Что такое шаблонирование обсадных труб
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Шаблонирование
Шаблонирование применяется перед спуском для обеспечения проходного отверстия НКТ и очистки от посторонних предметов. [1]
Шаблонирование как эксплуатационной колонны, так и колонны НКТ проводят с целью определения возможности беспрепятственного спуска в них глубинного оборудования и инструмента. [2]
Шаблонирование эксплуатационных и на-сосно-компрессорных колонн осуществляется с целью обеспечения безаварийного спуска оборудования, особенно пакера, приборов и инструмента. Корпус его изготовляют цельным без фасок на нижнем и верхнем торцах. Шаблон имеет сквозное продольное отверстие для промывки и предотвращения скопления механических примесей при спуско-подъемных операциях. [3]
После шаблонирования все пригодные для спуска трубы спрессовывают гидравлическим давлением, величину которого рассчитывают для каждого конкретного случая. При расчете давления опрессовки учитывают радиальные давления, действующие на обсадную колонну в момент ее испытания на герметичность. [4]
После шаблонирования обсадные трубы, предназначенные для комплектации промежуточных и эксплуатационных колонн, должны спрессовываться водой. Величина давления опрессовки определяется для каждого конкретного случая отдельно. При расчете давления опрессовки обсадных труб на поверхности для газовых ( газоконден-сатных) скважин учитываются радиальные давления, действующие на обсадную колонну в момент ее испытания на герметичность. [6]
При шаблонировании насосно-компрессорных труб и исследовании скважин с помощью автономных приборов станция устанавливается относительно устья левым бортом. Для уплотнения устья скважины и направления скребковой проволоки используется стационарное устьевое оборудование ( сальник и ролик), применяемое при очистке труб от парафина. [7]
При шаблонировании насосно-компрессорных труб и исследовании скважин с помощью автономных приборов, спускаемых на скребковой проволоке, используется специальный сальник, который навинчивается на конусный переводник и верхний ролик с кронштейном, используемый при спуске дистанционных приборов. Можно использовать также стационарное оборудование скважин ( сальник и ролик), применяемое для очистки насосно-компрессорных труб. [9]
С целью шаблонирования ствола скважины при проработке над долотом было установлено 30 м обсадных труб диаметром 127 мм па сзарных соединениях. Количество вынесенного шлама оказалось относительно небольним. [10]
Вторая операция ( шаблонирование ) контрольная, выполняется в отдельных ( при необходимости) случаях. [11]
При изготовлении форм шаблонированием по формовочной земле шаблон сгребает землю не фаской, а нескошенным краем, который для большей прочности обивается железом. [12]
Подготовка ствола, спуск, шаблонирование и цементирование эксплуатационной колонны проводятся по обычной технологии. [15]
Шаблонирование скважины.
Р Е Г Л А М Е Н Т
На проведение работ по глубинным исследованиям скважин
I. Общая часть.
1.1 Все глубинные исследования (запись КВД, ИК, замер пластового давления, замер забойного давления, отбор проб желонкой, отбор проб глубинным пробоотборником, шаблонирование, замер забоя) проводится не менее чем двумя операторами один из которых назначается старшим и имеет разряд не ниже 4-ого.
1.2. Операторы перед выездом получают задание у руководителя работ, план проведения работ (если требуется) и расписываются в журнале выдачи заданий. Они должны иметь при себе удостоверение о проверке знаний.
1.3 Прибыв на скважину, оператор устанавливает исследовательскую машину с наветренной стороны на расстоянии, не менее 25 м от устья скважины, затем проверяет наличие пропусков нефти и газа в фонтанной арматуре скважины, наличие буферной задвижки, исправность исследовательской площадки
1.4. Все задвижки должны быть исправны, свободно открываться и закрываться от руки. Уровень рабочей площадки должен находиться выше фланца буферной задвижки на расстоянии не более 0,2 м.
1.5. После осмотра скважины устанавливается лубрикатор.
1.6. Перед работой необходимо проверить резьбовые соединения лубрикатора на предмет нарушения или износа резьбы. При их наличии пользоваться лубрикатором запрещается!
1.7. Перед установкой лубрикатора оператор должен надёжно закрыть буферную задвижку и снять буферную головку. Лубрикатор устанавливается на фланце буферной задвижки и должен быть опрессован не менее чем на 1,5 кратное давление от ожидаемого рабочего.
1.8. Лубрикатор должен быть укомплектован двумя исправными кранами высокого давления, техническим манометром и самоуплотняющимся сальником.
1.9. После установки лубрикатора, оператор готовит лебёдку к работе: конец проволоки от лебёдки пропускает через сальниковую головку лубрикатора, закрепляет с соединительной головкой прибора, подтягивает проволоку к скважине, присоединяет соединительную головку к прибору и готовится к спуску прибора в скважину.
1.10. Прибор помещается внутрь корпуса лубрикатора и навинчивается сальниковая головка, устанавливается направляющий ролик перпендикулярно оси лебёдки.
1.11. Сальник затягивают настолько, чтобы надежно уплотнить проволоку, но при этом должна быть обеспечена возможность движения её через сальник, затем, используя ручной привод лебедки, подтягивают глубинный прибор до упора о торец сальниковой головки и устанавливают на нуль показания счетчика лебедки.
1.12. Затем лубрикатор «продувают», для чего ненамного открывают буферную задвижку при открытом кране высокого давления лубрикатора. Затем, закрыв кран полностью, постепенно открывают буферную задвижку, плавно поднимая давление в лубрикаторе до устьевого.
1.13. Убедившись в герметичности лубрикатора и надежности уплотнения проволоки в сальнике и записав устьевое давление, начинает спуск прибора в скважину..
1.14. Оператору работающему на лебёдке, должны быть хорошо видны устьевой фланец, лубрикатор пространство от устья скважины до машины.
1.15. Спуск прибора ведётся со скоростью 0,8-0,9 м/с, постоянство скорости обеспечивается тормозом лебедки. При спуске прибора оператор обязан внимательно следить за показанием счётчика лебёдки.
1.17. Если при спуске прибор начинает идти вниз рывками, то скорость спуска уменьшают до прекращения рывков.
1.18. В месте перехода колонны НКТ с одного диаметра на другой скорость спуска должна быть так же снижена.
1.19. При подходе прибора к заданной глубине скорость спуска уменьшают. Остановку прибора осуществляют плавным торможением барабана лебедки. При необходимости допускается вымотка остатков проволоки с барабана лебедки. При этом на проволоку над сальниковой головкой лубрикатора устанавливается предохранительный зажим. В этом случае, перед началом подъёма после намотки проволоки на барабан, получившееся показание счетчика сверяют с фактической глубиной спуска.
1.20. Подъём прибора начинается на пониженной скорости до входа прибора в воронку НКТ, затем переключаются на повышенную скорость. За 200 м до входа прибора в лубрикатор, лебёдку переключают на пониженную скорость, а последние 50 м подъём производится вручную.
1.21. По окончанию подъёма по натяжению проволоки оператор убеждается в том, что прибор находится в лубрикаторе. После этого закрывает буферную задвижку и, открыв кран высокого давления лубрикатора, сбрасывает в нём давление до атмосферного. Затем, отвинтив сальниковую головку лубрикатора, извлекает из него прибор, не допуская перегиба проволоки, очищает его от нефти, отворачивает прибор от соединительной головки, наматывает рабочую проволоку на барабан лебёдки,
1.22. Снимает лубрикатор, приводит скважину в исходное положение.
1.23. Собирает приборы, инструменты, направляющий ролик, подносит и грузит всё в автомашину.
1.24. В процессе работы операторы не должны допускать; разлива нефти и загрязнения территории вокруг скважины, ударов по оборудованию находящемуся под давлением.
1.25. Если в процессе производства работ произошёл неустранимый перехлёст проволоки на барабане или другое повреждение проволоки, то положение этого места (по счётчику) указывается в журнале выполненных работ.
1.26. По окончании работ, оператор обязан осмотреть устье скважины, проверить положение задвижек, сделать необходимые записи в рабочем журнале, оформить всю необходимую документацию (в зависимости от вида работ)
Шаблонирование скважины.
Шаблонирование производят в скважинах с целью определения проходимости прибора по стволу скважины. Диаметр и длинна, спускаемого шаблона должны быть не меньше диаметра и длинны прибора.
Шаблонирование проводится по заявке геологической или технологической службой заказчика или перед проведением глубинных работ в следующих случаях:
— если глубинные работы проводятся в скважине, на который ранее осуществлялся ремонт, связанный с подъёмом колонны НКТ и если исследуемая скважина не шаблонировалась в течение последних трех месяцев.
— если в процессе предыдущих глубинных работ наблюдались посадки и затяжки прибора.
— если на скважине проводились геофизические работы.
Все подготовительно-заключительные работы и спуско-подъемные операции проводятся согласно п. 1 данного регламента.
Прибыв на скважину, оператор обязан:
2.1.1 Произвести подготовительные работы согласно п.1 данного регламента.
2.1.2 Произвести шаблонирование скважины до забоя скважины.
2.1.3 Спуско-подъёмные операции производятся согласно п.1 данного регламента.
2.1.4 Произвести заключительные работы согласно п. 1 данного регламента.
2.1.5 Составить акт на проведения шаблонирования в двух экземплярах, где указать:
— месторождение, номер скважины, номер куста;
— дата и время проведения шаблонирования;
— диаметр и длинна шаблона;
— глубина спуска шаблона;
— наличие посадок и затяжек шаблона с указанием их глубины.
Акт подписывается старшим оператором и представителем заказчика. Один экземпляр остаётся у заказчика, другой отправляется в ИАЦ.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Шаблонирование
При необходимости должны быть проведены шаблонирование насосно-комп-рессорных труб и очистка их от парафина и песка. [16]
Подготовка ствола, спуск с шаблонированием и цементирование эксплуатационной колонны проводятся по обычной технологии. Проводится комплекс геофизических исследований ( АКЦ, СГДТ-2) с целью определения качества цементирования и интервала установки оборудования. Диаграммы и характерные изменения кривых в интервале разобщителя приводятся на рис. 3.3. Зная интервал установки разобщителя, рассчитывается интервал установки всего оборудования, вплоть до определения глубины расположения каждой заглушки фильтра. [17]
Так, например, при шаблонировании ствола жесткой компоновкой ( особенно при использовании трехшарошечных расширителей) во избежание возникновения гидроразрыва пород и поглощения бурового раствора ( что осложнит процесс последующего цементирования) следует ограничивать скорость спуска бурильной колонны. [18]
Этот метод включает в себя проведение шаблонирования и очистки колонны, ликвидацию смятия, уточнение формы и размеров повреждения. [20]
Внутренний диаметр и общую кривизну труб проверяют путем шаблонирования оправками, размеры которых определены стандартами. [24]
За последнее время все шире внедряются проработка и шаблонирование ствола колонной бурильных труб с повышенной жесткостью нижней части. Шаблонируют скважины обычно после проработки и это является заключительной операцией по подготовке ствола под спуск колонны. Проработку рекомендуется проводить роторным способом, так как при этом гарантируется постоянное вращение долота, а вращающая колонна бурильных труб улучшает условия выноса шлама из скважины. [28]
Трубы, признанные негодными по результатам неразрушающего контроля, шаблонирования и гидравлических испытаний, удаляют из цеха. [29]
Трубы, признанные негодными по результатам неразрушающего контроля, шаблонирования и гидравлических испытаний ремонту не подлежат. [30]
Что такое шаблонирование обсадных труб
ГОСТ Р 56175-2014
(ИСО 10405:2000)
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ И НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Рекомендации по эксплуатации и обслуживанию
Casing and tubing for petroleum and natural gas industries. Recommendations for use and care
Дата введения 2015-01-01
1 ПОДГОТОВЛЕН подкомитетом ПК 7 «Трубы нарезные нефтяного сортамента» Технического комитета по стандартизации ТК 357 «Стальные и чугунные трубы и баллоны»
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 357 «Стальные и чугунные трубы и баллоны»
— изменения отдельных фраз (слов, значений показателей), выделенных в тексте настоящего стандарта курсивом*;
— дополнения структурными элементами (пунктами, подпунктами, абзацами, таблицами и рисунками), выделенными в тексте настоящего стандарта вертикальной линией, расположенной на полях этого текста;
— изменения содержания отдельных структурных элементов (удаления предложений, абзацев), выделенных в тексте настоящего стандарта курсивом и вертикальной линией, расположенной на полях этого текста;
— изменения его структуры для приведения в соответствие с правилами, установленными в ГОСТ Р 1.5 (подразделы 4.2 и 4.3). Сравнение структуры настоящего стандарта со структурой указанного международного стандарта приведено в дополнительном приложении ДА. Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5 (пункт 3.5)
ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23.05.2017 N 414-ст c 01.09.2017
Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 9, 2017 год
Введение
Настоящий стандарт модифицирован по отношению к международному стандарту ИСО 10405:2000 «Нефтяная и газовая промышленность. Эксплуатация и обслуживание обсадных и насосно-компрессорных труб» в связи с необходимостью дополнения размеров, типов резьбовых соединений и групп прочности обсадных и насосно-компрессорных труб, широко применяемых в российской нефтяной и газовой промышленности.
Настоящий стандарт разработан в целях перехода российской промышленности к мировой практике эксплуатации и обслуживания обсадных и насосно-компрессорных труб, к повышению уровня взаимодействия изготовителей и потребителей труб, уровня проведения процессов эксплуатации и обслуживания, надежности и долговечности обсадных и насосно-компрессорных колонн в целом.
В настоящем стандарте содержатся рекомендации по подготовке к свинчиванию обсадных и насосно-компрессорных труб, изготовляемых по ГОСТ Р 53366, по спуску и подъему колонн, приварке приспособлений, анализу причин неисправностей и повреждений, контролю и классификации труб, бывших в употреблении, рекомендации по транспортированию, погрузочно-разгрузочным операциям и хранению, а также расчетные значения моментов свинчивания для труб различных размеров, групп прочности и резьбовых соединений.
Модификация настоящего стандарта по отношению к международному стандарту заключается в следующем:
— исключены силиконовые смазки;
— дополнена формула для расчета с рекомендуемым расходом смазки для труб различных диаметров;
— дополнены правила очистки резьбы от смазки;
— уточнены рекомендации по свинчиванию резьбовых соединений SC, LC, ВС, NU, EU и дополнены рекомендации по свинчиванию резьбовых соединений ОТТМ, ОТТГ, НКТН, НКТВ и НКМ;
— дополнены правила перевозки труб авиатранспортом;
— дополнено приложение В, содержащее сведения о соответствии резьбовых соединений, упомянутых в настоящем стандарте, и резьбовых соединений, применяемых ранее в национальной промышленности;
— исключены все данные, относящиеся к резьбовым соединениям Экстрим-лайн и Интеграл-джойнт, не применяемым в национальной промышленности;
— исключены значения показателей, выраженные в американской системе единиц, а также исходное содержание приложения А с соотношениями между единицами СИ и единицами американской системы.
Рекомендации стандарта могут быть применены для эксплуатации и обслуживания обсадных и насосно-компрессорных труб, в том числе с другими резьбовыми соединениями, подобными резьбовым соединениям по ГОСТ Р 51906 и ГОСТ 33758, изготавливаемых по техническим условиям и стандартам организаций.
1 Область применения
Настоящий стандарт содержит рекомендации по обслуживанию и эксплуатации обсадных и насосно-компрессорных труб, в том числе по порядку спуска и подъема, посадке труб в муфты и свинчиванию в промысловых условиях. Приводит рекомендуемые расход смазки, моменты свинчивания труб размеров, групп прочности и типов резьбовых соединений по ГОСТ Р 53366, а также рекомендации по транспортированию, погрузочно-разгрузочным операциям, хранению, инспекции.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 10692-2015 Трубы стальные, чугунные и соединительные детали к ним. Приемка, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение
ГОСТ 23258-78 Смазки пластичные. Наименование и обозначение
ГОСТ 24297-2013 Верификация закупленной продукции. Организация проведения и методы контроля
ГОСТ 33758-2016 Трубы обсадные и насосно-компрессорные и муфты к ним. Основные параметры и контроль резьбовых соединений. Общие технические требования
ГОСТ Р 51365-2009 (ИСО 10423:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования
ГОСТ Р 51906-2015 Соединения резьбовые обсадных, насосно-компрессорных труб, труб для трубопроводов и резьбовые калибры для них. Общие технические требования
ГОСТ Р 53366-2009 (ИСО 11960:2004) Трубы стальные, применяемые в качестве обсадных и насосно-компрессорных труб для скважин в нефтяной и газовой промышленности. Общие технические условия
ГОСТ Р 53521-2009 Переработка природного газа. Термины и определения
ГОСТ Р 53678-2009 (ИСО 15156-2:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 2. Углеродистые и низколегированные стали, стойкие к растрескиванию и применение чугунов
ГОСТ Р 54918-2012 (ISO/TR 10400:2007) Трубы обсадные, насосно-компрессорные, бурильные и трубы для трубопроводов нефтяной и газовой промышленности. Формулы и расчет свойств
ГОСТ Р ИСО 13678-2015 Трубы обсадные, насосно-компрессорные, трубопроводные и элементы бурильных колонн для нефтяной и газовой промышленности. Оценка и испытание резьбовых смазок
3 Термины и сокращения
3.2 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
4 Порядок спуска и подъема обсадных труб
4.1 Документирование процесса подготовки и спуска колонны*
4.1.1 Для спуска колонны обсадных труб должны быть разработаны инструкции, регламентирующие растяжение колонны и порядок спуска колонны до забоя.
4.1.2 Все работы по креплению скважины обсадной колонной должны проводиться по утвержденному плану работ, составленному в соответствии с инструкциями и требованиям регламентирующих документов.
План должен включать указания по порядку сборки в колонну труб различных групп прочности, размеров и типов резьбовых соединений. Спуск труб необходимо проводить в строгом соответствии с установленным порядком.
4.2 Контроль и подготовка труб*
4.2.1 Осмотр труб и муфт
Перед началом работ необходимо провести осмотр каждой трубы и муфты. Обсадные трубы не должны иметь дефектов, которые по ГОСТ Р 53366 относятся к недопустимым дефектам, и должны соответствовать требованиям, установленным в настоящем стандарте.
Для применения труб в скважинах со специальными условиями эксплуатации, методы контроля дефектов, указанные в ГОСТ Р 53366, могут не обеспечить выявление дефектов в той степени, которая была бы достаточной для применения труб в таких условиях. В таких случаях рекомендуется использовать другие методы неразрушающего контроля, которые позволяют подтвердить необходимое качество труб и их пригодность для спуска в скважину.
Следует выполнить оценку методов неразрушающего контроля, предусмотренных в ГОСТ Р 53366, для определения возможности применения этих методов для выявления дефектов и разделения сигналов от недопустимых дефектов от источников ложных сигналов, которые могут возникнуть при применении этих методов.
4.2.2 Подготовка обсадных труб к свинчиванию в колонну
При подготовке обсадных труб для свинчивания в колонну рекомендуется выполнить следующие основные действия:
a) скомплектовать трубы по видам, группам прочности, размерам и типам соединений и уложить их на стеллажи с учетом очередности спуска труб по плану работ.
Если какая-либо труба не поддается идентификации, то она должна быть отложена до выяснения ее вида, группы прочности, размера и типа резьбового соединения;
b) снять резьбовые предохранители с концов труб и муфт.
Резьбовые предохранители следует снимать специальным ключом усилием одного человека. В случае затруднения при снятии резьбового предохранителя допускаются легкие удары деревянным предметом по торцу предохранителя для устранения возможного перекоса;
c) очистить резьбовые соединения труб и муфт от смазки.
Очистку от смазки следует проводить ветошью при помощи горячей мыльной воды, подаваемой под напором, или пароочистителя. Допускается удалять смазку с помощью растворителя, не содержащего хлор.
Для удаления смазки не допускается использовать дизельное топливо, керосин, соленую воду, барит и металлические щетки!
Также не следует использовать для удаления смазки моющие средства, оставляющие пленку на поверхности соединения и приводящие к ухудшению последующего нанесения уплотнительной смазки и ее адгезии к металлу.
После удаления смазки резьбовые соединения следует тщательно протереть сухой и чистой ветошью или просушить продувкой сжатым воздухом;
d) осмотреть резьбовые соединения труб и муфт.
Резьбовые соединения могут получить повреждения в результате соударения труб между собой или каких-либо других ударных воздействий, появления ржавчины, коррозии или других химических повреждений под воздействием окружающей среды или агрессивных компонентов смазки, а также при снятии резьбовых предохранителей.
Трубы с повреждениями резьбы, которые по ГОСТ Р 51906 и ГОСТ 33758 относятся к недопустимым и которые нельзя исправить, к спуску не допускаются;
e) измерить длину каждой трубы.
Измерения следует проводить от свободного торца муфты до участка ниппельного конца трубы, соответствующего номинальному положению торца муфты при механическом свинчивании (приблизительно до конца сбега резьбы на трубе или до основания треугольного клейма).
Сумма измеренных длин отдельных труб представляет собой длину ненагруженной собственным весом колонны обсадных труб.
Для измерения длины труб следует использовать стальную измерительную ленту, с ценой деления не более 1,0 мм;
f) провести шаблонирование каждой трубы.
Шаблонирование должно быть проведено стальным шаблоном (оправкой) по всей длине труб. Для шаблонирования труб из хромистых и коррозионно-стойких сталей следует использовать полимерные или алюминиевые оправки. Размеры рабочей части оправки должны соответствовать размерам, указанным в ГОСТ Р 53366. Через каждые 50 труб рекомендуется проверять диаметр рабочей части оправки в трех плоскостях по длине оправки. Не допускается использовать оправки при уменьшении диаметра рабочей части оправки более чем на 0,5 мм в какой-либо из трех плоскостей.
Положение трубы при шаблонировании должно исключать ее провисание. Используемые для шаблонирования веревки или стержни должны быть чистыми. При минусовой температуре воздуха трубы непосредственно перед шаблонированием следует прогреть паром.
Оправка должна свободно проходить через всю трубу. Если оправка не проходит через трубу, эта труба должна быть отложена для принятия решения о возможности ее дальнейшего использования и заменена другой трубой с проведением перенумерации труб.
Допускается проводить шаблонирование в процессе подъема труб на буровую;
g) установить резьбовые предохранители.
Чтобы не повредить резьбовые соединения труб и муфт при перекатывании их по стеллажу или подъеме на буровую, на них следует установить чистые резьбовые предохранители или специальные защитные колпаки.
Допускается неоднократное использование снятых резьбовых предохранителей при условии, что после каждого использования они должны быть тщательно очищены от ранее нанесенной смазки и внимательно осмотрены для выявления повреждений. Очистку от смазки следует проводить в соответствии с требованиями по очистке резьбовых соединений труб и муфт [перечисление с)]. Не допускается повторное использование резьбовых предохранителей со значительными повреждениями резьбы и формы.
При повторной установке резьбовых предохранителей необходимо убедиться, что они предназначены для труб и муфт данного размера и типа резьбового соединения.