Расчет параметров солянокислотной обработки
Расчет параметров
солянокислотной обработки
1. Краткая характеристика пласта и месторождения
.1 Общие сведения о месторождении
Белозерско-Чубовское месторождение в административном
отношении расположено на территории Красноярского района Самарской области, в
45 км к северо-востоку от г. Самара. (Рис. 1.1). Ближайшая железнодорожная
станция Старосемейкино находится юго-западнее месторождения, а узловая станция
Кинель в 20 км к юго-востоку от месторождения.
Район месторождения промыслово обустроен. В экономическом
отношении - преимущественно сельскохозяйственный.
Белозерско-Чубовское месторождение открыто в 1956 г.
поисково-разведочным бурением и введено в разработку в 1956 году.
Выкопировка из обзорной карты нефтяных месторождений
самарской области.
Рис. 1.1
1.2 Геолого-физическая характеристика пласта Д1
Пласт Д1 является одним из основных
разрабатываемых объектов на месторождении. Залегает в кровельной части
пашийского горизонта, в среднем на глубине 2606,1 м. Пласт представлен
терригенными породами: светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками,
алевролитами серыми и зеленовато-серыми глинами. Общая толщина пласта достигает
45,6 м.
Слагающий пласт коллектор состоит из 2-10 (скв. 215) пропластков
песчаников, толщиной от 0,2-0,4 м до 10,8 м в нефтенасыщенной части пласта и
достигает 22 м - в водонасыщенной. Толщина непроницаемых разделов меняется от
0,4 до 14,8 м. Коэффициент расчлененности при этом по пласту в целом равен 4,5
доли ед., а в границах залежи - 2,5. Коэффициент песчанистости составляет 0,65.
В 22-х скважинах нефтенасыщенная часть пласта отделяется от
водонасыщенных песчаников глинистым прослоем, толщиной 1-7,6 м.
Промышленная нефтеносность пласта Д1 установлена в
1958 году при его опробовании в скв. 3, в которой из интервала перфорации
2611-2620 м был получен фонтанный приток безводной нефти, дебитом 128,8 т/с. В
дальнейшем промышленная значимость пласта подтверждена опробованием в 32
скважинах, пробуренных в период 1958-2003 годы.
По состоянию изученности на 1.01.11 г. пласт Д1
дополнительно вскрыли 111 скважины, из которых 49 оказались в пределах
утвержденного контура нефтеносности.
Начальное положение ВНК по залежи, по состоянию изученности
на 1.01.11 г., принято в интервале абсолютных отметок минус 2470-2474 м.
Начальная нефтенасыщенная толщина пласта по площади залежи
меняется от 2,2 до 17 м. Увеличенные толщины приурочены к сводам поднятия.
Размеры залежи составляют 6,5×2,5 км, высота 19,6-23,6 м.
Залежь нефти неполнопластового типа. Покрышкой для залежи служат глины
тиманского горизонта, подстилающие пласт Дк и 1-2 м прослой
известняка (репер «кинжал»).
Геолого-физическая характеристика пласта Д1
представлена в таблице 1.1.
Таблица 1.1. Геолого-физическая характеристика пласта Д1
Параметры
|
Д1
|
Участок
|
|
|
|
Категория
|
А
|
Средняя глубина залегания, м
|
2606.1
|
Абсолютная отметка ВНК, м
|
-2470-2474
|
Тип залежи
|
неполно - пласт.
|
Тип коллектора
|
терриг.
|
Площадь нефтегазоносности, тыс м²
|
9871
|
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
|
6.4
|
Пористость, доли ед.
|
0.18
|
Ср. нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед.
|
0.91
|
Проницаемость, мкм²
|
0.135
|
Коэффициент песчанистости, доли ед.
|
0.65
|
Коэффициент расчлененности, доли ед.
|
2.5
|
Начальная пластовая температура, С
|
54
|
Начальное пластовое давление, МПа
|
28.4
|
Вязкость нефти в пластовых усл., мПа с
|
4.46
|
Плотность нефти в пластовых усл., т/м³
|
0.826
|
Плотность нефти в поверхн. усл., т/м³
|
0.866
|
Объемный коэффициент нефти, доли ед.
|
1.095
|
Содержание серы в нефти, %
|
2.1
|
Содержание парафина в нефти, %
|
3.74
|
Давление насыщения нефти газом, МПа
|
6.8
|
Газосодержание, м³/т
|
36
|
Коэффициент вытеснения, доли ед
|
0.652
|
Вязкость воды в пластовых усл., мПа с
|
1.01
|
Плотность воды в пласт. условиях. т/ м³
|
1.182
|
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.:
|
|
утвержденный ГКЗ (ЦКЗ) РФ
|
0.56
|
.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Физико-химические свойства нефти и газа Белозерско-Чубовского
месторождения изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб,
выполненных институтом «Гипровостокнефть» и ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть».
Свойства нефти и газа пласта Д1 определены по
результатам исследований двенадцати глубинных проб из скв. 3, 5, 36 (две
пробы), 209, 250, 251, 266, 269, 276 (две пробы), 307 и шестнадцати
поверхностных проб из этих же скважин.
По результатам исследований и расчетов плотность пластовой
нефти 0,826 г./см³, давление насыщения
нефти газом при пластовой температуре 6,8 МПа, газосодержание при однократном
разгазировании нефти 40,6 м³/т, динамическая вязкость
пластовой нефти 4,46 мПа×с.
При дифференциальном разгазировании в рабочих условиях
плотность нефти 0,866 г./см³, газосодержание 36,0 м³/т, объемный коэффициент 1,095, динамическая вязкость
разгазированной нефти 28,18 мПа×с.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое
содержание серы 2,10%), смолистая (9,31%), парафиновая (3,74%). Объемный выход
светлых фракций при разгонке до 300 °С - 43%.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из
нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет,
азота 12,66%, метана 43,12%, этана 15,33%, пропана 18,00%, высших углеводородов
(пропан + высшие) 28,47%, гелия 0,069%. Относительная плотность газа по воздуху
1,033.
Воды пласта Д1 терригенного девона относятся к
высокометаморфизованным рассолам с высокой плотностью и минерализацией. На
рассматриваемом месторождении по своим физико-химическим свойствам и
компонентному составу воды этих горизонтов неразличимы. Результаты анализа
многочисленных представительских проб, отобранных в разные годы разработки месторождения,
показали, что воды пластов Дк и Д1 характеризуются
плотностью 1185-1195 кг/м³, минерализацией
267,4-287,5 г/л, первой соленостью 57,3-61,2%-экв. От вод среднего и нижнего
карбона, а также турнейского яруса они отличаются высоким содержанием кальция
(32,3-35,3 г/л), магния (3,53-4,13 г./л) и брома (более 1000 мг/л). Воды
практически бессульфатны и не содержат сероводород. Газосодержание в скв. 12 на
Чубовской площади составляло 0,241 м³/т (пласт Дк).
Свойства
пластовой нефти и воды пласта Д1 представлены в таблице 1.2.
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти пласта Д1
представлен в таблице 1.3. Физико-химические свойства и фракционный состав
разгазированной нефти пласта Д1 представлены в таблице 1.4.
Содержание ионов и примесей в пластовой воде представлено в таблице 1.5.
Таблица 1.2. Свойства пластовой нефти и воды
Наименование
|
Пласт Д1
|
|
Количество исследованных
|
Диапазон изменения
|
Принятые значения
|
|
скв.
|
проб
|
|
|
а) Нефть
|
|
|
|
|
Давление насыщения газом, МПа
|
10
|
12
|
6,4-7,1
|
6,8
|
Газосодержание при однократном разгазировании,
м³/т
|
10
|
12
|
33,7-46,9
|
40,6
|
Газосодержание при дифференциальном
разгазировании в рабочих условиях, м³/т
|
|
|
|
|
Р1=0,18 МПа Т1=20 °С
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Р2=0,18 МПа Т2=30 °С
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Р3=0,12 МПа Т3=23 °С
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Р4=0,10 МПа Т4=23 °С
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Р5=0,10 МПа Т5=20 °С
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Суммарное газосодержание, м³/т
|
10
|
12
|
-
|
36,0
|
Объёмный коэффициент при дифференциальном
разгазировании в рабочих условиях
|
10
|
12
|
-
|
1,095
|
Плотность, кг/м³
|
10
|
12
|
798,0-839,0
|
826,0
|
Вязкость, мПа×с
|
10
|
11
|
3,67-5,08
|
4,46
|
Пластовая температура, °С
|
10
|
12
|
51-55
|
54
|
г) Пластовая вода
|
|
|
|
|
Газосодержание, м³/т
|
-
|
-
|
-
|
-
|
в т.ч. сероводорода, м³/т
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Объёмный коэффициент
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Общая минерализация, г/л
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Плотность в пластовых условиях, кг/м³
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Таблица 1.3. Компонентный состав нефтяного газа,
разгазированной и нефти. Пласт Д1
Наименование
|
При однократном разгазировании пластовой нефти
в стандартных условиях
|
При дифференциальном разгазировании пластовой
нефти в рабочих условиях
|
|
выделившийся газ
|
нефть
|
выделившийся газ
|
нефть
|
|
масс.%
|
мольн.%
|
масс.%
|
мольн.%
|
масс.%
|
мольн.%
|
масс.%
|
мольн.%
|
Сероводород
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
Углекислый газ
|
0,48
|
0,36
|
0,00
|
0,00
|
0,62
|
0,42
|
0,00
|
0,01
|
Азот + редкие
|
9,48
|
11,28
|
0,00
|
0,00
|
11,83
|
12,66
|
0,00
|
0,00
|
Метан
|
17,99
|
37,40
|
0,01
|
0,14
|
23,06
|
43,12
|
0,01
|
0,16
|
Этан
|
12,77
|
14,16
|
0,06
|
0,49
|
15,37
|
15,33
|
0,11
|
0,80
|
Пропан
|
26,52
|
20,06
|
0,51
|
2,66
|
26,45
|
18,00
|
0,86
|
4,27
|
Изобутан
|
5,11
|
2,93
|
0,21
|
0,83
|
3,86
|
1,99
|
0,34
|
1,27
|
Н.бутан
|
12,97
|
7,44
|
0,90
|
3,57
|
9,91
|
5,11
|
1,21
|
4,59
|
Изопентан
|
5,93
|
2,74
|
0,77
|
2,46
|
2,52
|
1,05
|
1,01
|
3,07
|
Н.пентан
|
4,00
|
1,85
|
1,19
|
3,80
|
3,24
|
1,35
|
1,43
|
4,34
|
Гексаны
|
3,67
|
1,42
|
2,98
|
7,93
|
2,10
|
0,73
|
3,04
|
7,76
|
Гептаны
|
1,08
|
0,36
|
3,13
|
7,17
|
1,04
|
0,24
|
3,10
|
6,80
|
Остаток
|
0,00
|
0,00
|
90,24
|
70,95
|
0,00
|
0,00
|
88,89
|
66,93
|
Молекулярная масса
|
-
|
233,00
|
29,93
|
220,0
|
Молек. масса остатка
|
-
|
292,00
|
-
|
292,00
|
Плотность:
|
|
|
|
|
газа, кг/м³
|
1,413
|
-
|
1,245
|
-
|
газа отн. (по воздуху)
|
1,173
|
-
|
1,033
|
-
|
нефти, кг/м³
|
-
|
873,000
|
-
|
866,000
|
Таблица 1.4. Физико-химические свойства и фракционный состав
разгазированной нефти
Наименование
|
Пласт Д1
|
|
количество исследованных
|
диапазон изменения
|
принятые значения
|
|
скв.
|
проб
|
|
|
Вязкость динамическая, мПа·с
|
|
|
|
|
при 20 °С
|
9
|
17,28-53,86
|
28,8
|
Вязкость кинематическая, мм²/с
|
|
|
|
|
при 20 °С
|
9
|
16
|
19,57-59,98
|
31,99
|
Температура застывания, °С
|
8
|
12
|
+6 - (-32)
|
-10
|
Массовое содержание, %
|
серы
|
9
|
16
|
1,90-2,34
|
2,10
|
|
смол силикагелевых
|
9
|
16
|
5,70-13,55
|
9,31
|
|
асфальтенов
|
9
|
16
|
1,30-8,40
|
5,06
|
|
парафинов
|
9
|
16
|
3,00-7,60
|
3,74
|
Температура плавления парафина, °С
|
8
|
13
|
54-68
|
63
|
Объёмный выход фракций, %
|
н.к. - 100 °С
|
9
|
12
|
2-8
|
5
|
|
до 150 °С
|
9
|
12
|
8-17
|
14
|
|
до 200 °С
|
9
|
12
|
16-28
|
23
|
|
до 300 °С
|
9
|
12
|
36-46
|
43
|
Таблица
1.5. Содержание ионов и примесей в пластовой воде
Содержание ионов, моль/м³, примесей, г/см³
|
Количество исследований
|
Диапазон изменения, моль/м³
|
Среднее значение, моль/м³
|
|
скважин
|
проб
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Пласт Д1
|
|
CI-
|
3
|
4
|
4700,37-4850,38
|
4751,37
|
|
SO4--
|
3
|
4
|
2,19-4,30
|
2,83
|
|
HCO3-
|
3
|
4
|
0,50-1,00
|
0,77
|
|
Ca++
|
3
|
4
|
816,63-836,67
|
827,90
|
|
Mg++
|
3
|
4
|
146,91-162,11
|
154,51
|
|
Na++ K+
|
3
|
4
|
2733,28-2909,26
|
2793,78
|
|
Примеси
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
рН
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
2. Характеристика добывающего и нагнетательного
фонда скважин
На дату анализа (01.01.2011 г.) в действующем добывающем
фонде пласта Д1 числилось 34 скважины, действующих скважин насчитывалось
10 единиц, в бездействии находилось 4 скважины, пьезометрических скважин 2
единицы, были переведены под закачку 4 скважины, и 14 скважин были переведены
на другие горизонты.
Закачка воды велась в 1 скважину, 2 нагнетательные
скважины находились в бездействии и 1 - в освоении после бурения
В категории контрольных и пьезометрических числилось 2
скважины.
Таблица 2.1. Характеристика фонда скважин пласта Д1
на 01.01.2011 года
Наименование
|
Характеристика фонда скважин
|
Д1
|
|
|
|
Фонд добывающих скважин
|
Пробурено
|
34
|
|
Возвращено с других горизонтов
|
|
|
Всего
|
34
|
|
В том числе:
|
|
|
действующие
|
10
|
|
из них фонтанные
|
|
|
ЭЦН
|
8
|
|
ШГН
|
2
|
|
бескомпрессорный газлифт
|
|
|
внутрискважинный газлифт
|
|
|
Бездействующие
|
4
|
|
В освоении после бурения
|
|
|
В консервации
|
|
|
Пьезометрические
|
2
|
|
Переведены под закачку
|
4
|
|
Переведены на другие горизонты
|
14
|
|
В ожидании ликвидации
|
|
|
Ликвидированные
|
|
|
Водозаборные
|
|
|
Поглощающие
|
|
Доля бездействующих скважин от всего фонда
добывающих скважин
|
0,117
|
Фонд нагнетательных скважин
|
Пробурено
|
1
|
|
Возвращено с других горизонтов
|
|
|
Переведены из добывающих
|
3
|
|
Всего
|
4
|
|
В том числе:
|
|
|
Под закачкой
|
1
|
|
Бездействующие
|
2
|
|
В освоении после бурения
|
1
|
|
В консервации
|
|
|
Пьезометрические
|
|
|
В отработке на нефть
|
|
|
Переведены на другие горизонты
|
|
|
В ожидании ликвидации
|
|
|
Ликвидированные
|
|
За весь период разработки ликвидированных скважин не
зарегистрировано.
Рис. 2.1
По способам эксплуатации действующий добывающий фонд
распределялся следующим образом: 8 скважин оборудованы ЭЦН (, 2 скважины - ШГН
(20%), (Рис. 2.1).
В декабре 2010 г. действующий фонд добывающих скважин пласта
Д1 составил 10 скважин. В настоящее время скважины эксплуатируются
электроцентробежными насосами 9 типоразмеров: ЭЦН5А-250-1200; ЭЦН5А-250-1400;
ЭЦН5А-250-1300; ЭЦН5 - 80-1200; ЭЦН5-200-1400; ЭЦН5А-200 - 950; ЭЦН5-125-1100;
ЭЦН5-125-1350; ЭЦН5-250-1500; и 5 типоразмерами плунжерных насосов НН-68;
НН-70; НН-43; НН-57; НН-44 (рис. 2.2).
Анализ фонда показал, что в скважине №25 работающей с
максимальным дебитом по жидкости равным 317 м³/сут спущен насос типа
ЭЦН5А-250-1200. В скважины №№27; 57; 59; 220 работающей с минимальным дебитом
по жидкости равным 0,3-1, м³/сут спущены плунжерные
насосы четырех типоразмеров НН-68; НН-43; НН-57; НН-44 соответственно. Самым
распространенными насосами является ЭЦН5А-250-1200, НН-57, НН-44 каждым
оборудовано по 2 скважины
Рис. 2.2. Распределение фонда скважин по типоразмерам насосов
В целом действующий фонд добывающих скважин пласта в декабре
2010 г. распределялся по дебитам нефти относительно равномерно: 37,5% скважин
имели дебиты по нефти от 5 до 10 т/сут; 37,5% скважин имели дебиты в диапазоне
от 10 до 20 т/сут; и по 12, 5% фонда скважин имели дебиты в диапазонах от 3 до
5 т/сут и от от 20 до 30 т/сут (рис. 2.4). Средний дебит по нефти составлял
12,3 т/сут.
Рис. 2.3
Большая часть фонда скважин (75%) работало с дебитами по
жидкости от 50 до 150 м³/сут, в диапазоне 30-50 м³/сут - 1 скважина (12,5% фонда) Дебит по жидкости находящийся в
интервале от 150 до 200 м³/сут зафиксирован в 1
скважине. Средний дебит по жидкости составлял 101 м³/сут.
Рис. 2.4
Фонд скважин в значительной степени обводнен. Начиная
с 2002 г. обводненность продукции превышает 80%, а в 2010 г. средняя величина
обводненности составила 85,4% (согласно технологическим показателям за 2010
год).
В декабре 2010 г. в 37,5% фонда (3 скважины) содержание
попутной воды в продукции составляет 90% и более. Предельное содержание
попутной воды в продукции не зафиксировано в 5 скважинах (62,5% фонда)
обводненность находится в интервале 60-90%. Скважин с низкой обводненностью (до
30%) не зафиксировано. На анализируемую дату средняя обводненность составляет
85% (согласно технологическому режиму составленному на декабрь 2010 года) (рис.
2.5).
Рис. 2.5
Для добывающего фонда скважин коэффициент продуктивности
находится в интервале 0,4 - 1.6 м³/сут/атм. (рисунок 2.6),
максимальный коэффициент продуктивности зафиксирован в скважине №704 равный 1,6
м³/сут/атм.
Рис. 2.6
Распределение фонда нагнетательных скважин по приемистости
представлено на рис. 2.7.
Распределение фонда нагнетательных скважин по приемистости
Рис. 2.7
Как видно из представленного распределения средняя
приемистость составляет 204,2 м³/сут. Максимальная
приемистость наблюдается в скважине №411 - 321м³/сут, минимальная в
скважине №56 - 110 м³/сут.
За 2008-2010 годы по скважинам пласта Д1 и был
проведен 61 ремонт. Как видно из распределения, представленного на рис. 2.8,
основными причинами ремонта скважин являются повреждения изоляции кабеля -
28,07% (16 случаев) и двигателя - 24,56% (14 случаев), отсутствие подачи -
21,05% (12 случаев), а также снижение производительности - 17,54% (10 случаев).
Рис. 2.8. Распределение причин ремонта за 2008-2009 годы
Рис. 2.9. Распределение причин ремонта за 2008-2010 годы (в
процентном соотношении)
При проведении ремонтных работ увеличение дебита нефти было
достигнуто только в 5 случаях (скв. №127 в окт. 2007, скв. №127 в мар. 2008,
скв. №500 в фев. 2009, скв. №414 в авг. 2009 и скв. №373 в мар. 2009) в 12
случаях было зафиксировано снижение дебита нефти, что говорит о проведении
ремонтов с целью сохранения существующего режима работы скважин.
В 18 случаях была произведена смена типоразмера насоса (12 с
уменьшением и 6 с увеличением Qном).
Основные причины, осложняющие эксплуатацию
УЭЦН: выпадение парафина, коррозионный износ оборудования, отложение
минеральных солей. Предлагаемые методы борьбы с этими осложнениями: пропарка
или прокачка горячей нефти и спуск скребков; закачка ингибитора коррозии СНПХ
60-11; соляно-кислотная обработка ПЗС.
Среднее значение МРП для фонда скважин пласта Д1 составило
273 дня.
Средняя наработка на отказ составила в 2010 году 245 дней.
Преждевременными отказами подземного оборудования считаются
отказы с наработкой до 180 суток. Таких отказов за рассматриваемый период не
было. Поэтому можно сделать вывод, что в целом по механизированному фонду
осложнений в работе подземного оборудования не наблюдалось.
3. Описание технологий и
видов подземного и капитального ремонта скважин
Основные виды ремонтных работ представлены на рисунке 3.1.
Рис. 3.1
ПРС называют комплекс работ, включающих частичную или полную
замену подземного оборудования, очистку забоя скважины, а также проведения
геолого - технических мероприятий и аварийных работ.
Различают 2 вида ПРС - текущий и капитальный. К текущему
ремонту относят планово - предупредительные мероприятия и внеплановые ремонты.
Основные виды текущего ремонта:
Смена насосов и деталей
Ликвидация обрыва и отворота штанг
Смена НКТ и штанг
Чистка забоя скважин
Спуск - подъем ЭЦН
Обработка призабойной зоны реагентами
Очистка труб и штанг от парафина
Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ,
связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного
кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования
при раздельной эксплуатации и закачке.
К КРС относятся следующие виды работ:
. Исправление смятых участков эксплуатационных колонн.
. Ремонтно-изоляционные работы.
. Устранение негерметичности обсадной колонны.
. Крепление слабосцементированных пород в ПЗП.
. Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации
скважин.
. Перевод на другие горизонты и приобщение пластов.
. Перевод скважин на использование по другому назначению.
. Зарезка новых стволов.
. Работы по интенсификации добычи нефти.
. Кислотные обработки.
. Гидроразрыв пластов.
. Консервация и расконсервация скважин.
. Ликвидация скважин.
. Ловильные работы. Виды ловильных работ. Инструмент для
ловли НКТ. Извлечение труб, смятых и сломанных в результате падения.
До начала ремонта скважины проводят подготовительные работы с
целью обеспечения бесперебойной работы бригады ПРС. К ним относятся
Подготовка подъездных путей
Подготовка площадки
Установка якорей
Проверка состояния грузоподъемного механизма
Завоз на скважину инструмента и оборудования
Глушение скважины
Установка грузоподъемного механизма
Агрегаты капитального и подземного ремонта предназначенные
для проведения СПО и др. при проведении текущего и капитального ремонта скважин
включают следующие основные узлы и механизмы:
транспортная база или шасси
вышка 2 секционная, телескопическая, кроме агрегата К703 (1
секция)
талевая система - кронблок, талевый блок, крюкоблок, талевый
канат, приспособление крепления мертвого конца каната.
Лебедка
Трансмиссия или кинематическая схема для передачи мощности от
двигателя на барабан лебедки
Гидросистема для подъема и опускания мачты, для привода АПР,
для опускания задних опор вышки.
Пневмосистема для включения и вкл лебедки, пневмотормоза
лебедки, для срабатывания противозатаскивателя, управления клиньями верхней
секции вышки, для включения гидронасоса.
Электрооборудование напр 12-24 V
Противозатаскиватель
Задник опоры вышки (домкраты)
Пульты управления
Технические характеристики основных агрегатов применяемых при
ПРС приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1. Технические характеристики основных агрегатов
Показатель/агрегат
|
Аз - 37А
|
А50
|
УПТ32
|
УПТ50
|
Р80
|
К703МТУ
|
|
АПРС32
|
А60
|
|
|
|
|
грузоподъемность
|
32/32 т
|
50/60
|
32
|
50
|
80
|
60/80 кратковременно
|
оснастка
|
2х3/2х3
|
3х4
|
2х3
|
3х4
|
4х5
|
|
Оттяжки ветр
|
|
2-17
|
2-14
|
2-18
|
-
|
2-18
|
силовые
|
2 - 14 мм
|
2-17
|
2-14
|
2-18
|
-
|
2-18
|
установочные
|
|
2-25
|
2-14
|
2-18
|
2-18
|
2-25
|
Диам. каната
|
22,5
|
25
|
22,5
|
25
|
25
|
25
|
Расст от опоры до центра скважины
|
1500/1200
|
1040 от торца рамы
|
1500
|
1475
|
1047
|
1180
|
Max нагрузка на оттяжку
|
1350 кг
|
3590 кг
|
2700
|
4500
|
-
|
-
|
Тяговое усилие
|
8,4 т
|
10/11,2 т
|
8,4
|
8,5
|
14
|
14,7
|
Агрегат А-50М предназначен для разбуривания цементной пробки
в трубах диаметром 5-6 дюймов и связанных с этим процессом операций (спуска и
подъема бурильных труб, промывки скважин и т.д.) спуска и подъема
насосно-ком-прессорных труб; установки эксплуатационного оборудования на устье
скважин; проведения ремонтных работ и работ по ликвидации аварий; проведение
буровых работ. Все механизмы агрегата, кроме промывочного насоса, смонтированы
на шасси КрАЗ-250. Промывочный насос НБ-125 (9 мгр) смонтирован на двухосном
прицепе. В качестве привода навесного оборудования используется ходовой
двигатель шасси КрАЗ-250.
Привод навесного оборудования агрегата и насосного блока от
тягового двигателя автомобиля через коробку скоростей, раздаточную коробку,
коробку отбора мощности и раздаточный редуктор. От раздаточного редуктора
вращение передается промывочному насосу и редуктору масляным насосом, питающим
гидромотор привода ротора и гидроцилиндры подъема вышки. На вышке размещены
подвески ключа и бурового рукава, соединенного с промывочным насосом при помощи
манифольда. При необходимости к талевому блоку может быть подвешен вертлюг с
квадратной штангой. Нагрузка на крюке определяется при помощи индикатора веса,
закрепленного на «мертвом» конце талевого каната. Цепные передачи на подъемный
вал барабана лебедки включается шинно-пневматическими муфтами.
Агрегат подъемный АПРС-40 предназначен для производства
спуско-подъемных операций при ремонте скважин, не оборудованных вышечными
сооружениями, для производства тартальных работ, для чистки песчаных пробок
желонкой и для возбуждения скважин поршневанием (свабированием). Кроме того с
его помощью промывочным агрегатом и ротором с индивидуальным приводом можно проводить
промывку скважин и разбуривание песчаных пробок.
Агрегат является самоходной нефтепромысловой машиной,
смонтированной на шасси трехосного автомобиля высокой проходимости «Урал-4320»
или «КрАЗ-260» и состоит из однобарабанной лебедки и двухсекционной
телескопической вышки с талевой системой.
Вышка агрегата имеет повышенную прочность, изготовляется из
низколегированной морозостойкой стали.
АзИНмаш37 предназначены для спуско-подъемных операций с
укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте нефтяных и
газовых скважин, не оборудованных вышечными сооружениями.
Подъемные установки этого типа подразделяются на АзИНмаш-37А,
АзИНмаш-37А1, АзИНмаш37БЮ, смонтированные на базе автомобилей повышенной
проходимости КрАЗ-255Б и КрАЗ-260.
Подъемные установки АзИНмаш-37А и АзИНмаш-37А1 комплектуются
автоматами АПР для свинчивания и развинчивания насосно-компрессорных труб и
автоматическим ключами типа КШЭ с электроприводом для свинчивания насосных
штанг.
Подъемные установки оснащены ограничителем подъема
крюкоблока, системой звуковой и световой сигнализации установки вышки,
контрольно-измерительными приборами работы двигателя и пневмосистемы, а также
другими системами блокировки, обеспечивающими безопасность ведения работ при
монтаже установки вблизи скважины и спуско-подъемных операциях.
Управление всеми механизмами установки при спуск-подъемных
операциях осуществляется из трехместной отапливаемой кабины оператора,
расположенной между лебедкой и кабиной автомобиля. Управление установкой вышки
в рабочее и транспортное положения осуществляется дистанционно - с ручного
выносного пульта.
Подъемная установка АзИНмаш-37Б в отличие и АзИНмаш-37А1
оснащена спайдером СГ-32 и манипулятором МТ- 3 с гидравлическим дистанционным
управлением для свинчивания и развинчивания НКТ.
Установки АзИНмаш-37А1 и АзИНмаш-37Б смонтированы на шасси
автомобиля КрАЗ-260 с относительно повышенной грузоподъемностью и мощностью
двигателя и обладают высокими скоростями подъема крюка.
Питание системы освещения - от электрооборудования
автомобиля.
Лебедка с приводом от двигателя автомобиля оснащена
однодисковой фрикционной муфтой.
Подъемные установки типа УПТ. К данным подъемным установкам
относятся УПТ-32, УПТ1-50, УПТ1-50Б, предназначенные для спуско-подъемных
операций в процессе текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин.
Установки самоходные: смонтированы на гусеничных тракторах.
Состоят из следующих основных узлов: однобарабанной лебедки,
установленной на специальном основании под оборудование, вышки с талевой системой,
задней и передней опор вышки, кабины водителя. В отличие от УПТ-32 установки
УПТ-50 и УПТ1-50Б снабжены узлом привода ротора, а также укомплектованы
гидрораскрепителем.
Привод лебедки и других механизмов УПТ-32 - от двигателя
трактора; подъем вышки и механизма для свинчивания-развинчивания труб -
гидравлический; включение фрикционных муфт - пневматическое.
Привод исполнительных узлов и механизмов УПТ1-50 и УПТ1-50Б -
от двигателя трактора; лебедки и ротора - через трансмиссию; подъем вышки,
привод гидроскрепителя и механизма для свинчивания-развинчивания труб -
гидравлические; включение фрикционных муфт - пневматическое.
4. Краткая характеристика применяемого
оборудования и технологии ликвидации порывов обсадных колонн
Испытание колонн на герметичность проводится 2 методами:
Созданием давления в колонне
Снижением уровня в колонне
Одним из распространенных методов ликвидации порывов с
обсадными трубами является установка цементного моста, для этого:
до необходимой глубины спускаются НКТ с пером
производится их опрессовка
вымывается шарик
выравнивается удельный вес жидкости
закачивается в НКТ пресная подушка (0.2-0.5 м³), затем цементный раствор (0.3 -0,8 м³), снова пресная подушка (0.1-0.2 м³)
продавливается по расчету (удельный вес продавки = удельному
весу скважинной жидкости)
поднимают 2-4 трубы, сажают план - шайбу и обратной промывкой
в затрубье делают срез
поднимают 15-30 труб, сажают планшайбу, скважина на ОЗЦ
через 24-48 часов щупают мост
Установка моста, также как и пакера допускается только в зоне
цементного стакана (прибор аккустический цементомер)
Заливка под давлением производится аналогично до момента
окончания закачки продавочной жидкости, после чего:
закрывают задвижку на затрубье
если с пакером - сажают пакер
увеличивая давление в НКТ задавливают цементный раствор в
пласт или нарушения, следя за давлением по манометру на затрубье.
Делают срез, поднимают трубы, закрывают планшайбу поднимают
давление и оставляют на ОЗЦ.
Общие требования при цементаже:
. Наличие плана работы и расчета заливки
. перед началом любой заливки определяется
приемистость (ниже 100 л заливка не производится)
. наличие анализа цемента + 2 пробы
. Водоцементный фактор 0.45/ 450 л. на 1 тонну
. начало схватывания цемента по анализу должно быть не
менее 1 ч. для мостов и 2,5 ч для заливки под давлением
. температура затворения не выше той при которой
производился анализ
. обеспечить четкую работу подъемников и вахты
. обеспечить наличие продавочной жидкости
. обеспечить точность замера труб
. удобное расположение агрегатов с целью быстрого
переключения с прямой на обратную промывку
. при заливке под давлением обеспечить затрубье
манометром
. при переливе скважины заливку не производят
Для последующего разбуривания цементных мостов применяется
либо турбобур ТС-4А или винтовой двигатель Д -85. ТС-4А является забойным
гидравлическим двигателем для разбуривания цементных мостов. Цифра 4 - дюймы,
выполняются 1,2,3-х секционными, каждая секция состоит из 2-х частей
. вращающаяся часть - ротор с колесами (вращаются
вместе с валом), на который устанавливается долото с калибратором
. статор - неподвижная часть
расход 7-10 л/с, перепад давления 35-55 атм.
Винтовой забойный двигатель Д-85 состоит из
червячного винта (ротора)
статора (корпус)
Расход жидкости 4.85 л/с, перепад давления 35 -40 атм.
Преимущества - большой крутящий момент, меньший расход
жидкости и меньшее число оборотов. Недостаток - требует тщательной очистки
промывочной жидкости. Перед спуском двигателей проверяются наружным осмотром
дефекты, осевой люфт вала не более 3 мм., вал должен вращаться от руки, усилием
1 человека. Перед спуском в скважину провести испытания Д-85 должен начать
вращение при 15-30 атм, ТС-4А при 35-40 атм. При бурении нагрузка на долото не
более 3 тонн. Обеспечить наличие гидроциклона и фильтров. Использовать обратные
клапаны с целью предотвращения забивания шламом при наращивании. Первые 20 -30
труб крепить с повышенным моментом. Ликвидация порывов ОК установкой
металлического пластыря.
ДОРН состоит из:
. ДОРНА - силовой части - гидроцилиндров, поршней,
закрепленных на 4 штоках, системы сальников. Все это собрано в единую силовую
систему длиной 9.1 м., длина хода поршней 1.5 м.
Назначение - ходом поршней производится начальная раскатка
пластыря.
. Дорнирующей головки с набором секторов плашек,
собранных вокруг резиновой манжеты надетой на ось. Ход плашек 7 мм., диаметр
головки 116 мм и 136 мм. (5 и 6 дюймов).
Служит для раскатки гофры и прижатия ее к стенкам эксплуатационной
колонны.
. Набора силовых штанг - утолщенных труб 1.5 дюйма с
внутренним диаметром 25 мм., служащих для соединения дорнирующей головки со
штоком дорна. На штанги надевается гофра.
. Гофра - стальная цельнотянутая труба, с толщиной
стенки 3 мм. диаметром 130-150 мм. Трубу прокатывают в валках на спец прокатном
стане, для получения профиля в виде звезды. Длина гофр - 5-11 м. Сверху
специальная смазка, внутри - графитовая смазка.
. Заливной и ссливной клапаны, служат для заполнения
жидкостью НКТ при спуске и сливу при подъеме. Для предотвращения попадания
грязи над дорном устанавливается фильтр (самодельный, заводом не предусмотрен).
Раскатка пластыря:
. Спускается гидромеханический скрепер. Стенки очищают
на 15 м. выше и на 15 м. ниже порыва. Согласно спец инструкции по работе
гидроскреппером.
. нагрузка при очистке не более 5 тонн, давление 15
-20 атм.
. Спускают трубы с заглушкой и опрессовывают на 250
атм и поднимают
. Соединяют дорнирующую головку со штангой, надевают
гофру, покрывают ее смазкой, надевают на верхнюю шейку штанги вилку. Вилку- в
элеватор спускают в скважину с посадкой на фланец колонны, заливают водой.
Поднимают ДОРН с мостков, соединяют со штангой, опускают в скважину, сажают на
элеватор, заливают водой. Наворачивают заливной клапан с фильтром, спускают 1
трубу со сбивным клапаном, затем 10 НКТ, ставят патрубок локатор (труба 1.5 -3
м) и спускают остальную подвеску до нарушения. Спуск производить с замером с
проверкой геофизиками по патрубку локатору.
. установить гофру посредине нарушения и произвести
раскатку
. Провести опрессовку колонны давлением и снижением
уровня, если пласт отсечен мостом. пласт месторождение скважина солянокислотный
После раскатки дорн разбирается, ревизируется и собирается.
Библиографический список
1.
Проект разработки Белозерско-Чубовского месторождения. 2007.
.
Технологический режим работы нефтяных скважин ОАО «Самаранефтегаз» на 01.01.11.
3.
Технологический режим работы нагнетательных скважин ОАО «Самаранефтегаз» на
01.01.11.
.
В.С. Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождения. - М.: Недра,
1990.
5. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М: Недра,
2005 г.
. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А.,
Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989.
. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.:
Недра, 1978.
8. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др.
Оборудование для добычи нефти и газа. М.: РТУ Нефти и газа, 2002.
. Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М: Недра,
1967.