Применение технологии НТ с целью промывки (очистки) забоя скважин от песчаных пробок на Холмогорском месторождении

 

 

Контроль за энергетическим состоянием залежей производится путем  построения карт изобар с целью расчета средневзвешенного текущего давления в зоне отбора жидкости и на линии нагнетания.

Кроме того, замеры пластового, забойного и устьевых давлений осуществляются в целях контроля за технологическим  режимом эксплуатации скважин. Периодичность и объем исследований на месторождениях регламентируется Регламентом комплексного контроля  за разработкой нефтяных и газовых месторождений 1989 года.

Результаты анализа  карт изобар показывают, что охват фонда скважин замерами составляет менее 50%. Фонд добывающих и пьезометрических скважин для контроля за пластовым давлением используется явно недостаточно.

Поэтому, для контроля за энергетическим состоянием залежей  рекомендуется опорная сеть, которая составлена из расчета не менее 50% добывающих и 100% пьезометрических и контрольных скважин равномерно расположенных на месторождении.

Опорная сеть скважин  должна ежегодно уточняться и утверждаться совместно с НГДУ и НИПИ, ведущими авторский надзор за разработкой месторождения.

Определение добывных возможностей скважин и гидродинамических  параметров пласта неравномерно. В механизированных скважинах не снимается кривая восстановления уровня, а в нагнетательных - кривая падения давления.

Для уточнения средних  параметров пластов рекомендуется  опорная сеть скважин, по которым  необходимо определить гидропроводность пласта и продуктивность.

Определение закономерностей  изменения параметров пласта по мере вытеснения нефти водой позволяет прогнозировать текущую добычу нефти и оценить текущую нефтенасыщенность пласта.

 

При этом в качестве промысловой  информации используется зависимость относительной подвижности жидкости, которую на практике определяют как отношение текущей продуктивности и продуктивности безводного периода от доли воды в продукции скважин.

На каждой опорной  скважине замеряется во времени с максимально возможной точностью дебит, обводненность и депрессия.

Динамика должна охватывать безводный период после прорыва  воды в скважину.

Рекомендуемые объем, виды и периодичность исследований должны соответствовать Регламенту комплексного контроля за разработкой нефтяных месторождений.

Опорная сеть скважин  должна ежегодно уточняться и утверждаться совместно с НГДУ и НИПИ, ведущими  авторский надзор за разработкой месторождения.

Определение добывных возможностей скважин и гидродинамических  параметров пласта неравномерно. В механизированных скважинах не снимается кривая восстановления уровня, а в нагнетательных - кривая падения давления.

Для уточнения средних  параметров пластов рекомендуется  опорная сеть скважин, по которым  необходимо определить гидропроводность пласта и продуктивность.

Определение закономерностей  изменения параметров пласта по мере вытеснения нефти водой позволяет прогнозировать текущую добычу нефти и оценить текущую нефтенасыщенность пласта.

При этом в качестве промысловой  информации используется зависимость относительной подвижности жидкости, которую на практике определяют как отношение текущей продуктивности и продуктивности безводного периода от доли воды в продукции скважин.

 

На каждой опорной  скважине замеряется во времени с  максимально возможной точностью дебит, обводненность и депрессия.

Динамика должна охватывать безводный период после прорыва  воды в скважину.

Рекомендуемые объем, виды и периодичность исследований должны соответствовать Регламенту комплексного контроля за разработкой нефтяных месторождений.

 

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 

 

4.1 Конструкция  типовой  скважины

 

На Холмогорском месторождении  конструкция скважин выбирается с учетом геологического строения вскрываемых скважиной пластов. Каждая колонна опускается до определенной глубины и цементируется до запроектированного уровня. Дипломным проектом предусмотрена следующая конструкция скважины на Холмогорском месторождении: [15]

 

Рисунок 4.1Схема конструкции скважины Холмогорского месторождения

 

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 50 метров и цементируется до устья, цементом ПЦТ-ДО-50 ГОСТ 1581-85, плотностью 1,83 г/см³. Направление оборудуют башмаком БК-324. Применяется для перекрытия верхних почвенных слоёв, предания скважине устойчивого вертикального направления. [15]

Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 400 метров. Кондуктор изготавливается из обсадных труб с трапециевидной резьбой типа ОТТМ исполнением «Б». Цементируют до устья тампонажным раствором плотностью 1,83 г/см³. Применяемая марка цемента ПЦТ-ДО-50 ГОСТ 1581-85. Служит для перекрытия верхних неустойчивых пород, предотвращения осыпей и прихвата инструмента при бурении. Кондуктор оборудуют башмаком типа БК-245, пружинным центратором ЦЦ-245/295-1. Расстояние между центраторами составляет не менее 10 метров. [15]

Эксплуатационная  колонна комплектуется из обсадных труб диаметром 146 мм, спускается на глубину  на 50 метров ниже проектного горизонта. Цементируется на 150 метров выше башмака кондуктора. Тампонажный раствор плотностью 1,8 г/см³ приготовлен из портландцемента марки ПЦ-ДО-100 ГОСТ 1581-85. Эксплуатационная колонна оборудуется направляющим башмаком БК-146 и обратным клапаном типа ЦКОД-146-1. [15]

Верхняя часть  обсадных труб заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки обсадных колонн с целью герметизации межтрубного пространства, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого оборудования - для различных способов эксплуатации скважин.[15]

Для герметизации резьбовых соединений применяют смазку                  Р - 402.[15]

 

 

В данном дипломном проекте предусмотрено  использование установки «Гибкая  труба» (ГТ), для осуществления проектирования ремонта по очистке забоя скважины от песчаной пробки.

 

4.2 Оборудование для работы с  гибкими НКТ

 

На рис. 4.2. представлена схема наземной установки  для капитального ремонта скважин с применением гибких НКТ.[16]

 

4.2.1 Функции и характеристики наземного  оборудования

 

- Энергетический  блок.

Этот блок является источником гидравлической энергии  для привода и управления механизмами для работы с гибкими НКТ (приводной двигатель инжекторной головки, двигатель барабана, двигатель крана и т.д.). Кроме гидравлической системы (резервуары, насосы, задвижки), в состав энергоблока входит аккумулятор, обеспечивающий работу ПВО при отключении основных приводных двигателей. [16]

- Блок кабины управления.

В состав - этого  блока входит гидравлическая и пневматическая обвязка и контрольно-измерительная  аппаратура для управления работой  установки. Для улучшения обзора при проведении работ кабина управления может подниматься при помощи гидравлических домкратов. Из кабины осуществляется управление работой ПВО и лубрикатора. [16]

- Блок с барабаном для гибких НКТ.

На этом блоке  расположен барабан с находящимися на нем гибкими НКТ, гидроприводная система, поддерживающая гибкие НКТ в постоянном натяжении усилие на тормозе при спуске в скважину составляет 230 кг (+ 500 фунтов), усилие,

 

развиваемое двигателем при подъеме из скважины, составляет - 135 кг (+30.0 фунтов). На блоке расположен вертлюг, который позволяет прокачивать жидкость через НКТ при вращающемся барабане. Вертлюг рассчитан на постоянное рабочее давление 700 кг/см² (10000 фунт/кв. дюйм). [16]

Барабан оборудован устройством выравнивания витков для  правильной укладки их при подъеме и спуске гибких НКТ в скважину, а также измерительным устройством (электронным или механическим):

- Блок с инжекторной головкой и лубрикатором.

- Блок с инжекторной головкой. [16]

На рис. 4.3. представлен общий вид конструкции  инжекторной головки типа Hydrarig. [16]

 

Рисунок 4.2 Схема  наземной установки для капитального ремонта скважин с применением гибких НКТ

 

 

В состав блока входит инжекторная головка, создающая  толкающее или тяговое усилие для спуска или подъема гибких НКТ из скважины. От энергетического блока мощность передается к двум гидроприводным двигателям, снабженным гидравлическими тормозами. [16]

1- инжекторная  головка; 2- общий вид системы Hydrarig; 3- направляющий желоб с радиусом 1270мм (50") и 1788мм (72"); 4- гидроприводной двигатель инжектора; 5- передняя цепная натяжная система инжектора; 6- внутренняя цепная натяжная система; 7- аккумулятор; 8- нижняя цепная натяжная система;                  9- лубрикатор.

 

Рисунок 4.3 Общий  вид конструкции инжекторной  головки типа Hydrarig

 

На опорной  раме имеются два датчика давления для измерения величины толкающего или тягового усилия. На основании опорной рамы инжектора стационарно, при помощи болтов, крепится лубрикатор. [16]

В таблице 4.1. приведены основные технические  характеристики двух инжекторных установок типа Hydrarig. [16]

Таблица 4.1.

Основные  технические характеристики инжекторных  установок Hydrarig

 

Тип инжекторной установки	Технические характеристики инжекторной установки
HR- 240	Максимальный диаметр  гибких НКТ 1 3/4" (44.5 мм) Максимальное тяговое  усилие 40 000 фунтов (18 160 кг) Максимальная скорость 230 фут/мин (1,2 м/сек)
HR- 260	Максимальный диаметр  гибких НКТ 2 3/8" (60.3 мм) Максимальная тяговое  усилие 60 000 фунтов (27 240 кг) Максимальная скорость 210 фут/мин (1,1 м/сек)

 

- Устройство лубрикатора (рис. 4.4. и 4.5.)

Лубрикатор  обеспечивает герметизацию труб при  СПО. Сила, действующая на трубы, увеличивается с ростом давления на устье скважины. Избыточное давление передается на поршень через рабочую жидкость в гидроприводной системе. [16]

Пакерующие  элементы изнашиваются и в процессе работы их необходимо заменять. Для уменьшения износа этих элементов трубы необходимо смазывать. Общепринятой схемой является последовательное соединение двух секций лубрикаторов:

• Блок ПВО
• Схема компоновки ПВО. [16]

В компоновку ПВО входят следующие плашечные  превентеры (снизу вверх):

с трубными плашками:

 

с клиновыми плашками;

со срезающими плашками;

1. расстояние 75мм (3"); 1-стопорные шпильки и фиксаторы;
2. диаметр 152,4 мм (6"); 2- верхний вкладыш;
3. диаметр 279,39 мм (11") 3- распорное кольцо; 
   осевая   окружность   расположения           4- пакерующий элемент; 
   болтов 215,9 мм (8,5"). Отверстия под     5- приводной элемент; 
   болты 8 шт. х 25,4 мм (8 шт. х 1");           6- нижний вкладыш.
4. расстояние 50,8 мм (2");

5-диаметр  133,35 мм (5,125");

6-диаметр  184,15 мм (7 ¹/₄");

7. - 160,3 мм (6 5/16") АСМЕ-4 TPI, диаметр

уплотнения 109,38 мм (4,377");

8. - разрезная крышка;
9. -приводной элемент;
10. - пакеруюший элемент;
11. - спускное отверстие лубрикатора;
12. - отверстие к сальнику лубрикатора;
13. - проходное отверстие для манометра устьевого

давления.

 

Рисунок 4.4 Стандартный  лубрикатор Рисунок 4.5 Компоновка узла уплотнения 

с глухими  плашками. [16]

В компоновку ПВО входят также уравнительные  клапаны и проходной канал для глушения скважины. [16]

Отличительные особенности:

• Трубные, глухие и клиновые плашки должны соответствовать размеру труб и при повреждении подлежат замене. Управление открытием и закрытием плашек осуществляется при помощи дистанционной гидравлической системы с фиксацией и закрытием вручную. Показателем положения плашек является положение приводных штоков; [16]
• Срезающие плашки закрываются с перекрытием с целью возможности перерезания кабелей малого диаметра и НКТ. Они изготавливаются из стали с закаленным наружным слоем и с более мягкой сердцевиной, предназначенной для работы в среде с наличием H₂S. Состояние плашек следует проверять после каждого перерезания труб и каждый раз после спуска труб в скважину с наличием H₂S; [16]

- Клиновые плашки должны удерживать колонну НКТ в обоих направлениях (благодаря насечкам на плашках с противоположным направлением). Они изготовлены из закаленной стали с более мягкой сердцевиной для работы при наличии H₂S. [16]

Компоновка  ПВО с рабочим давлением 350 кг/см² с проходным диаметром 62,5 мм или 75 мм все еще применяется на практике, но наиболее широко в настоящее время применяется ПВО с проходным отверстием 101.5мм и рабочим давлением, 700 кг/см² (плашки размером от 25,4мм до 59,38 мм). [16]

В таблице 4.2. приведены габаритные размеры и технические характеристики блоков. [16]

Перечень  основного оборудования:

1. Полный набор блоков и их опорных станций;
 

3. Один запаской барабан с распределительным устройством для правильной укладки труб, заполненный новым комплектом гибких НКТ;
4. Один подъемный кран грузоподъемностью от 10 до 15 т;
5. Один трейлер для транспортных операций;
6. Оборудование для технического обслуживания труб включает в себя: