Гидродинамических исследований

Введение

В данной курсовой работе для подробного рассмотрения проведения гидродинамических исследований на Приразломном месторождении, которое относится к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в целях оптимизации технологического режима работы скважины в качестве объекта исследования была выбрана скважина №1478 с соответствующими ей данными.

Для увеличения эффективности и надежности работы УЭЦН, извлечения дополнительной нефти при нарастающей обводненности, одной из важных задач является обеспечение работ насосных установок в оптимальном режиме, обеспечивающем минимальные энергетические затраты, возможно больший межремонтный период работы оборудования, а также повышения коэффициента эксплуатации.

Актуальность работы заключается в том, что данный способ оптимизации работы скважины, посредством использования технологии греющего кабеля, является неким нововведением в эксплуатации скважины.  Этот способ борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями редко используется из-за пренебрежения им, так как преобладают более старые и опробованный способы, такие как скребки и пропаривание.

Целью данной работы является вывод скважины на оптимальный режим эксплуатации и демонстрирование положительных и отрицательных сторон использования данной технологии и возможность её применения на скважинах других месторождений.

1. Анализ текущего состояния объекта

1.1 Фильтрационные свойства продуктивного пласта

Коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород пласта исследованы по керну из 19 разведочных скважин размещенных по площади месторождения относительно равномерно. Степени освещенности продуктивных интервалов пласта анализами керна характеризуются следующим показателем - на 0,4 метра толщины пласта приходится в среднем один анализ керна.

Статистическая характеристика емкостно-фильтрационных свойств пласта Приразломного месторождения в целом и раздельно для его монолитной и расчлененной частей приведены в таблице 1. Эти данные говорят о том, что коллекторы пласта БС4-5 относятся к низкопроницаемым.

Таблица 1 Ёмкостно-фильтрационные свойства продуктивного пласта

Величина пористости коллекторов нижней расчлененной линзовидной части уменьшилась до 16,5%. Значения же проницаемости коллекторов верхней и нижней части разреза пласта БС4-5 существенно не различаются так как они и так низки. Величины проницаемости распределяются следующем соотношении в объеме продуктивного пласта: 38 % имеют проницаемость до 5.10 мкм2; 33% - в интервале 5 - 15. 10 мкм2; 15 % - в интервале 15 - 25.10 мкм2; 14 % - в интервале 25 - 85.10 мкм2.

Пласт испытан в 25 разведочных скважинах. Во всех скважинах получены притоки нефти различной интенсивности. В 18 скважинах испытания проведены при динамических уровнях от 968 до 1513 и дебиты нефти составляли от 2,1 м3 /сут до 20,2 м3 /сут, а в пяти скважинах дебит нефти изменялся от 4,8 м3/сут до 36,1 м3 /сут.

Таблица 2 Данные о свойствах пластовой нефти пласта БС4-5

1.2 Краткая характеристика объекта – скважины

В данной курсовой работе для подробного рассмотрения проведения гидродинамических исследований на Приразломном месторождении в целях оптимизации технологического режима работы скважины была выбрана скважина №1478 со следующими данными. Интервал исследования состовляет 2716-2753,6 м; исследуемый пласт - БС45, исследование проводится в обсаженном стволе с помощью КИИ-95.

     Назначение испытательного оборудования КИИ - 95: испытание перспективных горизонтов в обсаженных вертикальных, наклонных скважинах и необсаженных скважинах диаметром от 118 до 161 мм. Управление комплексом осуществляется посредством вращения и вертикального перемещениея труб.

      Состав комплекса:

1. Испытатель пластов гидравлический ИПГ-95-У

2. Испытатель пластов ИПВ-95,(управляемый вращением)

3. Приставка многоцикловая ПМ-95М

4. Клапан циркуляционный комбинированный КЦК-95

5. Клапан пробоотборно-стравливающий КПС-95

6. Пакер цилиндрический ПЦ1-95

7. Пакер цилиндрический неуравновешенный ПЦН-95

8. Ясс гидравлический закрытого типа ЯГЗ-95

9. Замок безопасный ЗА-95

10. Устройство уравнительное УУ-95

11. Отсекатель потока ОП-95

12. Распределительное устройство РУ-95

  13. Фильтр Ф1-95

14. Патрубок приборный ПП-95

Рисунок 1 КИИ-95  15. Переходник левый ПЛ-95

16. Якорь ЯК-110/135

Комплекс КИИ-95 позволяет:

- производить селективное испытание как с упором на забой;

- производить испытание на герметичность цементных мостов и обсадной колонны труб;

- устанавливать место и характер утечек в обсадных трубах;

- осваивать малопродуктивные, нефтяные, газовые, водяные и нагнетательные скважины;

- отбирать герметизированные пробы пластовой жидкости в контейнеры, совместимые со стандартной исследовательской аппаратурой.

Данные по скважине № 1478 Приразломного месторождения:

- искусственный забой скважины - hиз= 2770,0 м;

- глубина установки пакера - 2700,0 м;

- глубина залегания пласта по вертикали - 2612,0 м;

- внутренний диаметр обсадной колонны D - 146,1 мм;

- внешний диаметр НКТ (бурильных труб) dl - 73,00 мм;

- внутренний диаметр НКТ (бурильных труб) d - 62,00 мм;

- площадь внутреннего поперечного сечения труб - 30,175 см2;   

- удельный вес раствора - 1,16 г/см3;

- пластовое давление по - КВД 239,00 атм. = 25МПА;

- максимальная забойная температура – 940С;

- глубина подвеса ЭЦН - hтр = 2400м;

- тип используемого насоса - ЭЦНМ5-30-1200;

- плотность сетки скважин на всех участках - 25 га/скв;

- диаметр эксплуатационной колонны, dэ = 0,146м;

- средняя проницаемость пласта, k =  14*10 мкм2;

- пористость пласта, m = 17,5;

- коэффициент продуктивности скважины - 23 м3/сут;

- интервал перфорации - hперф= 2750 м;

- плотность пластовой воды, кг/м3 ρв = 990.

Конструкция скважины

Таблица 3 Сводные данные по типовой конструкции скважины

Сведения о проводимых ранее работах. Проводимые работы на данной скважине относятся в текущему ремонту скважин – применение скребков против образования парафинов, замена ЭЦН, замена ПЭД.

2. Извлечение внутрискважинного оборудование и проведение СПО

2.1. Состав и организация работ при текущем и капитальном ремонте скважин

Вследствие того, что эксплуатацию скважины осложнили АСПО необходимо провести комплекс ГИС и уже потом оптимизировать работу скважины, посредством текущего ремонта. Для этого необходимо произвести подъём инструмента на поверхность, то есть провести СПО.

Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана возможность выполнения СПО и других работ. Кроме того, обязательно нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными газами. Указанные условия создаются вследствие промывки и глушения скважин специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины

Определяют так же необходимый объём промывочной жидкости, который обычно берут реальной двум объёмам скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой затрачивается минимальный объём жидкости глушения. В качестве технологической жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе .

2.2 Подготовка скважины и оборудования для подземного ремонта

До промывки и глушения скважины во время выполнения или после окончания этих процессов начинают подготовительные работы. Территорию скважины очищают в радиусе 35-40 м и подготавливают для размещения оборудования. Создают необходимый для подземного ремонта запас инструмента и материалов, НКТ, насосных штанг и т.п. Подъёмное оборудование монтируют в определённой последовательности на основе рациональных и безопасных приёмах труда, выработанных в результате изучения и обобщения трудового опыта и изложенных в инструктивных картах.

2.3 Подземный ремонт и спуско-подьёмные операции

Подземный ремонт начинают с разборки устьевой арматуры. Разобранную арматуру располагают на вспомогательной площадке, расположенной неподалёку от устьевой. Далее с устья пьедестала монтируют механические или электромеханические ключи, исправность которых должна быть предварительно проверена. Этим заканчивается подготовка скважин к спуско-подьёмным операциям. При ремонте фонтанных и насосно-компрессорных скважин, в которые спущены два ряда НКТ, сначала поднимают внутренний ряд, а затем наружный. Развинченные трубы по диаметрам укладывают на стеллажи у приёмного моста. Для захвата трубы под муфту и удержания колонны НКТ на весу при СПО применяют трубные элеваторы: ЭТА, а для НКТ с высаженными концами наружу - типа ЭЗН. Элеваторы ЭТА выпускают грузоподьёмностью 32, 50 и 80 тонн для всех диаметров НКТ. Элеваторы типа ЭЗН обладают грузоподъёмностью 15, 25,50 тонн для НКТ условным диаметром 48,60,73,89 и 114 мм.

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