Подземный ремонт нефтяных и газовых скважин

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное  учреждение

высшего профессионального образования

        НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт  природных ресурсов

Кафедра БС

   Курсовая  работа по дисциплине

   «Подземный  ремонт нефтяных и  газовых скважин» 
 
 
 
 
 

   Выполнил 

   Студент гр.2б882      ________________

   Дашиев  Э.В.                          ^{(подпись)}

                                          _________________

                                                   ^(дата) 
 

   Руководитель

   Профессор              _________________

   Боярко  Ю. Л.                       ^{(подпись)}

                                    _________________

                                                     ^(дата) 
 

   ТОМСК 2012

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное  учреждение

высшего профессионального образования

НАЦИОНАЛЬНЫЙ  ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт  природных ресурсов 

ИГНД

Кафедра бурения  скважин

Группа 2Б882

ЗАДАНИЕ

на  курсовую работу по дисциплине

«Подземный  ремонт нефтяных и  газовых скважин»

Выдано студенту      Дашиеву Эрдэму Викторовичу                                                          (фамилия, инициалы)

1. Тема курсовой  работы  Перевод скважины с ЭЦН на ШГН(1000 м)             

2. Тема спецвопроса     Бурение бокового ствола как способ ликвидации аварии ( Голова колонны находится на расстоянии 1000 м от забоя)

3. Срок сдачи  студентом законченной курсовой  работы  «  01  »   мая    2012г.

4. Исходные данные  к проекту:

4.1. Категория  скважины: первая

4.2. Пластовое  давление: 225 атм.    

4.3. Статический  уровень:       0     м.

4.4. Газовый фактор:        50     м³/м³.

4.5. Дебит скважины  по жидкости:    60,2   м³/сут,  нефти    48 т/сут,  обвод     20   %.

4.6. Диаметр эксплуатационной  колонны:   146    мм. Опрессована    100   кгс/см²    

4.7. Искусственный  забой:   -   текущий:      2300 м        дата:    14.01.2012

4.8.  Интервалы  перфорации: 2304-2309 м          пласт         

4.9. Подземное  оборудование:  насос У9ЭЦН5-40-1400, НКТ 75 мм

4.10. Наземное  оборудование: Станция управления , трансформатор, арматура фонтанная АФК1Э-65Х14

4.11. Скважина  простаивает: c  21 января     2012 г.

4.12. Состояние  ствола:        парафин до глубины 350 м.  

                              (соль, парафин, гидрат)

4.13. Наличие циркуляции:   есть

                                (есть, нет, при каком давлении)

4.14. Дата выполнения  последнего ремонта и количество  за год: 1 сентября 2011 г.

4.15. Цель ремонта:  Восстановление дебита 

4.16. Выполнить  на скважине следующие объемы  работы: подготовить территорию, заглушить скважину, демонтировать  устьевую арматуру, поднять НКТ, поднять ЭЦН, спустить ШГН.  

4.17. Заглушить  скважину:      1,025  уд. вес,     35  м³, иметь запас:   100  %

4.18. Провести  технологические операции: промывка песочной пробки, депарафинизация, гидроразрыв пласта, солянокислая обработка, чистка скважины желонкой

4.19. Спустить в скважину: ШГН типа 25-175 –ТНМ, НКТ ᴓ73 на глубину 1000 м.(125 трубок)

4.20. Вызвать приток  и передать скважину представителю  НГДУ по акту.  

Руководитель 

доцент Боярко Ю.Л. _______________ «    » __    2012г. 

Задание принял

Дашиев Э.В.          «      »           2012г.

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ 2

1. Технологическая часть 3

1.1. Выбор подъемника 3

1.2 Глушение скважины 10

1.3. Расстановка оборудования на скважине 22

1.4. Подъем мачты агрегата 24

1.5. Демонтаж устьевого оборудования 27

1.6. Монтаж ПВО 28

1.7. Подъем НКТ 31

1.8. Спуск технологических НКТ 43

1.10. Расчет промывки песочной пробки 45

1.11. Очистка оборудования от парафина 65

1.12. Гидравлический разрыв пласта 70

1.13. Чистка скважины гидрожелонкой 82

1.14. Обработка призабойной зоны кислотой 84

     1.15. План тек. ремонта скважины: Перевод скважины с УЭЦН на ШГН…..87

2. СПЕЦИАЛЬНЫЙ ВОПРОС: «Бурение бокового ствола» 90

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 97

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 98 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     ВВЕДЕНИЕ

       Энергетические  ресурсы являются главной движущей силой промышленного производства, ключевой составляющей экономического развития любого государства. На сегодняшнем  этапе экономического развития России нефтегазодобывающая промышленность играет одну из ключевых ролей, способствуя  решению социальных проблем общества и развитию других отраслей. Скачок цен на нефть в новом веке на рынках мира благоприятно повлиял на российскую экономику, в частности  и на состояние геологоразведочной и добывающей промышленности. Это  является важным стимулом для роста  добычи нефти в ΧΧІ веке.

       Для увеличения  добычи углеводородного  сырья необходимо увеличение объёмов  геологоразведочных работ, а также  ввода в эксплуатацию новых месторождений. Кроме этого стабилизация добычи на уже разбуренных месторождениях в течение как можно более  длительного временного интервала  является главнейшей задачей для  нефтедобывающих предприятий.  Это  потребовало и требует значительного  увеличения объёмов эксплуатационного  и глубокого разведочного бурения, а также внедрения новых технологий и расширения арсенала методов капитального ремонта скважин.

       Капитальный ремонт нефтяных скважин – одно из главных условий увеличения добычи углеводородного сырья. Квалифицированное  и эффективное проведение этих работ, умелое использование современного комплекса оборудования, материалов и технологий являются залогом успешной, эффективной и рациональной эксплуатации месторождений.

       С ростом мировых цен на нефть до 80 –150 $ за баррель всё более актуальной становится разработка и эксплуатация месторождений с относительно небольшими запасами, месторождений с трудно извлекаемыми запасами, месторождений, коллекторские свойства продуктивных пластов которых,  характеризуются  низкой проницаемостью, а скважины имеют по этой причине пониженные дебиты.

       В данной курсовой работе проектируется  комплекс работ капитального ремонта  скважин, предназначенный для восстановления, а также увеличения дебита эксплуатационной добывающей скважины. Проектируется перевод скважины с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный, в связи с падением пластового давления в процессе эксплуатации месторождения, а также проведение солянокислотной обработки и гидроразрыва продуктивного пласта.  Проектная глубина скважины составляет 2350 метров.

     1. Технологическая часть

1.1. Выбор подъемника

    Выбор необходимого наземного оборудования и инструмента для ремонта  скважин производят исходя из категории  и разновидности предстоящего подземного ремонта. Для ремонта скважин  используют подъемные лебедки, монтируемые  на самоходной транспортной базе –  автомобиле или тракторе. Лебедка  может монтироваться совместно  с вышкой, талевой системой и другим оборудованием. В этом случае оборудование в целом называют подъемной установкой, а при более полной комплектации (насосом, ротором, вертлюгом и др.) – комплексом подъемного оборудования. Если на тракторе монтируют только лебедку, такой механизм называют подъемником.

    В самоходных установках и подъемниках  для привода лебедки и других вспомогательных механизмов, как  правило, используют двигатель самой  транспортной базы. Передача вращения осуществляется от механизма отбора мощности, через трансмиссию и  коробку скоростей на барабан  лебедки, при вращении которого наматывается или разматывается канат. Выбор  установки, комплекса оборудования и инструмента зависит от глубины  ремонтируемой скважины, характера  и степени сложности работ. Основным критерием для выбора вышки и  оборудования является их грузоподъемность.

    В процессе ремонтных работ на вышку (мачту) действуют вертикальные и  горизонтальные нагрузки. Выбор вышки  производят по вертикальным нагрузкам, для чего определяют максимальное значение, которое может испытывать вышка  в процессе ремонта скважины. Методика выбора лучше всего усваивается  на примерах.

    Максимальная  и вертикальная нагрузки, действующие  на вышку, определяются по формуле 

где:

• P_кр – максимальная нагрузка, действующая на крюк, кН;
• Р_хк, Р_нк – натяжение соответственно ходового и неподвижного концов талевого каната, кН;
• Р_тс – вес талевой системы, кН.

     Для вычисления Р_max находимо определить вес колонны НКТ, спускаемых в скважину по формуле:

                            _^,

где:

• q_нкт – вес 1 м гладкой насосно-компрессорной трубы, Н (табл. 1);
• L – длинна колонны, м;
• q_м – вес муфтового соединения НКТ, Н;
• l – средняя длинна трубы, м.

     При выполнении расчетов вес труб и муфт необходимо перевести в Н, т.к. в таблице 3 приложений он дан в килограммах.

     Вес одного метра НКТ 73 при толщине стенки равной 5,5 мм равен 9,2 кг, тогда q_нкт в Ньтонах будет равен:

     q_нкт = 9,2 9,81 = 90,25 Н. 

     q_м – вес муфтового соединения НКТ 2,5 кг (табл. 1), будет равен в Нютонах:

     q_м = 2,5 9,81 = 24,525 Н. 

                                                                                                                 Таблица 1

    Размеры труб гладких, высокогерметичных и  муфт к ним КТ (мм)

     G_нкт = 90,25 2350 + 24,525 (2350/8) = 182625,4 Н = 219,292 кН. 

    Определим статическую нагрузку, действующую  на крюк, с учетом облегчения веса труб в нефти: 

где:

• К – коэффициент, учитывающий затяжки и прихват колонны

(К  = 1.25-30);

• G_к – вес колонны, кН;
• ρ_н , ρ_м – плотность соответственно нефти, равная 860 кг/м³ и материала труб, кг/м³.

     Тогда, приняв К = 1.3, определим статическую нагрузку, действующую на крюк:  

     Исходя  из максимальной нагрузки на крюке, которая составляет 245,7498 кН, для производства ремонтных работ в данной скважине выбираем подъемный агрегат типа А-50М (табл. 1), смонтированный на автомобиле КрА3-257 и оборудованной вышкой-мачтой грузоподъемностью 65 т. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рис. 1. Схема  распределения усилий в струнах  талевого каната 

     Вес талевой системы определяется по формуле:

где:

• q_кб – вес кронблока КБЭР-50 (равен 7,64 кН);
• q_тб – вес талевого блока БГЭ-50 (равен 5,17 кН);
• q_кр – вес крюка КрЭ-50 (равен 2,69 кН). 

  = 7,64 + 5,17 + 2,69 = 15,5 кН.

     Определим число рабочих струн оснастки талевой системы:  

где:

• Р_Iтm – наибольшее тяговое усилие на набегающем конце талевого каната на I скорости, для подъемника А-50М Р_Iтк = 100 кН (табл. 3);
• η_тс – к. п. д. талевой системы, равный 0,85.

     К. п. д. талевой системы зависит  от числа шкивов, кронблока и талевого блока. 

     Таблица 2

     Данные  для расчета

    n = / 100 · 0,85 = 2,89111 

Таблица 3

     Краткая техническая характеристика передвижных агрегатов и

     установок для ПРС

     Согласно  расчету и выбранному агрегату принимаем оснастку 3х4 с креплением неподвижного конца талевого каната диаметром 25 мм к серьге в основании вышки (число рабочих струн n = 6).

            Определим допустимую глубину  спуска колонны НКТ с учетом  выбранной оснастки  

где:

• β – коэффициент, учитывающий трение в подшипниках шкивов и каната о шкивы (принимаем β = 1,03);
• P_Imm – наибольшее тяговое усилие на набегающем конце талевого каната на I скорости;
• n – количество рабочих струн талевой оснастки;
• q´ – вес 1 м НКТ с учетом веса муфт, Н.

      q´  = G_кр / L,

где:

• L – длина колонны НКТ, м;
• G_кр – вес колонны насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину.

       Вес колонны насосно-компрессорных  труб, спускаемых в скважину: 

q´ = G_кр / L = 245,7498 / 2650 = 0,09273577 кН/м = 92,73577 Н/м. 
 
 

     Таким образом, при выбранной нами оснастке 3х4 можно проводить работы в скважине с насосно-компрессорными трубами диаметром 73 мм до глубины 4965 м, при глубине скважины 2350 м.

     Определим натяжение ходового конца талевого  каната по формуле:                   

где Р_об – вес поднимаемого оборудования (якоря и отсекателя, Р_об = 8,0 кН). 
 
 

     Определим натяжение неподвижного конца талевого каната по формуле:

     Подставляя  полученные цифровые значения в формулу  получим:

     _{Принимаем Pmax = 347 кН.}

     На  основании проведенного расчета  выбираем агрегат А-50М с вышкой-мачтой телескопической конструкции, номинальная  грузоподъемная сила которой равна 638 кН (65 т).

     Агрегат А-50М (рис. 2) предназначен для освоения и ремонта нефтяных, газовых и  нагнетательных скважин с проведением  спускоподъемных операций с насосно-компрессорными и бурильными трубами, промывки песчаных пробок, глушения скважин, циркуляции промывочного раствора при бурении, фрезеровании и разбуривании цементных  стаканов для проведения ловильных  и других работ по ликвидации аварий в скважинах. Все механизмы агрегата, кроме промывочного насоса, смонтированы на шасси КрАЗ-257 с подогревателем ПЖД-44-П. Промывочный насос 9МГр смонтирован  на двухосном прицепе. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.2 Глушение скважины

Краткая характеристика работы

     В настоящее время на стратегически важных и уникальных по запасам месторождениях из-за сложных геолого-технических и климатических условий разработки, низкой эффективности существующих технологических процессов и отсутствия химических реагентов специального назначения происходит серьёзное отставание ремонтно-восстановительных работ скважин от имеющихся потребностей. Значительное число скважин нуждается в расконсервации и выводе из бездействия, требует проведения работ по капитальному и текущему ремонту.

     В процессе проведения ремонтных работ  на скважинах из-за использования  несовершенных технологических  жидкостей происходит глубокая и  зачастую необратимая кольматация  порового пространства околоскважинной  зоны, приводящая к кратному снижению продуктивности скважин. Для предотвращения выбросов примерно на половине скважин осуществляются повторные глушения, что приводит к еще более глубокой кольматации пористой среды и дальнейшему снижению продуктивности скважин. На газоконденсатных месторождениях ситуация с каждым годом усугубляется существенным снижением пластового давления. Восстановительные работы и продолжительное освоение таких скважин иногда превышают стоимость их строительства 

Цель  работы: выбор жидкости для глушения скважин и ее состав, в зависимости от параметров скважины, а так же выбор оборудования для глушения скважины. 

Задачи: произвести расчет глушения скважины, выбрать жидкость глушения, выбрать оборудование, изобразить схему обвязки агрегатов, исходя из следующих данных: 
 
 
 
 
 
 
 
 

Методика  расчета глушения скважин

      Таблица 1