Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию РФ.

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Самарский государственный технический университет

Самара 2011.

НЕФТЕТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

Кафедра Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине:

"ПОДЗЕМНЫЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН"

На тему: "ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН СТРУЙНЫМ МЕТОДОМ"



СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Краткая характеристика пласта и месторождения

2. Общие методы освоения

3. Охрана труда

4. Охрана окружающей среды и недр при спускоподъемных операциях

Выводы и заключения

Список использованной литературы



ВВЕДЕНИЕ

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины. При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации К_э, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98. Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). Текущий ремонт скважин подразделяют на: планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный. Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе, как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта. Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из - за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п. Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке. В настоящее время более 90 % всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5 % - с УЭЦН. При подземном ремонте скважин проводятся следующие операции:

а) транспортные - доставка оборудования на скважину;

б) подготовительные - подготовка к ремонту.

в) спускоподъемные - подъем и спуск нефтяного оборудования;

г) операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;

д) заключительные - демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.

В данной курсовой работе рассматривается операция проведения спускоподъема нефтяного оборудования, а именно технология проведения СПО, оборудование и инструмент, применяемый при СПО, охрана труда и правила пожарной безопасности при СПО, а также меры по охране окружающей среды и недр при спускоподъемных операциях.

СПО занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины (в зависимости от характера подземного ремонта занимают от 50 до 80 % всего времени, затрачиваемого на ремонт, то есть фактически определяют общую продолжительность текущего ремонта). Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (развинчивании) НКТ, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях инструментом для ловильных, очистных и других работ.

Целью курсовой работы является обоснование проведения спускоподъемных операций в нефтяных и газовых скважинах в процессе выполнения в них ремонтных работ, описание технологии проведения данного вида операции, рассмотрение мер по охране труда, техники безопасности и противопожарной безопасности, а также расчет машинного времени при подъеме НКТ и расчет потребной длины талевого каната для проведения СПО, расчет обработки забоя скважин соляной кислотой.



1. Краткая характеристика о пласте и его свойствах

Кулешовское месторождение расположено на территории Нефтегорского административного района Самарской области, в 80 км к юго-востоку от областного центра г. Самара. В 4 км южнее месторождения расположен город Нефтегорск.

При выполнении курсовой работы мы рассматриваем Кулешовское месторождение и, в частности, пласт A-3(Центральный купол). Далее характеризуем пласт по следующим показателям:

- Тип нефтяной залежи: пластовый, терригенный.

- Литологический состав залежи: карбонатная, состоящая из плотных, непроницаемых пород, таких как известняки, доломиты.

- Типы пород коллекторов: порово - трещиноватый.

- Коллекторские свойства пласта: пористость - 0,198, проницаемость - 0,185 мкм², Нефтенасыщенность - 0,836 ед.

- Физико-химические свойства нефти, газа, воды: Вязкость нефти - 0,66 мПа•с. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,84%), смолистая (6,60%), парафиновая (4,16%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 ⁰С - 56,0%.

Запасы нефти: Начальные балансовые - 38780 тыс. т. Начальные извлекаемые - 24625 тыс. т. Остаточные балансовые - 14155 тыс. т. Остаточные извлекаемые - 0 тыс. т.

Утвержденный КИН - 0,635. Запасы газа: Начальные балансовые - 5960873 млн. м³. Начальные извлекаемые - 3785108 млн. м³. Остаточные балансовые - 2175765 млн. м³. Остаточные извлекаемые - 0 млн. м³.

2. Общие методы освоения

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают, загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.

Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины.

Для вызова притока необходимо выполнение условия Р_пл > Р_заб, т.е. создание депрессии давления на пласт:

ДР = Р_пл - Р_заб, (1)

где Р_пл - пластовое давление; Рзаб - забойное давление.

Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать:



, (2)

где g - ускорение свободного падения;

h - высота столба жидкости в скважине;

с - плотность жидкости в скважине.

Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо высоту столба жидкости в скважине, либо плотность, поскольку пластовое давление остается неизменным в процессе освоения данной скважины.

Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя саму скважину, но и приводят к истощению самого месторождения.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины

Метод свабирования

При свабировании сваб спускается на канате в НКТ. Сваб представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске сваба под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем сваб выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Устье при свабировании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.

Замена скважиной жидкости большей плотностью на меньшую

Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину

(3)

где с₁ - плотность глинистого раствора; с₂ - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; в - средний угол кривизны скважины.

Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением Pпл > с₂МgМLМcosв и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Как видно из формулы (2.3), при смене глинистого раствора (с₁ = 1200 кг/м³) на нефть (с₂ = 900 кг/м³) максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора. Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.

Рис 1 Схема освоения скважины - замена скважинной жидкости на более легкую.

Метод освоения скважин компрессором

Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных и полуфонтанных. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз. При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы.

После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500 - 5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа.

Для более полного использования пластовой энергии, выноса жидкости с забоя и возможных промывок скважин башмак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине делают так называемое пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан).

Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия после разгазирования обозначить Р₁, то забойное давление Рс будет равно

(4)

где Н - глубина забоя (до верхних перфораций); L - глубина пускового отверстия; с₁ - плотность скважинной жидкости; в - средний угол кривизны скважины. Забойное давление до нагнетания газа равно



(5)

скважина пласт нефтяной подземный

Вычитая из (5) (6), найдем депрессию на пласт

(6)

Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отверстие или башмак НКТ, а следовательно, больше ДР при прочих равных условиях.

Однако с увеличением L увеличивается и Р₁, которое, вообще говоря, зависит от расхода газа, но оно не может быть снижено менее чем до 7 - 10 % от гидростатического давления, определяемого первым слагаемым в (2.4).

Поэтому для освоения глубоких скважин требуются компрессоры, развивающие высокое давление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку НКТ или пусковому отверстию давление в межтрубном пространстве, а следовательно, и на выходе компрессора максимально. По мере разгазирования жидкости в НКТ давление pi (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться и давление на забой падать. Поэтому процесс освоения рассчитывают на этот, так сказать, критический момент.

Метод применения пенных систем

Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный. Однако можно записать уравнение баланса давлений с усредненными параметрами смеси и расхода.

При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3 - 0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости при умеренных объемных расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8 - 1 м/с.

Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя и частиц породы) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется после промывки, также производится по схеме обратной промывки без изменения обвязки скважины.

При освоении скважины газированной жидкостью к устью присоединяется через смеситель линия от насосного агрегата, ко второму отводу смесителя - выкидная линия компрессора. Сначала запускается насос и устанавливается циркуляция. Скважинная жидкость (глинистый раствор) сбрасывается в земляной амбар или другую емкость. При появлении на устье нагнетаемой чистой жидкости (вода, нефть) запускается компрессор, и сжатый газ подается в смеситель для образования тонкодисперсной ГЖС. По мере замещения жидкости газожидкостной смесью давление нагнетания увеличивается и достигает максимума, когда ГЖС подойдет к башмаку НКТ. При попадании ГЖС в НКТ давление нагнетания снижается.

Техника и технология освоения скважины методом замены жидкости

Последовательная замена жидкости осуществляется промывкой скважины по схеме: буровой раствор с большей плотностью на буровой раствор с меньшей, на воду, на нефть. Для этого в скважину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опресовывают нагнетательную линию и закачивают жидкость в НКТ (прямая промывка) или затрубное пространство (обратная промывка). Из скважины жидкость выходит в сборную емкость. Жидкость закачивается либо ЦА - 320 (цементировочный агрегат) либо насосной установкой УН - 1. Из скважины жидкость выходит в сборную емкость.

Жидкости в скважине заменяется прямой или обратной циркуляции в определённоё последовательности - буровой раствор на минерализованную воду, затем на пресную воду, затем на эмульсионный раствор на углеводородной основе и в конце-концов на нефть. Количество нефти для замены должно быть не менее объема эксплуатационной колонны, а воды - в 1,5 раза больше.

Производительность насоса при замене жидкости в скважине закачкой в межтрубное пространство должна ограничиваться в зависимости от диаметра НКТ (при диаметре НКТ 60 мм - не более 3,5 л/с; - при диаметре 73 мм - 6,0 л/с; - при диаметре 89 мм - 9,0 л/с.)

В случае замены жидкости в скважине закачкой в НКТ производительность насоса не ограничивается. Давление закачки при этом не должно превышать 5 МПа.



Рисунок 2 - Промывка скважины: а-прямая; б-обратная

Расчет основных параметров освоения методом замены жидкости большей плотностью на меньшую

Необходимо рассчитать основные параметры процесса освоения скважины методом замены жидкости и выбрать промывочную жидкость и необходимое оборудование. Скважина заполнена буровым раствором плотностью с-1,08 г/см³.

Дано:

Глубина скважины Н - 3155м;

Пластовое давление Р_пл - 18 МПа;

Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Н_ф - 3072 м;

Минимально допустимая депрессия на забое скважины P_мин - 2 МПа; Наружный диаметр эксплуатационной колоны D - 178 мм; Диаметр НКТ - 89мм; Длина спуска НКТ L - 3010 м.

Решение:

1) Определяем плотность промывочной жидкости из условия вызова притока

(2.5)



где - пластовое давление; - минимально допустимая депрессия на пласт; - длина спуска НКТ.

2) Выбираем промывочную жидкость. Так как расчётная плотность меньше плотности воды, то выбираем жидкость нефть.

3) Определяем количество промывочной жидкости

(2.6)

где - коэффициент запаса промывочной жидкости равный 1,1; - внутренний диаметр эксплуатационной колонны (толщина стенки 10,4мм).

4) Определяем количество автоцистерн для доставки промывочной жидкости

(2.7)

где - вместимость цистерны 10м³.



5) Определяем максимальное давление в процессе промывки, в момент оттеснения бурового раствора к башмаку промывочных труб

(2.8)

где - потери давления на преодоление сил трения, 0,5-1 МПа; - противодавление на устье (при промывке в амбар - 0 МПа).

6) Выбираем тип промывочного агрегата и передачу работ агрегата по характеристике его насоса.

Для промывки обычно достаточно одного агрегата ЦА-320 с -32 МПа.

7) Строим схему оборудования скважины и размещения оборудования при освоении скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию РФ.

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Самарский государственный технический университет

Самара 2011.

Рисунок 2 - Схема расположения оборудования при освоении скважины

Вывод: в ходе расчета освоения методом замены жидкости большей плотностью на меньшую получены следующие результаты: плотность промывочной жидкости - 531,5 кг/м³, давление промывки - 17,3 МПа, количество цистерн с промывочной жидкостью - 7 штук, объем промывочной жидкости - 64 м³.

Применение струйных насосов для освоения скважин.

Освоение скважин струйными насосами - это ответственный технологический процесс по вызову притока из пласта скважины. Основными задачами группы является освоение струйным насосом вводных из бурения скважин, добывающих скважин с низкопроницаемыми коллекторами, а также скважин действующего фонда с очисткой призабойной зоны пласта при выполнении ГТМ (кислотные обработки, перфорированные и т.д.) и получения фильтрационно-емкостных свойств пласта.

Вызов притока свабированием или компрессированием позволяет уверенно испытывать высокопроницаемые пласты. Ограничением данных методов является сложность вызова притока из малопроницаемых, закольматированных пластов и скважин с низким пластовым давлением.

· При компрессорном освоении испытуемый пласт на начальном этапе снижения уровня подвергается действию избыточного давления (до срабатывания пусковых муфт), что приводит к поглощению пластом скважинной жидкости, снижая тем самым проницаемость призабойной зоны для углеводородной фазы. При этом регулировать создаваемую депрессию в процессе освоения компрессором невозможно.

· Освоение скважины свабированием имеет тот недостаток, что депрессия создается дискретно и не мгновенно, так как требуется некоторое время на спуск и подъем сваба. Кроме того, при свабирование низкопродуктивного объекта не возможно добиться стабильного стационарного отбора продукции со снятием дебита и забойного давления.

Использование струйных аппаратов позволяет проводить:

· Полный комплекс по испытанию скважин за одно СПО, даже при кислотной обработке.

· Воздействие на призабойную зону многократными мгновенными депрессиями и репрессиями.

· Проведение кислотных обработок призабойной зоны с удалением продуктов реакции.

· Закрытие скважины на забое позволяет сократить время на проведение ГДИ и повысить точность определения ФЕС пласта за счет минимизации влияния ствола скважины.

· Вызов притока созданием управляемой депрессии любой величины.

· Очистку ПЗП от продуктов проникновения буровых и цементных растворов.

· Возможность сочетать операции по вызову притока с проведением на забое стандартных замеров методами ПГИ.

· Оценка добычных возможностей испытываемых объектов, и изучение характера работы пласта.

Струйный насос в настоящее время является единственным способом мгновенного создания, непрерывного поддержания, регулирования депрессии и вызова притока.

Вызов притока при помощи струйных аппаратов обеспечивают путем снижения давления в подпакерной зоне до размеров, меньших гидростатического. Это значение следует поддерживать на протяжении запланированного времени.

Известно, что в струйных аппаратах происходит смешение и обмен энергии двух потоков с разными давлениями, в результате чего образуется смешанный поток с переменным давлением. Поток, соединяющийся с рабочим потоком из камеры низкого давления, называется инжектированным. В струйных аппаратах происходит превращение потенциальной энергии потока в кинетическую, которая частично передается инжектированному потоку.

Основные элементы струйного аппарата (рис. 8.3) - сопло (рабочая насадка) и приемная камера с диффузором. За счет процессов трения рабочее давление 0_р смешивается с инжектированным потоком Q_H, и на выходе струйного аппарата получаем смешанный поток. Все струйные аппараты, работающие при освоении скважины, принадлежат к высоконапорным, у которых соотношение площадей камеры смешивания f_c и рабочей насадки f меньше четырех.

Схема размещения струйного аппарата в скважине предполагает его установление в колонне НКТ с пакером (рис. 8.4). Буровой раствор подается по колонне труб к рабочей насадке аппарата. Расход рабочей жидкости равен расходу поверхностных насосов. Далее поток проходит через камеру смешения аппарата с диффузором и через затрубное пространство направляется к устью скважины. Инжектированный поток (пластовая жидкость) по всасывающей линии направляется в камеру смешения аппарата, где смешивается с рабочим потоком. "Всасывающая" линия образована находящейся ниже аппарата колонной труб.

Далее покажем устройство струйного аппарата на рисунке.

Рассмотрим причины, почему в настоящее время применяют струйные насосы для освоения скважин.

• Свабирование

Рискованно, ненадежно и грязно.

• На гибких НКТ - азотом

Дорого, необходимо наличие пространства и доступность азота

• С помощью УЭЦН.

Неэкономично, насосы чувствительны к твердым включениям

• Струйным насосом.

Низкие затраты, контролируемая депрессия, терпимость к твердым частицам, простое развертывание оборудования

Как работает струйный насос?

· Работает по принципу сопла (трубки Вентури).

· Рабочая жидкость поступает в сопло под высоким давлением

· После сопла поток направляется в камеру смешения

· Между соплом и камерой смешения происходит резкое падение давления, что приводит к всасыванию пластовой жидкости в насос

Принцип работы струйного насоса изображен на рис. 12.

Рис 12.

- Рабочая и пластовая жидкости перемешиваются в камере смешения и замедляют скорость, проходя через диффузор.

- Скорость потока падает, а давление растет до требуемого напора для подъема жидкости на поверхность.

- Размеры сопла и камеры смешения определяются при помощи программы подбора струйных насосных установок.

Часто при морском бурении рабочей жидкостью является морская вода

Подача рабочей жидкости может осуществляться буровыми насосами Обычное давление 130 - 200 атм. Типичная производительность 480 - 800 м?/сут. Программное обеспечение моделирует размеры сопла и камеры смешения и прогнозирует требования к рабочей жидкости.

Также с помощью струйных насосов применяется заканчивание скважин.

Рассмотрим на рис 13.

Рис 13. Стандартное сопло одинарного уплотнения.

Часто при морском бурении, рабочей жидкостью является морская вода. Подача рабочей жидкости может осуществляться буровыми насосами. Обычное давление 130 - 200 атм. Типичная производительность 480 - 900 м³/сут. Программное обеспечение моделирует размеры сопла и камеры смешения и прогнозирует требования к рабочей жидкости.

Факторы, принимаемые во внимание:

- Безопасность / ограничения.

- Глубина скважины.

- Диаметр обсаженного ствола.

- Размеры трубы.

- Объем / Количество возмещаемой жидкости.

- Песочная / Коррозийная среда.

- Доступность источника питания.

- Гибкость при осуществлении операций.

- Стоимость.

Далее приведем типовой расчет по струйным аппаратам.

Задача.

Определить давление закачивания рабочей жидкости насосными агрегатами при освоении скважины № 53 пласта C3 - 1A струйным аппаратом, расположенным на глубине 2800 м. Диаметр рабочей насадки аппарата 5 мм, диаметр камеры смешения 8 мм. Расход рабочей жидкости 10 л/c, ожидаемый дебит скважины 360 м³/сут. Плотность рабочего инжектированного и смешанного потоков 1000 кг/м³. Потери давления в колонне и затрубном пространстве соответственно 1,2 и 1,0 МПа/ 1000м.

Решение:

1. Коэффициент инжекции струйного аппарата.

2. Площади характерных сечений струйного аппарата.



3. Безразмерный напор струйного аппарата перед вызовом притока (U = 0)

После вызова притока (U = 0,301)

4. Потери давления в колонне и затрубном пространстве.

5. Давление в камере инжекции струйного аппарата: поскольку ограничений относительно уменьшения давления в подпакерной зоне нет, можно уменьшать давление в камере инжекции до минимально возможного значения p_и = 0.

6. Гидростатические давления.

7. Давление агрегата в выкидной линии поверхностного насоса согласно формуле.



На начальной стадии вызова притока:

После вызова притока:

ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ НАСОСНАЯ СИСТЕМА. СХЕМАТИЧНЫЙ ПОТОК

Рис 14.

Далее покажем рисунки наземной насосной установки, временной обвязки, обвязки устья скважины, подачи рабочей жидкости.



НАЗЕМНАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА

Рис 15.

ВРЕМЕННАЯ ОБВЯЗКА

Рис 16.

ОБВЯЗКА УСТЬЯ СКВАЖИНЫ

Рис 17.



ПОДАЧА РАБОЧЕЙ ЖИДКОСТИ

Рис 18.

3. ОХРАНА ТРУДА

Перед началом спускоподъемных операций мастер бригады, а в его отсутствие старший оператор ПРС или бурильщик КРС должны осмотреть механизмы и инструмент, рабочее место вахты, талевую систему (состояние каната, крепление неподвижного "мертвого" конца каната, состояние фундамента и крепление оттяжек к "мертвякам", работоспособность противозатаскивателя) и сделать соответствующую запись в журнале проверки инструмента и оборудования.

Автоматы для свинчивания и развинчивания труб на устье скважины должны устанавливаться при помощи талевой системы и монтажной подвески и надежно (без люфта) укрепляться на устьевом фланце.

Управление автоматами при спуске и подъеме НКТ, зарядку и съемку элеватора и ключей выполняет оператор 5 разряда, бурильщики 5-6 разрядов.

Во время подъема и спуска труб должно соблюдаться следующее:

Рабочие, работающие у устья скважины, должны отойти в сторону и наблюдать за подъемом и спуском.

Подходить к устью следует только после окончания подъема и спуска.

Элеватор для одевания или снятия с трубы должны брать двое рабочих. Нельзя класть трубу концом на ротор или на колонный фланец.

Для подтаскивания трубы нужно предварительно закатить ее со стеллажей на мостки.

Посадку колонны на элеватор и на ротор следует производить плавно.

При спуске бурильных труб нужно пропускать муфтовые соединения их через вкладыши ротора, притормаживая лебедку.

На скважинах, выделяющих газ, во избежание взрыва и пожара при спуске насосно-компрессорных труб необходимо применять направляющую воронку из материала, не дающего искр при ударе.

При подъеме труб с жидкостью необходимо пользоваться приспособлением против разлива жидкости (юбкой) и отвода ее в сторону .При спуске и подъеме НКТ пол рабочей площадки и мостки необходимо систематически очищать от грязи, снега, парафина, нефти.

При спускоподъемных операциях для размещения ручного инструмента в определенном порядке, удобного и облегченного пользования им необходимо применять инструментальный столик, а для укладки очередной трубы на мостки - "козлик".

Запрещается подавать непосредственно руками НКТ к устью скважины и обратно, для этого необходимо пользоваться вилкой для подтаскивания труб и крючками.

При спуске резьбовые соединения НКТ должны смазываться специальной консистентной смазкой.

При спускоподъемных операциях лебедку подъемника следует включать и выключать только по сигналу оператора.

При развинчивании и свинчивании трубы подъемный крюк должен иметь возможность свободного вращения, иметь амортизатор и исправную пружинную защелку, предотвращающую выпадения штропов.

При подъеме труб с мостков и при подаче их на мостки элеватор должен быть повернут замком вверх, Штыри, вставленные в проушины элеватора, должны быть привязаны к штропам.

При выбросе трубы из скважины на мостки свободный конец ее должен быть установлен на скользящую прокладку (салазки, лоток).

При использовании механизма для свинчивания труб устьевой фланец скважины должен быть расположен на высоте 0,4-0,5 метра от пола рабочей площадки.

При переоснастке талевой системы освобождаемые струны каната должны быть отведены в сторону и закреплены с соблюдением радиуса изгиба, равного не менее девяти диаметрам.

При самом нижнем положении талевого блока на рабочей части барабана лебедки должно быть навито не менее 3-х витков каната.

Канат талевой системы оставляемый на вышке или мачте, по окончании работ должен быть смазан, отведен в сторону и надежно закреплен за рамный брус или ногу вышки (мачты).

С позиции охраны труда методы освоения скважины должны быть безопасными для работающих. Для каждой категории скважин, исходят из конкретных условий, должен быть выбран один из методов, который гарантирует безопасную и эффективную технологию обеспечивает сохранность обсадных колонн и цементного кольца, исключает открытое фонтанирование нефти и газа, загрязнение окружающей среды и преждевременное обводнение призабойной зоны пласта.

К характерным опасным моментам при освоении нефтяных скважин относятся:

· открытое фонтанирование, которое может происходить при несоответствии выбранного оборудования геолого-техническим условиям эксплуатации скважин, при свабировании и т.п.;

· взрывы, возможные при аэрировании скважин;

· пропуски газа и нефти вследствие ослабления соединений, сальниковых узлов и нарушений в обвязке;

· повышение давления в системе обвязки скважины выше расчетного;

· скопление газа в колодцах и низах.

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И НЕДР ПРИ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЯХ

Окружающая среда (атмосфера, почва, источники артезианских и целебных вод) может быть загрязнена при освоении скважины в результате выброса нефти, фонтанировании или перетока через неизолированное заколонное пространство пластовых флюидов, содержащих сероводород, углеводороды, соли натрия, кальция, магния, и других элементов. А также в результате выбрасывания промывочной жидкости, которая остается по окончании бурения или небрежного обращения с радиоактивными изотопами, иногда используемыми для контроля качества разобщения проницаемых пластов.

Одним из мероприятий, направленных на предотвращение загрязнения окружающей среды, является сооружение на расстоянии 100-200 м от скважины с подветренной стороны до начала работ по вскрытию и освоению продуктивных пластов большого земляного амбара для сбора пластовой жидкости, выбрасываемой из скважины при опробовании, освоении, испытании скважины и при управляемом фонтанировании. В том же случае, если возникло неуправляемее фонтанирование (т.е. при отсутствии противовыбросового оборудования, неисправности его или разрушении устья), необходимо срочно соорудить земляной вал для ограничения возможности растекания пластового флюида по большой территории. Другим мероприятием является пакерование заколонного пространства на участках выше кровли горизонтов с повышенными коэффициентами аномальности, либо между горизонтами с большим относительным перепадом пластовых давлений.

Газы, выделяющиеся из пластовых флюидов и из промывочных жидкостей, необходимо сжигать в факеле или утилизировать в промысловой газосборной сети.

Если в пластовой воде содержится сероводород, то при освоении нужно принять меры к изоляции такого пласта и нейтрализации Н₂S. Для кольматации гранулярных пластов с сероводородной водой рекомендуется устанавливать ванны, содержащие 5-10% водорастворимых солей, меди, железа, магния, никеля или свинца, эффективный стабилизатор (например, КМЦ-600, карбофен, крахмал), воду и при необходимости утяжелитель и глинопорошок; для кольматации трещинных пород рекомендуется применять ванны из водорастворимых силикатов. Для нейтрализации сероводорода в промывочную жидкость следует вводить водный раствор медного или железного купороса. Если сероводород содержится в попутном или природном газе, при сжижении газа в факеле образуется сернистый и серный газы, вызывающие сильное отравление живой природы. Поэтому его необходимо нейтрализовать до сжигания газа в факеле. Одним из способов нейтрализации состоит в подаче в выкидную линию противовыбросового оборудования или фонтанной арматуры водорастворимых гидроокислов двухвалентных металлов. При сжигании газа с наличием сероводорода должны быть обеспечены условия, при которых концентрация вредных веществ в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превысит санитарных норм.

По окончании освоения или скважины спецодежда должна пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода. По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры.

Освоение скважин, в продукции которых содержится сероводород, газом запрещается.

Все углеводороды, оказавшиеся на территории скважины по окончании работ должны быть собраны и утилизированы, либо сожжены, если утилизация невозможна. Оставшуюся промывочную жидкость следует транспортировать для дальнейшего использования либо захоронить в специально отведенном месте, предварительно нейтрализовав при необходимости вредные химические реагенты. Большая часть территории вокруг законченной скважины должна быть рекультивирована и возвращена для сельскохозяйственного (или иного) использования. Небольшая же часть территории вокруг эксплуатационной скважины в соответствии с действующими нормами должна быть ограждена земляным валом, благоустроенна и передана для использования УДНГ.

Для предотвращения снижения проницаемости зоны скважины в результате длительного воздействия на них воды или глинистого раствора после окончания бурения скважин и перфорации колонны должны быть приняты меры по немедленному освоению скважин.

Продукты освоения скважины - нефть, и минерализованные воды - являются потенциальными источниками загрязнения окружающей среды.

Освоение и опробование скважин должно проводиться после обвязки обсадных колонн скважин колонной головкой, которая испытывается закачкой воды в межколонное пространство на давление опресовки внешней обсадной колонны.

В процессе освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин должен быть проведен комплекс геофизических, гидродинамических и других исследований в соответствии с утвержденными проектными документами на строительство скважин.

Рекомендуется проводить следующие мероприятия:

· Освоение скважин необходимо производить в специальные емкости;

· Не допускать загрязнения и разлив продуктов освоения скважин;

· В случае разливов продуктов освоения, загрязненный грунт должен быть собран и вывезен спецтранспортом для захоронения в специально отведенное место, которое определяется решением органов самоуправления по согласованию с местным комитетом по охране природы и службой санэпиднадзора.

В условиях короткого сибирского лета может быть оправдано влияние промышленных культур нефтеокисляющих микроорганизмов: Путидойл, Деваройл, Биокрин. Очень эффективно внесение торфа как адсорбента подвижной нефти с последующим фрезерованием почвы;

Необходимо принимать эффективные меры для предотвращения ухудшения проницаемости призабойной зоны за счет глинизации коллектора, инфильтрации и других процессов. Для этого следует применять качественные промывочные жидкости, максимально возможно сокращать время контакта промывочной жидкости с коллектором, не допускать чрезмерного повышения противодавления на пласт коллектор;

Возможно сжигание на факеле полученного притока газа. Работу факельной установки считают удовлетворительной, если происходит полное и бездымное сгорание газов. Бездымное сжигание газов обычно достигают при смешивании их с водяным паром или подачей распыленной воды;

Буровики и бригады освоения должны пройти подготовку и обучение природоохранным мероприятием.

При производстве текущих и капитальных ремонтов скважин наиболее вероятен контакт пластовых флюидов (нефть, газ, пластовая вода) с окружающей средой (почва, вода, атмосфера). Кроме того, подготовленные для операции рабочие жидкости, обработанные химреагентами, также представляют угрозу окружающей среде. В целях предотвращения загрязнения среды необходимо принять все меры, исключающие попадание нефти и растворов в почву и воду, а газов в воздух. Для этого необходимо иметь приспособление, улавливающее жидкости (например, поддоны, откачивающие насосы) и утилизирующее их.

Попадание газа в атмосферу (особенно с сероводородом) должно быть прослежено с помощью индикаторов. Особенно опасны разливы нефти, которые еще и пожароопасны.



ВЫВОДЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЯ

Снижение уровня жидкости свабированием и создание депрессии для вызова притока из пласта в процессе освоения скважин позволяет предотвратить создание дополнительной репрессии на пласт и тем самым уменьшить количество поглощаемой пластом технологической жидкости. Свабирование позволяет плавно в широком диапазоне регулирования создавать депрессию на пласт. Следует отметить простоту реализации метода свабирования и его дешевизну. Вызов притока из пласта свабированием при герметичном устье делает процесс освоения безопасным и экологически чистым. Кроме того, метод отличается высокой производительностью, не требующей большой номенклатуры технических средств, совместимостью с различными методами интенсификации потока.

В скважинах, имеющих высокий начальный уровень жидкости ( Нн ), когда Нн < Нд, для увеличения производительности свабирования может быть принята технология, когда S поперечного сечения затрубного пространства в 4-5 раз больше S подъемного лифта, при высоком уровне в скважине можно заглубиться на значительную величину, а ,значит, поднять из скважины за 1 ход сваба больше жидкости.

Утечки жидкости через сваб обусловлены рядом факторов, в том числе конструкцией сваба, высотой столба поднимаемой жидкости, плотности и вязкости ее, шероховатостью внутренней поверхности НКТ и др. Увеличение скорости подъема сваба сокращает время подъема жидкости, соответственно и объем утечек.

При ходе сваба вниз через систему управления сальником давление поджима уплотнительного элемента сальника для облегчения хода вниз может быть снижено. При ходе вверх и подъеме - увеличено, исключая при этом утечки!

Для реализации насосного режима работы на седло устанавливается клапан. Спускают сваб на глубину Нд, совершая возвратно-поступательные движения в 10 - 100 метров, откачивают жидкость из скважины. За счет исключения холостых пробегов сваба (при ходе вверх практически отсутствует газовая фаза над свабом, и жидкость подается из скважины, а при ходе вниз отсутствует движение сваба в газовой среде, и идет сразу погружение сваба под уровень жидкости) увеличивается производительность технологического процесса, становится возможным дальнейшее снижение уровня и соответственно увеличение депрессии на пласт.



СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1) В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. М., Недра, 1990.

2) Е.И. Бухаленко, В.Е. Бухаленко. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. М., Недра, 1991.

3) Ю.В. Вадецкий. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1993.

4 Т.И. Колесникова, Ю.Н. Агеев. Буровые растворы и крепление скважин. М., Недра, 1975.

5) П.В. Куцын. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. М., Недра, 1987.

6) В.И. Мишевича, Н.А. Сидорова. Справочник инженера по бурению. М., Недра, 1973.

7) Е.А. Палашкин. Справочник механика по глубокому бурению. М., Недра, 1981.

8) А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин. Техника и технология капитального ремонта скважин. М., Недра, 1987.

9) А.Б. Сулейманов, К.А. Карапетов, А.С. Яшин. Практические задачи и расчеты в капитальном ремонте скважин. М., Недра, 1987.

10) И.В. Элияшевский, А.М. Орсуляк, М.И. Сторонский. Типовые задачи и расчеты в бурении. М., Недра,1974.

11) http://www.drillings.ru

Размещено на Allbest.ru