Геология. Геологическая часть и 2 1. Эффективность эксплуатации скважин зависит от состояния призабойной зоны пласта
 Скачать 0.88 Mb.
|
|
2.7. Расчёт и подбор оборудования фонтанной скважины Фонтанирование скважины возможно при определенном технологическом режиме, который характеризуется величинами дебита, забойного, устьевого и затрубного давлений. С течением времени по мере отбора нефти из залежи изменяются условия разработки, а значит и условия фонтанирования: изменяются пластовое, забойное давления, дебит, увеличивается обводненность и т. д. Поэтому с течением времени подъемник следовало бы заменить. Но замена подъемника (НКТ) в скважине является сложным, дорогостоящим и в большинстве отрицательно влияющим на ее продуктивность процессом. Поэтому подъемник проектируют на весь период фонтанирования. При этом рассчитывают фонтанный подъемник для конечных условий фонтанирования при оптимальном режиме, а затем проверяют на пропускную способность для начальных условий при максимальном режиме. Если рассчитанный подъемник не может пропустить начальный дебит, то его пересчитывают для начальных условий при максимальном режиме. Обычно расчету подлежат длина и диаметр фонтанных труб и минимальное забойное давление фонтанирования. Остальные величины задают или определяют из других соображений. Исходные данные. Произвожу расчет фонтанного подъемника по конечным и начальным условиям фонтанирования для эксплуатационной колонны диаметром D = 0,15 м. Исходные данные имеют следующие обозначения: глубина верхних отверстий фильтра Н1; глубина нижних отверстий фильтра Н2; начальный дебит скважины Qн; конечный дебит скважины Qк; начальное забойное давление Р1н; конечное забойное давление Р1к; начальное давление на устье Р2н; конечное давление на устье Р2к; плотность нефти ρ. Требуется определить оптимальный диаметр фонтанного подъемника и выбрать необходимую марку стали труб.
Определяю глубину спуска НКТ L, колонна НКТ спускается до середины отверстий фильтра с целью улучшения выноса воды и песка и улучшения режима работы скважины. Lнкт =(H1+ H2)/2; (2300+2200)/2=2250 м Нахожу оптимальный диаметр подъемника по конечным условиям фонтанирования скважины.  ;188√(830×2250)/((16-0,7)×103)×3√ (95×9,81×2250)/(830×9,81×2250×(16-0,7)×103)=59,8 мм где Р1к и Р2к подставлены в Па По полученному значению из таблицы выбираю ближайший внутренний стандартный диаметр, dвнутр = 50,3 мм который и используем в дальнейших расчетах.
3. Проверяю найденный диаметр подъемника на максимальную пропускную способность.  ;(15,2×10-8 × 50,33 × ((19-14)103)1,5 ) /(8300,5 ×22501,5)=72,5 т/сут где d в мм, Р1н и Р2н в Па В результате расчетов получилось, что Qmax < Qн, найденный диаметр подъемника не устраивает. Необходимо произвести расчет диаметра подъемника по начальным условиям фонтанирования из расчета работы на максимальном режиме, используя формулу:  ;188×√2250(19-14)×106 × 3√125×8300,5 =31,04 мм, где Р1н и Р2н в Па после чего по таблице выбирается ближайший больший внутренний стандартный диаметр, dвнутр = 40,3 мм; qтруб =4,45 кг.; 4. Определяю необходимую марку труб данного диаметра. Расчет начинаю с марки Д. Допустимая длина подвески для гладких труб определяется по формуле: LД = QстрД / (К·qтр·g); 119/(1,5×4,45×9,81)=1800 м где QстрД - страгивающая нагрузка для труб марки Д в Н (значение выбирается из таблицы); qтр - вес 1 м трубы в кг; g - ускорение свободного падения, К - коэффициент запаса прочности К = 1,5
Так как получилось, что LД < L, то принимаю марку К и рассчитываю LК. LК = QстрК / (К·qтр·g); 156/(1,5×4,45×9,81)=2380 м LК > L, следует то, что марка стали К устраивает. 2.8. Расчет процесса гидропескоструйной перфорации. Общие данные. Гидропескоструйная обработка призабойной зоны скважины предназначена для повышения ее проницаемости и является эффективным методом увеличения производительности скважины. Основными характеристиками, которые требуется рассчитать при этом методе обработки, являются: общее количество жидкости и песка для успешного осуществления процесса; расход рабочей жидкости; гидравлические потери в различных элементах; давление жидкостно-песчаной смеси на выходе из насадок; предельно безопасная длина колонны НКТ; допустимое устьевое давление. Исходные данные. Скважина имеет эксплуатационную колонну с внутренним диаметром Dвн. При обработке используют колонну НКТ условным диаметром dн.
Общее количество жидкости принимается равным примерно 2,5 объемам скважины Vж = 1,88∙D2вн ∙Н; 1,88×(0,15)2×1450=61,3 (м3) Общее количество песка рассчитывают на объем 0,6Vж, причем массовая концентрация песка Сп=100 кг/м3. Qп = 1,13∙D2вн∙Н∙Сп; 1,13×(0,15)2×1450×100=3686,6 (кг) Определяю объемную концентрацию песка в смеси:  ;(100/2500)/((100/2500)+1)=0,3 где ρп – плотность песка, ρп=2500 кг/м3 Определяю плотность жидкости-песконосителя. ρжп = ρ1жп∙(1 – βп) + ρп∙βп ; 1000×(1-0,03)+2500×0,03=1045 (кг/м3) где ρ1жп – плотность жидкости, используемой в качестве песконосителя, ρ1жп= 1000 кг/м3 Вычисляю расход рабочей жидкости.  ;1,414×4×0,82×13×106×√106×20/1000=0,008 ( м3/с) где ΔРн – потери давления в насадках, для насадков с диаметром сопел 4,5 мм ΔРн= 20 МПа, fн – площадь поперечного сечения насадки диаметром 4,5 мм на выходе, f=π∙d2/4 ; 3,14×0,0042/4=13×10-6 (м2) μ – коэффициент расхода, принимаемый приблизительно 0,82, пн – число насадок, принимаем пн=4. Определяю сумму потерь давления в НКТ и в кольцевом пространстве ΔРт+ΔРк для расхода жидкости Q=10 л/с. Пересчитываю потери на требуемую глубину ΔРт+ΔРк; Для диаметра колонны Dвн=0,15: диаметр НКТ 89 мм ΔРт+ΔРк=0,064 МПа/100м, диаметр НКТ 76 мм ΔРт+ΔРк=0,115 МПа/100м; 0,115×1450/100=1,66 (МПа) Определяю гидравлические потери давления при проведении гидропескоструйной перфорации. ΔР = ΔРт+ΔРк+ΔРн+ΔРп; 1,66+3,5+20=24,2 (МПа) где ΔРп – потери давления в полости, образующейся в результате воздействия на породу абразивной струи, из опыта проведения обработок принимаем ΔРп=3,5 МПа. Определяю допустимое давление на устье.  ;(294×103-1450×94,6)/1,5×0,018=58,2 Мпа где qт – нагрузка от веса труб, Н/м, для 89 мм труб qт = 136,7 Н, для 73 мм труб qт = 94,6 Н, для 60 мм труб qт = 70 Н, Fт – площадь поперечного сечения труб, Fт=π∙d2вн/4 3,14×(0,15)2/4=0,018 (м2) К – коэффициент запаса прочности, К=1,5, Рстр – страгивающая нагрузка резьбового соединения, Н, сначала принимаем марку “Д”.
Проверяю условие Руд>ΔР, то процесс ГПП возможен, марка “Д” нас устраивает. Потребное количество насосных агрегатов определяют исходя из подачи одного агрегата (агрегат 4АН-700 на IV скорости имеет подачу Qр=0,0146 м3/с) и необходимого расхода жидкости для процесса ГПП, с учетом одного резервного агрегата:  ;(58,2×0,008)/29×0,0146×0,7+1=3 (н. а.) где Рр – рабочее давление агрегата на IV скорости Рр=29МПа, Ктс – коэффициент технического состояния агрегата, Ктс=0,7. 2.9. Техника для проведения ГПП. Ленточные перфораторы намного легче корпусных, однако, их применение ограничено величинами давления и температуры на забое скважины, так как их взрывной патрон и детонирующий шнур находятся в непосредственном контакте со скважинной жидкостью. Кумулятивные перфораторы нашли самое широкое распространение. Можно в широких диапазонах регулировать их термостойкость и чувствительность к давлению и этим самым расширить возможности перфорации в скважинах с аномально высокими температурами и давлениями.  Установка пескосмесительная механическая УПС 6-30 Предназначена для транспортировки сухих порошкообразных материалов, механически регулируемой подачи этих материалов винтовыми конвейерами и приготовления тампонажных растворов при цементировании нефтяных и газовых скважин.  Насосная установка УН1-630×700А (4АН-700) Предназначена для нагнетания различных жидких сред при гидравлическом разрыве пластов, гидропескоструйной перфорации и других продавочно-промывочных работах, проводимых в нефтяных и газовых скважинах в районах с умеренным климатом. Насосная установка состоит из силового aгрегатa, коробки передач, трехплунжерного насоса, вспомогательного трубопровода, манифольда и системы управления. Все оборудование закреплено на общей монтажной раме. Силовой агрегат, выполненный на базе дизельного двигателя оборудован системами водяного охлаждения, смазки и питания, многодисковой фрикционной муфтой сцепления постоянно замкнутого типа, контрольно-измерительными приборами, электросистемой с аккумуляторной батареей, обеспечивающей запуск дизельного двигателя электростартером.  Цементировочный агрегат ЦА-320 (УНБ-125х32) Назначение. Цементировочный агрегат ЦА-320 (УНБ-125х32) предназначен для нагнетания рабочих жидкостей при цементировании скважин в процессе бурения и капитального ремонта, а также при проведении ГПП и ГРП других промывочно-продавочных работ на нефтяных и газовых скважинах.  Состав цементировочного агрегата ЦА-320 монтажная база насос высокого давления манифольд водоподающий блок Технические характеристики цементировочного агрегата ЦА-320
Заключение. Обзор отечественных и зарубежных исследований в области вторичного вскрытия показал, что существующие методы, за исключением метода ГПП, не обеспечивают снятие напряженного состояния в призабойной зоне продуктивных пластов и сохранение целостности цементного камня, что в итоге отрицательно сказывается на дебитах нефти добывающих, приёмистости нагнетательных скважин и их быстром обводнении. Особенности перемещения, продольных и поперечных колебаний лифта НКТ с перфоратором в зависимости от режимов работы насосных агрегатов явились основой обоснования принципов совершенствования ГПП, позволяющей без применения забойных движителей на каждом резе формировать протяженные глубокие щели (длиной 0,25, глубиной 0,4 и шириной 0,04 м) и в результате достичь увеличения площади фильтрации до 89,2-814,4 % от площади открытого ствола скважины. Определены требования, разработана, изготовлена и испытана конструкция гидроперфоратора с управляемым с поверхности клапанным механизмом и усовершенствован комплекс оборудования, используемого при подготовке и проведении ГПП, позволяющие ускорить выполнение операции, повысить его технологичность, экономическую и промышленную безопасность. Используя гидроперфоратор с управляемым с поверхности клапанным механизмом обеспечивающий по окончании последнего реза вымыв песка из щелей и интервала перфорации, разработан метод интенсификации притока, позволяющий совместить его по времени с подъёмом перфоратора, проведением геофизических исследований и внедрением погружного насоса или лифта для добычи нефти. Экспериментально показано, что в качестве жидкостей рабочей ГПП и интенсификации притока рационально использовать высшие спирты - смесь высших диоксановых спиртов Т-80 , позволяющих повысить фильтационно-емкостные свойства коллекторов на 6-14%. Экспериментально показано и практикой промышленного применения подтверждено, что в качестве рабочей жидкости ГПП технологически и экологически целесообразно применять пластовую воду с 1,5% КС1. Предложен способ определения местоположения, числа и размеров полостей в около скважинном пространстве, включающий запись приборами ВАК, ЭМДСТ-МП, САТ-2 и геовизором. На основании обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований показано, что в результате проведения ГПП в призабойной зоне продуктивных пластов происходит снижение нормальных и увеличение касательных напряжений, создавая тем самым условия для образования кольцевых зон разрушения коллектора, что является важным геомеханическим фактором, исключительно способствующим повышению продуктивности скважин. Разработанная технология, технические средства и рабочая жидкость ГПП успешно прошли испытания и промышленно применены более чем на 80скважинах и позволили в течение 1999 - 2002 годов получить дополнительную добычу нефти в количестве 370000 тонн при одновременном снижении затрат на её проведение. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ. Ляпков П.Д. Подбор установки погружного центробежного насоса к скважине - М., 1987г. Электронная библиотека «Нефть и Газ» http//neftrus.com Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под редакцией Ш.К. Гиматудинова - М., 1983г. Ляпков П.Д., Павленко В.П. Учебное пособие по дисциплине «Технология и техника добычи нефти». Способы подъема жидкости из скважин - М., 1988г. РД 39-01/06-0001-89. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности.  | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||