Перевод скважины с фонтанного способа эксплуатации на ЭЦН

Q_ук=1000∙1,3(10/80) = 162,5 дм³.

Для растворения  цементирующего породу силикатного  и глинистого материалов, а также для очистки поверхности забоя от глинистой или цементной корки в рабочий раствор соляной кислоты добавляют плавиковую кислоту в количестве

Q_пк=1000b_п(W/C_п),

где b_п — количество добавляемой плавиковой кислоты, % от объе 
ма рабочего солянокислотного раствора (обычно равный 1—2%, 
принимаем 2%);  С_п — концентрация плавиковой кислоты (обычно 
составляет 40%). 

Подставляя численные  значения величин в формулу (5), будем иметь:

Q_пк= 1000∙2 (10/40) =500 дм³.

В качестве интенсификатора  для понижения поверхностного натяжения, применяют препарат ДС (детергент «Советский»), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.

Необходимое количество ДС для 10 м³ раствора принимают из расчета 1 —1,5% рабочего солянокислотного раствора, принимаем 1 %, т. е. 10∙0,01=0,1 м³ или 100 дм³. Уточняем количество воды, необходимой для приготовление принятого объема рабочего солянокислотного раствора с учетом всех добавок: . .

V=W-W_K-ΣQ,

где W — объем рабочего солянокислотного раствора, равный 10м³ ; W_K — объем концентрированной товарной кислоты, равный 3,333 м³; ΣQ — суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (уксусная и плавиковая кислоты, ДС).

ΣQ=163+500+100=763 дм³ = 0,763 м³.

Следовательно:

V=10—3,333—0,763 = 5,904 м³.

Для изоляции зумпфа- отстойника применяют  раствор хлористого кальция относительной плотности 1,2. Объем 1 м ствола скважины с внутренним диаметром D_B = 0,152 м составляет 0,785∙0,152²≈0,018 м³, а объем 60 м зумпфа будет 0,018∙30≈0,110 м³. Для получения 1 м³ хлористого кальция относительной плотностью 1,2 требуется 540 кг СаС1₂ и 0,66 м³ воды. Для изоляции всего зумпфа количество СаС1₂ составит 540∙0,110=59,4 кг и воды 0,66∙0,11=0,07 м³.

Перед обработкой скважины зумпф ее заполняют раствором хлористого кальция. Для этого трубы спускают на 1—2 м выше забоя, восстанавливают в скважине циркуляцию и при открытом затрубном пространстве закачивают раствор хлористого кальция и продавливают его в зумпф закачкой в трубы нефти в объеме выкидной линии (объем труб диаметром 0,062 м, длиной 100 м от насосного агрегата до устья скважины составит 0,00302∙100 = 0,3 м³) плюс объем промывочных труб ( d²_B/4)H=0,00302 × 2550 = 15,71 м³. Затем приподнимают трубы и устанавливают башмак промывочных труб у нижних отверстий фильтра, после чего в скважину закачивают кислоту.

При закачке кислота заполняет  выкидную линию диаметром 0,062 м, длиной 100 м от насосного агрегата (объем ее составит 0,00302∙100== 0,3 м³), промывочные трубы диаметром 0,076 м, длиной 2489 м (объем их равен 0,00302∙2489=7,54 м³) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (объем ее составит 0,018∙20=0,360 м³), всего 8,5 м³. После этого устье герметизируют (закрывают затрубное пространство) и остаток рабочего солянокислотного раствора продавливают в призабойную зону скважины.

Для вытеснения соляной кислоты из труб требуется 8,5 м³ нефти.

Так как обсадные трубы следует  изолировать от взаймодействия с  кислотой, над интервалом перфорации устанавливается пакер ПНГК-146-500

1.19. Запуск скважины.

Запуск скважины - комплекс работ по вызову притока жидкости из пласта в скважину.  После проведения комплекса ремонтных мероприятий необходимо возобновить добычу скважинной продукции, то есть произвести пуск скважины в эксплуатацию.

Перед пуском, скважина оборудуется  всем необходимым оборудованием  для механизированной добычи УЭЦН:

• устьевое или наземное оборудование представлено фонтанной арматурой. Устьевое оборудование скважины предназначено для герметизации затрубного пространства и отвода продукции скважины.
• подземное оборудование представлено НКТ диаметром 73 мм, УЭЦН и погружным электродвигатедем (ПЭД).

Тип установки: УЭЦНМ 5А-125-2200. Глубина спуска насоса: 2400 м.

Для транспортирования оборудования УЭЦН применяются специальный агрегат  АТЭ-6, обеспечивающий механизированные погрузку и разгрузку всех узлов  установки. Прежде чем монтировать  установку погружного электронасоса, необходимо тщательно подготовить  скважину для ее эксплуатации. Для  этого в первую очередь ее промывают, т. е. очищают забой от песчаной пробки и возможных посторонних предметов. Перед спуском погружного агрегата проверяют обсадную колонну от устья  до глубины, превышающей глубину  спуска агрегата на 100 – 150 м, специальным шаблоном, диаметр которого несколько превышает максимальный диаметр погружного агрегата.

 Поскольку данная скважина после ремонта эксплуатируется с помощью УЭЦН, необходимо произвести запуск насосного оборудования и приток из пласта возобновится.

 

 

2.Специальный вопрос

«Определение верхней границы прихвата с применением специальной аппаратуры»

 

Для уточненного определения верхней  границы прихвата применяют прихватоопределители (ПО) и индикаторы места прихвата (ИМП). Общий вид прихватоопределителя показан на рис. 10.1. Прихватоопределитель состоит из электромагнита 2, помещенного в герметичный корпус 3 из немагнитного материала. Электромагнит изолирован от внешней среды головкой 1 и днищем 4, которые являются одновременно верхним и нижним полюсами электромагнита. В головке размещены свечный ввод и узел закрепления каротажного кабеля.

Работа прихватоопределителя основана на свойстве ферромагнитных материалов размагничиваться при деформации предварительно намагниченных участков труб.

В предполагаемую зону прихвата спускают прибор для получения характеристики намагниченности прихваченных труб (проводят первый контрольный замер). Затем в предполагаемой зоне прихвата на трубах ставят магнитные метки путем подачи тока через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от друга на расстоянии 10 м, причем на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15-20 см. Во время второго контрольного замера записывают кривую магнитной индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Места установки через электромагнит на участки колонны, расположенные друг от друга на расстоянии 10 м, причем на каждом участке намагничивается отрезок трубы длиной 15-20 см. Во время второго контрольного замера записывают кривую магнитной индукции вдоль всего участка, где установлены магнитные метки. Места установки магнитных меток фиксируют четкими аномалиями, замки и муфты труб - меньшими аномалиями. После расхаживания прихваченной колонны с замера определяют участок, где магнитные метки сохранились, и судят о расположении верхней границы прихвата колонны.

Техническая характеристика прихватоопределителя

Параметры	ПО-90	ПО-70	ПО-50	ПО-25
Предельный внутренний диаметр труб и их соединений, в которых рекомендуется работать с прихватоопределителем, мм	115-165	76-115	62-76	30-50
Внутренний диаметр корпуса, мм	61	46	36,	19
Размеры сердечника намагничивающей  катушки, мм:
длина	266	258	258	238
диаметр	25	20	20	18
Размеры прибора, мм:
длина	452	422	412	435
наружный диаметр	90	70	50	25
Масса прибора, кг	15-20	9-14	5-10	2-5
Максимально допустимые: температура,   0 С	100	100	100	135
давление, МПа	100	100	100	50

 

Более точно и быстро верхнюю  границу прихвата определяют с помощью  индикатора места прихвата (ИМП) конструкции  АзНИИбурнефти, отличающегося повышенной точностью и возможностью устанавливать верхнюю границу прихвата не только в бурильных трубах, но также и в УБТ.

Датчик ИМП спускают в  трубы на одножильном кабеле. При  включении питания он своим многополюсным  электромагнитом притягивается  к поверхности трубы, соприкасаясь с нею плоской гранью, чем обеспечивается его устойчивое положение во время измерения.

При приложении к свободной  части труб нагрузок (растяжения, сжатия или кручения) датчик ИМП показывает изменение деформации металла труб. Естественно, что ниже верхней границы прихвата, где отсутствует деформация труб, сигналы на поверхность не поступают. Пятью-шестью замерами можно определить зону расположения верхней границы прихвата (с точностью до 10-15 м).

Техническая характеристика ИМП

Скважинный прибор
Температура среды, °С	120
Давление, МПа	100
Габариты, мм:
диаметр	52
длина	1100
Масса, кг	≤15
Наземная аппаратура
Рабочая температура, °С	0-50
Напряжение питания, В	220+10 %
Частота, Гц	50
Габариты, мм:
блок питания	470x400x315
измерительный блок	470x400x315

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

Капитальный и текущий  ремонт скважин являются основными  видами работ на месторождении, направленными  на поддержание объёмов добычи скважинной продукции на необходимом уровне. Сегодня в условиях высоких цен  на нефть, становится актуальной эксплуатация как месторождений с относительно небольшими, трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья, так и  скважин, находящихся в консервации  по причине низкого дебита и плохих фильтрационно-ёмкостных свойств  призабойной зоны. Данные проблемы требуют применения и внедрения  современных методов подземного ремонта скважин, позволяющих увеличить  дебит скважин и снизить в  общем эксплуатационные затраты  на разработку месторождения и сделать  добычу более интенсивной.

В данной курсовой работе рассмотрен комплекс мероприятий подземного ремонта  скважин, наиболее распространённых как  на территории  Западной Сибири. Проведены  типовые расчёты данных технологических  процессов, освещена последовательность и технология проведения работ. Большое  внимание уделено правилам безопасного  ведения работ на месторождении. В разделе специального вопроса  рассмотрена технология ликвидации достаточно сложной аварии – прихвата колонны лифтовых труб, с описанием  необходимого аварийного инструмента.

В результате выполнения данной работы получено представление о  технике и технологии проведения подземного ремонта скважин, а также  приобретены навыки расчёта и  проектирования некоторых процессов. Представленная работа является необходимым  элементом образовательного процесса инженеров – технологов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованных источников

 

1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – М.:НПО ОБТ, 2003.- 258 с.
2. Трубы нефтяного сортамента. Справочное руководство. Изд. 2, перераб. и доп. Под ред. А.Е. Сарояна. М., «Недра», 1976. 504 с. Авт.: А.Е. Сароян, Н.Д.Щербюк, Н.В. Якубовский и др.
3. Расчёт обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин: Практическое руководство для студентов специальности 090800 “Бурение нефтяных и газовых скважин”. – Томск: Изд. ТПУ, 1998. – 64с.
4. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин: учебное пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве.– М.: Недра, 1986. – 208 с.
5. Лаврушко П.Н Подземный ремонт скважин.. Учебник. – М.: Недра, 1968. – 412 с.

6. Нефтепромысловое оборудование. Справочник. Под редакцией Е.И.Бухалеенко. 2-е изд., перераб. И доп. – М.: Недра, 1990. – 559 с.: ил.