Заканчивание скважин. курсач заканчивание МОЙ. Содержание проекта
 Скачать 0.58 Mb.
|
|
9.Выбор способа освоения скважины, организация этого процесса. В соответствии с заданием на проектирование, при строительстве скважин по данному проекту возможны варианты вторичного вскрытия и освоения скважин. Основной вариант: - перфорация объекта производится с применением в качестве перфорационной жидкости кислотной перфорационной среды (КПС), представляющей собой смесь водного раствора сильвинита («Лиман-800») и жидкости СПК-350 (состав перфорационный кислый). В качестве жидкости глушения используется поверхностно-активный кислотный раствор (ПАКР), представляющей собой смесь водного раствора сильвинита («Лиман-800») и жидкости СПК-150 (состав перфорационный кислый); - вызов притока производится струйным насосом УГИС; По окончании работ по освоению скважины через УГИС в интервал пласта закачивается КПС (смесь водного раствора сильвинита и жидкости СПК-350). В интервал выше пласта через УГИС в качестве жидкости глушения закачивается ПАКР (смесь водного раствора сильвинита и жидкости СПК-150). Порядок работ при освоении скважин и их продолжительность приведены в таблице 4.2 данного раздела. Дополнительные варианты (приводятся справочно): Вариант 1. Применяется в случае неполучения расчётного дебита после вы зова притока струйным насосом УГИС по основному варианту. производится глинокислотная обработка призабойной зоны пласта через колонну НКТ и струйный насос; производится вызов притока струйным насосом УГИС; по окончании работ по освоению скважины через УГИС в интервал пласта закачивается перфорационная жидкость КПС (смесь водного раствора сильвинита и жидкости СПК-350). В интервал выше пласта через УГИС в качестве жидкости глушения закачивается ПАКР (смесь водного раствора сильвинита и жидкости СПК-150). Вариант 2. Применяется в случае неполучения расчётного дебита после вы зова - притока струйным насосом УГИС по основному варианту. производится подъём УГИС из скважины; в скважину спускается колонна НКТ – низ воронка; производится глинокислотная обработка призабойной зоны пласта через колонну НКТ; производится вызов притока снижением уровня свабированием; по окончании работ по освоению скважины закачиванием раствора ПАКР (смесь водного раствора сильвинита и жидкости СПК-150) через колонну НКТ производится глушение скважины, и в интервал пласта закачивается перфорационная жидкость КПС (смесь водного раствора сильвинита и жидкости СПК-350). Вариант 3. Применяется в случае неполучения расчётного дебита после вызова притока по основному и вышеназванным дополнительным вариантам. по решению геологической службы заказчика (по результатам геофизических исследований), возможно проведение глубокопроникающего гидроразрыва пласта, как наиболее технологически эффективного способа интенсификации притока нефти из низкопроницаемых неравномерно заглинизированных пластов-коллекторов. Работы по гидроразрыву пласта выполняются в соответствии с регламентом РД 39-0148070-033/11-97 «Технологический регламент на проведение работ по интенсификации притока методом гидроразрыва пласта в процессе строительства и капитального ремонта скважин на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Оплата работ по гидроразрыву пласта производится по ИСР. В случае применения технологических решений при освоении скважины, входящих в дополнительные варианты и решений не входящих в проект (тип перфоратора, способ вызова притока, интенсификация притока и т.д.) и согласованных с заказчиком, а при необходимости с органами Госгортехнадзора, финансирование выполненных объёмов работ производится по исполнительным сметным расчётам. Вторичное вскрытие продуктивного горизонта (перфорация) Освоение объекта производится с передвижной установки А-50. При проведении работ по вторичному вскрытию пласта устье скважины оборудуется превенторной установкой по утверждённой схеме. Принимается оборудование устья скважины малогабаритной превенторной установкой типа ПМТК 12521. Допускается использование других типов малогабаритных превенторов (например ППМ 80-210.000) или устройств герметизации устья при перфорации при согласовании с органами надзора. После установки на устье, превентор и устье скважины опрессовываются водой (при отрицательных температурах воздуха – незамерзающей жидкостью) давлением 125 кгс/см2 для добывающих скважин и 200 кгс/см2 для нагнетательных скважин. Для замены бурового раствора на перфорационную жидкость и жидкость глушения в скважину до забоя спускается колонна НКТ и осуществляется перевод скважины на техническую воду с промывкой скважины до чистой воды. Производится опрессовка эксплуатационной колонны. После опрессовки эксплуатационной колонны в скважину закачиваются технологические жидкости. В интервале 2954 – 3000 устье скважины размещается ПАКР (поверхностно-активный кислотный раствор). Плотность раствора ПАКР для объекта перфорации определяется в соответствии с п.2.7.3.3. и п.2.11.2. «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» с учётом глубины залегания объекта и величины пластового давления и должна быть равна 1,06 г/см3 . Поверхностно-активный кислотный раствор плотностью 1,06 г/см3 представляет собой водный раствор сильвинита молотого «Лиман-800» с добавлением состава СПК-150 (состав перфорационный кислый). Для приготовления 1 м3 перфорационной жидкости требуется следующее количество компонентов: сильвинит молотый «Лиман-800» СПК-150 - 15 кг. Перфорационная жидкость в объёме 3,0 м3 размещается в интервале 3186-2954 м (искусственный забой – 150 м выше интервала перфорации). Перфорационная жидкость плотностью 1,10 г/см3 представляет собой водный раствор сильвинита молотого «Лиман-800» с добавлением состава СПК-350 (состав перфорационный кислый). Для приготовления 1 м3 перфорационной жидкости требуется следующее количество компонентов: сильвинит молотый «Лиман-800» -165 кг, СПК-350 - 50 кг. После закачивания в скважину технологических жидкостей производится подъём из скважины колонны НКТ. Осуществляется комплекс геофизических исследований в эксплуатационной колонне. Вторичное вскрытие продуктивных пластов производится перфорацией эксплуатационной колонны. В качестве основного типа перфоратора принят корпусной кумулятивный перфоратор типа ЗПКО-89DN-01. Вызов притока с помощью струйного насоса УГИС Устройство типа УГИС состоит из корпуса со встроенным струйным насосом, имеющего проходной канал диаметром 51 мм, и набора функциональных вставок, спускаемых на кабеле. УГИС позволяет создавать на пласты депрессию, осуществлять воздействие на пласты жидкими реагентами, проводить исследования пласта геофизическими приборами на кабеле, обработку пласта ультразвуковым генератором и перфорацию малогабаритными перфораторами во время работы УГИС, производить измерение гидродинамических параметров пласта. Насос работает в паре с установленным ниже него пакером. Работа струйного насоса возможна, когда напорный и всасывающий клапан разобщены и ток жидкости происходит через сопло. Разобщение выполняется с помощью функциональных вставок. Действие насоса (депрессия на пласты) создаётся только в подпакерной зоне, по остальному стволу скважины сохраняется первоначальное давление. Рекомендуемая величина депрессии при вызове притока - 120 кгс/см2. Типовая компоновка устройства состоит (снизу вверх): воронка (расширитель), устанавливается не ближе 20 м от кровли пласта; хвостовик (НКТ диаметром 73 мм); пакер; одна или несколько труб НКТ диаметром 73 мм; струйный насос; НКТ диаметром 73 мм до устья; устье скважины оборудуется превентором, фонтанной арматурой и лубрикатором. При спуске УГИС трубы шаблонируются шаблоном диаметром 59,5 мм, длиной 500мм. Все резьбовые соединения между пакером и струйным насосом, резьбовые соединения НКТ уплотняются смазкой ГС. По окончании работ по вызову притока и очистке призабойной зоны пласта производятся гидродинамические исследования объекта. Конструкция струйного насоса типа УГИС и комплекс вспомогательного оборудования позволяют производить через него воздействие на пласт жидкими химреагентами. Возможно также прокачивание жидкости через УГИС напрямую в межколонное пространство. После окончания исследований в интервал пласта через колонну НКТ и УГИС закачивается перфорационная жидкость в объёме 3,0 м3 (водный раствор сильвинита молотого «Лиман-800» плотностью 1,10 г/см3 с добавлением состава СПК-350). Затем через струйный насос в обсадную колонну (в межколонное пространство и в НКТ), в интервал выше пласта, закачивается раствор ПАКР плотностью 1,06 г/см3 . Таким способом производится глушение скважины. На каждой конкретной скважине работы по вызову притока с помощью струйного насоса УГИС производятся по разработанному для данной скважины плану, который составляется в соответствии с действующими технологическими регламентами, разработанными геофизической организацией и согласованными с буровым предприятием и заказчиком. Величина депрессии на пласты при испытании конкретного объекта должна определяться буровой подрядной организацией по согласованию с заказчиком. При этом должны учитываться проектные решения, фактическое состояние крепи скважины и фактическое расстояние до водоносного пласта. Величина депрессии при испытании объектов определяется с учётом следующих факторов: условия прочности обсадной колонны (обсадная колонна рассчитана на снижение уровня жидкости до 2300м по вертикали); условия прочности цементного кольца между нефтеносным и водоносным пластами, перепад давления на один метр разобщаемого пространства не должен превышать 1,5 МПа; условия сохранения устойчивости призабойной зоны пласта. Скважинные жидкости и пластовые флюиды, полученные при вызова притока, собираются в накопительной емкости и откачиваются в нефтесборный коллектор. Вызов притока снижением уровня жидкости (свабированием) Вызов притока из скважины заменой солевых растворов на техническую воду и последующим снижением уровня жидкости свабированием. Свабирование производится с подъёмника А-50 с использованием геофизического подъёмника, оснащённого стальным каротажным кабелем. Технология вызова притока производится свабированием. Распределение обязанностей и объём выполняемых работ между буровым предприятием и геофизической организацией устанавливается соответствующим договором. Величина депрессии при освоении скважины определяется с учётом следующих факторов: не нарушается условие прочности обсадной колонны (обсадная колонна рассчитана на снижение уровня жидкости до 2300м по вертикали); 2) не нарушается прочность цементного кольца между нефтеносным и водоносным пластами. 3) превышается величина максимально допустимой депрессии, определённой давлением насыщения нефти газом. Допускаемая депрессия определяется по формуле: Рд = Рпл – 0,6.Рнас, МПа (2.86) При вызове притока свабированием необходимо выполнять следующие основные требования: На торцовых частях НКТ, предназначенных для спуска, в скважину должны быть сняты фаски. До начала работ должны быть опрессованы : -фонтанная арматура на давление опрессовки эксплуатационной колонны (125 кгс/см2 – для добывающих скважин и 200 кгс/см2 – для водонагнетательных скважин); -межтрубное пространство эксплуатационной колонны и кондуктора на 90 кгс/см2; -тройник-разрядник и лубрикатор с зафиксированным на кабеле сальником герметизатора на 100 кгс/см2 . Контроль за положением уровня в скважине осуществляется по каротажному кабелю, объём отобранной жидкости - по заполнению ёмкости, оборудованной уровнемером. Не допускается опорожнение обсадной колонны ниже уровня, указанного в плане работ на свабирование. Все участники работ должны быть проинструктированы по правилам технологии работ и мерам безопасности при проведении операции вызова притока свабированием. Свабирование скважины производится до получения притока флюида или до снижения уровня в скважине до заданной глубины. Время работ по свабированию скважины определяется по «Технологическому регламенту…». По окончании работ по вызову притока, осуществляется глушение скважины закачиванием поверхностно-активного кислотного раствора (ПАКР), представляющего собой смесь водного раствора сильвинита («Лиман-800») и жидкости СПК-150, плотностью 1,06 г/см3. В интервал пласта закачивается кислотная перфорационная среда (КПС), представляющая собой смесь водного раствора сильвинита («Лиман-800») и жидкости СПК-350, в объёме 3,0 м3. Производится подъём технологической колонны НКТ из скважины и перевод скважины на механизированный способ эксплуатации. В водонагнетательных скважинах производится спуск НКТ с пакером для нагнетания воды в пласт. Корпусный кумулятивный перфоратор 3ПКО-89DN-01 спускается на глубину залегания продуктивного пласта 1769-1829м. При его использования кумулятивного перфоратора в пласте (продуктивный участок) за счет направленного взрыва зарядов образуется коническая полость. Толщина взрываемого интервала составляет 3 метра. Данный вид перфорации обеспечивает надежное вскрытие пласта и улучшает проницаемость вследствии образования глубоких каналов, отверстия создаются без повреждения колоны и цементного кольца. 10. Расчет нормативного времени, необходимого для освоения скважины Наибольшая разница статических давлений: Рук=(1200-830)*9.8*1751=6,63Мпа Следовательно для замены промывочной жидкости на нефть следует установить втулки диаметром 140мм. Скорость течения в колонне НКТ: W=0,9*6*10-3/(0,785*0,0622)=1,79 м/с В межколонном пространстве: Wk=0,9*6*10-3/(0,785*(0,152-0,0622))=0,4м/с Определим режим течения промывочной жидкости: Не=8*1200*(0,15-0,073)2/(8*10-3)2=521460 Re=7,3*5213600,58+2100=17210 W=8*10-3*17210/(1200(0,15-0,073))=1,34 м/с Отсюда видно, что режим течения промывочной жидкости всюду ламинарный, а нефти турбулентный. Рассчитываем гидравлические потери: Re=0,4(0,15-0,073)830/(3*10-3)=8521 L=0,107(1,46*3*10-4/(0,15-0,073)+100/8521)0,25=0,0385 Рк=0,0385*830*1807*0,42/2(0,15-0,073)=0,55МПа Sk=2((0,152-0,0732))/(0,152-0,0932)-1)2=0,115 Гидравлические потери в НКТ: Se=8*0,062/(8*10-3*1,79)=34,4 Рт=4*8*1807/(0,65*0,062)=1,3 МПа Наибольшее давление в межколонном пространстве: Р=8,02+0,034+1.3=9,374МПа Объем нефти, необходимый для замены промывочной жидкости: V=0,785(0,152-0,0732+0,0622)*1807=27,5 м3 Продолжительность закачки нефти: T=27.5/(0,9*10-3*3600)=1.43 ч Режим течения нефти в НКТ турбулентный, поэтому: Re=1,79*0,062*830/(3*10-3)=30704 L=0,1(1,46*3*10-4/0,062+100/30704)0,25=0,0319 Градиент гидравлических потерь при течении нефти в НКТ: Р=0,0319*830*1,792/(2*0,062)=684Па/м Рп=1,3*106/1751=794Па/м Исходный объем нефти: V=0,785(0,152-0,0732)*1807+0,785*0,0622(1200*9,8*1807+795*1807-17*106)/(1200-830)9,8+(795-684))=56,28 м3 В итоге имеем продолжительность закачки нефти t=1,43ч. 11.Вопросы безопасности производственной деятельности при вскрытии продуктивной залежи бурением и освоение скважины. Бурение продуктивных горизонтов на месторождении следует вести с установкой над и под ведущей трубой шаровых кранов в коррозионно – стойком исполнении. На мостах буровой необходимо иметь опрессованную специальную трубу, по диаметру и прочностным характеристикам соответствующую верхней секции бурильной колонны. Труба должна быть окрашена в желтый цвет и снабжена шаровым краном, находящимся в открытом положении. В манифольдную линию противовыбросового оборудования включается трапно – факельная установка. Перед проведением освоения скважины должен быть составлен план работы, утвержденный техническими руководителями предприятия – заказчика и предприятия, уполномоченного на проведении этих работ. Фонтанная арматура должна быть соединена с продувочными отводами, направленными в противоположные стороны. Каждый отвод должен иметь длину не менее 100 м, и соединяться с факельной установкой с дистанционным зажиганием. К фонтанной арматуре должны быть подсоединены линии для глушения скважины через трубное и затрубное пространство. Линии глушения должны быть снабжены обратными клапанами. Предохранительный клапан установки должен быть соединен индивидуальным трубопроводом с факельной установкой через узел улавливание нефти, конденсата и других жидкостей. При этом должен быть исключен обратный переток нефти, конденсата через узел улавливания при срабатывании одного из клапанов. При содержании сероводородов в газе более 8 % должна быть смонтирована специальная факельная система. Перед освоением скважины необходимо иметь запас бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины соответствующей плотности без учета объема раствора, находящегося в скважине, а также запас материалов и химических реагентов согласно плану работ на освоение скважины. Допускается освоение разведочных скважин при нейтрализации продукции со сжиганием газа. Вызов притока должен проводиться только в светлое время, при направлении ветра от ближайших населенных пунктов. На время вызова притока из пласта необходимо обеспечить: - постоянное круглосуточное дежурство ответственных лиц по графику, утвержденному техническим руководителем предприятия; - круглосуточное дежурство транспорта для эвакуации; - постоянную готовность к работе цементировочных агрегатов; - готовность населения и работающих к защите в случае аварийного выброса. При отсутствии притока освоение скважины проводится с использованием: - природного или попутного нефтяного газа; - двух и многофазных пен, инертных к сероводороду и к углекислому газу; - инертных газов; - жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу; - использование воздуха для этих целей запрещается. Запрещается при освоении скважины подходить к устью, трубопроводам, распределительным пультам, сепарационным установкам без изолирующего дыхательного аппарата. Запрещается производить освоение скважин, расположенных в пойменных зонах рек, в период паводка. По окончании освоения скважины приборы, аппаратура, спецодежда должны пройти специальную обработку по нейтрализации сероводорода. По завершении работ необходимо провести контроль воздуха рабочей зоны на наличие сероводорода и проверку герметичности устьевой арматуры. 13.Список используемой литературы. Басарыгин Ю.М. Булатов А.И. Заканчивание скважин: Учебное пособие для вызовов. – М.: ООО «Недра-Бизнес центр»,2000 – 670с.: ил. Зозуля Н.Е. Фатхулин Р.Х. Заканчивани скважин строительством. Учебное пособие. – Альметьевск. АГНИ, 2002. - 136 с. Соловьева Н.Е. Заканчивание скважин: Учебно-методическое пособие для выполнении курсового проекта для студентов, обучающихся по специальности 09.08.00. – Альметьевск. АГНИ, 2005. – 32с. Зозуля Н.Е. Оформление курсовых работ и проектов. Руководство по курсовому проектированию нефтяных скважин. – Альметьевск: АГНИ,2004 – 32с. Зозуля Н.Е. Соловьева Н.В. Природоохранные мероприятия при строительстве скважин: Учебное пособие. – Альметьевск. АГНИ, 2002. - 60 с. Правила безопасности в нефтяной промышленности.(ПБ – 08 - 624 – 03).М: Федеральный горный и промышленный надзор России. – 2003 – 912м. Поляков В.Н. Шикаев Р.К. Лукманов Р.Р. Технология заканчивания нефтяны и газовых скважин. – Уфа: «ТАУ»,1999. – 408с. Валовский В.М. Валовский К.В. Техника и технология свабирования скважин. – М.: ОАО «ВНИИ ОЭНГ»,2003. – 396с.
|