Эксплуатация и ремонт нефтяных и газовых скважин

Таблица 1 - номера вариантов и контрольных вопросов контрольных работ №1 и №2

Номера вариантов
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
Номера вопросов
1 60	2 59	3 58	4 57	5 56	6 55	7 54	8 53	9 52	10 51	11 50	12 49	13 48	14 47	15 46	16 45
Номера вариантов
17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
Номера вопросов
17 44	18 50	19 42	20 41	21 40	22 39	23 38	24 37	25 36	26 35	27 34	28 33	29 32	30 31

• Вопросы к контрольной работе №1
• 1. Нефтяные и газовые залежи
• 2. Режимы работы нефтегазоносных залежей
• 3. Какие условия нужно соблюдать при вскрытии пласта в процессе бурения для обеспечения успешного освоения скважин
• 4. Подготовка скважин к эксплуатации
• 5. Конструкция ствола и забоя скважин
• 6. Каково назначение колонной головки. Из каких основных частей состоит колонная головка.
• 7. Освоение скважин

8. При каком условии возможно фонтанирование скважин. Что является показателем эффективности фонтанного способа добычи нефти.

9. Объясните функций фонтанной арматуры из каких частей она состоит.

10. Что такое штуцер и для чего он предусмотрен?

11. Какое внутрискважинное оборудование применяют для предупреждения открытого фонтанирования

12. Борьба с осложнением парафина в фонтанных скважинах

13.Что называют газо-воздушным подъемником и какие их конструкции вы знаете. В чем сходство и отличия компрессорного ,безкомпрессорного, внутрикомпрессорного газлифтов?

14. Что представляют собой газлифтные клапаны и с какой целью их применяют?

15. Типы станков качалок

16. Штанговые насосы

17. Из каких основных узлов состоит насос НСВ1. Объясните принцип его действия.

18. Из каких основных узлов состоит насос НСН1. Объясните принцип его действия.

19. Насосные штанги, НКТ

20. Устьевое оборудование

21. Электропривод ШСН

22. Состав УЭЦН и основные технические требования к ним.

23. Электроцентробежный насос

24. Погружные электродвигатели, типы кабеля?

25. Гидрозащита ЭЦН

26. Станция управления ,трансформаторы

27. Устьевое оборудование УЭЦН

28.Оборудование нагнетательных скважин, конструкция скважин, оборудование забоя, подземное оборудование, оборудование устья.

29. Оборудование для механизации СПО

30. Инструмент и приспособления для СПО

31. Стационарное оборудование при ремонте скважин

32. Агрегаты для ремонта нефтяных и газовых скважин

33. Противовыбросовое оборудование

34. Оборудование для ремонта скважин под давлением

35. Подготовка скважин к ремонту. Промывка, глушение, жидкости глушения, технологии глушения скважин.

36. Классификация ремонтных работ. Операции при СПО. Технология СПО.

37. Профилактические и восстановительные ремонты в зависимости от способа эксплуатации.

38. Основные виды ремонтов ШСНУ

39. Работы по подготовке и спуску УЭЦН в скважину

40. Как проводят смену УЭЦН и крепление кабеля

41. Возможные неполадки УЭЦН

42. Как проводят разборку и сборку фонтанной арматуры

43. Особенности и ремонта газлифтных скважин

44. Спуск и подъем штанговых глубинных насосов

45.Особенности ремонта нагнетательных скважин

46. Причины образования отложении неорганических солей. Способы предупреждения и удаления неорганических солей.

47. Причины отложения АСПО. Методы удаления АСПО.

48. Причины пескопроявления в скважине. Методы предупреждения пескопроявления в скважине.

49. Как проводят очистку скважины от песчаной пробки желонкой и гидробуром.

50. Промышленная безопасность и охрана окружающей среды при текущем ремонте скважин

51. Для каких работ предназначен элеватор. Из как их основных частей он состоит. Какие элеваторы вы знаете.

52. Для чего предназначен спайдер, из каких частей он состоит

53. Какие ключи применяют для свинчивания и развинчивания труб и штанг

54. Каково назначение устройство автомата АПР-2ВБ

55. Для чего предназначен механический универсальный ключ кму-50

56. Как проводят смену трубного скважинного насоса

57. Как проводят смену вставного скважинного насоса

58. Как устраняют обрыв или отвинчивание штанг

59. В чем заключаются работы по устранению заклинивания плунжера

60. Как проводят подготовку к спуску и спуск УЭЦН

Вопросы к контрольной работе №2

1. Какие виды работ относят к КРС

2. Необходимая документация при проведение капитального ремонта

3. Исследование скважин при КРС

4. Ремонт и герметизация устья скважины

5. Виды дефектов в колоне и их исправление

6. Ремонтно-исправительные работы

7. Способы разбуривания цементных пробок

8. Тампонажный цемент. В каких случаях производят тампонаж скважин и требования, предъявляемые к качеству тампонажного цемента

9. Какие требования предъявляют к качеству тампонажного цемента. Что такое водоцементное отношение.

10 Для чего применяют замедлители и ускорители сроков схватывания цемента

11 Способы тампонажа скважин

12 В каких случаях применяется тампонирование под давлением, без давления.

13 В каких случаях устанавливают искусственные пробки в колонне. Виды пробок.

14 Как изолируют чуждые верхние воды

15 Как изолируют чуждые нижние воды

16 В чем заключаются работы по устранению не- герметичности обсадных колонн и как их проводят

17 В каких случаях и как заменяют негерметичность в колонне

18 В каких случаях в скважину спускают дополнительную колонну

19 Как устанавливают металлические пластыри в местах не- герметичности с помощью устройства Дорн

20 Какие способы испытания колонны на герметичность вы знаете

21 Какие существуют методы крепления пород в призабойной зоне скважины

22 Какие виды аварий наиболее часто происходят в скважине

23 Как извлекают из скважины прихваченные трубы

24 Как проводят ловильные работы с труболовками

25 Как извлекают из скважины упавшие трубы

26 Как извлекают из скважины упавшие трубы и штанги

27 Как извлекают из скважины погружной электронасос

28 Как извлекают из скважины отдельные элементы

29 Как извлекают из скважины тортальный канат, каротажный кабель

30 В каких случаях переходят на другие горизонты

31 Какие основные этапы работ по забурке и зерезке второго ствола вы знаете

32 Как выбирают место для вскрытия окна

33 Что такое отклонитель

34 В чем заключается подготовка скважины к спуску отклонителя

35 Как спускают и крепят отклонитель в колонне

36 Как проводят направленный спуск отклонителя

37 Какие инструменты применяют для вскрытия окна в колонне

38 Технология вскрытия окна в колонне

39 С какой целью крепят скважины и из каких этапов состоят работы выполняемые для спуска эксплуатационной колонны

40 Каковы особенности ремонта морских скважин

41 Методы увеличения притока нефти и приемистости скважин какое оборудование применяют при цементировании скважин

42 Какое оборудование применяют при кислотной обработке скважин

43 Какое оборудование применяют при гидравлическом разрыве пласта

44 В каких случаях для ловли труб применяют труболовку, колокол или метчик.

45 Какие инструменты применяют для ловли тартального каната и каротажного кабеля

46 Для чего применяют фрезеры и какие типы фрезеров вы знаете

47 Сущность материала применяемого при |СКО

48 Выбор разновидности СКО

49 Технология проведения СКО. Оценка эффективности СКО.

50 Выбор скважин для ГРП. Проектирование ГРП

51 Материал для проведения ГРП

52 Технология ГРП. Оценка эффективности

53 Гидропескоструйная перфорация

54 Селективные изоляционные материалы

55 Какие виды работ относят к капитальному ремонту скважин

56 Оборудование, применяемое при различных методах воздействия на пласт

57 Ликвидация скважин

58 Возврат на ниже лежащий горизонт

59 Промышленная безопасность и охрана окружающей среды при КРС

Задачи к контрольной работе №1

Задача 1

Гидравлический расчет промывки песчаной пробки в скважине.

Рассчитать прямую и обратную промывку песчаной пробки в скважине на всех режимах работы промывочного агрегата.

Исходные данные

Таблица №2

№ варианта	Н, м	D, м	d, м	д, мм	d В, м	VH, м/с
						I	II	III	IV
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1.	1860	0,144	0,06	0,130	0,062	0,66	0,88	1,54	2,3
2.	1760	0,168	0,073	0,200	0,062	0,993	1,324	2,314	3,310
3.	1915	0,168	0,089	0,360	0,065	0,66	0,88	1,54	2,20
4.	1860	0,150	0,089	0,200	0,079	0,66	0,88	1,54	2,20
5.	1760	0,146	0,073	0,200	0,062	0,993	1,324	2,314	3,31
6.	1840	0,168	0,06	0,130	0,05	1,485	1,980	3,465	4,95
7.	1870	0,144	0,089	0,250	0,079	0,660	0,880	1,54	2,2
8.	1720	0,150	0,060	0,230	0,054	1,480	1,980	3,46	4,95
9.	2000	0,168	0,073	1,000	0,062	1,048	1,52	2,32	3,36
10.	1720	0,168	0,060	0,250	0,054	1,480	1,98	3,46	4,95
11.	1850	0,168	0,073	1,000	0,055	0,993	1,324	2,314	3,31
12.	1875	0,168	0,073	0,100	0,068	0,993	1,324	2,314	3,31
13.	1875	0,150	0,073	1,000	0,055	0,993	1,324	2,314	3,31
14.	1900	0,168	0,073	0,300	0,062	0,993	1,324	2,314	3,31
15.	1840	0,146	0,060	0,300	0,05	1,485	1,980	3,465	4,95
16.	1830	0,146	0,060	0,300	0,05	1,485	1,980	3,465	4,95
17.	1900	0,168	0,060	0,13	0,055	0,66	0,88	1,54	2,2
18.	1915	0,150	0,089	0,2	0,065	0,66	0,88	1,54	2,2
19.	1915	0,168	0,089	0,2	0,073	0,66	0,88	1,54	2,2
20.	1850	0,168	0,073	1,0	0,063	0,993	1,3	2,3	3,3
21.	1860	0,168	0,05	1,0	0,79	0,66	0,88	1,54	2,2
22.	1800	0,146	0,06	0,025	0,055	1,480	1,98	3,47	4,95

Таблицы №2.1

№ варианта	m	F, cм2	L, м	f, см2	LН ,м	з	fц, см2	VВ, м/с
								I	II	III	IV
	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
1.	0,300	886,2	12,0	637,5	40	0,650	36,0	0,262	0,349	0,611	0,872
2.	0,300	222,0	12,0	197,0	50	0,650	30,2	0,222	0,296	0,618	0,740
3.	0,300	252,24	13,0	128,15	50	0,550	36,0	0,262	0,349	0,611	0,872
4.	0,300	227,0	12,0	165,0	40	0,650	36,0	0,262	0,349	0,611	0,872
5.	0,300	221,6	12,0	135,0	45	0,650	30,2	0,222	0,296	0,618	0,740
6.	0,250	167,3	11,0	150,0	50	0,650	30,2	0,3	0,4	0,611	1,0
7.	0,300	886,2	13,0	637,5	45	0,550	36,0	0,262	0,349	0,618	0,872
8.	0,250	177,0	13,0	149,0	40	0,650	30,2	0,300	0,400	0,611	1,100
9.	0,300	177,0	12,0	135,0	40	0,650	30,2	0,276	0,399	0,618	0,880
10	0,250	174,7	13,0	128,6	14	0,650	30,5	0,300	0,400	0,611	1,100
11	0,300	221,0	12,0	173,0	50	0,650	30,2	1,300	1,800	0,618	3,900
12	0,300	227,0	12,0	62,0	40	0,650	165	0,222	0,296	0,611	0,740
13	0,300	221,0	12,0	131,0	50	0,650	30,2	0,222	0,296	0,618	0,740
14	0,300	221,6	12,0	179,8	50	0,650	30,2	0,222	0,296	0,611	0,740
15	0,300	167,3	11,0	139,07	50	0,650	30,2	0,300	0,400	0,618	1,000
16	0,300	167,3	11,0	139,07	45	0,650	30,2	0,3	0,4	0,611	1,000
17	0,250	167,3	24,0	143,5	35	0,550	30,2	0,269	0,349	0,618	0,872
18	0,300	221,0	13,0	331	55	0,650	30,2	0,269	0,349	0,611	0,872
19	0,300	220,0	10,0	135	40	0,650	36,0	0,269	0,349	0,618	0,872
20	0,300	221,0	11,0	177	40	0,650	36,0	0,222	0,296	0,611	0,740
21	0,250	219,0	10,0	120,0	40	0,500	36,0	0,262	0,349	0,618	0,872
22	0,250	167,3	11,0	143,5	50	0,650	30,2	0,3	0,4	0,611	1,000

Критическая скорость падения песчинок х_кр

Таблица №3

Максимальный размер зерен, мм	Скорость свободного падения, см/с	Максимальный размер зерен, мм	Скорость свободного падения, см/с	Максимальный размер зерен, мм	Скорость свободного падения, см/с
0,01	0,01	0,17	2,14	0,45	4,90
0,03	0,07	0,19	2,39	0,50	5,35
0,05	0,19	0,21	2,60	0,60	6,25
0,07	0,36	0,23	2,80	0,70	7,07
0,09	0,60	0,25	3,00	0,80	7,89
0,11	0,90	0,30	3,50	0,90	8,70
0,13	1,26	0,35	3,97	1,00	9,50
0,15	1,67	0,40	4,44	1,20	11,02

Методические указания к решению задачи

Прямая промывка водой

1. Определяем потери давления на гидравлические сопротивления при движении жидкости в насосно-компрессорных трубах (на четырех скоростях агрегата) по формуле:

h₁=л?, м. вод. ст., (1)

где л- коэффициент трения при движении воды в трубах

d_в- внутренний диаметр промывочных труб

V_H- скорость нисходящего потока берется из таблицы

(стр. 191 Юрчук таблица 1 «Техническая характеристика агрегата А3ИН-МАШ-35)

Они найдены по таблице 2 путем интерполирования для расходов жидкости (при I, II, III, IV)

Подставив численные значения в формулу (1), получим потери давления на гидравлические сопротивления h, при работе агрегата на скорости I, II, III, IV.

2. Потери давления на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в кольцевом пространстве скважины определяются по формуле:

h₂=цл?, м. вод. ст., (2)

Здесь ц- коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь давления в результате содержания песка в жидкости ц=1,2.

h₂- находится при работе агрегата на скорости I, II, III, IV.

3. Потери напора на уравновешивание столбов жидкости в промывочных трубах и кольцевом пространстве определяется по формуле К.А. Апресова:

h₃=, м. вод. ст., (3)

где с_n=2600 кг/м³- плотность песка,

с_ж=1000 кг/м³- плотность воды.

Следовательно, по формуле (3) можно определить h₃ при работе агрегата на скорости I, II, III, IV.

4. Потери давления на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды данные в исходных данных задачи. (h₄+ h₅)м.вод.ст.(на скоростях I, II, III, IV).

I - h₄+ h₅= 4,7 м,

II - h₄+ h₅= 10,4 м, -для всех вариантов.

III - h₄+ h₅= 22 м,

IV - h₄+ h₅= 31 м.

5. Потери давления на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии от насоса до шланга.

h₆=л?, м. вод. ст., (4)

По формуле (4) можно определить h₆ при работе агрегата на скорости I, II, III, IV.

6. Давление на выкиде насоса определяется суммой потерь, т.е.

Р_Н=( h₁+ h₂+ h₃+ h₄+h₅+ h₆), м.вод.ст. (5)

Выражая Р_Н в МПа, имеем

Р_Н=( h₁+ h₂+ h₃+ h₄+h₅+ h₆),МПа (6)

также определяем на четырех скоростях.

7. Давление на забое скважины:

Р_З=( Н+ h₂+ h₃), МПа (7)

где Н - глубина скважины

также определяем на четырех скоростях.

8. Мощность, необходимая для промывки песчаной пробки, определяется по формуле:

N=, кВт (8)

где з_а- общий механический КПД агрегата з_а=0,65

Подсчитываем для каждой скорости агрегата Азинмаш-35 имеет максимальную мощность двигателя 110 кВт.

9. Коэффициент использования максимальной мощности промывочного агрегата k определяем из соотношения

k= % (9)

Определяем (k_I; k_II; k_III; k_IV)

10. Скорость размытого песка V_n определяется как разность скоростей

V_n =V_в - V_кр;

где V_кр- скорость свободного падения песчанок V_кр=0,095 м/с,

V_n также определяем на четырех скоростях.

11. Продолжительность подъема размытой пробки после промывки ее каждым коленом до появления чистой воды определяется по формуле:

t=; (10)

Подсчитываем для каждой скорости агрегата (I, II, III, IV).

12. Размывающая сила струи жидкости. Силу удара струи промывочной жидкости можно определить по следующей формуле:

Р=2?10²?, кПА; (11)

где Q- подача агрегата берется из таблицы 1,

Р - определяется для каждой скорости.

Задача 2

Выберите способ, жидкость глушения, необходимое оборудование, материалы, их количество для глушения скважины. Составьте схему размещения и обвязки наземного оборудования и план работ. Исходные данные приведены в таблице.

Таблица №4

Наименование исходных данных	Варианты
	1	2	3	4	5	6	7	8
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф,м	1750	1875	1880	1898	1910	1830	1790	1920
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм	168	146	168	146	146	146	168	168
Диаметр НКТ dнкт, мм	73	60	73	60	60	60	73	73
Пластовое давление Рпл, МПа	19,5	21	22,6	18,3	23	24,2	20	28
Обводненность nв%	50	25	-	23	10	5	40	30
Глубина спуска колонны труб (насоса) L(Lн),м	1350	1100	1853	1170	1890	1812	1170	1300
Способ эксплуатации	насосный	Фонтанный	насосный	фонтанный	насосный
Плотность скважинной жидкости В,кг/м3	950	900	850	900	860	860	940	930

Таблица № 4.1

Наименование исходных данных	Варианты
	9	10	11	12	13	14	15
Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф,м	178 0	1840	1900	1820	1840	1860	2000
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм	168	146	168	146	168	146	146
Диаметр НКТ dнкт, мм	73	60	73	60	73	60	60
Пластовое давление Рпл, МПа	17	23	23	19	18,3	18,9	21,8
Обводненность nв%	35	-	-	60	20	50	20
Глубина спуска колонны труб (насоса) L(Lн),м	1100	1817	1870	1400	1810	1480	1980
Способ эксплуатации	насосный	фонтанный	насосный	фонтанный	насосный	фонтанный
Плотность скважинной жидкости В,кг/м3	930	850	850	980	900	950	920

Методические указания к решению задачи.

К решению задачи приступают после изучения техники и технологии глушения скважин.

1. Выбирают способ глушения в зависимости от пластового давления, приемистости и литологии пласта, вида спущенного в скважину оборудования, вида применяемой жидкости.

Глушение может производиться следующими способами:

а) полной заменой скважинной жидкости, если колонна НКТ или хвостовик спущены до продуктивного пласта: башмак колонны НКТ или насос находятся выше пласта, но пласт имеет хорошую проницаемость; при значительной величине пластового давления; поднасосная жидкость может быть продавлена без опасности ухудшения проницаемости ПЗП.

б) Частичной заменой скважинной жидкости (без задавки в пласт), если проницаемость ПЗП низкая и есть опасность загрязнения пласта продавочной жидкостью при небольшой величине пластового давления, при насосном способе эксплуатации.

1.Определяют плотность жидкости глушения из условия создания противодавления на пласт по формуле

­ при полной замене жидкости

_гл=, кг/м³

где, (0,1…0,25) Р_пл- величина противодавления на пласт согласно требованиям правил безопасности ведения работ, Па.

+ с_см, кг/м³

­ при частичной замене жидкости

3.Выбирают жидкость глушения в соответствии с рассчитанной плотностью и особенностью пласта.

Для глушения применяют жидкости:

а) техническую воду, обработанную ПАВ или пластовую - для пород с проницаемостью более 0,16 мкм² и пористостью более 16%, плотностью до 1120…1190 кг/м³;

б) водный раствор хлористого кальция (плотностью до 1396 кг/м³) хлористого натрия (плотностью до 1175 кг/м³), обработанные ПАВ;

в) глинистый раствор (плотностью до 1700 кг/м³) - для песчаных коллекторов с проницаемостью более 0,2 мкм²;

г) гидрофобно - эмульсионные растворы (ГЭР) - стабилизированные полиамидами и содержащие при необходимости утяжелители (барий, гематит и др.), плотностью от 950 до 2000 кг/м³ - для любого типа коллекторов.

4. Определяют объем жидкости глушения

­ при полной замене скважинной жидкости:

V_гл = 0,785·D²_вн·L·ц, м³

где D_вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

ц - коэффициент запаса количества жидкости глушения, ц= 1,1,05…1,1

­ при частичной замене скважинной жидкости:

V_гл = 0,785·D²_вн·L_н·ц, м³

5.Определяют количество материалов для приготовления растворов CaCI₂; Na CI₂ или глинистого раствора.

Количество утяжелителей (CaCI₂; Na CI_2, глины):

М_ут = ·V_гл, кг

Количество воды (пресной или пластовой):

V_в=, м³;

где, с_ут - плотность применяемого утяжелителя, с_NaCI = 1850 кг/м³

с_СaCI = 2200 кг/м³;

с_гл = 2700 кг/м³.

6. Количество жидкости для долива при подъеме НКТ.

­ без жидкости:

V=, м³;

­ с жидкостью:

V=+0,785·d²_внL, м³;

где с_м - плотность металла, с_м = 7850 кг/м³;

d_вн - внутренний диаметр НКТ, м;

М_НКТ - масса колонны НКТ, кг;

М_НКТ = m·L,

где, m - масса 1 n.м. труб, кг/м.

7.Выбирают промывочный агрегат, исходя из необходимого давления на устье при глушении скважины. Обычно Р_у< 5 МПа для условий и Татарии.

8.Количество автоцистерн

n_ц = ,

где q - грузоподъемность автоцистерн, т.

9.Составляют схему размещения и обвязки наземного оборудования и план работ при глушении скважин.

Задачи к контрольной работе №2

Задача 1

Выберите концентрацию и количество реагентов, необходимое оборудование для проведения соляно кислотной обработки призабойной зоны скважины, составьте план обработки. Данные приведены в таблице №5.

Методические указания к решению задачи.

Для решения задачи необходимо изучить тему и рассмотреть решение типовых задач.

1. Для заданных условий принимают концентрацию кислоты и объем раствора.

2. Определяют общий необходимый объем раствора соляной кислоты:

V= Vґ·hґм³

• где, Vґ - расход раствора HCI на 1 м толщины пласта, м³
• 3. Количество концентрированной товарной соляной кислоты можно найти по формуле:
• V_K=, м³ ;
• где А и В - числовые коэффициенты, определяется по таблице,
• х- выбранная концентрация солянокислотного раствора, %
• Z - 27, 5 %-ная концентрация товарной кислоты.

Значения коэффициентов А и В: таблица №5

z, х	B, A	z, х	B, A
5,15 - 12,19 13,19 - 18,11 19,06 - 24,78 25,75 - 29,57	214,0 218,0 221,5 226,0	29,95 - 31,52 32,10 - 33,40 34,42 - 37,22 -	227,5 229,5 232,0 -

4. При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют различные реагенты (1, стр.410), выбирают их концентрацию.

Ингибиторы в количестве 0,01 % объема кислотного раствора, например, катапин А.

Стабилизаторы, например, уксусную кислоту в количестве:

V_УК=, дм³;

где, b - процент добавки уксусной кислоты к объему раствора, принимаем 1,5 %;

с - концентрация уксусной кислоты, принимаем 80%.

4.3. Интенсификаторы, например, марвелан в количестве 1…1,5 % объема солянокислотного раствора.

4.4.Хлористый барий для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом:

V_хб= 21,3·V , дм³;

где, а - содержание SO₃ в товарной соляной кислоте, а= 0,6 %

с_хб - плотность хлористого бария, с= 4 кг/дм³.

5. Определяют количество воды необходимое для приготовления принятого объема соляно кислотного раствора:

V_в= V-V_к- УV_р, м³;

где УV_р- суммарный объем всех добавляемых реагентов к соляно кислотному раствору, м³

6.Определяют количество раствора, закачиваемого при открытой задвижке затрубного пространства (при отсутствии пакера) в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до подошвы пласта:

V'= 0,785d²_об? d²_вн(Н - h)+ 0,785D²_Аh.

7.Количество жидкости, которое заканчивают при закрытой задвижке затрубного пространства:

Vґґ=V - Vґ, м³

8.Объем продавочной жидкости:

V_пр=V'

9.Выбирают необходимое оборудование (кислотный агрегат, автоцистерны), его количество, характеристики.

10.Выбирают режим работы агрегата. Для этого, задавшись производительностью агрегата (q) на II, III и IV передачах определяют необходимое давление нагнетания:

Р_ВН=Р_заб - Р_ж+Р_тр, МПа;

где Р_заб - максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа,

Р_заб = Р_пл+q·10^-3·;

Р_ж - гидростатическое давление столба продавочной жидкости, МПа

Р_ж=pqH_ф

Принимаем Р_тр= 0,5…1,5 МПа.

Давление, создаваемое насосом, должно быть достаточным для продавки раствора в пласт, т.е. Р_нас? Р_вн.

11.Определяют продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:

=(V+V_пр), ч

Таблица №6

Наименование исходных данных	Варианты
	1	2	3	4	5	6	7	8
Глубина скважины Н, м	1500	1540	1580	1620	1660	1700	1740	1780
Эффективная мощность пласта h, м	10	12	14	16	18	20	10	12
Тип и состав породы продуктивного пласта	Плотные Трещиноватые известняки	Трещиновато-кавернозные известняки
Проницаемость пород k, мм2	0,1	0,15	0,2	0,25	0,3	0,35	0,4	0,45
Пластовое давление Рпл, МПа	14,0	14,5	15,0	15,5	16,0	16,5	17,0	14,0
Внутренний диаметр скважины Dд, м	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215
Диаметр НКТ d,мм	60	73	60	73	60	73	60	73
Температура пласта Тпл, 0С	30	40	30	40	30	40	30	40
Диаметр водовода dоб, мм	60	60	60	60	60	60	60	60
Длина водоводаоб,м	30	30	30	30	30	30	30	30

Таблица №6.1

Наименование исходных данных	Варианты
	9	10	11	12	13	14	15
Глубина скважины Н, м	1820	1860	1900	1940	1980	2000	2040
Эффективная мощность пласта h, м	14	16	18	20	10	12	14
Тип и состав породы продуктивного пласта	Трещиновато-кавернозные известняки	Доломитизированные песчаники
Проницаемость пород k, мм2	0,5	0,1	0,2	0,3	0,4	0,45	0,5
Пластовое давление Рпл, МПа	14,5	15,0	15,5	16,0	16,5	17,0	17,5
Внутренний диаметр скважины Dд, м	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215	0,215
Диаметр НКТ d,мм	60	73	60	73	60	73	60
Температура пласта Тпл, 0С	30	40	30	40	30	40	30
Диаметр водовода dоб, мм	60	60	60	60	60	60	60
Длина водоводаоб,м	30	30	30	30	30	30	30

Задача 2

Методические указания к решению задачи

К решению задачи приступают после изучения техники и технологии цементирования скважин и решения типовых задач.

1.Выбирают тампонажный цемент в зависимости от температуры на забое скважины и определяют время начала схватывания с момента затворения.

2. Определяют объем колонны заливочных труб:

V₃ = 0,785·d²_з.вн·L·в, м ³,

где d_з.вн - внутренний диаметр заливочных труб, м;

в - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01…1,10.

3.Определяют время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА - 320М на III скорости при диаметре втулок 100 мм:

Т₃ = , мин.

где q_III - подача цементировочного насоса 9Т на III скорости, равная 5,2 дм³/с.

4.Время вымыва излишка тампонажного раствора при обратной промывке при работе агрегатом ЦА - 320М на IV скорости:

Т_в = , мин.

где q_IV = 7,9 дм³/с.

5.Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт:

Т = Т_дов - (Т₃+Т_в+Т_о), мин,

где Т_дов - время начала схватывания,

Т_о =5…10 мин - время на подготовительные и заключительные работы при затворении цемента.

Таблица № 7

Наименование исходных данных	Варианты
	1	2	3	4	5	6	7	8
Глубина скважины Н,м	1200	1300	1400	1500	1600	1700	1800	1900
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм	168	146	168	146	168	146	168	146
Приемистость скважины q, м3/мин	0,2	0,3	0,4	0,2	0,3	0,4	0,2	0,3
Диаметр заливочных труб dз, мм	73	60	73	60	73	60	73	60
Температура на забое tзаб, 0С.	30	40	50	60	70	80	35	45
Длина заливочных труб L, м	1150	1250	1350	1450	1550	1650	1750	1850

Таблица № 7.1

Наименование исходных данных	Варианты
	9	10	11	12	13	14	15
Глубина скважины Н,м	2000	1550	1650	1750	1850	1950	1450
Диаметр эксплуатационной колонны D, мм	168	146	168	146	168	146	168
Приемистость скважины q, м3/мин	0,4	0,15	0,25	0,35	0,15	0,25	0,35
Диаметр заливочных труб dз, мм	73	60	73	60	73	60	73
Температура на забое tзаб, 0С.	55	65	75	85	60	70	80
Длина заливочных труб L, м	1950	1500	1600	1700	1800	1900	1400

Таблица № 8

Цемент или раствор	Температура твердения. 0 С	Время начала схватывания после затворения	Время конца схватывания после затворения
Для «холодных» скважин (ХЦ) Для «горячих» скважин (ГЦ)	22 + -2 75 + -3	2 ч 1 ч 45 мин	10 ч 4 ч 30 мин

6.Определяют объем тампонажного раствора, который можно закачать в пласт за время Т:

V_тр = q·T, м³,

где q- приемистость скважины м³/мин.

7.Плотность тампонажного раствора:

, т/м³;

где m - водоцементное отношение (m = 0,4…0,5)

с_ц - плотность цемента, при отсутствии данных можно принять с_ц = 3,15 т/м³.

8.Определяют количество сухого цемента:

Ц = ?с_тр?V_тр, т

9.С учетом потерь цемента при его затворении:

Ц'=K₁·Ц,

где К₁ - коэффициент, учитывающий потери при затворении тампонажного материала, принимаем К₁=1,01…1,15.

10.Количество воды для приготовления рассчитанного объема цементного раствора:

V_в= , м³;

где К₂ - коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении К₂=1,05…1,10.

11.Объем продавочной жидкости берется в объеме заливочных труб:

V_пр=V_з,

12.Число цементосмесительных машин определяется весом сухого цемента и вместимостью бункера одной машины:

n=,

где q_б - вместимость бункера, q_б=10 т.

13. Определяют количество автоцистерн, исходя из объемов жидкости затворения и продавочной жидкости.

14. Составляют схему размещения оборудования на устье скважины при закачке цементного раствора.

• ЛИТЕРАТУРА
• Основная
• 1. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989.
• 2. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1978.
• 3. Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. - М.: Недра, 1990.
• 4. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. - М.: Недра, 1985.
• 5. Сулейманов А.В. Техника и технология капитального ремонта скважин. - М.: Недра, 1984.
• 6. Амиров А.А., Карапетов К.А. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин. - М.: Недра, 1979.
• 7. Лапшин В.И. Поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт. - М.: Недра, 1986
• 8. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин. - М.: Недра, 1986.
• 9. Молчанов А.Г., Чичеров В.П. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1983.
• Дополнительная.
• 1. Бухаленко Е.И. Оборудование и инструменты для ремонта скважин. - М.: Недра, 1991.
• 2. Гасанов А.П. Аварийно-восстановительные работы в нефтяных и газовых скважинах. - М.: Недра, 1992.
• 3. Лаврушко П.Н. Подземный ремонт скважин.-М.: Недра, 1968.
• 4. Блажевич В.А., Умбетов В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. - М.: Недра, 1985.
• 5. Сулейманов А.В. Практические работы при текущем и капитальном ремонте скважин. - М.: Недра, 1987.
• 6. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974.
• 7. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Б.Г. Техника и технология промывки скважин. - М.: Недра, 1985.
• 8. Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти М.: Недра, 1976.
• Размещено на Allbest.ru