Перевод скважины с фонтанного способа эксплуатации на ЭЦН

ФЕДЕРАЛЬНОЕ  АГЕНТСТВО  ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования

«ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИГНД

Кафедра бурения скважин

Группа 2Б62

 

 

 

    

ПЕРЕВОД СКВАЖИНЫ С ФОНТАННОГО СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ НА ЭЦН

 

 

 

Пояснительная записка к курсовой работе по дисциплине «Подземный ремонт нефтяных и газовых  скважин»

КР-2069305-130504-04-10 ПЗ

 

 

 

 

 

 

Руководитель  проекта   

                                                                                 профессор                  Ю.Л. Боярко           

                                    ^{(подпись)}

             ________________

                                       ^(дата)

Исполнитель

студент                    П.В. Дульцев                             

                         ^{(подпись)}

             ________________  

                                        ^(дата)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2010 г.

 

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО  ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное  учреждение высшего профессионального  образования

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ  УНИВЕРСИТЕТ

 

ИГНД

Кафедра бурения скважин

Группа 2Б62

ЗАДАНИЕ

на курсовую работу по дисциплине

«Подземный ремонт нефтяных и газовых скважин»

 

Выдано студенту     Дульцеву Павлу Владимировичу                     1. Тема курсовой работы: Перевод скважины с фонтанного способа эксплуатации на ЭЦН

2. Тема спецвопроса: _________________________________________________

3. Срок сдачи студентом законченной  курсовой работы  «  15 »   апреля    2010г.

4. Исходные данные к проекту:

4.1. Категория скважины: эксплуатационная 1ая категория    

4.2 Пластовое давление: 285 атм.

4.3. Статический уровень:     0   м.

4.4. Газовый фактор:        50      м³/м³.

4.5. Дебит скважины по жидкости:    90        т/сут,  нефти       т/сут,  обвод     20  %.

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

4.7. Искусственный забой:   2880 м      текущий: 2880 м      дата:    1.02.2010

4.8.  Интервалы перфорации: 2891 – 2897 м     пласт                                  _          

4.9. Подземное оборудование: НКТ 73 мм – 360 шт, воронка 73x143         

4.10. Наземное оборудование: арматура фонтанная АФК – 100х35

4.11. Скважина простаивает: c 1 .12. 2009г.

4.12. Состояние ствола: парафин в НКТ     

4.13. Наличие циркуляции: есть

4.14. Дата выполнения последнего  ремонта и количество за год: 15 .07 2009 г., 1 ремонт

4.15. Цель ремонта: Восстановление дебита

4.16. Выполнить на скважине следующие  объемы работы: промывка песочной пробки,  депарафинизация,  гидроразрыв пласта с обработкой ПЗП кислотой

4.17. Заглушить скважину:      1,059     уд. вес,     44  м³

4.18. Провести технологические операции: гидравлическая промывка песочной пробки, гидроразрыв пласта,  очистка от парафина,  соляно-кислотная обработка

4.19. Спустить в скважину: ЭЦН, НКТ 73 мм .

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

 

Руководитель 

профессор Боярко Ю.Л. _______________ « ___ » ________2010 г.

 

Задание принял

студент  Дульцев П.В. ______________ «____»       ___    2010 г.

 

 

 

 

 

 

 

 

Оглавление

 

Введение ………………………………………………………………………………...……...3

1.Технологическая часть…………………………………………………………….…..……..4

1.1.Выбор и обоснование вида и способа ремонта…………………………………..…...4

1.2.Описание конструкции скважины………………………………………………...…...4

1.3.Описание подвески и устьевого оборудования ……………………………...….…...4

1.4.Выбор подъемника ……………………………………………………………...….…..5

1.5.Расчет и технология глушения скважины ……………………………………...……12

1.6.Выбор состава и свойств жидкости глушения…………………………………..…..14

1.7.Расстановка оборудования на скважине………………………………….……….…15

1.8.Подъем мачты агрегата…………………………………………………………..……16

1.9.Демонтаж устьевого оборудования…………………………………………..………17

1.10.Монтаж ПВО…………………………………………………………………..……...18

1.11.Оборудование для СПО………………………………………………………..…….20

1.12.Подъем НКТ(расчет времени)………………………………………………..……...21

1.13.Спуск промывочных труб……………………………………………………...…….23

1.14.Промывка песочной пробки………………………………………………...……….24

1.15.Очистка оборудования от парафина……………………………………………..….31 

1.16.Гидравлический разрыв пласта………………………………………………...……33

1.17.Чистка скважины желонкой…………………………………………………..….….36

1.18.Обработка призабойной зоны кислотой …………………………………….….…...37

1.19.Запуск скважины……………………………………………………………..….……40

2.Специальный вопрос………………………………………………………………..…….….41

Заключение………………………………………………………………………..………….…43

Список использованных источников……………………………………………...…………..44 

 

Введение

 

Нефтяные и  газовые скважины при эксплуатации осложняются под действием сопутствующих  процессов (отложения парафина и  смолистых веществ в лифтовых колоннах, накопление на забое песчаных пробок и т.д.). С течением времени  элементы конструкции скважин и  погружное оборудование изнашиваются и требуют либо ремонта, либо замены. Часто в эксплуатационных скважинах  происходят аварии (обрыв штанг или  насосно-компрессорных труб, прихват  погружных насосов, повреждение  или разгерметизация обсадной колонны  и др.). Для их ликвидации необходимо проводить специальные подземные  аварийные работы.

Комплекс работ, требующих спуско-подъемных операций, глубинных воздействий на элементы конструкции скважины, извлечения из скважины различных предметов и  загрязняющих веществ, специальных  обработок призабойной зоны, называют подземным ремонтом скважин.

Условно подземный  ремонт скважин, в зависимости от сложности и видов работ, подразделяют на текущий и капитальный.

К текущему подземному ремонту относят плановую замену глубинных насосов, насосно-компрессорных  труб и штанг, очистку скважины от загрязняющих веществ, ухудшающих условия  добычи пластовых флюидов, несложные  ловильные работы внутри лифтовой колонны.

Традиционно на нефтяных и газовых промыслах  текущий подземный ремонт называют просто подземным ремонтом, т. к. его  проводит бригада подземного ремонта  скважин.

К капитальному подземному ремонту скважин относят  более сложные работы, связанные  с ликвидацией аварий с погружным  оборудованием или лифтовой колонной, ремонтом поврежденных эксплуатационных колонн, изоляцией зон поступления  пластовой воды, переходом на эксплуатацию другого объекта, бурением новых  стволов из существующих скважин. К  этой же категории работ обычно относят  все операции по обработке призабойной  зоны скважин (гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная  обработка и др.).

Как правило, для выполнения капитального ремонта  требуется специальное оборудование: буровой станок, буровые насосы и  цементировочные агрегаты, бурильные  трубы, погружные двигатели, долота и т. д., а сами работы проводятся специализированными бригадами.

Работы по ликвидации и консервации скважин  после прекращения их эксплуатации также относят к капитальным  подземным работам, так как они  требуют специальных операций с  использованием буровых технологий (извлечение из скважины обсадных труб, установка цементных мостов, глушение скважины специальными жидкостями и  т. д.).

 

 

1. Технологическая часть

1.1. Выбор и обоснование вида и способа ремонта скважины

 

Целью ремонтно-профилактических мероприятий является устранение различных  нарушений в режиме эксплуатации скважины и подземного оборудования, очистка от песка, гидратных и  парафиновых отложений, восстановление и повышение добывных возможностей скважины.

Необходимость проведения ремонта  обусловлена, прежде всего, образованием песчаной пробки на забое и как  следствие катастрофическим уменьшением  дебита (песчаная пробка полностью  перекрыла перфорированный интервал). Для восстановления требуемого дебита необходимо произвести промывку образовавшейся песчаной пробки, также необходимо произвести очистку насосно-компрессорных  труб (НКТ) от отложений парафинов  и гидратов, образовавшихся в верхнем  интервале колонны НКТ. Для реализации данных мероприятий необходимо поднять  колонну НКТ на поверхность, а  до этого  произвести очистку труб от отложений непосредственно в  скважине с применением паропередвижных  установок; промывку песчаной пробки целесообразно  провести с использованием необходимого оборудования, спущенного на отдельной  технологической колонне промывочных  труб.

Кроме вышеперечисленных  мероприятий,  для улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны, гидродинамической связи пласта со скважиной и, как результат, увеличения дебита,  необходимо произвести солянокислотную обработку в интервале перфорации (поскольку песчаники продуктивного пласта имеют известковый цемент), а также гидравлический разрыв пласта. Вследствие накопления пропанта необходимо провести чистку скважины желонкой. Данные работы позволят значительно увеличить дебит скважины. 

1.2. Описание конструкции скважины

 

Конструкция скважины одноколонная, со спуском эксплуатационной колонны до забоя с последующей кумулятивной перфорацией в интервале продуктивного пласта с плотностью перфорации 10 отверстий на метр. Глубины спуска обсадных колонн следующие: направление 0 - 20 метров, кондуктор 0 – 400 метров, эксплуатационная колонна 0 – 2880 метров. Диаметр эксплуатационной колонны равен 146 мм с толщиной стенки 7 мм; диаметр кондуктора – 168,3 мм, толщина стенки – 8 мм; направление имеет диаметр – 244,5 мм и толщину стенки 8,9 мм. Эксплуатационная колонна перфорирована в интервале 2891 – 2897 метров, ниже расположен стакан-отстойник длиной 60 метров. 

Согласно действующим  правилам безопасности в нефтяной и  газовой промышленности интервалы  затрубного цементирования приняты  следующие: направление и кондуктор  цементируются с подъёмом цемента  до устья, эксплуатационная колонна  – с подъёмом цемента на 150 метров выше башмака кондуктора .

1.3. Описание подвески и устьевого оборудования

 

Рассматриваемая скважина до поведения ремонта эксплуатируется фонтанным способом с использованием соответствующего подземного и наземного оборудования.

Устьевое  или наземное оборудование представлено фонтанной арматурой, состоящей из трубной головки и елки.

Трубная головка предназначена для подвески колонны насосно-компрессорных труб, герметизации и контроля пространства между подъемными трубами и эксплуатационной колонной, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины.

 Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции в выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля действия скважины путем спуска глубинных приборов.

Шифр  фонтанной арматуры АФК – 100х35, где

100 – условный проход, мм;

35 – рабочее давление, МПа.

 

Подземное оборудование скважины включает в себя колонну подъёмных труб, собираемую из насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм и воронки 73х143. Глубина спуска подъёмных труб при фонтанном способе эксплуатации принимается равной глубине верхних отверстий перфорации 2890 метров.

 

1.4. 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. 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.