Расчет параметров солянокислотной обработки

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Расчет параметров солянокислотной обработки

1. Краткая характеристика пласта и месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Белозерско-Чубовское месторождение в административном отношении расположено на территории Красноярского района Самарской области, в 45 км к северо-востоку от г. Самара. (Рис. 1. 1). Ближайшая железнодорожная станция Старосемейкино находится юго-западнее месторождения, а узловая станция Кинель в 20 км к юго-востоку от месторождения.

Район месторождения промыслово обустроен. В экономическом отношении — преимущественно сельскохозяйственный.

Белозерско-Чубовское месторождение открыто в 1956 г. поисково-разведочным бурением и введено в разработку в 1956 году.

Выкопировка из обзорной карты нефтяных месторождений самарской области.

Рис. 1. 1

1. 2 Геолого-физическая характеристика пласта Д1

Пласт Д1 является одним из основных разрабатываемых объектов на месторождении. Залегает в кровельной части пашийского горизонта, в среднем на глубине 2606,1 м. Пласт представлен терригенными породами: светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками, алевролитами серыми и зеленовато-серыми глинами. Общая толщина пласта достигает 45,6 м.

Слагающий пласт коллектор состоит из 2−10 (скв. 215) пропластков песчаников, толщиной от 0,2−0,4 м до 10,8 м в нефтенасыщенной части пласта и достигает 22 м — в водонасыщенной. Толщина непроницаемых разделов меняется от 0,4 до 14,8 м. Коэффициент расчлененности при этом по пласту в целом равен 4,5 доли ед., а в границах залежи — 2,5. Коэффициент песчанистости составляет 0,65.

В 22-х скважинах нефтенасыщенная часть пласта отделяется от водонасыщенных песчаников глинистым прослоем, толщиной 1−7,6 м.

Промышленная нефтеносность пласта Д1 установлена в 1958 году при его опробовании в скв. 3, в которой из интервала перфорации 2611−2620 м был получен фонтанный приток безводной нефти, дебитом 128,8 т/с. В дальнейшем промышленная значимость пласта подтверждена опробованием в 32 скважинах, пробуренных в период 1958—2003 годы.

По состоянию изученности на 1. 01. 11 г. пласт Д1 дополнительно вскрыли 111 скважины, из которых 49 оказались в пределах утвержденного контура нефтеносности.

Начальное положение ВНК по залежи, по состоянию изученности на 1. 01. 11 г., принято в интервале абсолютных отметок минус 2470—2474 м.

Начальная нефтенасыщенная толщина пласта по площади залежи меняется от 2,2 до 17 м. Увеличенные толщины приурочены к сводам поднятия.

Размеры залежи составляют 6,5Ч2,5 км, высота 19,6−23,6 м. Залежь нефти неполнопластового типа. Покрышкой для залежи служат глины тиманского горизонта, подстилающие пласт Дк и 1−2 м прослой известняка (репер «кинжал»).

Геолого-физическая характеристика пласта Д1 представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Геолого-физическая характеристика пласта Д1

Параметры

Д1

Участок

Категория

А

Средняя глубина залегания, м

2606. 1

Абсолютная отметка ВНК, м

-2470−2474

Тип залежи

неполно — пласт.

Тип коллектора

терриг.

Площадь нефтегазоносности, тыс мІ

9871

Средняя нефтенасыщенная толщина, м

6. 4

Пористость, доли ед.

0. 18

Ср. нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.

0. 91

Проницаемость, мкмІ

0. 135

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0. 65

Коэффициент расчлененности, доли ед.

2. 5

Начальная пластовая температура, С

54

Начальное пластовое давление, МПа

28. 4

Вязкость нефти в пластовых усл., мПа с

4. 46

Плотность нефти в пластовых усл., т/мі

0. 826

Плотность нефти в поверхн. усл., т/мі

0. 866

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1. 095

Содержание серы в нефти, %

2. 1

Содержание парафина в нефти, %

3. 74

Давление насыщения нефти газом, МПа

6. 8

Газосодержание, мі/т

36

Коэффициент вытеснения, доли ед

0. 652

Вязкость воды в пластовых усл., мПа с

1. 01

Плотность воды в пласт. условиях. т/ мі

1. 182

Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. :

утвержденный ГКЗ (ЦКЗ) РФ

0. 56

1. 3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Физико-химические свойства нефти и газа Белозерско-Чубовского месторождения изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтом «Гипровостокнефть» и ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть».

Свойства нефти и газа пласта Д1 определены по результатам исследований двенадцати глубинных проб из скв. 3, 5, 36 (две пробы), 209, 250, 251, 266, 269, 276 (две пробы), 307 и шестнадцати поверхностных проб из этих же скважин.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,826 г. /смі, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,8 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 40,6 мі/т, динамическая вязкость пластовой нефти 4,46 мПас.

При дифференциальном разгазировании в рабочих условиях плотность нефти 0,866 г. /смі, газосодержание 36,0 мі/т, объемный коэффициент 1,095, динамическая вязкость разгазированной нефти 28,18 мПас.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,10%), смолистая (9,31%), парафиновая (3,74%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 С — 43%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 12,66%, метана 43,12%, этана 15,33%, пропана 18,00%, высших углеводородов (пропан + высшие) 28,47%, гелия 0,069%. Относительная плотность газа по воздуху 1,033.

Воды пласта Д1 терригенного девона относятся к высокометаморфизованным рассолам с высокой плотностью и минерализацией. На рассматриваемом месторождении по своим физико-химическим свойствам и компонентному составу воды этих горизонтов неразличимы. Результаты анализа многочисленных представительских проб, отобранных в разные годы разработки месторождения, показали, что воды пластов Дк и Д1 характеризуются плотностью 1185−1195 кг/мі, минерализацией 267,4−287,5 г/л, первой соленостью 57,3−61,2%-экв. От вод среднего и нижнего карбона, а также турнейского яруса они отличаются высоким содержанием кальция (32,3−35,3 г/л), магния (3,53−4,13 г. /л) и брома (более 1000 мг/л). Воды практически бессульфатны и не содержат сероводород. Газосодержание в скв. 12 на Чубовской площади составляло 0,241 мі/т (пласт Дк).

Свойства пластовой нефти и воды пласта Д1 представлены в таблице 1.2. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти пласта Д1 представлен в таблице 1.3. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти пласта Д1 представлены в таблице 1.4. Содержание ионов и примесей в пластовой воде представлено в таблице 1.5.

Таблица 1.2. Свойства пластовой нефти и воды

Наименование

Пласт Д1

Количество исследованных

Диапазон изменения

Принятые значения

скв.

проб

а) Нефть

Давление насыщения газом, МПа

10

12

6,4−7,1

6,8

Газосодержание при однократном разгазировании, мі/т

10

12

33,7−46,9

40,6

Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, мі/т

Р1=0,18 МПа Т1=20 С

-

-

-

-

Р2=0,18 МПа Т2=30 С

-

-

-

-

Р3=0,12 МПа Т3=23 С

-

-

-

-

Р4=0,10 МПа Т4=23 С

-

-

-

-

Р5=0,10 МПа Т5=20 С

-

-

-

-

Суммарное газосодержание, мі/т

10

12

36,0

Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях

10

12

1,095

Плотность, кг/мі

10

12

798,0−839,0

826,0

Вязкость, мПас

10

11

3,67−5,08

4,46

Пластовая температура, С

10

12

51−55

54

г) Пластовая вода

Газосодержание, мі/т

-

-

-

-

в т.ч. сероводорода, мі/т

-

-

-

-

Объёмный коэффициент

-

-

-

-

Общая минерализация, г/л

-

-

-

-

Плотность в пластовых условиях, кг/мі

-

-

-

-

Таблица 1.3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и нефти. Пласт Д1

Наименование

При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

выделившийся газ

нефть

выделившийся газ

нефть

масс. %

мольн. %

масс. %

мольн. %

масс. %

мольн. %

масс. %

мольн. %

Сероводород

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Углекислый газ

0,48

0,36

0,00

0,00

0,62

0,42

0,00

0,01

Азот + редкие

9,48

11,28

0,00

0,00

11,83

12,66

0,00

0,00

Метан

17,99

37,40

0,01

0,14

23,06

43,12

0,01

0,16

Этан

12,77

14,16

0,06

0,49

15,37

15,33

0,11

0,80

Пропан

26,52

20,06

0,51

2,66

26,45

18,00

0,86

4,27

Изобутан

5,11

2,93

0,21

0,83

3,86

1,99

0,34

1,27

Н. бутан

12,97

7,44

0,90

3,57

9,91

5,11

1,21

4,59

Изопентан

5,93

2,74

0,77

2,46

2,52

1,05

1,01

3,07

Н. пентан

4,00

1,85

1,19

3,80

3,24

1,35

1,43

4,34

Гексаны

3,67

1,42

2,98

7,93

2,10

0,73

3,04

7,76

Гептаны

1,08

0,36

3,13

7,17

1,04

0,24

3,10

6,80

Остаток

0,00

0,00

90,24

70,95

0,00

0,00

88,89

66,93

Молекулярная масса

-

233,00

29,93

220,0

Молек. масса остатка

-

292,00

-

292,00

Плотность:

газа, кг/мі

1,413

-

1,245

-

газа отн. (по воздуху)

1,173

-

1,033

-

нефти, кг/мі

-

873,000

-

866,000

Таблица 1.4. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование

Пласт Д1

количество исследованных

диапазон изменения

принятые значения

скв.

проб

Вязкость динамическая, мПа·с

при 20 С

9

16

17,28−53,86

28,8

Вязкость кинематическая, ммІ/с

при 20 С

9

16

19,57−59,98

31,99

Температура застывания, С

8

12

+6 — (-32)

-10

Массовое содержание, %

серы

9

16

1,90−2,34

2,10

смол силикагелевых

9

16

5,70−13,55

9,31

асфальтенов

9

16

1,30−8,40

5,06

парафинов

9

16

3,00−7,60

3,74

Температура плавления парафина, С

8

13

54−68

63

Объёмный выход фракций, %

н.к. — 100 С

9

12

2−8

5

до 150 С

9

12

8−17

14

до 200 С

9

12

16−28

23

до 300 С

9

12

36−46

43

Таблица 1.5. Содержание ионов и примесей в пластовой воде

Содержание ионов, моль/мі, примесей, г/смі

Количество исследований

Диапазон изменения, моль/мі

Среднее значение, моль/мі

скважин

проб

1

2

3

4

5

Пласт Д1

CI-

3

4

4700,37−4850,38

4751,37

SO4--

3

4

2,19−4,30

2,83

HCO3-

3

4

0,50−1,00

0,77

Ca++

3

4

816,63−836,67

827,90

Mg++

3

4

146,91−162,11

154,51

Na++ K+

3

4

2733,28−2909,26

2793,78

Примеси

-

-

-

-

рН

-

-

-

-

2. Характеристика добывающего и нагнетательного фонда скважин

На дату анализа (01. 01. 2011 г.) в действующем добывающем фонде пласта Д1 числилось 34 скважины, действующих скважин насчитывалось 10 единиц, в бездействии находилось 4 скважины, пьезометрических скважин 2 единицы, были переведены под закачку 4 скважины, и 14 скважин были переведены на другие горизонты.

Закачка воды велась в 1 скважину, 2 нагнетательные скважины находились в бездействии и 1 — в освоении после бурения

В категории контрольных и пьезометрических числилось 2 скважины.

Таблица 2.1. Характеристика фонда скважин пласта Д1 на 01. 01. 2011 года

Наименование

Характеристика фонда скважин

Д1

Фонд добывающих скважин

Пробурено

34

Возвращено с других горизонтов

Всего

34

В том числе:

действующие

10

из них фонтанные

ЭЦН

8

ШГН

2

бескомпрессорный газлифт

внутрискважинный газлифт

Бездействующие

4

В освоении после бурения

В консервации

Пьезометрические

2

Переведены под закачку

4

Переведены на другие горизонты

14

В ожидании ликвидации

Ликвидированные

Водозаборные

Поглощающие

Доля бездействующих скважин от всего фонда добывающих скважин

0,117

Фонд нагнетательных скважин

Пробурено

1

Возвращено с других горизонтов

Переведены из добывающих

3

Всего

4

В том числе:

Под закачкой

1

Бездействующие

2

В освоении после бурения

1

В консервации

Пьезометрические

В отработке на нефть

Переведены на другие горизонты

В ожидании ликвидации

Ликвидированные

За весь период разработки ликвидированных скважин не зарегистрировано.

Рис. 2. 1

По способам эксплуатации действующий добывающий фонд распределялся следующим образом: 8 скважин оборудованы ЭЦН (, 2 скважины — ШГН (20%), (Рис. 2. 1).

В декабре 2010 г. действующий фонд добывающих скважин пласта Д1 составил 10 скважин. В настоящее время скважины эксплуатируются электроцентробежными насосами 9 типоразмеров: ЭЦН5А-250−1200; ЭЦН5А-250−1400; ЭЦН5А-250−1300; ЭЦН5 — 80−1200; ЭЦН5−200−1400; ЭЦН5А-200 — 950; ЭЦН5−125−1100; ЭЦН5−125−1350; ЭЦН5−250−1500; и 5 типоразмерами плунжерных насосов НН-68; НН-70; НН-43; НН-57; НН-44 (рис. 2. 2).

Анализ фонда показал, что в скважине № 25 работающей с максимальным дебитом по жидкости равным 317 мі/сут спущен насос типа ЭЦН5А-250−1200. В скважины №№ 27; 57; 59; 220 работающей с минимальным дебитом по жидкости равным 0,3−1, мі/сут спущены плунжерные насосы четырех типоразмеров НН-68; НН-43; НН-57; НН-44 соответственно. Самым распространенными насосами является ЭЦН5А-250−1200, НН-57, НН-44 каждым оборудовано по 2 скважины

Рис. 2.2. Распределение фонда скважин по типоразмерам насосов

В целом действующий фонд добывающих скважин пласта в декабре 2010 г. распределялся по дебитам нефти относительно равномерно: 37,5% скважин имели дебиты по нефти от 5 до 10 т/сут; 37,5% скважин имели дебиты в диапазоне от 10 до 20 т/сут; и по 12, 5% фонда скважин имели дебиты в диапазонах от 3 до 5 т/сут и от от 20 до 30 т/сут (рис. 2. 4). Средний дебит по нефти составлял 12,3 т/сут.

Рис. 2. 3

Большая часть фонда скважин (75%) работало с дебитами по жидкости от 50 до 150 мі/сут, в диапазоне 30−50 мі/сут — 1 скважина (12,5% фонда) Дебит по жидкости находящийся в интервале от 150 до 200 мі/сут зафиксирован в 1 скважине. Средний дебит по жидкости составлял 101 мі/сут.

Рис. 2. 4

Фонд скважин в значительной степени обводнен. Начиная с 2002 г. обводненность продукции превышает 80%, а в 2010 г. средняя величина обводненности составила 85,4% (согласно технологическим показателям за 2010 год).

В декабре 2010 г. в 37,5% фонда (3 скважины) содержание попутной воды в продукции составляет 90% и более. Предельное содержание попутной воды в продукции не зафиксировано в 5 скважинах (62,5% фонда) обводненность находится в интервале 60−90%. Скважин с низкой обводненностью (до 30%) не зафиксировано. На анализируемую дату средняя обводненность составляет 85% (согласно технологическому режиму составленному на декабрь 2010 года) (рис. 2. 5).

Рис. 2. 5

Для добывающего фонда скважин коэффициент продуктивности находится в интервале 0,4 — 1.6 мі/сут/атм. (рисунок 2. 6), максимальный коэффициент продуктивности зафиксирован в скважине № 704 равный 1,6 мі/сут/атм.

Рис. 2. 6

Распределение фонда нагнетательных скважин по приемистости представлено на рис. 2.7.

Распределение фонда нагнетательных скважин по приемистости

Рис. 2. 7

Как видно из представленного распределения средняя приемистость составляет 204,2 мі/сут. Максимальная приемистость наблюдается в скважине № 411 — 321мі/сут, минимальная в скважине № 56 — 110 мі/сут.

За 2008−2010 годы по скважинам пласта Д1 и был проведен 61 ремонт. Как видно из распределения, представленного на рис. 2. 8, основными причинами ремонта скважин являются повреждения изоляции кабеля — 28,07% (16 случаев) и двигателя — 24,56% (14 случаев), отсутствие подачи — 21,05% (12 случаев), а также снижение производительности — 17,54% (10 случаев).

Рис. 2.8. Распределение причин ремонта за 2008−2009 годы

Рис. 2.9. Распределение причин ремонта за 2008−2010 годы (в процентном соотношении)

При проведении ремонтных работ увеличение дебита нефти было достигнуто только в 5 случаях (скв. № 127 в окт. 2007, скв. № 127 в мар. 2008, скв. № 500 в фев. 2009, скв. № 414 в авг. 2009 и скв. № 373 в мар. 2009) в 12 случаях было зафиксировано снижение дебита нефти, что говорит о проведении ремонтов с целью сохранения существующего режима работы скважин.

В 18 случаях была произведена смена типоразмера насоса (12 с уменьшением и 6 с увеличением Qном).

Основные причины, осложняющие эксплуатацию УЭЦН: выпадение парафина, коррозионный износ оборудования, отложение минеральных солей. Предлагаемые методы борьбы с этими осложнениями: пропарка или прокачка горячей нефти и спуск скребков; закачка ингибитора коррозии СНПХ 60−11; соляно-кислотная обработка ПЗС.

Среднее значение МРП для фонда скважин пласта Д1 составило 273 дня.

Средняя наработка на отказ составила в 2010 году 245 дней.

Преждевременными отказами подземного оборудования считаются отказы с наработкой до 180 суток. Таких отказов за рассматриваемый период не было. Поэтому можно сделать вывод, что в целом по механизированному фонду осложнений в работе подземного оборудования не наблюдалось.

3. Описание технологий и видов подземного и капитального ремонта скважин

Основные виды ремонтных работ представлены на рисунке 3.1.

Рис. 3. 1

ПРС называют комплекс работ, включающих частичную или полную замену подземного оборудования, очистку забоя скважины, а также проведения геолого — технических мероприятий и аварийных работ.

Различают 2 вида ПРС — текущий и капитальный. К текущему ремонту относят планово — предупредительные мероприятия и внеплановые ремонты.

Основные виды текущего ремонта:

— Смена насосов и деталей

— Ликвидация обрыва и отворота штанг

— Смена НКТ и штанг

— Чистка забоя скважин

— Спуск — подъем ЭЦН

— Обработка призабойной зоны реагентами

— Очистка труб и штанг от парафина

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

К КРС относятся следующие виды работ:

1. Исправление смятых участков эксплуатационных колонн.

2. Ремонтно-изоляционные работы.

3. Устранение негерметичности обсадной колонны.

4. Крепление слабосцементированных пород в ПЗП.

5. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин.

6. Перевод на другие горизонты и приобщение пластов.

7. Перевод скважин на использование по другому назначению.

8. Зарезка новых стволов.

9. Работы по интенсификации добычи нефти.

10. Кислотные обработки.

11. Гидроразрыв пластов.

12. Консервация и расконсервация скважин.

13. Ликвидация скважин.

14. Ловильные работы. Виды ловильных работ. Инструмент для ловли НКТ. Извлечение труб, смятых и сломанных в результате падения.

До начала ремонта скважины проводят подготовительные работы с целью обеспечения бесперебойной работы бригады ПРС. К ним относятся

— Подготовка подъездных путей

— Подготовка площадки

— Установка якорей

— Проверка состояния грузоподъемного механизма

— Завоз на скважину инструмента и оборудования

— Глушение скважины

— Установка грузоподъемного механизма

Агрегаты капитального и подземного ремонта предназначенные для проведения СПО и др. при проведении текущего и капитального ремонта скважин включают следующие основные узлы и механизмы:

— транспортная база или шасси

— вышка 2 секционная, телескопическая, кроме агрегата К703 (1 секция)

— талевая система — кронблок, талевый блок, крюкоблок, талевый канат, приспособление крепления мертвого конца каната.

— Лебедка

— Трансмиссия или кинематическая схема для передачи мощности от двигателя на барабан лебедки

— Гидросистема для подъема и опускания мачты, для привода АПР, для опускания задних опор вышки.

— Пневмосистема для включения и вкл лебедки, пневмотормоза лебедки, для срабатывания противозатаскивателя, управления клиньями верхней секции вышки, для включения гидронасоса.

— Электрооборудование напр 12−24 V

— Противозатаскиватель

— Задник опоры вышки (домкраты)

— Пульты управления

Технические характеристики основных агрегатов применяемых при ПРС приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Технические характеристики основных агрегатов

Показатель/агрегат

Аз — 37А

А50

УПТ32

УПТ50

Р80

К703МТУ

АПРС32

А60

грузоподъемность

32/32 т

50/60

32

50

80

60/80 кратковременно

оснастка

2х3/2х3

3х4

2х3

3х4

4х5

Оттяжки ветр

2−17

2−14

2−18

-

2−18

силовые

2 — 14 мм

2−17

2−14

2−18

-

2−18

установочные

2−25

2−14

2−18

2−18

2−25

Диам. каната

22,5

25

22,5

25

25

25

Расст от опоры до центра скважины

1500/1200

1040 от торца рамы

1500

1475

1047

1180

Max нагрузка на оттяжку

1350 кг

3590 кг

2700

4500

-

-

Тяговое усилие

8,4 т

10/11,2 т

8,4

8,5

14

14,7

Агрегат А-50М предназначен для разбуривания цементной пробки в трубах диаметром 5−6 дюймов и связанных с этим процессом операций (спуска и подъема бурильных труб, промывки скважин и т. д.) спуска и подъема насосно-ком-прессорных труб; установки эксплуатационного оборудования на устье скважин; проведения ремонтных работ и работ по ликвидации аварий; проведение буровых работ. Все механизмы агрегата, кроме промывочного насоса, смонтированы на шасси КрАЗ-250. Промывочный насос НБ-125 (9 мгр) смонтирован на двухосном прицепе. В качестве привода навесного оборудования используется ходовой двигатель шасси КрАЗ-250.

Привод навесного оборудования агрегата и насосного блока от тягового двигателя автомобиля через коробку скоростей, раздаточную коробку, коробку отбора мощности и раздаточный редуктор. От раздаточного редуктора вращение передается промывочному насосу и редуктору масляным насосом, питающим гидромотор привода ротора и гидроцилиндры подъема вышки. На вышке размещены подвески ключа и бурового рукава, соединенного с промывочным насосом при помощи манифольда. При необходимости к талевому блоку может быть подвешен вертлюг с квадратной штангой. Нагрузка на крюке определяется при помощи индикатора веса, закрепленного на «мертвом» конце талевого каната. Цепные передачи на подъемный вал барабана лебедки включается шинно-пневматическими муфтами.

Агрегат подъемный АПРС-40 предназначен для производства спуско-подъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными сооружениями, для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием). Кроме того с его помощью промывочным агрегатом и ротором с индивидуальным приводом можно проводить промывку скважин и разбуривание песчаных пробок.

Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной, смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости «Урал-4320» или «КрАЗ-260» и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной телескопической вышки с талевой системой.

Вышка агрегата имеет повышенную прочность, изготовляется из низколегированной морозостойкой стали.

АзИНмаш37 предназначены для спуско-подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, не оборудованных вышечными сооружениями.

Подъемные установки этого типа подразделяются на АзИНмаш-37А, АзИНмаш-37А1, АзИНмаш37БЮ, смонтированные на базе автомобилей повышенной проходимости КрАЗ-255Б и КрАЗ-260.

Подъемные установки АзИНмаш-37А и АзИНмаш-37А1 комплектуются автоматами АПР для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и автоматическим ключами типа КШЭ с электроприводом для свинчивания насосных штанг.

Подъемные установки оснащены ограничителем подъема крюкоблока, системой звуковой и световой сигнализации установки вышки, контрольно-измерительными приборами работы двигателя и пневмосистемы, а также другими системами блокировки, обеспечивающими безопасность ведения работ при монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях.

Управление всеми механизмами установки при спуск-подъемных операциях осуществляется из трехместной отапливаемой кабины оператора, расположенной между лебедкой и кабиной автомобиля. Управление установкой вышки в рабочее и транспортное положения осуществляется дистанционно — с ручного выносного пульта.

Подъемная установка АзИНмаш-37Б в отличие и АзИНмаш-37А1 оснащена спайдером СГ-32 и манипулятором МТ- 3 с гидравлическим дистанционным управлением для свинчивания и развинчивания НКТ.

Установки АзИНмаш-37А1 и АзИНмаш-37Б смонтированы на шасси автомобиля КрАЗ-260 с относительно повышенной грузоподъемностью и мощностью двигателя и обладают высокими скоростями подъема крюка.

Питание системы освещения — от электрооборудования автомобиля.

Лебедка с приводом от двигателя автомобиля оснащена однодисковой фрикционной муфтой.

Подъемные установки типа УПТ. К данным подъемным установкам относятся УПТ-32, УПТ1−50, УПТ1−50Б, предназначенные для спуско-подъемных операций в процессе текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Установки самоходные: смонтированы на гусеничных тракторах.

Состоят из следующих основных узлов: однобарабанной лебедки, установленной на специальном основании под оборудование, вышки с талевой системой, задней и передней опор вышки, кабины водителя. В отличие от УПТ-32 установки УПТ-50 и УПТ1−50Б снабжены узлом привода ротора, а также укомплектованы гидрораскрепителем.

Привод лебедки и других механизмов УПТ-32 — от двигателя трактора; подъем вышки и механизма для свинчивания-развинчивания труб — гидравлический; включение фрикционных муфт — пневматическое.

Привод исполнительных узлов и механизмов УПТ1−50 и УПТ1−50Б — от двигателя трактора; лебедки и ротора — через трансмиссию; подъем вышки, привод гидроскрепителя и механизма для свинчивания-развинчивания труб — гидравлические; включение фрикционных муфт — пневматическое.

4. Краткая характеристика применяемого оборудования и технологии ликвидации порывов обсадных колонн

Определение порыва обсадной колонны производится при помощи расходомера и дебитомера. Спускают прибор, закачивают жидкость, которая при прохождении через прибор вращает последний с передачей импульса на поверхность в лабораторию. В месте порыва колонны импульс резко падает или совсем пропадает, что и определяется в лаборатории с точностью до 1 м.

Испытание колонн на герметичность проводится 2 методами:

— Созданием давления в колонне

— Снижением уровня в колонне

Одним из распространенных методов ликвидации порывов с обсадными трубами является установка цементного моста, для этого:

— до необходимой глубины спускаются НКТ с пером

— производится их опрессовка

— вымывается шарик

— выравнивается удельный вес жидкости

— закачивается в НКТ пресная подушка (0. 2−0.5 мі), затем цементный раствор (0.3 -0,8 мі), снова пресная подушка (0. 1−0.2 мі)

— продавливается по расчету (удельный вес продавки = удельному весу скважинной жидкости)

— поднимают 2−4 трубы, сажают план — шайбу и обратной промывкой в затрубье делают срез

— поднимают 15−30 труб, сажают планшайбу, скважина на ОЗЦ

— через 24−48 часов щупают мост

Установка моста, также как и пакера допускается только в зоне цементного стакана (прибор аккустический цементомер)

Заливка под давлением производится аналогично до момента окончания закачки продавочной жидкости, после чего:

— закрывают задвижку на затрубье

— если с пакером — сажают пакер

— увеличивая давление в НКТ задавливают цементный раствор в пласт или нарушения, следя за давлением по манометру на затрубье.

— Делают срез, поднимают трубы, закрывают планшайбу поднимают давление и оставляют на ОЗЦ.

Общие требования при цементаже:

1. Наличие плана работы и расчета заливки

2. перед началом любой заливки определяется приемистость (ниже 100 л заливка не производится)

3. наличие анализа цемента + 2 пробы

4. Водоцементный фактор 0. 45/ 450 л. на 1 тонну

5. начало схватывания цемента по анализу должно быть не менее 1 ч. для мостов и 2,5 ч для заливки под давлением

6. температура затворения не выше той при которой производился анализ

7. обеспечить четкую работу подъемников и вахты

8. обеспечить наличие продавочной жидкости

9. обеспечить точность замера труб

10. удобное расположение агрегатов с целью быстрого переключения с прямой на обратную промывку

11. при заливке под давлением обеспечить затрубье манометром

12. при переливе скважины заливку не производят

Для последующего разбуривания цементных мостов применяется либо турбобур ТС-4А или винтовой двигатель Д -85. ТС-4А является забойным гидравлическим двигателем для разбуривания цементных мостов. Цифра 4 — дюймы, выполняются 1,2,3-х секционными, каждая секция состоит из 2-х частей

1. вращающаяся часть — ротор с колесами (вращаются вместе с валом), на который устанавливается долото с калибратором

2. статор — неподвижная часть

расход 7−10 л/с, перепад давления 35−55 атм.

Винтовой забойный двигатель Д-85 состоит из

— червячного винта (ротора)

— статора (корпус)

Расход жидкости 4. 85 л/с, перепад давления 35 -40 атм.

Преимущества — большой крутящий момент, меньший расход жидкости и меньшее число оборотов. Недостаток — требует тщательной очистки промывочной жидкости. Перед спуском двигателей проверяются наружным осмотром дефекты, осевой люфт вала не более 3 мм., вал должен вращаться от руки, усилием 1 человека. Перед спуском в скважину провести испытания Д-85 должен начать вращение при 15−30 атм, ТС-4А при 35−40 атм. При бурении нагрузка на долото не более 3 тонн. Обеспечить наличие гидроциклона и фильтров. Использовать обратные клапаны с целью предотвращения забивания шламом при наращивании. Первые 20 -30 труб крепить с повышенным моментом. Ликвидация порывов ОК установкой металлического пластыря.

ДОРН состоит из:

1. ДОРНА — силовой части — гидроцилиндров, поршней, закрепленных на 4 штоках, системы сальников. Все это собрано в единую силовую систему длиной 9.1 м., длина хода поршней 1.5 м.

Назначение — ходом поршней производится начальная раскатка пластыря.

2. Дорнирующей головки с набором секторов плашек, собранных вокруг резиновой манжеты надетой на ось. Ход плашек 7 мм., диаметр головки 116 мм и 136 мм. (5 и 6 дюймов).

Служит для раскатки гофры и прижатия ее к стенкам эксплуатационной колонны.

3. Набора силовых штанг — утолщенных труб 1.5 дюйма с внутренним диаметром 25 мм., служащих для соединения дорнирующей головки со штоком дорна. На штанги надевается гофра.

4. Гофра — стальная цельнотянутая труба, с толщиной стенки 3 мм. диаметром 130−150 мм. Трубу прокатывают в валках на спец прокатном стане, для получения профиля в виде звезды. Длина гофр — 5−11 м. Сверху специальная смазка, внутри — графитовая смазка.

5. Заливной и ссливной клапаны, служат для заполнения жидкостью НКТ при спуске и сливу при подъеме. Для предотвращения попадания грязи над дорном устанавливается фильтр (самодельный, заводом не предусмотрен).

Раскатка пластыря:

1. Спускается гидромеханический скрепер. Стенки очищают на 15 м. выше и на 15 м. ниже порыва. Согласно спец инструкции по работе гидроскреппером.

2. нагрузка при очистке не более 5 тонн, давление 15 -20 атм.

3. Спускают трубы с заглушкой и опрессовывают на 250 атм и поднимают

4. Соединяют дорнирующую головку со штангой, надевают гофру, покрывают ее смазкой, надевают на верхнюю шейку штанги вилку. Вилку- в элеватор спускают в скважину с посадкой на фланец колонны, заливают водой. Поднимают ДОРН с мостков, соединяют со штангой, опускают в скважину, сажают на элеватор, заливают водой. Наворачивают заливной клапан с фильтром, спускают 1 трубу со сбивным клапаном, затем 10 НКТ, ставят патрубок локатор (труба 1.5 -3 м) и спускают остальную подвеску до нарушения. Спуск производить с замером с проверкой геофизиками по патрубку локатору.

5. установить гофру посредине нарушения и произвести раскатку

6. Провести опрессовку колонны давлением и снижением уровня, если пласт отсечен мостом. пласт месторождение скважина солянокислотный

После раскатки дорн разбирается, ревизируется и собирается.

Библиографический список

1. Проект разработки Белозерско-Чубовского месторождения. 2007.

2. Технологический режим работы нефтяных скважин ОАО «Самаранефтегаз» на 01. 01. 11.

3. Технологический режим работы нагнетательных скважин ОАО «Самаранефтегаз» на 01. 01. 11.

4. В. С. Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождения. — М.: Недра, 1990.

5. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. М: Недра, 2005 г.

6. Акульшин А. И., Бойко B.C., Зарубин Ю. А., Дорошенко В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989.

7. Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1978.

8. Ивановский В. Н., Дарищев В. И., Сабиров А. А. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. М.: РТУ Нефти и газа, 2002.

9. Оркин К. Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М: Недра, 1967.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой