Отчет по практике в НГДУ АНК “Башнефть” - “Уфанефть”

 *Сплав Д16Т  по ГОСТ 23786 - 79.  
**Сплав 1953 Т1 по стандарту ИСО 5226. 
 
Механические свойства материала стальных резьбовых соединений бурильных труб (сталь 40ХН по ГОСТ 4543 после объемной термообработки) должны быть не ниже следующих:

временное сопротивление разрыву  σ_в, МПа (кгс/мм²)  - 882(90)

предел текучести σ_т, МПа (кгс/мм2)  - 686(70)

относительное удлинение ơ₅, % - 15

относительное сужение Ψ, % - 50

ударная вязкость при 20 °С на образцах KCU, Нм/см² (кгс - м/см² )  - 118(12) 
твердость, HRC_э

после объемной закалки - 28

после поверхностной закалки - 49

после химико-термического упрочнения - 55.

 

 

 

 

 

 

 

Насосно компрессорные  трубы НКТ 

применяется при эксплуатации и  ремонте нефтяных и газовых скважин, а также скважин другого назначения.

 
Условный наружный диаметр НКТ  труб: 60; 73; 89; 114 мм  
Наружный диаметр: 60,3; 73,0; 88,9; 114,3 мм 
Толщина стенки: 5,0; 5,5; 6,5; 7,0 мм 
Группы прочности: Д, К, Е 
По точности и качеству НКТ изготовляются в двух исполнениях А и Б по видам:

·  гладкие по ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-179-97, АРI 5СТ;

·  с высаженными наружу концами по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97, АРI 5СТ;

·  гладкие высокогерметичные по ГОСТ 633-80, ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97;

·  гладкие с узлом уплотнения из полимерного материала по ТУ 14-3-1534-87; li>гладкие, гладкие высокогерметичные с повышенной пластичностью и хладостойкостью по ТУ 14-3-1588-88 и ТУ 14-3-1282-84;

·  гладкие, гладкие высокогерметичные и с высаженными наружу концами коррозионностойкие в активных сероводородсодержащих средах, имеющие повышенную коррозионную стойкость при солянокислой обработке и являющиеся хладостойкими до температуры минус 60°С по ТУ 14-161-150-94, ТУ 14-161-173-97.  
Типы резьбовых соединений:

·  трубы гладкие с треугольной резьбой и муфтами;

·  трубы с высаженными наружу концами с треугольной резьбой и муфтами (В);

·  трубы гладкие высокогерметичные с трапециидальными резьбами и муфтами (НКМ);

·  трубы с высаженными наружу концами, трапециидальными резьбами, безмуф товые (НКБ).  
Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб обеспечивают:

·  проходимость колонн в стволах скважин сложного профиля, в том числе в интервалах интенсивного искривления;

·  достаточную прочность на все виды нагрузок и необходимую герметичность соединений колонн труб;

·  требуемую износостойкость и ремонтопригодность.  
Насосно-компрессорные трубы соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений. Насосно-компрессорные трубы производятся по ГОСТ 633-80 и техническим условиям. По точности и качеству изготовляются в двух исполнениях А и Б.

Производство насосно-компрессорных труб НКТ 
Трубы НКТ изготавливаются из горячедеформированных труб по ГОСТ 8732-78. 
Насосно-компрессорные трубы изготавливаются в следующих исполнениях и их комбинациях:

·  высокогерметичные;

·  хладостойкие;

·  коррозионностойкие;

·  с высаженными наружу концами;

·  с узлом уплотнения из полимерного материала;

·  с отличительной маркировкой муфт;

·  стандартного исполнения. Нарезка резьбы, осуществляется многозубыми пластинками с полным профилем. 
Контроль качества процесса нарезки резьбы проверяется гладкими и резьбовыми калибрами. 
Навинчивание муфт на трубы осуществляется на муфтонаверточном станке с регулировкой крутящего момента. 
При свинчивании трубы и муфты применяется уплотнительная смазка фирмы ООО "Мальер" ТУ 0254-142-0147016-01.  
По желанию заказчика трубы могут комплектоватся фосфатированными или оцинкованными муфтами, а также технологическими заглушками нипельной и муфтовой части.  
Примечания:

·  Трубы гладкие и муфты к ним диаметром 73 и 89 мм поставляются с треугольной резьбой (10 ниток на дюйм) или трапециидальной (НКМ, 6 ниток на дюйм) резьбой.

·  Трубы гладкие и муфты к ним диаметром 60 и 114 мм поставляются с треугольной резьбой.  
Длина труб:

·  Исполнение А: 9,5 - 10,5 м

·  Исполнение Б: 1 группа: 7,5 - 8,5 м; 2 группа: 8,5 - 10 м

·  Для выпуска насоснокомпрессорных труб используются бесшовные горячедеформированные трубы

·  Нарезка резьбы на трубах и муфтах осуществляется на трубонарезных станках с ЧПУ.

·  Перед нарезкой резьбы, трубы проверяются магнитоиндукционным прибором неразрушающего контроля  
Трубы НКТ могут также изготовляться по следующим ТУ:

·  ТУ 14-161-150-94, ТУ 114-161-173-97, АРI 5СТ. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним сероводородостойкие и хладостойкие. Трубы имеют повышенную стойкость к коррозионному разрушению при солянокислотной обработке скважин и являются хладостойкими до температуры минус 60°С. Трубы изготовляются из стали марок: 20; 30; ЗОХМА. Испытания: на растяжение, на ударную вязкость, на твёрдость, гидроиспытание, сульфидное коррозионное растрескивание в соответствии с NACE TM 01-77-90.

·  ТУ 14-161-158-95. Трубы насосно-компрессорные типа НКМ и муфты к ним с усовершенствованным узлом уплотнения. Трубы гладкие, высокогерметичные типа НКМ и муфты к ним с усовершенствованным узлом управления, применяемые для эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Группа прочности Д. Методы испытаний по ГОСТ 633-80.

·  ТУ 14-161-159-95. Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним в хладостойком исполнении. Трубы гладкие, высокогерметичные группы прочности Е, предназначены для обустройства газовых месторождений северных районов Российской Федерации. Испытания: на растяжение, на ударную вязкость. Остальные методы испытаний по ГОСТ 633-80.

·  API 5CT групп: H40, J55, N80, L80, C90, C95, T95, P110 с нанесением монограммы (лиц. 5CT-0427).

Спуск обсадных колонн. Цементировачные  работы. Продавливание тампонажного раствора за обсадную колонну.

Начальный участок ( I ) называют напрвлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород, его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф — колодец до глубины залегания устойчивых горных пород ( 4 - 8м ). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором.

Нижерасположенные участки скважины — цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400м диаметром до 900мм. Этот участок  скважины закрепляют обсадной трубой 1, состоящей из свинченных стальных труб, которую называют кондуктором  ( II ).

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют  неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной  глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну ( III ), незываемою промежуточной.

Тампонаж - нагнетание цементного или других быстротвердеющих растворов в горные породы с целью повышения их водогазонепроницаемости и несущей способности или в зазор между крепью и стенками горной выработки. Целью тампонажа затрубного пространства обсадных колонн является разобщение продуктивных пластов.

После проработки и промывки ствола скважины приступают к спуску обсадной колонны. Во время спуска обсадную колонну  оборудуют 14-32 центраторами (фонарями) из расчета перекрытия 300-500 м ствола скважины и 8-27 скребками, расположенными между центраторами на расстоянии 9-10 м друг от друга. Перед цементированием скважину промывают с одновременным расхаживанием колонны. Перед цементным раствором в скважину закачивают буферную жидкость в объеме 4-8 м. После начала затворения цементного раствора приступают одновременно к расхаживанию колонны на высоту 8-12 м. Расхаживание проводится во время всего процесса цементирования.

Во время спуска обсадную колонну  оснащают центраторами и другой технологической  оснасткой, спускают и цементируют.

 
Пример. В скважину, обсаженную 244,5 мм колонной на глубину 3750 м и имеющую  открытую часть разреза в интервале 3750-4000 м, спускают бурильный инструмент на глубину 3700-3730 м. Скважину промывают. Во время промывки буровой раствор  обрабатывают с поведением свойств, отвечающих требованиям. Затем бурильный инструмент поднимают и при спуске (после спуска 1-5 труб) устанавливают трубу, оснащенную скребковыми устройствами в количестве, необходимом для полного охвата внутренней поверхности труб предыдущей колонны по всей длине окружности. После спуска каждой свечи (2-3 трубы) производят расхаживание (1-5 раз). Через каждые 200-300 м при спуске производят промывку скважины. По окончании спуска проводят промывку, массу густого раствора удаляют, пропуская через вибросита. Буровой раствор дообрабатывают до требуемых значений. Бурильный инструмент поднимают из скважины, производят спуск обсадной колонны и ее цементирование. Обсадную колонну во время спуска оснащают центраторами, а также она может быть оснащена скребками и расхаживаться в процессе цементирования. 
Сформировавшийся прочный слой бурового раствора удаляется при подготовке скважины к цементированию, а не во время движения цементного раствора по кольцевому пространству. При этом удаляемый структурированный раствор не попадает в цементный, не происходит его загущения, пробкообразования в элементах оснастки из-за смещения и, как следствие, повышения давления при прокачке, приводящего к остановке цементирования до окончания продавки. 
Буровой раствор обрабатывается до такого состояния, при котором он не подвержен неравномерному формированию, и после этого легко может быть вытеснен.

 
Возможности удаления неподвижного раствора возрастают, так как спуская скребки  на бурильном инструменте, операцию по очистке можно проводить более длительное время. 
Все это определяет увеличение полноты вытеснения бурового раствора при цементировании, повышение качества цементирования за счет предотвращения каналообразования в невытесненном буровом растворе, обеспечение контакта цементного камня с обсадной колонной.

Схемы размещения и обвязки оборудования при цементировании

В настоящее время в различных  нефтегазовых районах применяют  несколько отличающихся друг от друга технологических схем приготовления и нагнетания тампонажных растворов. Это отличие обусловлено спецификой геолого-технических, а иногда и климатических условий данного района, что определяет выбор конструкции скважины, способа цементирования и тампонажного материала для каждого конкретного района.

Отличие этих схем заключается в использовании различного числа цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин, а также в применении специальных устройств или механизмов, повышающих качество раствора или цементирования в целом и улучшающих условия труда обслуживающего персонала. Схема обвязки оборудования при использовании 20–40 т сухого тампонажного материала для приготовления раствора приведена на рис

При использовании 40–60 т сухого материала  для приготовления и нагнетания тампонажного раствора применяют большее число агрегатов, позволяющих аккумулировать весь сухой материал в трех точках затворения. Если масса сухого материала превышает 60 т, то изменяется схема обвязки цементировочных агрегатов и цементносмесительных машин

Во всех этих схемах, как правило, предусматривается такое соотношение между численностью цементосмесительных машин и цементировочных агрегатов, при котором обеспечивается бесперебойное приготовление и нагнетание тампонажного раствора в скважину с заданным темпом. Обыч-

 

но с одной цементосмесительной машиной 2СМН-20 работают два цементировочных агрегата, один из которых (имеющий водоподающий насос) подает жидкость на затворение в гидровакуумное смесительное устройство цементосмесительной машины, а второй (не имеющий водоподающего насоса) вместе с первым нагнетает готовый раствор в скважину. При этом суммарная подача жидкости (по паспортным данным) двумя агрегатами несколько больше производительности цементосмесительной машины. Как правило, для продавливания верхней разделительной пробки используют агрегат ЗЦА-400А, который обвязывают с цементировочной головкой.

В различных районах страны в  связи со специфическими условиями  схемы обвязки оборудования несколько  видоизменяются.

В б. Грознефти и Краснодарнефтегазе использовали осреднительные емкости,смонтированные на автомашине и имеющие перемешивающие устройства. Прежде чем подать раствор в скважину, его некоторое время перемешивают в этой емкости; благодаря этому повышается его однородность, что существенно улучшает качество цементирования. Представляется целесообразным организовать серийное изготовление таких емкостей. На рис. показана схема расстановки и обвязки оборудования при цементировании скважин облегченным тампонажным раствором с применением осреднительной емкости и использованием резервуара вместимостью 40 м³ для заготовки воды затворения.

Иногда для аккумулирования  жидкости затворения используют пере

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

движные емкости различной вместимости. Пунктирными линиями показано направление  движения воды, сплошными — тампонажного раствора, штрихпунктирными — продавочной жидкости. При работе по этой схеме после приготовления и нагнетания тампонажного раствора при его продавливании смесительные машины и обвязанные с ними цементировочные агрегаты могут быть отсоединены и отправлены на базу.

В б. ВНИИКРнефти разработана и  внедрена специальная технологическая   схема   приготовления   и   нагнетания   тампонажного   раствора исключающая его потери (особенно при использовании вспенивающих реагентов) и позволяющая увеличить подачу насосов цементировочных агрегатов за счет создания подпора на приеме.

В ЗапСиббурнефти для приготовления  растворов из лежалых цементов иногда используют фрезерно-струйную мельницу, соединенную с оборудованием по схеме,разработаной в б. ВНИИКРнефти; используется также схема цементирования скважин с применением гидравлического  способа  активации  цемента,   при  котором  поток тампо-

 

нажного раствора под большим давлением  подается в устройство, где соударяется со стенкой или встречным потоком; в результате этого разрушаются комкообразные включения и повышается степень гидратации.

С  целью увеличения  степени  вытеснения  бурового раствора из  за-трубного пространства скважины при  цементировании,  а  следовательно,

 

 

 

для повышения его качества были разработаны и внедрены способ применения и комплекс устройств, позволяющих в процессе цементирования проводить осевое перемещение обсадной колонны.

На рис. представлена схема расположения оборудования и отдельных устройств, обеспечивающих расхаживание колонны в процессе нагнетания жидкости при цементировании.