Гидродинамических исследований

При ремонте скважины оборудованной ЭЦН, после снятия арматуры "заряжают" электрокабель на подвесной ролик, устанавливают ключи для отвинчивания НКТ и монтируют пульт управления автонаматывателем силового электрокабеля. После этого приступают к подъёму погружного электроцентробежного насоса. При подъёме очередной трубы помощник оператора с помощью специального ключа освобождает электрокабель от НКТ. После замены ЭЦН опускают в скважину, присоединив к НКТ силовой электрокабель при помощи специальных устройств. В случае необходимости глушения к скважине доставляют задавочную жидкость и промывочный агрегат. Заключительные работы (установка арматуры, проверка состояния задвижек) проводят в порядке, обратном подготовительным работам.

Для выполнения подземных ремонтов скважин применяют различные комплексы оборудования и инструментов в сочетании с технологическими установкам. Оборудование это можно поставлять отдельными комплектами или узлами.

К основному оборудованию, при помощи которого проводят СПО, относят подъемные лебедки и установки, монтируемые на самоходных транспортных базах (гусеничные или колесные). Подъемные установки в отличие от лебедок оснащены вышкой с талевой системой и ключами для свинчивания и развинчивания НКТ и насосных штанг. При выполнении капитальных ремонтов подъемные установки комплектуют насосным блоком, ротором, вертлюгом, циркуляционной системой и другим оборудованием.

Элеваторы предназначены для захвата и удержания колонны штанг и труб на весу в процессе спускоподъемных операций. По назначению элеваторы бывают трубные и штанговые.

2.4 Расчёт и выбор подъёмного агрегата

Выбор подъёмной установки осуществляется исходя из условий выполняемой  работы (климатические, дорожные) и технической характеристики, проводимых работ. В связи с тем, что Приразломное месторождение располагается в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, оптимальным вариантом является использование подъёмного агрегата с монтажной базой от гусеничного трактора.

Основной технической характеристикой подъёмной установки является грузоподъёмность. Она зависит от таких факторов как глубина скважины, тип НКТ, длина НКТ, используемое оборудование (ЭЦН) и других.

Данные для расчёта:

- длина НКТ = 9,5 м.

- вес одного метра НКТ = 9,2 кг;

- вес муфты = 2,4 кг;

- глубина подвеса насоса = 2400 м;

- вес ЭЦН = 260,8 кг.

Из этого определяем общий вес:

1. Рассчитаем количество используемых НКТ:

2400м / 9,5м = 253 шт.

2. Определим количество муфт: 254шт.

3. Определим вес одной НКТ:

9,2кг * 9,5м = 87,4 кг.

4. Определим общую массу:

253*87,4+254*2,4+260=22980кг;

Исходя из этого выбираем подъёмную установку грузоподъемностью  превышающей рассчитанную массу. Следовательно, можно использовать подъёмные установки на гусеницах типа УПТ-32,40,50. Исходя из этого оптимальным вариантом является использование установки – УПТ-32.

2.5 Расчет машинного времени при подъеме насосно-компрессорных труб

Расчет машинного времени на подъем насосно-компрессорных труб производится после определения вида подъемного агрегата. В данном случае в качестве подъёмного агрегата была выбрана установка УПТ-32 с монтажной базой - трактор Т-170МБ01, позволяющая эксплуатировать установку в труднодоступных местностях с болотистым и песчаным грунтом в условиях холодного макроклиматического данного района.

Исходные данные для расчета:

1.Тип и вид подъемного агрегата - УПТ – 32.

- длина одной трубы l = 9,5 м;

- длина бочки барабана lб = 0,750 м;

- диаметр бочки барабана dб = 0,420 м;

- диаметр талевого каната  δ = 0,022 м;

- число струн оснастки талевого каната i = 4;

- частота вращения барабана при разных скоростях, об/мин: п1 =35 об/мин; п2 = 59 об/мин ; п3 = 90 об/мин, n4 = 129 об/мин.

1. Определяем длину каната, навиваемого на бочку барабана lk , м, по формуле:

lк = (l + 0,5) i , (1)

lк = (9,5 + 0,5) 4 = 40 м.

где 0,5 м - высота подъема трубы над устьем скважины.

2. Определяем число витков талевого каната в одном слое а, витков, по формуле:

(2)

с = 1 – уменьшение числа витков из-за неплотной намотки каната.

3. Определяем диаметр бочки барабана с учетом навиваемых слоев каната, di , м, по формуле:

(3)

где m = 1, 2 и 3.

В этом случае по формуле (3) получим:

при m = 1

d1 = 0,420 + 0,022 + 1,87 • 0,022 • 1 = 0,483 м;

при m = 2

d2 = 0,420 + 0,022 + 1,87 • 0,022 • 2 = 0,524 м;

при m = 3

d3 = 0,420 + 0,022 + 1,87 • 0,022 • 3 = 0,565 м;

4. Определяем длину каната в каждом слое барабана lki , м, по формуле:

(4)

в первом слое (m = 1)

lk1 = π•d1 •a = 3,14 • 0,483 • 31 = 47 м;

во втором слое (m = 2)

lk2 = π•d2 •a = 3,14 • 0,524 • 31 = 51 м;

в третьем слое (m=3)

lk3 = π•d3 •a = 3,14 • 0,565• 31 = 55 м;

5. Определяем общую длину навитого каната в трех слоях l0 , м, по формуле: l0 = lk1 + lk2 + lk3 (5)

l0  =  47 + 51 + 55 = 153 м.

6. Определяем средний диаметр бочки барабана лебедки, dср, м, по формуле:

(6)

7. Определяем машинное время подъема на каждой скорости лебедки tm , мин, для одной НКТ и всей колонны НКТ соответственно, по формуле:

(7)

скорость I (n1 = 25,3 об/мин):

;     ;

скорость II (n2 = 44,4 об/мин);

;

скорость III (n3 = 72,1 об/мин);

скорость IV (n4 = 123,7 об/мин);

Исходя из расчёта видно, что желательно проводить СПО на первой скорости, в целях безопасности и безаварийности.

Определяем полное время проведения спуска и подъёма всей колонны НКТ на первой скорости: 454 + 454 = 908 минут = 15,1 часов.

2.6 Расчет потребной длины талевого каната

Определить необходимую длину талевого каната для оснастки

1. Определяем потребную длину каната lК, м, по формуле:

lК = НВ (n + 2) + l0 + l′ (8)

где n + 2 – число рабочих струн оснастки с учетом ходового и неподвижного концов талевого каната;

l0 – длина каната, постоянно навитого на барабан лебедки;

l′ - длина каната, необходимого на замену сработанной части ходового конца (l′ = 30 м)

lК = 18 (4 + 2) + 40 + 30 = 178 м.

3. Технологический процесс глушения скважины

3.1 Глушение скважины

В целях предупреждения открытого фонтанирования перед производством текущего, капитального ремонта или освоения скважин следует создать противодавление на забой скважины (эксплуатируемый или вскрываемый пласт) с помощью задавочной жидкости. Задавочная жидкость должна обладать следующими свойствами:

-   Иметь достаточный удельный вес для создания необходимого давления на забой;

-  В случае эксплуатации скважины механизированным способом                  ( как в данном случае) иметь содержание механических примесей не более 0,1 г/л, для насосов в износостойком исполнении - не более 0,5 г/л;

-  Не иметь в своем составе растворенного газа.

В качестве задавочной жидкости используют растворы технического хлористого натрия, хлористого кальция, хлористого магния и других солей, а так же инвертноэмульсионные, гидрофобные растворы. Удельный вес и объем задавочной жидкости определяется конкретно для каждой скважины геологической службой.

Технология глушения скважин зависит от способа ее эксплуатации. Общие требования при закачке жидкости в скважину по техническим условиям давления на эксплуатационную колонну:

-         D – 168мм – не более 10МПа;

-         D – 146мм – не более 12МПа;

-         D – 140мм – не более 15МПа.

Пред началом глушения нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего. Башмак НКТ находится в непосредственной близости от интервала перфорации, поэтому жидкость замещается в скважине на глубину спуска НКТ. В случае, если лифт НКТ запарафинен или загидрачен и восстановить циркуляцию не удается, жидкость закачивается в затрубное пространство скважины на максимальной скорости по возможности непрерывно. При этом давление закачки не должно превышать максимально допустимого на экс.колонну.

Если приемистость скважины недостаточна и давление поднимается выше допустимого, для колонны следует производить порционную закачку жидкости с перерывами между циклами 15 – 30мин и стравливанием газа на факел перед закачкой очередной порции. В связи в выбросом части задавочной жидкости на факел при разрядке, объем ее берется 1,5-кратном объеме скважины. При интенсивном поглощении задавочной жидкости пластом первую порцию солевого раствора объемом 8 – 10-м3 добавляется 5% КНЦ.

Скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и затрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости.

При проведении глушения в зимнее время для предотвращения замерзания выкидных линий, их после глушения, от скважины до замерной установки промывают дизтопливом или продувают воздухом.

3.2 Выбор жидкости глушения и обоснование выбора

Выбор жидкости осуществлялся в соответствии следующих требований.

1. Требуемую плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости глушения давления, превышающего текущее пластовое в соответствии с требованиями ПБНГП.

2. Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от установленных проектом величин более чем на ± 20 кг/м3.

3. Жидкость для глушения скважин должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

4. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды.

5. Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - пластовый флюид»

6. Жидкость глушения не должна содержать механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм. Общее содержание мехпримесей не должно превышать 0,020г/л. (20млг/литр)

7. Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода.

8. Жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,1 мм/год.

9. Жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях.

10. Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной.

11. Жидкость должна быть технологичной в приготовлении и использовании.

12. Плотность и вязкость жидкости глушения должны регулироваться.

13. На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода.

14. Выбор жидкости глушения а также способов их приготовления (с содержанием твердой фазы на основе минеральных солей, на углеводородной основе, пены) осуществляется в зависимости от горно-геологических и технологических условий работы скважины.

В соответствии с этими требованиями был выбран раствор для глушения скважин РГС-100. ТУ 2458-001-84422077-2008. Плотность: 700-1220 кг/м3. Упаковка: металлические бочки по 200л. Способ доставки: ЖД-контейнеры, полувагоны, вагоны, автотранспорт.

Для повышения эффективности работ по заканчиванию и ремонту нефтегазовых скважин нужно использовать модифицированную  универсальную технологическую жидкость раствор для глушения скважин РГС-100. Жидкость для глушения скважин РГС-100 представляет собой углеводородную, практически не фильтрующуюся в пластовых условиях жидкость гелеобразного вида на основе нефти или газового конденсата.

Назначение раствора для глушения скважин РГС-100: перфорация скважин, щадящее глушение скважин, длительная консервация скважин.

Таблица 4 Данные о растворе глушения