Гидродинамических исследований

Основные преимущества раствора для глушения скважин РГС-100:

- исключение водного контакта с продуктивным пластом при глушении скважин;

- сохранение дебитов скважин после ремонта  иглушения скважин;

- сокращение сроков выхода скважин на режим эксплуатации после глушения скважин;

- возможность глушения скважин с высокими фильтрационно-емкостными свойствами, а так же скважин после проведения ГРП;

- сохранение стабильности при пластовой температуре до 110°С;

- легкость приготовления (в стационарных условиях и непосредственно на скважине);

- возможность регулирования плотности жидкости на основе углеводородов в широком диапазоне;

- обеспечение высокой эффективности проведения работ по заканчиванию скважин при использовании отечественных материалов и реагентов, что позволяет получить дополнительный экономический эффект.

Особенностью предлагаемого состава является возможность его использования в объеме 2 - 5 м3 для заполнения, например, только зоны продуктивного пласта. Над интервалом перфорации, скважина заполняется любой технологической жидкостью. Попадая в зону продуктивного пласта и непосредственно в пласт РГС-100 исключает контакт продуктивного пласта с водой, жидкостями глушения и другими технологическими жидкостями, что позволяет сохранить коллекторские свойства пласта.

3.3 Выбор и обоснование методики глушения

3.3.1 Подготовка скважины к глушению

Глушение скважин производится звеном подготовки скважин к подземному ремонту. Перед началом глушения оператор проверяет состояние арматуры, положение задвижек на ней и в замерной установке.

Промывочные агрегаты устанавливаются на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, расстояние между агрегатами не менее 1 м. АЦ с промывочной жидкостью располагаются таким образом, чтобы их кабины были обращены в сторону от устья с подветренной стороны.

Нельзя устанавливать агрегаты под силовыми линиями, находящимися под напряжением.

Агрегаты должны иметь исправные обратные клапаны и манометры. Выкид предохранительного устройства на насосе закрывается кожухом и выводится под агрегат.

Перед глушением скважины необходимо опрессовать нагнетательную линию на полуто-ракратное ожидаемое давление. При опрессовке нельзя находиться вблизи нагнетательной линии. Если в момент опрессовки наблюдается утечка жидкости, необходимо стравить давление с нагнетательной линии до атмосферного и устранить утечки.

Во время работы агрегатов обтяжка элементов обвязки и узлов нагнетательной линии запрещается.

В связи с образованием ледяных пробок в нагнетательной линии в зимнее время запрещается;

-   пуск насоса в ход после остановок без достаточного прогрева манифольда (паром или горячей водой) и пробной закачки жидкости по трубам;

-   прогрев напорных устройств огнем.

3.3.2 Глушение скважины, оборудованной УЭЦН

Перед глушением скважин, оборудованных УЭЦН, необходимо произвести опрессовку НКТ созданием давления до 40 кгс/см2. НКТ считается герметичными в случае, если темп падения давления составляет не более 5 кгс/см2 за 1 минуту.

Через лубрикатор при помощи сбивного приспособления разрушается «палец» сливного клапана.

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

После проведения глушения скважины оператор по глушению скважин совместно с представителем ЦДНГ составляет акт, в котором указывается уд. вес, объем задавочной жидкости, дата и время глушения скважины.

При проведении глушения в зимнее время для предотвращения замерзания выкидных линий после глушения, представитель ЦДНГ продувает выкидную линию от соседней скважины через дополнительную линию на факел или через ГЗУ при поднятых обратных клапанах.

При подъеме НКТ с установкой давление на забой уменьшается на 11-16 атм., следовательно, необходимо работать с постоянным доливом, для этого достаточно иметь 3 м3 раствора.

Скважины, оборудованные ЭЦН, глушатся, как правило, прямым способом (через НКТ), реже - обратным (через затрубное пространство). При прямом способе, жидкость глушения заканчивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство. В данном случае т было возможно использование прямого способа глушении, но наличие отложений АСПО в трубном пространстве может привести к закупорке НКТ в случае подачи жидкости, и связи с этим выбран обратный способ глушения.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным. Признаком окончания цикла глушения скважины является соответствие плотности жидкости  выходящей из скважины  плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.

3.4 Оценка и расчёт параметров жидкости глушения

В соответствии с требованиями был выбран раствор для глушения скважин РГС-100, он представляет собой углеводородную, практически не фильтрующуюся в пластовых условиях жидкость гелеобразного вида на основе нефти или газового конденсата.

Количество циклов глушения – 1. Доведение пачки ЖГ до забоя происходит посредством способа осаждения.

3.4.1. Расчёт плотности скважинной жидкости.

При полной замене скважинной жидкости жидкостью глушения в 1 цикл. Удельный вес расчитывается по нижеприведенной формуле:

Рж = Pпл* (1+П) / Н * 9,8 *10 -6  (8)

где:   рж- плотность жидкости глушения , кг/м3

Рпл – пластовое давление,  МПа.

Н – расстояние от устья скважины до верхних отверстий перфорации по вертикали, м.

П – коэффициент безопасности работ, зависящий от глубины скважины, коэффициента продуктивности и газосодержания принимается   равным 0,05 (5%).

Рж = 25*(1+0,05)/2750*9,8*10 -6  = 974кг/м3

3.4.2. Расчет объема жидкости глушения

Рассчитываем внутренний объём скважины. Требуемый объем ЖГС для проведения ремонтных работ можно определить как разность между внутренним объемом скважины и объемом НКТ по телу трубы.

Vжг =  (Vэк – Vнкт)*1,1 (9)

Произведём расчёт каждого объёма по отдельности:

Vэк = (пD2/4)*Н– объем эксплуатационной колонны, м3

Н – глубина скважины, м

D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м2

1,1 – коэффициент запаса

Vнкт= (п*(d2 – d21)/4)*Hcп – объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м3

d и d1 – соответственно внешний и внутренний диаметры НКТ, м2.

Нсп – глубина спуска насоса, м.

Следовательно получаем:

Vжг = ((пD2/4)*Н - (п*(d2 – d21)/4)*Hcп)*1,1        (10)

Vжг = ((3,14*0,126 2 /4)*2770 - (3,14*(0,0732-0,0622)/4)*2400)*1,1 =

= (34,52 – 2,79)*1,1 = 34,9 м3

4. Технология проведения ремонтных работ

4.1 Вид ремонтных работ

Ниже приведенные работы и способы относятся к мероприятиям по улучшению работы УЭЦН.

Поскольку основным способом нефтедобычи на Приразломном месторождении является добыча при помощи УЭЦН, то необходимость проведения мероприятий по улучшению работы скважин и защите УЭЦН от вредного влияния газа, механических примесей, а также от агрессивной продукции скважин является мероприятиями первостепенной важности.

Проводя эти мероприятия, предприятие не только продлевает срок службы оборудования, но и получает дополнительную добычу нефти.

Защита скважинного оборудования от механических примесей и вредного влияния газа осуществляется с помощью установки на приёме насоса газового и песочного якорей, а так же применения износостойкого оборудования, которое позволяет установке надежно работать при довольно высоком выносе механических примесей.

4.1.1 Использование газосепаратора

Для борьбы с газом используются газосепараторы различных конструкций. Модуль газосепаратор специальный МГСБТ5, МГСБТ5А предназначен для обеспечения работы погружных центробежных насосов при откачке из нефтяных скважин пластовой жидкости с повышенным газосодержанием и восприятия осевых сил, действующих на валы секций насоса. Модуль предназначен для комплектации насосов без осевых опор вала в секциях. Может использоваться для комплектации насосов с осевыми опорами вала в секциях и поставляться как самостоятельное изделие.

4.1.2 Измельчающее устройство ЭЦН

Для улучшения работы УЭЦН в условиях повышенного выноса механических примесей в предлагается применить следующее приспособление – измельчающее устройство, которое позволит устранить причину отказов ЭЦН из-за попадания в его рабочие органы механических примесей. Измельчитель механических примесей предназначен для разрушения и измельчения механических примесей, находящихся в откачиваемой жидкости. ИМ устанавливается на нижний опорный подшипник УЭЦН. Ножи измельчают сравнительно нетвердые включения, например, кусочки парафина, смолистых отложений, а также волокнистые образования. Размельчение этих примесей происходит за один оборот вала. Если же в потоке жидкости встречается не поддающееся размельчению твердое тело, вращение ножей прекращается из-за упора одного из них в это твердое тело.

4.1.3 Комплект песочного якоря с противополетным оборудованием

Для снижения попадания механических примесей в ЭЦН предлагается комплект противополетного оборудования (ППО) и песочного якоря.

Песочный якорь изготавливается из НКТ диаметрами 76 и 89 мм, имеет фильтр с отверстиями диаметром 3 мм и накопитель, длина которого рассчитывается в зависимости от концентрации песка в добываемой продукции и желаемого межочистного периода.

Сборка ППО и песочного якоря устанавливается на расчетной глубине (обычно 30 – 40 м ниже зоны подвески ЭЦН) полностью разобщая пласт и ЭЦН. Продукция скважины поступает в якорь через отверстия фильтра, песок оседает в накопителе, пластовая жидкость через клапан-отсекатель ППО поступает в насос.

4.1.4 Шарнирное устройство для работы ЭЦН в искривленных скважинах

В настоящее время разработаны и внедрены устройства для повышения устойчивости работы УЭЦН в скважинах со сверхнормативным искривлением ствола. Устройства обеспечивают снятие изгибающих нагрузок, действующих на установку как при прохождении интервалов с интенсивным набором кривизны при спуске, так и в период ее эксплуатации в зоне с набором кривизны выше допустимого. Для устранения изгибающего момента, передаваемого от НКТ к ЭЦН, разработано шарнирное устройство, размещаемое в точке подвеса погружного агрегата к НКТ.

4.1.4 Технология применения греющего кабеля УЭЦН для борьбы с АСПО

Для возвращения скважин в рабочее состояние необходимо принимать серьезные меры по ликвидации гидрато-парафиновой пробки большой протяженности (50–300 м), на что тратятся значительные силы и средства.

Для радикального решения проблемы требуется разработка такой технологии, при которой вовсе отсутствовали бы условия для образования ГПП в скважине, необходимо создание методов, которые были бы направлены не на борьбу с последствиями образования гидрато-парафиновых пробок, а на предотвращение условий их образования. Одним из таких методов является использование греющего кабеля.

4.2 Специфика проведения данного вида работ, выбор оборудования

Для борьбы с АСПО во время работы используют технологию греющего кабеля, а когда скважина остановлена, то производят прогрев с помощью геофизического кабеля.

4.2.1 Прогрев работающей скважины греющим кабелем

Одним из главных факторов способствующих выделению парафина из нефти и образования гидратов является температура. Повышение температуры нефтеводогазовой смеси в НКТ, позволяет избежать образования гидратно-парафиновых пробок. Принцип работы греющего кабеля заключается в нагреве внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с помощью специального изолированного нагревательного кабеля, помещенного в интервал интенсивного гидрато-парафиноотложения. Применение того или иного греющего кабеля определяется способом добычи нефти. Для скважин, оснащенных штанговым глубинным насосом (ШГН), нагреть скважинную жидкость можно с помощью нагревательного кабеля, проложенного только снаружи НКТ (рисунок 2а), так как внутри НКТ находится штанга. Для скважин, оснащенных электроцентробежным насосом (ЭЦН), а также фонтанных и газлифтных нагреть скважинную жидкость можно с помощью нагревательного кабеля, опускаемого в НКТ (рис рисунок 2б) через лубрикатор.

Рисунок 2 Расположение нагревательных кабелей в скважине:

а) скважина с ШГН, б) скважины с ЭЦН, фонтанные и газлифтные: 1 – насосно-компрессорная труба; 2 – штанга насоса; 3 – кабель; 4 – обсадная колонна.

4.2.2 Техника и оборудование для осуществления прогрева скважин греющим кабелем

Технология реализуется с помощью установки по прогреву скважин (УПС). УПС позволяет в автоматическом режиме управлять прогревом и обеспечивать защиту нагревательного элемента.

Комплект УПС состоит из: