы
\Разное\
\Справочник специалиста
13 ИСПЫТАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
Порядок и условия проведения испытаний на герметичность обсадных труб и колонн
в скважине предусматриваются «Инструкцией по испытанию обсадных колонн на
герметичность», Москва, 1999г.
Основные
цели испытания обсадных труб и колонн на герметичность:
—
проверка прочности спущенных
обсадных колонн;
—
проверка качества и надёжности
обсадных колонн;
—
повышение противоаварийной
устойчивости производственных объектов.
Испытанию
на герметичность подлежат:
—
все кондуктора и технические
колонны, несущие противовыбросовое оборудование подвергаются испытанию на
герметичность и проверке качества цементирования под башмаком. Необходимость и
режим испытания кондукторов и технических колонн, на которых не предусмотрена
установка противовыбросового оборудования, устанавливается буровыми
предприятиями по согласованию с заказчиком.
—
эксплуатационные колонны после
первичного и ремонтного цементирования, других ремонтных работ в колонне,
установки цементных мостов для изоляции опробованных (выработанных) горизонтов.
Перед испытанием на герметичность обсадных колонн и качества их цементирования
должна быть произведена проверка расположения цемента в затрубном пространстве
и характера сцепления цементного камня с обсадной колонной.
Испытания
обсадных колонн должны обеспечить проверку:
—
герметичности цементного кольца у
башмака кондуктора или технической колонны;
—
герметичности обсадных колонн во
всём диапазоне интервалов, где возможно возникновение избыточных внутренних
давлений в процессе освоения, эксплуатации или аварийных ситуаций;
—
герметичности эксплуатационной
колонны при воздействии внешнего давления для скважин, где исключена
возможность избыточного давления на устье.
При испытании обсадных колонн должны выполняться следующие требования:
—
в процессе испытания колонн на
герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы
должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при
ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании
и эксплуатации скважины;
—
межколонное пространство на устье
скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не
превышающее остаточную прочность предыдущей обсадной колонны;
—
обсадные трубы эксплуатационных
колонн, а также кондукторов и технические колонн, несущих противовыбросовое
оборудование, подвергаются предварительному гидроиспытанию с выдержкой не мене
30 с при внутреннем давлении, превышающем не менее чем на 5% внутренне
избыточное давление, действующее на трубы колоны при испытании их в скважине;
—
испытание кондукторов и
промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их
водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части – буровым раствором,
которым проводилась продавка тампонирующей смеси;
—
после разбуривания цементного
стакана и выхода из башмака кондуктора на 1,0-3,0 м или перед вскрытием продуктивного пласта кондуктор или промежуточная колона вместе с
установленным на них противовыбросовым оборудованием для проверки качества
цементного кольца во избежание прорыва за башмак колонны жидкости или газа при
выбросах подвергаются повторной опрессовке при спущенной бурильной колонне с
закачкой на забой порции воды с подъёмом её в башмак на 10-20 м;
—
эксплуатационные колонны испытываются
на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на
техническую воду (в том числе минерализованную);
—
в скважинах, на устье которых
избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно
должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического
уровня при механизированной добыче нефти;
—
испытание колонны опрессовкой
производится с использованием технических средств, обеспечивающих плавный
подъём давления.
Обсадные колонны считаются герметичными, если в
течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем, на 0,5 МПа (5,0
кгс/см2).
Во всех случаях давления испытания обсадных колонн и труб не должно быть меньше
величин, указанных в таблице 13.1.
Минимально необходимое давление при испытании колонн
Таблица 13.1.
Минимально необходимое давление,
(не менее), МПа
Наружный диаметр колонны, мм
377–508
273–351
219–245
178–194
168
140–146
114–127
Внутреннее давление на устье
при испытании верхней секции колонны, РОПу
6,5
7,5
9,0
9,5
11,5
12,5
15,0
Давление опрессовки (гидроиспытания)
труб на поверхности, Ропт
7,0
8,0
9,5
11,0
12,0
13,5
16,0
Испытание
эксплуатационной колонны снижением в ней уровня производится после испытания
внутренним давлением.
При испытании колонн способом
снижения уровня последний должен быть снижен до величин не менее, указанных в
таблице 13.2.
Величины снижения уровня
Таблица 13.2.
Глубина положения
искусственного забоя, м
до 500
500–1000
1000–1500
1500–2000
более 2000
Снижение уровня не менее, м
400
500
650
800
1000
При испытании колонн способом снижения уровня последний должен быть снижен до:
—
величин не менее указанных в
таблице 13.2;
—
уровня на 40-50 м ниже того, при котором предполагается вызов притока из объекта, подлежащего опробованию или
эксплуатации;
—
во всех случаях снижение уровня не
должно превышать значения, при котором гидростатическое давление жидкости в
колонне вызывает избыточное наружное давление на нее выше величин, предельно
допустимых на смятие;
—
снижение уровня жидкости
производится любым технологическим способом, отвечающим «Правилам безопасности
в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03.
При испытании способом снижения уровня колонна считается герметичной в том
случае, если повышение уровня, сниженного до требуемой величины, за 8 ч
наблюдения не превысит значений, указанных в таблице 13.3.
Допустимые величины подъема уровня
Таблица 13.3.
Снижение уровня наглубину,
м
Соответствующий ему подъем
уровня за 8 ч не более (м) при наружном диаметре колонны, мм
114–219
более 219
до 400
0,8
0,5
400–600
1,1
0,8
600–800
1,4
1,1
800–1000
1,7
1,3
более 1000
2,0
1,5
Замеры уровня должны производиться – первый через 3 ч после снижения, второй и
третий – через 2 ч после предыдущего и последний через 8 ч.
В случае если уровень в течение 8 ч поднимается на величину, большую, чем
указано в табл. 4.3, производится повторный замер в течение 8 ч. Если при
повторном замере уровень поднимается также больше нормы, колонна признается негерметичной,
и производятся работы по поиску и устранению дефектов.
БУРЕНИЕ СКВАЖИН.
РАЗДЕЛ 1.
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ.
1.1..Типовые профили наклонно-направленных скважин.
14
Профиль скважины – это проекция оси скважины на вертикальную плоскость, проходящую через её устье и
забой.
13.2Д
13 ИСПЫТАНИЕ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
Порядок и условия проведения испытаний на герметичность обсадных труб и колонн
в скважине предусматриваются «Инструкцией по испытанию обсадных колонн на
герметичность», Москва, 1999г.
Основные
цели испытания обсадных труб и колонн на герметичность:
—
проверка прочности спущенных
обсадных колонн;
—
проверка качества и надёжности
обсадных колонн;
—
повышение противоаварийной
устойчивости производственных объектов.
Испытанию
на герметичность подлежат:
—
все кондуктора и технические
колонны, несущие противовыбросовое оборудование подвергаются испытанию на
герметичность и проверке качества цементирования под башмаком. Необходимость и
режим испытания кондукторов и технических колонн, на которых не предусмотрена
установка противовыбросового оборудования, устанавливается буровыми
предприятиями по согласованию с заказчиком.
—
эксплуатационные колонны после
первичного и ремонтного цементирования, других ремонтных работ в колонне,
установки цементных мостов для изоляции опробованных (выработанных) горизонтов.
Перед испытанием на герметичность обсадных колонн и качества их цементирования
должна быть произведена проверка расположения цемента в затрубном пространстве
и характера сцепления цементного камня с обсадной колонной.
Испытания
обсадных колонн должны обеспечить проверку:
—
герметичности цементного кольца у
башмака кондуктора или технической колонны;
—
герметичности обсадных колонн во
всём диапазоне интервалов, где возможно возникновение избыточных внутренних
давлений в процессе освоения, эксплуатации или аварийных ситуаций;
—
герметичности эксплуатационной
колонны при воздействии внешнего давления для скважин, где исключена
возможность избыточного давления на устье.
При испытании обсадных колонн должны выполняться следующие требования:
—
в процессе испытания колонн на
герметичность способом опрессовки создаваемое внутреннее давление на трубы
должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при
ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании
и эксплуатации скважины;
—
межколонное пространство на устье
скважины опрессовывается водой или незамерзающей жидкостью на давление, не
превышающее остаточную прочность предыдущей обсадной колонны;
—
обсадные трубы эксплуатационных
колонн, а также кондукторов и технические колонн, несущих противовыбросовое
оборудование, подвергаются предварительному гидроиспытанию с выдержкой не мене
30 с при внутреннем давлении, превышающем не менее чем на 5% внутренне
избыточное давление, действующее на трубы колоны при испытании их в скважине;
—
испытание кондукторов и
промежуточных колонн на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их
водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части – буровым раствором,
которым проводилась продавка тампонирующей смеси;
—
после разбуривания цементного
стакана и выхода из башмака кондуктора на 1,0-3,0 м или перед вскрытием продуктивного пласта кондуктор или промежуточная колона вместе с
установленным на них противовыбросовым оборудованием для проверки качества
цементного кольца во избежание прорыва за башмак колонны жидкости или газа при
выбросах подвергаются повторной опрессовке при спущенной бурильной колонне с
закачкой на забой порции воды с подъёмом её в башмак на 10-20 м;
—
эксплуатационные колонны испытываются
на герметичность опрессовкой с предварительной заменой бурового раствора на
техническую воду (в том числе минерализованную);
—
в скважинах, на устье которых
избыточного давления может не быть, эксплуатационная колонна дополнительно
должна испытываться на герметичность снижением уровня воды до динамического
уровня при механизированной добыче нефти;
—
испытание колонны опрессовкой
производится с использованием технических средств, обеспечивающих плавный
подъём давления.
Обсадные колонны считаются герметичными, если в
течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем, на 0,5 МПа (5,0
кгс/см2).
Во всех случаях давления испытания обсадных колонн и труб не должно быть меньше
величин, указанных в таблице 13.1.
Минимально необходимое давление при испытании колонн
Таблица 13.1.
|
Минимально необходимое давление, |
Наружный диаметр колонны, мм |
||||||
|
377–508 |
273–351 |
219–245 |
178–194 |
168 |
140–146 |
114–127 |
|
|
Внутреннее давление на устье |
6,5 |
7,5 |
9,0 |
9,5 |
11,5 |
12,5 |
15,0 |
|
Давление опрессовки (гидроиспытания) |
7,0 |
8,0 |
9,5 |
11,0 |
12,0 |
13,5 |
16,0 |
Испытание
эксплуатационной колонны снижением в ней уровня производится после испытания
внутренним давлением.
При испытании колонн способом
снижения уровня последний должен быть снижен до величин не менее, указанных в
таблице 13.2.
Величины снижения уровня
Таблица 13.2.
|
Глубина положения |
до 500 |
500–1000 |
1000–1500 |
1500–2000 |
более 2000 |
|
Снижение уровня не менее, м |
400 |
500 |
650 |
800 |
1000 |
При испытании колонн способом снижения уровня последний должен быть снижен до:
—
величин не менее указанных в
таблице 13.2;
—
уровня на 40-50 м ниже того, при котором предполагается вызов притока из объекта, подлежащего опробованию или
эксплуатации;
—
во всех случаях снижение уровня не
должно превышать значения, при котором гидростатическое давление жидкости в
колонне вызывает избыточное наружное давление на нее выше величин, предельно
допустимых на смятие;
—
снижение уровня жидкости
производится любым технологическим способом, отвечающим «Правилам безопасности
в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-03.
При испытании способом снижения уровня колонна считается герметичной в том
случае, если повышение уровня, сниженного до требуемой величины, за 8 ч
наблюдения не превысит значений, указанных в таблице 13.3.
Допустимые величины подъема уровня
Таблица 13.3.
|
Снижение уровня наглубину, м |
Соответствующий ему подъем |
|
|
114–219 |
более 219 |
|
|
до 400 |
0,8 |
0,5 |
|
400–600 |
1,1 |
0,8 |
|
600–800 |
1,4 |
1,1 |
|
800–1000 |
1,7 |
1,3 |
|
более 1000 |
2,0 |
1,5 |
Замеры уровня должны производиться – первый через 3 ч после снижения, второй и
третий – через 2 ч после предыдущего и последний через 8 ч.
В случае если уровень в течение 8 ч поднимается на величину, большую, чем
указано в табл. 4.3, производится повторный замер в течение 8 ч. Если при
повторном замере уровень поднимается также больше нормы, колонна признается негерметичной,
и производятся работы по поиску и устранению дефектов.
БУРЕНИЕ СКВАЖИН.
РАЗДЕЛ 1.
НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ.
1.1..Типовые профили наклонно-направленных скважин.
14
Профиль скважины – это проекция оси скважины на вертикальную плоскость, проходящую через её устье и
забой.
 |
13.2Д
Рис. 1. Типы профилей.
Стандартные профили:
- вертикальный (рис. 1А);
- трёхинтервальный (рис. 1Б) с участками — вертикальным
(1), набора и корректировки параметров кривизны (2), стабилизации, либо
малоинтенсивного уменьшения зенитного угла (3); - четырёхинтервальный
(рис. 1В) с участками —
вертикальным (1), набора и корректировки параметров кривизны (2), стабилизации
зенитного угла в интервале работы глубинонасосного оборудования (3) и
уменьшения зенитного угла (4);
Специальные типы профилей:
- для пологих сважин (рис.
1Г) с участками — вертикальным
(1), первого набора зенитного угла (2), участка стабилизации в интервале
работы глубинонасосного оборудования (3), второго участка набора зенитного
угла (4), стабилизации или малоинтенсивного уменьшения зенитного угла до
входа в пласт(5); - для горизонтальных
скважин (рис. 1Д) с участками —
вертикальным (1), первого набора зенитного угла (2), участка стабилизации
в интервале работы глубинонасосного оборудования (3), второго участка
набора зенитного угла (4) и горизонтального (5); - для горизонтальных
скважин (рис. 1Е) с участками —
вертикальным (1), набора зенитного угла (2) и горизонтального (3).
Профили
водозаборных скважин аналогичны рекомендуемым выше, но отличаются глубиной
наклонного ствола, расположенного, как правило, ниже глубины спуска кондуктора.
1.2. Очерёдность бурения кустовых
наклонно-направленных скважин.
Скважины
на кустовой площадке должны быть размещены группами (позициями). Количество
скважин в группе устанавливается проектом, но не должно превышать восьми
скважин. Расстояние между группами должно быть не менее 15 м. [1].
Очерёдность
бурения скважин с кустовой площадки определяется в зависимости от величины
угла, измеряемого от направления движения станка до проектного направления на
забой скважины по ходу часовой стрелки [2]. При этом в первую очередь, бурятся скважины, для которых указанный
угол расположен в секторе 120 – 2400 (сначала скважины с большим
зенитным углом). Затем бурятся скважины, горизонтальные проекции которых с
направлением движения станка образуют угол, равный 60 – 1200 и 240 —
3000, а так же вертикальные скважины (в данном секторе допускается
забуривание наклонного ствола выше, чем в предыдущей скважине). В последнюю
очередь ведётся бурение скважин, для которых вышеуказанный угол ограничен
секторами 0 – 600 и 300 – 3600 , при этом сначала
бурятся скважины с меньшим зенитным углом.
Расстояние
между устьями скважин определяется в соответствии со схемами расположения
бурового и нефтепромыслового оборудования на кустовой площадке, согласованными
с территориальным органом Госгортехнадзора России и Управлением пожарной охраны.
Проводка
наклонных скважин осуществляется по программам, составленным с учётом
горизонтальных проекций и профилей ранее пробуренных скважин. Запрещается
начинать бурение очередной скважины, если по предыдущей скважине отсутствуют
данные о кривизне ствола.
Расстояние
по вертикали между точками забуривания наклонного ствола должно быть:
·
Не менее 30 м, если разность в азимутах забуривания менее 100;
·
Не менее 20 м, если разность составляет 10 – 200 ;
·
Не менее 10 м, если азимуты отличаются более чем на 200.
В интервале залегания
многолетнемёрзлых пород, ствол скважины должен быть вертикальным.
В
группе (позиции) скважин бурение более одной вертикальной скважины не допускается.
1.3. Графический метод определения угла установки
отклонителя.
Исходными
данными для определения угла установки являются начальный зенитный угол ствола
скважины (a1). азимут скважины (j1), необходимый зенитный угол (a3), угол изменения азимута (Dj),
интенсивность искривления на 10 м проходки для данного типа отклонителя (Da).
Для
определения угла установки отклонителя (aу) строят треугольник АОВ (см. рис. 2). Для этого
из точки А по горизонтали откладываем a1 (например в
масштабе 1 см:10). Получаем точку О. Далее в точке А с
помощью транспортира строим угол, равный по величине углу изменения азимута Dj и
откладываем отрезок АВ равный a3 в том же
масштабе. Соединяем точки О и В. Полученный угол aу есть угол установки отклонителя относительно плоскости
искривления скважины. При этом ОВ характеризует пространственный угол
искривления за интервал (a2). Величина
угла a2 (в
принятом масштабе), разделённая на интенсивность искривления на 10 м проходки определит длину интервала бурения с отклонителем.
При необходимости увеличения азимута, треугольник строится выше горизонтальной
линии ОА, при уменьшении азимута – наобо
рот.
Пример:
Зенитный
угол в начале интервала a1 = 140 , азимут скважины j1 = 900 , необходимый зенитный угол в конце интервала a3 =
200 . Необходимый азимут j3 =
1100 , интенсивность
искривления Da = 20 на 10 м.
Определяем
угол Dj = 1100 – 900 = 200 . Затем строим треугольник АОВ, замеряем угол
установки отклонителя и угол a2 (ОВ). Получаем
aу =
550 , a2 =
8,40.
По
замеренному значению a2 определяем длину интервала бурения с отклонителем:
Таким
образом, для увеличения азимута необходимо установить отклонитель под углом 550
вправо от плоскости искривления ствола скважины и бурить 42м. При этом
необходимо учесть поправку на угол закручивания бурильной колонны от
реактивного момента турбобура.
Для определения угла установки отклонителя в
процессе бурения участка набора зенитного угла или исправления траектории,
необходимо знать значения зенитного угла и азимута на забое скважины.
1.4.Схемы направления действия отклонителя.
1.5. Расчёт профилей наклонно-напрвленных скважин.
14.1.1
14.1.2 1.5.1.Расчёт четырёхинтервального профиля.
Расчёт
данного профиля (рис.1.в) проводится по следующей методике. Определяется
максимальный зенитный угол a при условии полной стабилизации
по формуле:
Где: R – радиус искривления участка
увеличения зенитного угла, м;
А – величина
отклонения забоя от вертикали, м;
H –
глубина скважины по вертикали, м;
h1 – длина вертикального участка, м.
Определяется длина участка
уменьшения зенитного угла:
Определяется
ориентировочный конечный зенитный угол aк при длине четвёртого участка, равной l4
(аналогично при расчёте трёхинтервального
профиля). Максимальный угол с учётом его снижения на четвёртом участке:
|
|
(11) |
14.2 Все элементы профиля
определяются по формулам, приведённым в таблице № 1.
14.3
Таблица 1.
14.4
Определение элементов
четырёхинтервального профиля.
|
Участки профиля |
14.4.1.1.1.1
|
Горизонтальная проекция, м |
Вертикальная проекция, м |
14.4.2 1 |
2 |
3 |
4 |
14.4.3 Вертикальный |
l1=h1 |
— |
h1 |
14.4.3.1.1.1
|
|||
|
Увеличения зенитного угла |
l2=0.01745´R´am |
a2=R´(1-cos am) |
h2=R´sin am |
|
Прямолинейно-наклонный |
l3=(h2+h3)/cos am |
14.4.3.2
|
h3=H-(h1+h2+h4) |
14.4.3.3
|
|||
|
Уменьшения зенитного угла |
|
14.4.3.4
|
h4 |
|
Суммарная длина |
L=l1+l2+l3+l4 |
14.4.3.5
|
14.4.3.6
|
ЛЕКЦИЯ 4 Заключительные операции после цементирования. Оборудование устья скважины для ее эксплуатации. Разбуривание обратного клапана и цементного стакана. Опрессовка и испытание колонн на герметичность. Поршневые и плунжерные насосы высокого давления Заключительные работы после цементирования скважины включают: 1) ожидание затвердения цементного раствора, закачанного в затрубное пространство скважины (ОЗЦ); 2) терморадиометрию для установления границ цементного камня за колонной (ОЦК); 3) оборудование устья скважины для ее эксплуатации; 4) разбуривание обратного клапана и цементного стакана; 5) опрессовку и испытание колонны на герметичность; 6) перфорацию колонны; 7) спуск насосно-компрессорных труб и освоение скважины. После того, как цементный раствор закачан в колонну и поднят на заданную высоту в затрубном пространстве, скважину оставляют в покое для твердения цементного раствора. Колонну держат под давлением, которое было в ней к концу продавки, для чего перекрывают краны на цементировочной головке. В течение периода твердения цементного камня следят за показаниями манометра на цементировочной головке. В скважинах с повышенной температурой на забое давление внутри колонны может подняться выше допускаемого. В этом случае его снижают. По истечении срока твердения цементного раствора снимают цементировочную головку и приступают к определению фактической высоты подъема цементного кольца при помощи электротермометра, спускаемого в колонну. По окончании электротермометрических работ для определения высоты подъема цементного раствора и характера его расположения вокруг колонны в скважине приступают к оборудованию устья скважины.
Оборудование устья скважины для ее эксплуатации. Оборудование состоит из колонной головки и деталей обвязки: колонного фланца, металлической прокладки, шпилек и гаек.
Разбуривание обратного клапана и цементного стакана.
При испытании колонны опрессовкой на устье устанавливают цементировочную головку и, заполнив скважину водой, создают при помощи бурового насоса или насоса цементировочного агрегата давление, величина которого устанавливается в зависимости от диаметра и марки стали труб. Дата добавления: 2018-04-04 ; просмотров: 1655 ; ЗАКАЗАТЬ РАБОТУ. |
Новинки:
РД 39-093-91 |
Instructions for testing casing tightness
Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность
Choose Language:
Format: Electronic (pdf/doc)
SKU: RUSS304732
Price: 
|
|
Customers Who Viewed This Item Also Viewed:
 |
GOST R 54786-2011 Fastening parts for detachable connections of nuclear power plants. Specifications. Language: English Price: $599.94 |
MNS 6561:2015 Environment. Water quality. Waste water to supply to the sewerage system. General requirements Language: English Price: $203.40 |
GOST 19903-2015 Hot-rolled sheet. Range Language: English Price: $157.41 |
GOST 2.114-2016 Unified system for design documentation. Specifications Language: English Price: $280.17 |
GOST 33436.3-1-2015 Electomagnetic compatibility of technical equipment. Railway systems and equipment. Part 3-1. Railway rolling stock. Requirements and test methods Language: English Price: $251.46 |
GOST R 58109-2018 The liquids for electronic nicotine delivery systems. General specifications Language: English Price: $130.68 |
GOST 5520-2017 Rolled plate of unalloyed and alloyed steel for boilers and vessels working under pressure. Technical conditions Language: English Price: $237.60 |
GOST 26-75 Slotters. Standards of accuracy and rigidity Language: English Price: $209.88 |
GOST 4121-96 Crane rails. Specifications Language: English Price: $78.21 |
KMK 2.01.03-96 Construction in seismic regions Language: English Price: $553.00 |
KMK 2.01.07-96 Loads and impacts Language: English Price: $306.00 |
GOST 108-2014 Cocoa-powder. Specifications Language: English Price: $214.83 |
GOST 5632-2014 Stainless steels and corrosion resisting, heat-resisting and creep resisting alloys. Grades Language: English Price: $216.81 |
GOST 9454-78 Metals. Method for testing the impact strength at the low, room and high temperature Language: English Price: $90.09 |
GOST 1050-88 Carbon structural quality steel gauged bars with special surface finish. General specifications Language: English Price: $159.39 |
GOST 5582-75 Corrosion-resistant, heat-proof, and heat-resistant thin-sheet rolled stock Language: English Price: $169.29 |
OST 108.030.113-87 Carbon and alloy steel forgings for thermal and nuclear power stations equipment and pipelines. Technical specifications. Language: English Price: $349.47 |
 |
YOUR ORDERING MADE EASY!
RussianGost.com is an industry-leading company with stringent quality control standards and our dedication to precision, reliability and accuracy are some of the reasons why some of the world’s largest companies trust us to provide their national regulatory framework and for translations of critical, challenging, and sensitive information.
Our niche specialty is the localization of national regulatory databases involving: technical norms, standards, and regulations; government laws, codes, and resolutions; as well as RF agency codes, requirements, and Instructions.
We maintain a database of over 220,000 normative documents in English and other languages for the following 12 countries: Armenia, Azerbaijan, Belarus, Kazakhstan, Kyrgyzstan, Moldova, Mongolia, Russia, Tajikistan, Turkmenistan, Ukraine, and Uzbekistan.
Placing Your Order
Please select your chosen document, proceed to the ‘checkout page’ and select the form of payment of your choice. We accept all major credit cards and bank wire transfers. We also accept PayPal and Google Checkout for your convenience. Please contact us for any additional arrangements (Contract agreements, PO, etc.).
Once an order is placed it will be verified and processed within a few hours up to a rare maximum of 24 hours.
For items in stock, the document/web link is e-mailed to you so that you can download and save it for your records.
For items out of stock (third party supply) you will be notified as to which items will require additional time to fulfil. We normally supply such items in less than three days.
Once an order is placed you will receive a receipt/invoice that can be filed for reporting and accounting purposes. This receipt can be easily saved and printed for your records.
Your Order Best Quality and Authenticity Guarantee
Your order is provided in electronic format (usually an Adobe Acrobat or MS Word).
We always guarantee the best quality for all of our products. If for any reason whatsoever you are not satisfied, we can conduct a completely FREE revision and edit of products you have purchased. Additionally we provide FREE regulatory updates if, for instance, the document has a newer version at the date of purchase.
We guarantee authenticity. Each document in English is verified against the original and official version. We only use official regulatory sources to make sure you have the most recent version of the document, all from reliable official sources.
|
Оглавление |
||
|
Раздел 1. |
Наклонно направленное бурение . . . . . . . . . . |
. . .5 |
|
Раздел 2. |
Долота и бурильные головки . . . . . . . . . . . . . . |
.25 |
|
Раздел 3. |
Опорно центрирующие элементы |
|
|
бурильной колонны . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
.47 |
|
|
Раздел 4. |
Гидравлические забойные двигатели . . . . . . |
.56 |
|
Раздел 5. |
Устройства керноприемные . . . . . . . . . . . . . . . |
.73 |
|
Раздел 6. |
Бурильная колонна . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
.77 |
|
Раздел 7. |
Промывка скважин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
100 |
|
Раздел 8. |
Спуско подъемное оборудование . . . . . . . . . . . |
152 |
|
Раздел 9. |
Обсадные трубы и колонны . . . . . . . . . . . . . . . |
175 |
|
Раздел 10. |
Цементирование скважин . . . . . . . . . . . . . . . . . |
196 |
|
Раздел 11. |
Прихват бурильной колонны . . . . . . . . . . . . . . . |
212 |
|
Раздел 12. |
Оборудование устья скважин . . . . . . . . . . . . . . |
224 |
|
Раздел 13. |
Испытание обсадных колонн |
|
|
на герметичность . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
261 |
|
|
Раздел 14. |
Вторичное вскрытие продуктивных пластов . . . . |
267 |
|
Раздел 15. |
Вызов притока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
276 |
|
Раздел 16. |
Методы воздействия на призабойную |
|
|
зону пласта . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
289 |
|
|
Раздел 17. |
Глушение скважин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . |
304 |
|
Раздел 18. |
Насосно компрессорные трубы . . . . . . . . . . . . |
320 |
|
Раздел 19. |
Внутрискважинные насосы . . . . . . . . . . . . . . . . |
342 |
Раздел 20. Инструменты, оборудование для ликвидации аварий при строительстве и ремонте скважин .362
Раздел 21. Зарезка и бурение второго ствола . . . . . . . . .418
Приложения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .445
2Справочник специалиста ЗАО «ССК»
Даны технические характеристики, и примеры обозначения применяемого оборудования, инструмента и материалов для бурения, цементирования и ремонта скважин.
Приведены расчетные формулы, табличные данные, пере водные величи ны и коэффициенты для решения технологи ческих задач.
Описаны методы вскрытия продуктивных пластов, глу шения и интенсификации работы скважин.
Представленная информация получена из официальных источников и сайтов производителей, перечень которых приводится.
Для внутреннего использования инженернотехническим персоналом ЗАО «ССК», занимающегося бурением, цемен тированием и ремонтом скважин.
Тиражирование и копирование настоящего справочника запрещено.
Список используемых источников
1.Абубакиров В.Ф., Архангельский В.А., Буримов Ю.Г., Малкин И.Б. «Буровое оборудование». Справочник в 2х томах. Т1. 2000г.
2.Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.Г., Гноевых А.Н., Межлумов А.О., Близнюков В.Ю. «Буровое оборудование»: Справочник: в 2х томах. Т. 2. Буровой инструмент. 2003г.
3.Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М «Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин». 2001г.
4.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Заканчивание скважин». 2000г.
5.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин». 2000г.
6.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». 2001г.
7.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Бурение нефтяных
и газовых скважин»: Учеб. пособие для вузов. 2002г.
8.Будников В.Ф., Булатов А.И., Петерсон А.Я., Шаманов С.А. «Контроль и пути улучшения технического состояния скважин». 2001г.
9.Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. «Буровые промывочные и тампонажные растворы»: Учеб. пособие для вузов. 1999г.
|
Справочник специалиста ЗАО «ССК» |
3 |
10.Булатов А.И., Демихов В.И., Макаренко П.П. «Контроль процессов бурения нефтяных и газовых скважин». 1998г.
11.Гилязов Р.М. «Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами». 2002г.
12.Инструкция по расчёту колонн насоснокомпрессорных труб. ВНИИТнефть, 1990г. РД 39.0147014.0002.89.
13.Каталог буровых долот ОАО «Волгабурмаш», Самара, 2003г.
14.Каталог ловильного, режущего и вспомогательного инструмента для ремонтно восстановительных работ в нефтяных, газовых и геологоB разведочных скважинах ЗАО «Сиб Трейд Сервис», 2004г.
15.Каталог выпускаемой продукции ОАО НПО «Буровая техника», 2004г.
16.Каталог инструмента для бурения и ремонта скважин НПП «Буринтех», 2004г.
17.Методика контроля параметров буровых растворов. РД 3926458.
18.Инструкция по расчету бурильных колонн, Москва, 1997г.
19.Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин, Москва,1997г.
20.Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. Москва, 1999г.
21.Портландцементы тампонажные (технические условия). МежгосуB дарственный стандарт, 1998г.
22.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности,
ПБ 0862403.
23.Пустовойтенко И.П., Сельващук А.П. «Справочник мастера по сложным буровым работам», Москва, 1983г.
24.Регламент на выполнение работ по освоению и исследованию скважин струйными насосами УГИС, УОС, УЭОС. г. Нижневартовск, 2000 г.
25.Технологические регламенты на проектирование и строительство скваB жин на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» (Бурение наклоннонапраB вленных, пологих и горизонтальных скважин. РД 3901480070001/0072000), Тюмень, 2000г.
26.Технологические регламенты на проектирование и строительство скважин на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» (Углубление скважин. РД 390148070002/072001), Тюмень,2001г .
27.Технологические регламенты на проектирование и строительство скважин на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» (конструкция и крепление скважин), ТюменьНефтеюганск,2000г.
28.Техникотехнологический регламент на крепление скважин
на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Краснодар, 2003г. 29. Турбобуры шпиндельные (техническое описание и инструкция по эксплуатации).
4Справочник специалиста ЗАО «ССК»
Раздел 1
Наклонно направленное бурение
Наклонно направленное бурение
Принятая терминология и основные определения
Наклонно направленная скважина — скважина, забой ко торой имеет отклонение в заданном направлении от вертика ли, проходящей через ее устье.
N
x
Географический меридиан
0
|
координатной |
сетки |
|
|
меридиан |
||
|
Линия |
Магнитный |
|
A 
AM
M
?
Географический азимут А — горизонтальный угол, отсчиты ваемый по ходу часовой стрелки от северного направления гео графического меридиана до данного направления. Пределы из мерения 0—360°.
Магнитный азимут Ам — горизонтальный угол, отсчитыва емый по ходу часовой стрелки от северного направления маг нитного меридиана до данного направления. Пределы изме рения 0—360°.
Дирекционный угол а — угол между проходящим через дан ную точку направлением и линией, параллельной оси абсцисс, отсчитываемый от северного направления оси абсцисс по ходу часовой стрелки. Пределы измерения 0—360°.
6Справочник специалиста ЗАО «ССК»
Наклонно направленное бурение
Магнитное склонение д — угол между географическiим и магнитным азимутами. Если северный конец магнитной стрелки отклоняется к востоку от географического меридиана, то
склонение восточное и со знаком «+»; если к западу, — то за падное и со знаком «–».
Отклонение забоя от вертикали — расстояние от забоя скважины до вертикали, проходящей через устье скважины.
Интенсивность искривления i — степень одновременного изменения угла и азимута за интервал.
Радиус искривления R — величина обратная интенсивно сти искривления.
Угол установки отклонителя на забое — угол между пло скостью действия отклонителя и апсидиальной плоскостью, проходящей через ось скважины в месте его установки.
Прикладные тригонометрические функции:
c
b
|
a |
|||||||||
|
c2 = a2 + b2 sinα = |
a |
cosα = |
b |
tgα = |
a |
ctgα = |
b |
||
|
c |
c |
b |
a |
||||||
|
Справочник специалиста ЗАО «ССК» |
7 |
Наклонно направленное бурение
Магнитная поправка отклоняющей компоновки
Магнитная поправка — угол между плоскостью действия отклонителя — О ( меткой на отклонителе ) и плоскостью из мерения — М (меткой на магнитном переводнике или телеси стеме ).
Отчет ведется против хода часовой стрелки. Если магнит опережает отклонитель то поправка (–), если догоняет то (+).
M O M
Очередность бурения кустовых наклонно»направленных скважин
|
240° – 300° |
|
|
180° – 240° |
240° – 360° |
|
НДС |
|
|
120° – 180° |
0° – 60° |
60° – 120°
8Справочник специалиста ЗАО «ССК»
Наклонно направленное бурение
Очередность бурения скважин с кустовой площадки опре деляется величиной горизонтального угла, измеряемого от направления движения станка (НДС) до проектного направле ния на забой скважины по ходу часовой стрелки в следую щем порядке:
1.Сектор 120°—240° (сначала бурятся скважины с боль шим зенитным углом ).
2.Сектор 60°—120° и 240°—300° (в данном секторе бурят ся также вертикальные скважины).
3.Сектор 0°—60° и 300°—360° (сначала бурятся скважины
сменьшим зенитным углом).
Графический метод определения угла установки отклонителя
B
|
α |
=20° |
||||||
|
3 |
|||||||
|
α |
|||||||
|
2 |
|||||||
|
=8,4° |
|||||||
|
αy=55° |
∆ϕ=55° |
||||||
|
O |
|||||||
|
α1=14° |
A |
||||||
|
α1 |
— |
начальный зенитный угол ствола скважины, |
|||||
|
α3 |
— |
необходимый зенитный угол, |
|||||
|
α2 |
— |
пространственный угол искривления за интервал, |
|||||
|
∆ϕ — |
угол изменения азимута, |
||||||
|
αy |
— |
угол установки отклонителя относительно |
|||||
|
α2/i — |
плоскости искривления скважины, |
||||||
|
длина интервала бурения с отклонителем, |
i— интенсивность искривления, град/10м или град/100м.
|
Справочник специалиста ЗАО «ССК» |
9 |
Наклонно направленное бурение
При необходимости увеличения азимута, треугольник стро ится выше горизонтальной линии ОА, при уменьшении азиму та — наоборот.
Пример:
α1 = 14°, α3 = 20°, ϕ1 = 90°, ϕ3 = 110°, i = 2°/10 м. ∆ϕ = 110° – 90° = 20°.
Cтроим треугольник АОВ, замеряем угол установки откло нителя и угол 2 (ОВ). Получаем αу = 55°, α2 = 8,4°.
По замеренному значению α2 определяем длину интервала бурения с отклонителем:
Таким образом, для увеличения азимута на 20° необходимо установить отклонитель под углом 55° вправо от плоскости искривления ствола скважины и бурить 42м.
Примечание: необходимо учесть поправку на угол за( кручивания бурильной колонны от реактивного момента забойного двигателя.
Схемы направления действия отклонителя
|
0° |
|||||
|
I |
IV |
||||
|
Рост угла |
Рост угла |
||||
|
Уменьшение |
Увеличение |
||||
|
азимута |
азимута |
||||
|
90° |
270° |
||||
|
Снижение угла |
Снижение угла |
||||
|
Уменьшение |
Увеличение |
||||
|
азимута |
азимута |
||||
|
II |
III |
||||
|
180° |
|||||
|
10 |
Справочник специалиста ЗАО «ССК» |
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
- #
Нагнетают с объемной скоростью, при которой обеспечивается плавное увеличение давления. При испытании эксплуатационных колонн на герметичность описанным способом необходимо снизить уровень жидкости в скважине до. Вводится взамен Инструкции по креплению нефтяных и газовых скважин. Москва. Краткая справка. ВСН 39 86 Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и.
Испытанию обсадных колонн на герметичность. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Жидкость в колонну обсадных труб нагнетают с объемной скоростью, при которой обеспечивается плавное увеличение давления. Испытание колонн на герметичность оформляют специальным актом. Руководящий документ. Скачать . Жидкость в колонну обсадных труб.
Добавлен пользователем03:05. Награда 50 баллов. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. М.: с. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. до нижнего конца дополнительной колонны труб, спускаемой для нагнетания жидкости при испытании на герметичность по частям или. После.
Компоненты акустики выполнены в. РД Инструкция по производству работ по бурению, освоению и. Имя файла: Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичностьАрхив: 656.Настоящая Инструкция распространяется на предприятия и организации всех видов деятельности. Испытание на герметичность обсадных колонн. Испытание обсадной колонны на герметичность. Инструкция по.
Окончания цементировочных работ обычно проводятся испытания обсадной колонны на герметичность. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность, 1999. Инструкция по испытанию обсадных колонн геологоразведочных скважин на герметичность. Все.
Вместе с Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность часто ищут
инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность скачать.
рд 39-093-91 по.
инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин.
рд 39 2 132 78
Читайте также:
Инструкция гигрометр вит 1
Samsung gt e2121b инструкция
Качели инструкция варадеро
top of page
Дизайн этого сайта создан в конструкторе
.com
. Создайте ваш сайт сегодня.Создать сайт
РИТА
ЗИМИНА
Дизайн интерьеров
Избранные посты
Недавние посты
Архив
Поиск по тегам
Мы в соцсетях
bottom of page