Курсовая работа Подземный и капитальный ремонт скважин. КП Ахмеров Олег ПКРС вариант 1. Курсовой проект по дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин
 Скачать 1.31 Mb.
|
Таблица 1.5Содержание ионов и примесей в пластовой воде
2.Характеристика добывающего и нагнетательного фонда скважин Южно-Субботинское месторождение было открыто в 1979 г. разведочной скважиной № 45. В результате бурения по данным ГИС и опробования была установлена нефтеносность бобриковских отложений (пласт Б2) и отложений турнейского яруса (пласты Т1 и Т2). В непосредственной близости от границ участка работ расположены месторождения Киньзякское, Половецкое, Богатыревское, Коммунарское, Герасимовское, Тананыкское, Субботинское и другие месторождения. Промышленная нефтеносность приурочена к терригенным отложениям бобриковского горизонта (пласты Б2 и Б2/) и карбонатным отложениям турнейского яруса (пластыТ1 и Т2) и окского надгоризонта (пласты О1 и О2). На балансе АО «Нефтьинвест» числятся пласты Б2/, Б2 бобриковского горизонта и Т1, Т2 турнейского яруса, поэтому характеристика пластов О1 и О2 не приводится. Пласт Б2/бобриковского горизонтавизейского яруса Пласт представлен песчаниками буровато-серыми, кварцевыми, мелко- и среднезернистыми, пористыми, глинистыми с прослоями плотных алевролитов и глин. Покрышкой для залежи нефти в пласте Б2/ является плотная пачка карбонатных отложений тульского горизонта (тульская «плита»). Промышленная нефтеносность пласта Б2/ подтверждена полученным фонтанным притоком нефти с водой при совместном его опробовании с нижележащим пластом Б2 в скважине № 45 в интервалах 2745,0 – 2747,0 м (-2547,7-2549,7 м) и 2749,0 – 2760,0 м (-2551,7-2562,7 м). Продуктивная залежь пласта Б2/бобриковского горизонта вскрыта скважинами №№ 45, 45БС, 1907, 1907БИС, 1913БС, 1914 и 1914БС. Глубина залегания кровли коллектора пласта Б2/ составляет от 2744,6 м (абс. отм. «минус» 2547,3 м) (скважина № 45) до 2832,3 м (абс. отм. «минус» 2547,6 м) (скважина №1913БС). Глубина залегания подошвы коллектора составляет от 2746,6 м (абс. отм. «минус» 2549,3 м) (скважина № 45) до 2833,7 м (абс. отм. «минус» 2549,0 м) (скважина № 1913БС). Нижняя граница залежи (УПУ) условно принята на абсолютной отметке минус 2557,8 м по подошве нефтенасыщенного пласта в скважине № 1907БИС. Залежь нефтяная, литологически ограниченная. В пределах принятого контура нефтеносности размеры залежи составляют 1,0 х 0,7 км, высота 12м; площадь нефтеносности составляет 588 тыс.м2. Средневзвешенная по площади залежи эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,1 м. В пределах Южно-Субботинского месторождения в процессе бурения керн из пласта Б2/ был отобран из скважины№45 в интервале 2744,0-2748,0 м, вынос керна составил 3,5 м. Освещенность общей толщины продуктивного пласта Б2/ составляет 87,5%, нефтенасыщенной – 87,5%. По данным интерпретации методов ГИС средневзвешенное значение коэффициента пористости нефтенасыщенных пропластков-коллекторов составляет 0,18, а величина коэффициента нефтенасыщенности равна 0,95. Средневзвешенное значение коэффициента проницаемостипродуктивного пластасоставляет 0,496 мкм2. Коэффициент песчанистости – 1,0; коэффициент расчлененности – 1,0. Пласт Б2бобриковского горизонта визейского яруса Пласт представлен песчаниками светло-серыми, серыми и тёмно-серыми, кварцевыми, разнозернистыми, алевритистымидо перехода в алевролиты, неравномерно пористыми, участками слоистыми за счёт неравномерного приноса глинисто-алевритового материала, плотными, крепкими. Покрышкой для залежи нефти в пласте Б2 является прослой глинистых отложенийбобриковского горизонтатолщиной 2,2-10,5 м.Глины тёмно-серые до чёрных, известковистые, часто алевритистые, иногда переходящие в тёмно-серый алевролит, плотные. Промышленная нефтеносность пласта Б2 подтверждена полученным фонтанным притоком нефти с водой при совместном его опробовании с нижележащим пластом Б2/в скважине № 45 в интервалах 2745,0 – 2747,0 м (-2547,7-2549,7 м) и 2749,0 – 2760,0 м (-2551,7-2562,7 м), а также в эксплуатационных скважинах №№ 1901, 1905, 1906, 1913, 1914 (получены промышленные притоки безводной нефти). Продуктивная залежь пласта Б2 бобриковского горизонта вскрыта тринадцатью скважинами четырьмя боковыми стволами. Глубина залегания кровли коллектора пласта Б2 составляет от 2743,8 м (абс. отм. «минус» 2564,7 м) (скважина № 1906) до 2863,1 м (абс. отм. «минус» 2554,3 м) (скважина № 1913). Глубина залегания подошвы коллектора составляет от 2764,7 м (абс. отм. «минус» 2585,6 м) (скважина № 1906) до 2902,0 м (абс. отм. «минус» 2577,2 м) (скважина № 1901БС). Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 2570,0 м по подошве нижнего нефтенасыщенного пропласткав скважине № 45. Залежь нефтяная, неполнопластового типа. В пределах принятого контура нефтеносности размеры залежи составляют 3,3 х 1,0 км, высота 21,4м; площадь нефтеносности составляет 2951 тыс.м2. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта меняется от 2,0 м (скважина № 19) до 18,7 м (скважины № 1913БС), средневзвешенное значение – 8,4 м. В пределах Южно-Субботинского месторождения в процессе бурения керн из пласта Б2был отобран из скважин: - №45 в интервале 2748,0-2756,0 м, вынос керна составил 6,4 м, в интервале 2756,0-2763,0 м, вынос керна составил 6,3 м, в интервале 2763,0-2767,0 м, вынос керна составил 3,8 м. - №16 в интервале 2781,0-2785,0 м, вынос керна составил 3,1 м, в интервале 2785,0-2793,0 м, вынос керна составил 1,7 м, в интервале 2793,0-2801,0 м, вынос керна составил 4,2 м. - №19 в интервале 2749,0-2752,0 м, вынос керна составил 1,0 м. Всего с отбором керна по пластуБ2 пройдено 42,0 м, вынос керна 26,5 м (63,1%), по нефтенасыщенной части пройдено 31,0 м, вынос керна - 21,3 м (68,7%). По данным интерпретации методов ГИС средневзвешенное значение коэффициента пористости нефтенасыщенных пропластков-коллекторов составляет 0,19, а величина коэффициента нефтенасыщенности равна 0,91. Средневзвешенное значение коэффициента проницаемости продуктивного пласта составляет 1,339 мкм2. Коэффициент песчанистости – 0,96; коэффициент расчлененности – 4,53. Пласт Т1турнейского яруса Пласт представлен толщей переслаивания проницаемых и плотных известняков. Известняки светло-серые, серые, темно-серые, буровато- и коричневато-серые, органогенные (мелкофораминиферовые, водорослево-мелкоорганогенно-детритусовые) и сгустково-комковатые с обломками и отпечатками фауны (брахиопод, криноидей и др.), кристаллические (мелко- и тонкокристаллические), неравномерно перекристаллизованные в микрокристаллические, пористые и тонкопористые, участками мелкокавернозные, прослоями глинистые, плотные, крепкие. Доломитизация известняков составляет от 4,57 % до 5,48 %. Покрышкой для залежи нефти в пласте Т1служат темно-серые, плотные глины и алевролиты бобриковского горизонта. Нефтеносность пласта установлена по материалам ГИС в скважинах №№ 16, 45, 1907, 1913, 1914, 1916, 1907БИС, 45БС, 1901БС, 1913БС, 1914БС, керновыми данными в скважинах №№ 16, 45 и подтверждена результатами опробования. ПластТ1турнейского яруса вскрыт двенадцатью скважинами и четырьмя боковыми стволами. Глубина залегания кровли коллектора пласта Т1 составляет от 2788,1 м. (абс. отм. «минус» 2609,0 м) (скважина № 1906) до 2929,8 м (абс. отм. «минус» 2597,3 м) (скважина № 1901БС). Глубина залегания подошвы коллектора составляет от 2795,4 м (абс. отм. «минус» 2613,3 м) (скважина № 1906) до 2935,2 м (абс. отм. «минус» 2601,4 м) (скважина № 1901БС). Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 2607,1 м по подошве нижнего нефтенасыщенного пропласткав скважине № 16. Залежь нефтяная, пластовая сводовая.В пределах принятого контура нефтеносности размеры залежи составляют 1,7 х 1,2 км, высота 9,8 м; площадь нефтеносности составляет 1452 тыс. м2.Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,9 м (скважина № 1916) до 8,0 м (скважина № 45),средневзвешенное значение – 2,5 м. В пределах Южно-Субботинского месторождения в процессе бурения керн из пласта Т1был отобран из скважины №45 в интервале 2787,0-2794,0 м, вынос керна составил 6,0 м, в интервале 2794,0-2802,0 м, вынос керна составил 4,5 м. Всего с отбором керна по пластуТ1пройдено 15,0 м, вынос керна 10,5 м (70,0%), по нефтенасыщенной части пройдено 15,0 м, вынос керна 10,5 м (70,0%). По данным интерпретации методов ГИС средневзвешенное значение коэффициента пористости нефтенасыщенных пропластков-коллекторов составляет 0,11, а величина коэффициента нефтенасыщенности равна 0,85. Средневзвешенное значение коэффициента проницаемости продуктивного пласта составляет 0,021 мкм2. Коэффициент песчанистости – 0,41; коэффициент расчлененности – 2,94. Пласт Т2турнейского яруса Пласт представлен известняками, буровато- и коричневато-серыми, имеющими органогенную, органогенно- детритусовую, псевдооолитовую структуры. Известняки криноидно-органогенно-детритусовые, криноидно-водорослево-мелкофораминиферовые, криноидно-водорослево-детритусовые и криноидно-водорослевые, пористые и микропористые, прослоями кавернозные. Покрышкой для залежи нефти в пласте Т2 служит 18-20-метровая толща плотных известняков турнейского яруса. Известняки серые и коричневато- и светло-серые, темно-серые, тонко- и мелкокристаллические, с кавернами, выполненными кристаллами вторичного кальцита, с тонкими глинистыми прослоями, крепкие. Нефтеносность по данным ГИС установлена в скважинах №№ 16, 45, 1907, 1907БИС, 1916, 45БС, 1901БС, 1913БС, 1914БС, керновым данным в скважине № 45 и данным опробования. В скважинах №№ 12,17, 19, 1901, 1906 пласт Т2водонасыщен. Глубина залегания кровли коллектора пласта Т2 составляет от 2816,3 м. (абс. отм. «минус» 2637,2 м) (скважина № 1906) до 2969,3 м (абс. отм. «минус» 2627,3 м) (скважина № 1901БС). Глубина залегания подошвы коллектора составляет от 2829,9 м (абс. отм. «минус» 2650,8 м) (скважина № 1906) до 2982,5 м (абс. отм. «минус» 2637,2м) (скважина № 1901БС). Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 2637,3 м по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка в скважине № 45. Залежь нефтяная, массивного типа. В пределах принятого контура нефтеносности размеры залежи составляют 1,5 х 1,1 км, высота 12,1 м; площадь нефтеносности составляет 1264 тыс. м2. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет от 1,0 м (скважина№ 1907БИС) до 9,9 м (скважина№ 1901БС), средневзвешенное значение – 3,3 м. В пределах Южно-Субботинского месторождения в процессе бурения керн из пласта Т2был отобран из скважины №45 в интервале 2820,0-2828,0 м, вынос керна составил 3,0 м, в интервале 2828,0-2836,0 м, вынос керна составил 4,0 м. Всего с отбором керна по пласту Т2пройдено 16,0 м, вынос керна 7,0 м (43,8%), по нефтенасыщенной части пройдено 16,0 м, вынос керна 7,0 м (43,8%). По данным интерпретации методов ГИС средневзвешенное значение коэффициента пористости нефтенасыщенных пропластков-коллекторов составляет 0,16, а величина коэффициента нефтенасыщенности равна 0,80. Средневзвешенное значение коэффициента проницаемости продуктивного пласта составляет 0,115 мкм2. Коэффициент песчанистости – 0,68; коэффициент расчлененности – 2,71. 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: 1.Исправление смятых участков эксплуатационных колонн. 2.Ремонтно-изоляционные работы. 3.Устранение негерметичности обсадной колонны. 4.Крепление слабосцементированных пород в ПЗП. 5.Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин. 6.Перевод на другие горизонты и приобщение пластов. 7.Перевод скважин на использование по другому назначению. 8.Зарезка новых стволов. 9.Работы по интенсификации добычи нефти. 10.Кислотные обработки. 11.Гидроразрыв пластов. 12.Консервация и расконсервация скважин. 13.Ликвидация скважин. 14.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 предназначеные 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.
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 (9мгр) 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 Определение порыва обсадной колонны производится при помощи расходомера и дебитомера. Спускают прибор, закачивают жидкость, которая при прохождении через прибор вращает последний с передачей импульса на поверхность в лабораторию. В месте порыва колонны импульс резко падает или совсем пропадает, что и определяется в лаборатории с точностью до 1м. 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: 1. Наличие плана работы и расчета заливки 2. перед началом любой заливки определяется приемистость (ниже 100л заливка не производится) 3. наличие анализа цемента + 2 пробы 4. Водоцементный фактор 0.45/ 450 л. на 1 тонну 5. начало схватывания цемента по анализу должно быть не менее 1 ч. для мостов и 2,5 ч для заливки под давлением 6. температура затворения не выше той при которой производился анализ 7. обеспечить четкую работу подъемников и вахты 8. обеспечить наличие продавочной жидкости 9. обеспечить точность замера труб 10. удобное расположение агрегатов с целью быстрого переключения с прямой на обратную промывку 11. при заливке под давлением обеспечить затрубье манометром 12. 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 1. вращающаяся часть – ротор с колесами (вращаются вместе с валом), на который устанавливается долото с калибратором 2. 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: 1. 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. 2. Дорнирующей головки с набором секторов плашек, собранных вокруг резиновой манжеты надетой на ось. Ход плашек 7мм., диаметр головки 116 мм. и 136 мм.(5 и 6 дюймов). Служит для раскатки гофры и прижатия ее к стенкам эксплуатационной колонны. 3. 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. 4. 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. 5. Заливной и сливной 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: 1. Спускается гидромеханический скрепер. Стенки очищают на 15м. выше и на 15м. ниже порыва. Согласно спец инструкции по работе гидроскреппером. 2. нагрузка при очистке не более 5 тонн, давление 15 –20 атм. 3. Спускают трубы с заглушкой и опрессовывают на 250 атм и поднимают 4. 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 –3м) и спускают остальную подвеску до нарушения. Спуск производить с замером с проверкой геофизиками по патрубку локатору. 5. установить гофру посредине нарушения и произвести раскатку 6. Провести опрессовку колонны давлением и снижением уровня, если пласт отсечен мостом. После раскатки дорн разбирается, ревизируется и собирается. 5. Расчетная часть 5.1 Расчет потребного количества реагентов для СКО Исходные данные для расчета по скважине. 1. Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта h=5 м; 2. Ниже вскрытого пласта имеется зумпф глубиной Нз=8 м; 3. Внутренний диаметр скважины D=0,119 м; 4. Концентрация солянокислотного раствора x=8%; 5. Исходная концентрация товарной соляной кислоты z=24%; 6.Содержание в соляной кислоте солей железа f =0,49%; 7.Исходная концентрация уксусной кислоты cук==44%. Проектирование солянокислотной обработки сводится к выбору концентрации кислотного раствора, устанавливаемой экспериментально, а также к расчету необходимого количества товарной кислоты и химических реагентов. Норма расхода кислотного раствора vр составляет 1—1,2 м3 на один метр обрабатываемой толщины пласта. Отсюда находим. Порядок расчета. 1. Общий объем солянокислотного раствора составит: Q = V·h =1,2·5 = 6 м3 (1) V - средняя норма расхода раствора соляной кислоты на 1 м интервала обработки, принимаемая равной 1,2 м3; h - вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта, м. 2. Количество 32%-ой концентрированной соляной кислоты для приготовления 12%-го соляно-кислотного раствора по формуле: Qк = Q·x (12 x + 999) / [z (12 z + 999) ] =6·8 (12·8 + 999)/[24 (12·24 + 999)] = 1,701 м3 (2). z - концентрация товарной кислоты, %; Q - общий объем солянокислотного раствора, м3. 3. В качестве стабилизатора против выпадения из солянокислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляем уксусную кислоту, количество которой определяется по формуле:  УК =  0,175 (3)где  - концентрация уксусной кислоты, %b - процент добавки уксусной кислоты к объему раствора, доли единиц, который определяется по формуле (4): 4. Процент добавки уксусной кислоты к объему раствора равен:  (4)где f - содержание в соляной кислоте солей железа, % В товарной соляной кислоте второго сорта содержится примесь серной кислоты до 0,6% - параметр а (в пересчете на SO3), которая после реакции ее с углекислым кальцием образует гипс, выпадающий в виде кристаллов, закупоривающих поры карбонатного пласта. 5. Зная, что а=0,6%, х=8%, z=24%, определим количество в соляной кислоте хлористого бария:   (5)где 21,3- масса хлористого бария, необходимая для нейтрализации 10 кг серной кислоты, кг;  - объем солянокислотного раствора, м3; а - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, %; х - концентрация солянокислотного раствора, %; z - концентрация товарной соляной кислоты, %; 0,02 - допустимая объемная доля серной кислоты в растворе, когда после реакции ее с карбонатными породами соли не выпадают в осадок; ρхб - плотность раствора хлористого бария, кг/м3 (ρхб=4000 кг/м3). 6. Принимая в качестве ингибитора коррозии реагент В-2, его необходимый объём определим по формуле (6): Qи= bиQ/cи=0,2·6/100 = 0,012 м3 (6). где bи— норма добавки ингибитора, %. Если в качестве ингибитора используют реагент В-2, то bи= 0,2 %; cи— объемная доля товарного ингибитора, % (cи = 100 %). 7. Принимая в качестве интенсификатора для понижения поверхностного натяжения ПАВ Марвелан-К, его необходимый объём определим по формуле: Qин= bинQ/cин =0,3·6/100=0,018 м3 (7). где bин— норма добавки интенсификатора, %. Если в качестве интенсификатора используют Марвелан-К, то bин = 0,3 %, cин— объемная доля товарного интенсификатора, % (cин = 100 %). 8. Объем закачиваемого бланкета определяется по формуле (8): Qбл =0,785·D2·H =  м3 (8).D- внутренний диаметр скважины, м; Нз - глубина зумпфа, м. 9. Суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (стабилизатор, хлористый барий, ингибитор, интенсификатор, бланкет):  (9)  10. Тогда количество воды для приготовления принятого объема солянокислотного раствора получим:   (10) - объем солянокислотного раствора, м3 - объем концентрированной товарной соляной кислоты, м3 - суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (уксусная кислота, хлористый барий), м3.В результате расчета для приготовления солянокислотного раствора рекомендуем следующие объемы компонентов, которые представлены в таб. 5. 1. Таблица 5.1. Рекомендуемые объемы реагентов для приготовления солянокислотного раствора.
Кислотный раствор приготавливают в следующем порядке: наливают в емкость воду, добавляют к воде расчетные объемы ингибитора Qи , уксусной кислоты Qук , а затем расчетное количество товарной соляной кислоты, тщательно перемешивая. Затем добавляют хлористый барий, бланкет и интенсификатор. Перемешивают раствор и оставляют для реакции и осветления. Затем проверяют ареометром полученную концентрацию раствора соляной кислоты и, если она не соответствует заданной, добавляем к раствору воду или концентрированную соляную кислоту 5.2Оценка потенциального дебита скважины Для определения потенциала скважины произведем расчеты дебита и коэффициента продуктивности скважины до и после мероприятия интенсификации. Расчеты осуществлены для условия постоянного давления на контуре питания (ППД). Степень повреждения призабойной зоны пласта определяется величиной скин-эффекта. Расчет дебита после мероприятия проведен в предположении, что скин-эффект снижается после обработки до нуля (Skin = 0). Исходные данные для расчета по скважине. Давление на контуре питания Рк= 110 атм; Давление на забое скважины Рз = 100 атм; Вязкость нефти  = 2 сПз;Коэффициент пластового объема нефти Во =1,015; Радиус дренирования rд = 15000 см; Радиус скважины rс =8 см; Скин-фактор Skin = 4; Проницаемость пласта k = 0,400 Дс; Вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта = 5 м, Для определения потенциала скважины произведем расчеты дебита и коэффициента продуктивности скважины до и после мероприятия интенсификации. Расчеты осуществлены для плоскорадиальной системы установившегося течения, т.е. условия постоянного давления на контуре питания (существует система поддержание пластового давления). Степень повреждения призабойной зоны пласта определяется величиной скин-эффекта. Расчет дебита после мероприятия проведен в предположении, что скин-эффект снижается после обработки до нуля (Skin = 0). Порядок расчета. 1. Перепад давления (депрессия):  (11)2. Дебит скважины до СКО:  (12) где k – проницаемость пласта, Дс; h – вскрытая эффективная мощность карбонатного пласта, м; н - вязкость нефти, сПз; Во - коэффициент пластового объема нефти, д.е.; ΔР - перепад давления (депрессия), атм; rд - радиус дренирования, см; rс - радиус скважины, см; Skin – скин-фактор. 3. Коэффициент продуктивности до СКО определяется по формуле:   (13)где  - дебит скважины, м3/сут - перепад давления, атм4. Дебит скважины после СКО:  5. Коэффициент продуктивности после СКО определяется по формуле:  Расчет потенциальных дебитов скважин, рассчитанных по формуле притока с использованием геолого-физических характеристик пласта в зоне скважины, показывает, что в результате обработки происходит практически полная очистка призабойной зоны пласта и увеличение дебита скважины по нефти. Что говорит о целесообразности проведения СКО на данном пласте. Технологический процесс должен обеспечивать безопасность работ в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 09.04.98 г. и «Правила пожарной безопасности в Российской федерации ППБ 01-93, МВД РФ от 14.12.1993 г.». 5.3.Теоретические основы проведения СКО Взаимодействие соляной кислоты с породообразующими элементами. Основным обьектом взаимодействия соляной кислоты с породой являются карбонатные материалы – известняк или доломит, в том или ином количестве содержащиеся в цементирующих веществах породы. При этом происходят следующие основные реакции: при воздействии на известняк 2HCl+CaCO3=CaCl2+H2O+CO2 при воздействии на доломит | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||