Практическая работа №1 Техника и технология глушения скважин. Практическая работа №1. Отчет по практической работе 1 Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин по дисциплине Техника и технология глушения скважин
 Скачать 0.61 Mb.
|
|
Отчет по практической работе № 1
по дисциплине «Техника и технология глушения скважин»Вариант - 8 Выполнил студент группы ____________ Проверил доцент кафедры НГД ____________ Практическая работа №1Техника и технология глушения скважинЗадание: Рассмотреть технику и технологию глушения скважин. На основе исходных данных, представленных в таблице 1, произвести расчет жидкости глушения. На основе полученных данных сделать вывод. Таблица 1 - Исходные данные
Рекомендуемая литература: Блажевич В.А. Справочник мастера по капитальному pемонту скважин / В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, 1985. - 208 с Тетельмин В. В. Основы бурения на нефть и газ: учебное пособие по специальностям бакалавриата направления 130500 "Нефтегазовое дело" и направления 130600 "Оборудование и агрегаты нефтегазового производства" / В. В. Тетельмин, В. А. Язев, 2014. - 294 с. ВведениеГлушение скважин – это основная технологическая операция, проводимая на нефтяных и газовых скважинах. Ущерб от применения неправильно подобранных жидкостей глушения, не отвечающих геологическим условиям нефтяных месторождений, составляет значительный ущерб, который может проявляться следующим образом: Снижение продуктивности скважин после некачественного глушения; Увеличение срока вывода на режим скважин после ремонта, что приводит к сокращению общего рабочего времени и общей добычи нефти; Нефтегазопроявления в ходе ремонта и повторных глушениях, которые приводят к неэффективному использованию людских ресурсов и техники, приводящие в свою очередь, к простоям других скважин в ожидании ремонта; Особую актуальность приобретает проблема проектирования состава растворов и технологий глушения скважин, позволяющих при выполнении основной технологической задачи сохранять характеристики призабойных зон пласта (ПЗП). Поэтому необходимы четкие представления о параметрах процесса глушения, знание современных технологий, средств подготовки и закачки растворов глушения, их свойств. В соответствии с решаемыми задачами технологии глушения скважин должны соответствовать следующим критериям качества процесса: Надежность глушения на период подземного и капитального ремонтов скважин; Минимальное влияние ЖГ на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта (ПЗП); Экологическая чистота и соответствие современным требованиям к охране труда рабочего персонала; Соответствие экономическим требованиям – относительно низкая стоимость, доступность ЖГ и их компонентов. Крепление пород призабойной зоны скважиныОбласть примененияГлушению подлежат скважины при проведении следующих работ: Ремонтно-изоляционные работы Отключение пластов или их отдельных интервалов; Исправление негерметичности цементного кольца; Наращивание цементного кольца за обсадной колонной. Устранение негерметичности обсадной колонны Тампонирование; Изоляция сквозных дефектов обсадных колонн; Установка стальных пластырей. Крепление слабосцементированных пород в ПЗП Требования к жидкостям глушенияСтолб жидкости для глушения скважины должен обеспечивать гидростатическое давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающее проектные пластовые давления на величину не менее: - 10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м) - 5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины [3]. В необходимых случаях может устанавливаться большая плотность раствора, но при этом противодавление на горизонты не должно превышать пластовые давления на 1,5 Мпа [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. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды. 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» Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода. Жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,1 мм/год. Жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях. Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной. 2.1. Жидкости глушения, применяемые при нормальных условияхНормальными следует считать горно-геологические и технологические условия, удовлетворяющие следующим требованиям [1, с.9]: - исправное техническое состояние эксплуатационной колонны и цементного кольца, обеспечивающее разобщение эксплуатируемого пласта от пластов с другими геологическими параметрами; - в интервале перфорации отсутствуют естественные и искусственно созданные трещины, способствующих интенсивному поглощению ЖГ; - пластовое давление в зоне дренирования скважины равно или на 10% выше гидростатического - средний уровень проницаемости (до 400мД); - в цементе продуктивных пород отсутствует или присутствует незначительно монтмориллонит и хлорит; - относительно не высокие значения газового фактора (не >200м3/м3). При нормальных условиях в качестве жидкостей глушения применяют водные растворы следующих солей [1, с.10]: - наиболее доступной, широко производимой промышленностью и дешевой солью, обладающей хорошей растворимостью в воде является NaСl, позволяющая получать растворы плотностью до 1180 кг/м3. - в случае повышенной склонности глинистого цемента продуктивных пород к набуханию в присутствии воды и растворов NaСl при нормальных условиях глушения, при нормальном давлении в обязательном порядке следует применять КСl, либо сильвинит – смесь NaСl и КСl. 2.2. Жидкости глушения, применяемые при аномально высоком пластовом давленииАномально высоким пластовое давление называется в случае превышения им на 10 и более процентов давления гидростатического. Условия глушения в данном случае будут соблюдены при создании противодавления на пласт жидкостью с гораздо большей плотностью (см табл. 2), чем в случае с нормальным пластовым давлением. Таблица 2 - Плотность растворов солей в зависимости от компонентного состава
В данной области глушения наиболее массовой и дешевой солью является СаСl2, которая используется для создания раствора плотностью выше 1180 кг/м3 и до 1400 кг/м3. Таблица 3 - Максимальная плотность рассолов минеральных солей и условий применения
Возможно применение и других, более редких солей, но для этого необходимо владеть информацией о максимально возможной плотности раствора. Расчет параметров глушенияКоэффициент анормальности:  Изходя из того, что 1<Ка <1,1 – Нормальное пластовое давление Расчет необходимой плотности жидкости глушения:  (1)где:  - плотность жидкости глушения , кг/м3Рпл – пластовое давление, МПа. Н – расстояние от устья скважины до верхних отверстий перфорации по вертикали, м. П – коэффициент безопасности работ, зависящий от глубины скважины, коэффициента продуктивности и газосодержания принимается равным 0,05 (5%). Расчет необходимого объема жидкости глушения: Vжг = (Vэк – Vнкт)*1,1 (2) Где Vэк = (пD2/4)*Н – объем эксплуатационной колонны, м3 Н – глубина скважины, м Vнкт = (п*(d2 – d21)/4)*Hcп d и d1 – соответственно внешний и внутренний диаметры НКТ, м D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м 1,1 – коэффициент запаса Vнкт – объем жидкости, вытесняемый металлом НКТ, м3 Вывод: для заданной плотности оптимальным вариантом рассола считаю раствор NaCl, исходя из рентабельности и доступности данного реагента. Количество циклов глушенияВ зависимости от типа спускаемого газонефтяного оборудования определяется количество циклов, плотность, тип и объемы жидкости глушения. В один цикл глушатся скважины при следующих условиях: При НКТ, спущенных до интервала перфорации, или находящихся не выше 100 метров от него, глушение производится в один цикл. (фонтанная скважина или скважина, оборудованная ШГН с хвостовиком до забоя) [3]. Скважины, эксплуатируемые в интенсивном режиме, с ЭЦН, установленным выше 100м от интервала перфорации при условии высокой приемистости скважины и возможности продавки нижерасположенной жидкости в пласт (0% обводненности). Особый случай глушения в один цикл. При высокой (более 50%) обводненности продукции, когда жидкость под насосом представлена чистой пластовой водой, при условии оставления скважины на отстой для оседания ЖГ. Глушение производится в один цикл, но жидкость глушения берется с завышенной плотностью. В два цикла глушат скважины с насосным оборудованием, расположенным выше 100м над интервалом перфорации, когда закачка жидкости глушения на поглощение невозможна [3]. Направление глушения – прямой и обратный способы. По умолчанию, процесс закачки жидкости глушения должен производиться в трубное пространство скважины (прямой способ). Данный вариант глушения обладает рядом преимуществ: -меньше затраты времени на глушение -меньше развиваемое агрегатом давление в ходе глушения -нет противодвижения закачиваемой жидкости глушения и всплывающей скажинной жидкости В случаях, когда сбить клапан насоса не удается, глушение производят через затрубное пространство (обратный способ). Так же поступают и в случаях, когда наличие отложений АСПО в трубном пространстве может привести к закупорке НКТ в случае подачи жидкости в трубки. Схемы монтажа противовыбросового оборудованияСхема №1 для скважин 1 категории опасности при КРС (рис. 1) – применяется на наиболее опасных скважинах, требует повышенного внимания. Устанавливается превентор с трубными плашками с управлением штурвалами на расстоянии от скважины на 10 м, превентор с глухими плашками (нижний), который в случае отказа первого превентора, после срезки НКТ, герметизирует скважину. Снижение давления осуществляется через задвижку по отводящим линиям.  Рисунок 1 - Схема № 1 монтажа ПВО для скважин 1 категории при капитальном ремонте скважин С  хема №2 для скважины 1 категории опасности при ТРС (рис. 2) – применяется при ТРС на наиболее опасных скважинах, требует повышенного внимания. Технология глушения скважиныРасстановка техникиАгрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями. [3] Не допускается установка агрегата под ЛЭП и в радиусе менее 5м от ЛЭП. [1,с.3] Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат. Определение давленияДавление определяется при помощи манометра по показаниям стрелки. На манометре должна быть установлена контрольная стрелка показывающая максимальное рабочее давление. Манометр выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления находились в средней трети шкалы манометра [1, с.5 ].   Рисунок 3 - Схема расстановки спец. техники при глушении скважин Стравливание давления из скважиныСтравливание давления это подготовительная технологическая операция. Перед стравливанием давления, скважина останавливается, после того как скважина накопит свое статическое давление на трубном и затрубном пространстве (в случае долгой остановки), следующим этапом производится разрядка скважины открытием задвижки. Как правило, разрядка производится в коллектор замерной установки либо на факельный амбар, через обвязку скважины и блок дросселирования. [1, с.5 ]. Сборка линииМонтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления. Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины; - проверяется исправность резинового уплотнительного элемента на ниппеле трубы; - ниппель направляется в муфту соседней трубы и наживляется гайка БРС в направлении по часовой стрелке; - ударами кувалды производится закрепление гайки БРС;   Рисунок 4 - Быстроразъемное соединение БРС - Так же для ускорения монтажа линии БРС можно использовать шланги высокого давления. Испытание на герметичностьПосле сборки линий производится испытание линий на герметичность. Закрывается задвижка, удаляется персонал из опасной зоны; По команде руководителя работ начинается нагнетание жидкости в напорные линии до 1,5-кратного значения ожидаемого рабочего давления. Линии считаются герметичными, если в течение 3-х минут давление опрессовки не падает. В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова. Замер плотности жидкости глушенияЗамеры плотности производятся следующим образом: - Произвести отбор пробы жидкости глушения; заполнить ведерко водой; - Отвернуть нижнюю часть ареометра; - Налить в нее пробу; - Соединить верхнюю и нижнюю часть ареометра; - Опустить ареометр в ведерко; - Определить по риске погружения на шкале прибора плотность жидкости глушения. - Плотность жидкости глушения должна соответствовать плотности, указанной в плане работ. Закачка раствора глушенияГлушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство. Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт. Перед началом закачки жидкости в скважину открыть задвижку. При закачке необходимо следить за показаниями манометров и целостности нагнетательных линий. Запрещается находиться в зонах близлежащих к нагнетательным линиям. Производится закачка запланированного объема задавочной жидкости. Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время указанное в плане. Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины. Заключительные работы по глушениюРазборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижка на фонтанной арматуре со стороны скважины должна быть закрыта. После окончания работ по глушению скважины задвижки должны быть закрыты, территория вокруг скважины очищена, скважина считается заглушенной, если после окончания тех отстоя не наблюдается избыточного давления, и отсутствует перелив жидкости и выход газа. После окончания глушения, получается разрешение на дальнейшее проведение работ от службы противофонтанной безопасности, демонтируется фонтанная елка и монтируется ПВО по утвержденной схеме. Таблица 1.1 – Исходные данные
Решение: Коэффициент анормальности:  Исходя из того, что 1< Ка <1,1 – Аномально высокое пластовое давление Расчет необходимой плотности жидкости глушения:   Расчет необходимого объема жидкости глушения:     Вывод: для заданной плотности оптимальным вариантом рассола считаю раствор CaCl2, исходя из рентабельности и доступности данного реагента. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||