Эксплуатация нефтяных и газовых скважин
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА № 2
по предмету Эксплуатация нефтяных и
Ф.И.О. учащегося Трефилов
Евгений Сергеевич
Шифр 07070 группа з7РЭ71
преподаватель Нагаева С. Н.
оценка работы
дата проверки
Вопросы:
1 Расчет лифта для газовой скважины. Подбор фонтанной арматуры. 2 0борудование, применяемое при СКО.
З Внутрипластовая термохимическая обработка.
4 0собенности ремонта нагнетательных скважин.
5
3адачи охраны недр.
Охрана недр и окружающей
среды при эксплуатации
нефтяных и газовых
скважин.
Задачи:
1 Расчет лифта для газовой скважины. Подбор фонтанной арматуры.
Расчет лифта для газовой скважины. Газовые скважины эксплуатируют пока только путем использования пластовой энергии, то есть фонтанным способом. Расчет лифта заключается в определении диаметра фонтанных труб.
Его определяют из условий выноса с забоя твердых и жидких частиц или обеспечения максимального устьевого давления (минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите).
Вынос твердых и жидких частиц зависит от скорости газа. По мере подъема газа в трубах скорость возрастает вследствие увеличения объема (расхода) газа при уменьшении давления. Поэтому расчет выполняют для условий башмака фонтанных труб. Глубина спуска труб в скважину принимают с учетом продуктивной характеристики пласта и технологического режима эксплуатации скважины. Целесообразно трубы спускать до нижних отверстий перфорации. Если трубы спущены до верхних отверстий перфорации, то скорость газового потока в эксплуатационной колонне напротив перфорированного продуктивного пласта снизу вверх возрастает от нуля до некоторого значения. А значит, в нижней части или вплоть до башмака не обеспечивается вынос твердых и жидких частиц. Тогда нижняя часть пласта отсекается песчаноглинистой пробкой или жидкостью, при этом дебит скважины уменьшается.
Согласно опытным данным, минимальная скорость выноса жидких и твердых частиц с забоя составляет 5—10 м/с. Тогда максимальный диаметр труб, при котором частицы породы и жидкости выносятся на поверхность.
где Q0 - дебит скважины при стандартных условиях (давление Р0= 0,1 МПа, температура T0=293К); Рз, T3- давление и температура газа на забое; z0, z3- коэффициент сверхсжимаемости газа соответственно при условиях Т0 Р0 и Т, Р; υкр - критическая скорость выноса твердых и жидких частиц.
При эксплуатации газоконденсатных скважин из газа выделяются жидкие углеводороды (газоконденсат), которые создает в фонтанных трубах двухфазный поток. Чтобы предотвратить накопление жидкости на забое и снижение дебита, газоконсатная скважина должна эксплуатироваться с дебитом не меньше минимально допустимого, обеспечивающего вынос газоконденсата на поверхность. Этот дебит определяется по формуле.
Q0 = 0.111*d
2.5*
Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины - при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры.
Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Увеличение дебита скважины приводит к увеличению диаметра эксплуатационной колонны, и следовательно, диаметра фонтанной арматуры.
Во время сборки фонтанной арматуры следует обращать внимание на тщательность крепления всех соединений и в особенности соединений трубной головки, так как при ее ремонте или замене необходимы остановка и глушение скважины. Кроме того, неисправность арматуры может привести к открытому фонтанированию. Рабочее и статическое давление в скважине определяют по манометру, смонтированному на буфере, а давление в затрубном пространстве по манометру на одном из отводов крестовины трубной головки.
Предприятия
ВПО «Союзнефтемаш»
разработали комплекс
устьевого оборудования
для высокодебитных
скважин газовых месторождений
Тюмени (рис. 7.1). Он состоит
из блочной фонтанной
арматуры АФБ6-150/160 х 210ХЛ
с дублирующей дистанционно
управляемой стволовой
задвижкой, автоматическими
отсекателями, угловыми
регулирующими дросселями
на боковых отводах
елки; трубной головки,
предусматривающей
возможность подвески
одного ряда насосно-компрессорных
труб диаметром 168 мм;
манифольда фонтанной
арматуры, позволяющего
отбирать продукцию
по одному из двух или
по обоим боковым отводам
одновременно и менять
штуцерные насадки без
остановки скважины;
колонной головки ОКК1-2Ю
для обвязки обсадных
колонн диаметрами 219
и 324 мм между собой и
герметизации межтрубного
пространства при помощи
самоуплотняющегося
уплотнителя. Диаметр
условного прохода ствола 150
мм, боковых отводов
трубной головки 65 мм,
боковых отводов елки 100
мм, температура окружающей
и рабочей среды до 213
и 393 °К соответственно,
давление 21 МПа.
2 0борудование, применяемое при СКО.
На обустроенных нефтяных промыслах, на которых проектируются кислотные обработки скважин (СКО), как правило, сооружаются кислотные базы с соответствующими подъездными путями (включая железнодорожную ветку), насосными помещениями, лабораторией, гуммированными емкостями, складскими помещениями, душевыми и помещениями для бригады, а также при необходимости и котельными для подогрева растворов в зимнее время.
На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах 4ЦР емкостью 9,15 м3 или УР-20 емкостью 17 м3. Для перевозки концентрированных неингибированиых кислот емкости должны быть гуммированы. Для перевозки ингибированных кислот достаточно покрытия этих емкостей химически стойкими эмалями. На скважинах часто используют передвижные емкости (на салазках) объемом 14 м3, которые в зимних условиях работы оборудуют змеевиком для обогрева растворов паром. Для перекачки кислот используются только специальные кислотоупорные центробежные насосы с подачей от 7 до 90 м3/ч и напора от 8 до 30 м.
Для закачки ингибированных растворов кислоты в пласт используется, например, специальный насосный агрегат на автомобильном шасси — «Азинмаш-ЗОА» (рис. V.1) с гуммированной резиной цистерной, состоящей из двух отсеков емкостью 2,7 м3 и 5,3 м3, а также с дополнительной емкостью на прицепе с двумя отсеками по 3 м3 каждый. Агрегат снабжен основным трехплунжерным горизонтальным насосом высокого давления 2НК.500 одинарного, действия для закачки кислоты в скважину. Насос имеет привод через специальную коробку от основного двигателя автомобиля мощностью 132 кВт. Конструкция силового насоса предусматривает сменные плунжеры диаметром 110 и 90 мм. Насосы обеспечивают подачу от 1,03 до 12,2 л/с и давление от 7,6 до 50 МПа в зависимости от частоты вращения вала (5 скоростей от 25,7 до 204 в мин-1). Наряду с этим основным агрегатом при кислотных обработках скважины используют цементировочные агрегаты ЦА-320М, а также насосный агрегат для гидроразрыва АН-700.
Для предотвращения быстрого изнашивания агрегатов при прокачке даже ингибированного раствора кислоты необходима обязательная их промывка водой непосредственно после завершения работ. В промывочную воду желательно добавлять три- натрийфосфат в количестве 0,3—0,5 % для лучшей нейтрализации остатков кислоты. Схема обвязки скважины при простых кислотных обработках или в ваннах показана на рис. V.2. Силовой насос агрегата «Азинмаш-ЗОА» может забирать жидкость не только из емкостей, установленных на платформе агрегата, 152 но и с помощью резиновых шлангов откачивать ее из емкостей на автоприцепе и из передвижных емкостей.
При кислотных обработках используется дополнительно цементировочный агрегат ЦА-320М в качестве подпорного насоса, подающего жидкость на прием силового насоса агрегата «Азинмаш ЗОА». Кроме того, агрегат ЦА-320М со вспомогательным ротационным насосом низкого давления и двумя емкостями на платформе позволяет перемешивать растворы кислоты при введении в них различных реагентов, а также при необходимости перекачки растворов из одних емкостей в другие.
Ротационный насос используют также при приготовлении нефтекислотных эмульсий для закачки в поглощающие интервалы с целью расширения охвата обработкой большой толщины пласта. Для создания более высоких скоростей закачки, если подачи одного агрегата при данном давлении оказывается недостаточно, используют два и более параллельно работающих агрегатов. Устье скважины при обработке под давлением оборудуется специальной головкой, рассчитанной на высокие давления,
Схема
обвязки скважины
при проведении простых
обработок:
с быстросъемными соединениями. Головка скважины с обязательным обратным клапаном и задвижкой высокого давления соединяется с выкидом насосного агрегата прочными металлическими трубами. Обычно в этих случаях используется оборудование для гидравлического разрыва пласта или пескоструйной перфорации.
При
термокислотной обработке
используются реакционные
наконечники, изготавливаемые
из обычных нефтепроводных
труб диаметром 100 и 75
мм. Внутренняя полость
трубы загружается
магнием в виде стружки
или в виде брусков,
а ее поверхность перфорируется
мелкими отверстиями.
З Внутрипластовая термохимическая обработка.
Комплексно сочетает в себе элементы гидравлического разрыва пласта, солянокислотной и тепловой обработок: Сущность обработки состоит в том, что по технологии гидравлического разрыва в пласте создаются трещины, которые заполняются гранулами магния или их смесью с песком с последующим растворением магния солянокислотным раствором. Гранулированный магний, применяемый при внутрипластовой термохимической обработке, выпускается металлургической промышленностью с диаметром гранул 0,5—1,6 мм. Технология внутрипластовой термохимической обработки включает следующие операции: промывку скважины; спуск и установку пакера с якорем и хвостовиком (возможность проведения обработки без пакера определяется состоянием эксплуатационной колонны); обвязку устья скважины по схеме ГРП с подключением кислотного агрегата и опрессовку нагнетательных линий; закачку жидкости разрыва и осуществление разрыва пласта (раскрытия трещин); закачку смеси песка и гранулированного магния и их продавку в трещины пласта; закачку расчетного объема солянокислотного раствора; продавку солянокислотного раствора в пласт; демонтаж наземного оборудования и освоение скважины известными методами сразу после обработки. Требования к рабочим жидкостям предъявляются те же, что и при гидравлическом разрыве пласта, но жидкость-носитель должна быть химически нейтральной по отношению к гранулам магния.
При массовом соотношении магния и песка в смеси, равном 1 : 15, проницаемость песчаного скелета после растворения гранул магния кислотой увеличивается в 3—4 раза. Количество 15%-ного раствора соляной кислоты, потребное для полного растворения магния при остаточной концентрации солянокислотного раствора 10% определяется по эмпирической зависимости
V=Gм(48+l,6p3),
где GM — масса гранулированного магния, т; р3 — забойное давление в процессе закачки солянокислотного раствора.
При проведении внутрипластовой термохимической обработки применяют такие же оборудование и технику, что и при гидравлическом разрыве пласта.
Эффективность обработки достигается комплексным (механическим, тепловым и химическим) воздействием на продуктивные породы:
гидравлический разрыв пласта и увеличение проницаемости трещин за счет удаления растворимой добавки (гранул магния) из закрепляющего трещину материала;
тепловая обработка посредством экзотермического растворения магния, расплавления и удаления агрегатных структур, образованных асфальтосмолистыми и парафиновыми отложениями;
активное воздействие солянокислотного раствора, нагретого внутри пласта, на породы, освобожденные от парафиновых отложений.
Кроме
того, при растворении
магния солянокислотным
раствором выделяется
большое количество
водорода, способствующего улучшению
процессов освоения
скважины и очистки
при- забойной зоны пласта
от продуктов реакции.
4 0собенности ремонта нагнетательных скважин.
Основная отличительная особенность ремонта нагнетательных скважин — высокое пластовое давление в районе скважины, превышающее гидростатическое.
До настоящего времени широкое распространение имеет способ снижения пластового давления как путем самоизлива, так и остановки скважины.
Недостаток применения самоизлива обусловливается требованиями охраны окружающей среды, а остановки скважины — общим падением уровня пластового давления в отдельной зоне разрабатываемой площади, приводящим к снижению добычи нефти.
Недостаток глушения скважины заключается в трудоемкости и дороговизне проводимых работ и ухудшении проницаемости призабойной зоны.
Поэтому при подготовке нагнетательных скважин к ремонту необходимо исходить из конкретных условий разработки месторождения, отдельной площади или даже зоны!
Если самоизлив обеопечивает быстрое снижение устьевого давления при закачивании пресной воды, то необходимо применять только этот~ способ. При закачивании сточных и других высокоминерализованных вод применение самоизлива можно рекомендовать только в том случае, когда возможны быстрый сбор и утилизация изливаемой воды.
В видах РИР и технологии их осуществления в нагнетательных и нефтяных (газовых) добывающих скважинах больших различий нет, за исключением величины давления опрессовки эксплуатационной колонны после ремонта.
На практике часто после РИР в нагнетательной скважине эксплуатационная колонна по всей длине испытывается на герметичность давлением, равным или несколько большим давления закачивания воды в пласт. Однако такому испытанию должен подвергаться лишь интервал колонны, в котором были проведены РИР; остальная ее часть должна быть изолирована пакером.
После
РИР закачивание
воды должно осуществляться
только через НКТ
с пакером. Затрубное
пространство между
НКТ и эксплуатационной
колонной должно быть
заполнено жидкостью,
обработанной ингибитором
коррозии. На устье,
между эксплуатационной
колонной и кондуктором
должен быть установлен
манометр.
Задача №1
Выбирете концентрацию и количество реагенто, необходимое оборудование для проведения солянокислотной обработки призабойной зоны скважины, составте план обрабртки.
Дано:
Н -1530 м. dнкт-60 мм.
h -13
м.
k -0.15 мм2 dв -60 мм.
Рпл -14,0 МПа lв -30 м.
Dд-0,215 м.
Тип и состав породы – плотные трещиноватые извесняки
Решение:
1)Для заданных условий выбираем концентрацию кислоты х=14%
Объём раствора V1=0.8 м3/м
2)Общий объём раствора HCl
V=V1*h=0.8*13=10.4 м3
3)Количество концентрированной товарной кислоты
Vк = =4.99 м3
где А и В –табличные коэффициенты; Z=27.5%-ная концетрация товарной кислоты.
4)Выбираем реагенты
4.1 ингибитор- катанин А-0,01%
Vкат=0,01*=0.01*=0.00104 м3
4.2 стабилизатор- уксусная кислота
Vу.к.===195 дм3=0,195м3
где b=1.5%-процент добавки уксусной кислоты к объёму раствора; С=80%-концентрация уксусной кислоты.
4.3 интенсификатор- марвелан
Vм=1,5*=1.5*=0.156 м3
4.4 хлористый барий в качестве удержания в растворённом состоянии продуктов реакции
Vхб=21,3*V*()*=21,3*10,4*( )*=16,9 дм3=0,017 м3
где a- содержание SO3 в товарной соляной кислоте a=0.6%; ρхб=4 - плотность хлористого бария.
5)Количество воды для приготовления раствора
Vв=V-Vк-∑Vр=10,4-4,99-(0,001+
6)Количество раствора, закачиваемого при открытой задвижке затрубного пространства.
V1=0,785*lв+0,785(H-h)+0.785h=
7)Количество жидкости, которое закачивают при закрытой задвижке затрубного пространства
V11= V- V1=10,4-3,53=6,87 м3
8)Объём продавочной жидкости
Vпр= V1=3,53 м3
9)Выбираем необходимое оборудование кислотный агрегат – УНЦ1-160-500К; автоцистерны – АЦ-10 (ЦПК-6)
10)Режимы работы агрегата
Рвн=Рзаб-Рж+Ртр=18,23-14,99+1=
где Рзаб=Рпл+g**=14,0+9,8**=18,23 МПа
где К=20 - коэффициент приёмистости скважины
Рж=ρ*g*Нф*=103*9,8*1530*=14,99 МПа
Ртр =0,5….1,5 МПа принимаем 1 МПа
11)Продолжительность нагнетания и продавка в пласт раствора
τ=(V+V1пр)*=(10.4+3.53)*=55
мин.
Ответ:
Количество реагентов: Vкат =0.00104 м3; Vу.к.= 0,195м3; Vм=0.156 м3; Vхб=0,017 м3:
Необходимое оборудование для проведения солянокислотной обработки кислотный агрегат – УНЦ1-160-500К; автоцистерны – АЦ-10 (ЦПК-6)
Количество воды для приготовления раствора-5,04 м3
Количество раствора, закачиваемого при открытой задвижке затрубного пространства-3,53 м3
Количество жидкости, которое закачивают при закрытой задвижке затрубного пространства-6,87 м3
Объём продавочной жидкости-3,53 м3
Продолжительность
нагнетания и продавка
в пласт раствора-55 мин.
Задача №2
Выберете способ, жидкость глушения, необходимое оборудование, материалы, их количество для глушения скважины.Составте схему размещения и обвязки наземного оборудования и план работ.
Дано:
Нф-1800 м. nв-50%
D-146 мм. Lн-1870
Dнкт-60 мм. ρн-800 кг/м3
Рпл-19,0 МПа
Способ эксплуатации – фонтанный
Решение:
1)Выбираем способ глушения с полной заменой скважинной жидкости.
2)Плотность жидкости глушения
Ρгл===1192 кг/м3
3)Выбираем жидкость глушения – глинистый раствор (плотность до 1700 кг/м3)
4)Объём жидкости глушения
Vгл=0,785 L*g=0.785*0.132*1870*1.1=27.29 м3
где g=1.1 – коэффициент запаса количества жидкости глушения.
5)Количество материалов для приготовления растворов CaCl2; NaCl2 или глинистого раствора:
5.1Количество утижалителей (CaCl2; NaCl2 и глина)
Мут=*Vгл=*27,29=8322 кг.
5.2Количество воды (пресной или пластовой)
Vв===24,21 м3
6)Количество жидкости для долива при подъёме НКТ
- без жидкости
Vд===1,63 м3
- с жидкостью
Vд=+0,785* L =+0,785*0,052*1870=5,30 м3
где ρм=7850 плотностьметалла труб; -внутренний диаметр НКТ
Мнкт=m*L=6.84*1870=12791
кг-масса колонны НКТ
7)Выбираем промывычный агрегат ЦА-320 М
8)Количество автоцистерн
nц===3.25 принимаем nц=4 шт.
где
q=10 тонн- грузоподъёмность
автоцистерны АЦ-10
9)Схема
размещения оборудования
50 м.
Ответ:
Способ эксплуатации – фонтанный
Жидкость глушения – глинистый раствор ; жидкости глушения-27.29 м3
Количество материалов CaCl2; NaCl2 и глина- 8322 кг.
Количество воды -24,21 м3
Количество жидкости для долива при подъёме НКТ ; без жидкости-1,63 м3 с жидкостью-5,30 м3
Выбираем промывычный агрегат ЦА-320 М
Количество
автоцистерн -4 шт.
Задача №3
Определяем необходимое количество материалов и оборудования для цементирования скважин под давлением.
Дано:
Н-1350 м. dт-73 мм.
