Расчет параметров солянокислотной обработки
Воды пласта Д1 терригенного девона относятся к высокометаморфизованным рассолам с высокой плотностью и минерализацией. На рассматриваемом месторождении по своим физико-химическим свойствам и компонентному составу воды этих горизонтов неразличимы. Результаты анализа многочисленных представительских проб, отобранных в разные годы разработки месторождения, показали, что воды пластов Дк и Д1… Читать ещё >
Расчет параметров солянокислотной обработки (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Расчет параметров солянокислотной обработки
1. Краткая характеристика пласта и месторождения
1.1 Общие сведения о месторождении
Белозерско-Чубовское месторождение в административном отношении расположено на территории Красноярского района Самарской области, в 45 км к северо-востоку от г. Самара. (Рис. 1.1). Ближайшая железнодорожная станция Старосемейкино находится юго-западнее месторождения, а узловая станция Кинель в 20 км к юго-востоку от месторождения.
Район месторождения промыслово обустроен. В экономическом отношении — преимущественно сельскохозяйственный.
Белозерско-Чубовское месторождение открыто в 1956 г. поисково-разведочным бурением и введено в разработку в 1956 году.
Выкопировка из обзорной карты нефтяных месторождений самарской области.
Рис. 1.1
1.2 Геолого-физическая характеристика пласта Д1
Пласт Д1 является одним из основных разрабатываемых объектов на месторождении. Залегает в кровельной части пашийского горизонта, в среднем на глубине 2606,1 м. Пласт представлен терригенными породами: светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми песчаниками, алевролитами серыми и зеленовато-серыми глинами. Общая толщина пласта достигает 45,6 м.
Слагающий пласт коллектор состоит из 2−10 (скв. 215) пропластков песчаников, толщиной от 0,2−0,4 м до 10,8 м в нефтенасыщенной части пласта и достигает 22 м — в водонасыщенной. Толщина непроницаемых разделов меняется от 0,4 до 14,8 м. Коэффициент расчлененности при этом по пласту в целом равен 4,5 доли ед., а в границах залежи — 2,5. Коэффициент песчанистости составляет 0,65.
В 22-х скважинах нефтенасыщенная часть пласта отделяется от водонасыщенных песчаников глинистым прослоем, толщиной 1−7,6 м.
Промышленная нефтеносность пласта Д1 установлена в 1958 году при его опробовании в скв. 3, в которой из интервала перфорации 2611−2620 м был получен фонтанный приток безводной нефти, дебитом 128,8 т/с. В дальнейшем промышленная значимость пласта подтверждена опробованием в 32 скважинах, пробуренных в период 1958;2003 годы.
По состоянию изученности на 1.01.11 г. пласт Д1 дополнительно вскрыли 111 скважины, из которых 49 оказались в пределах утвержденного контура нефтеносности.
Начальное положение ВНК по залежи, по состоянию изученности на 1.01.11 г., принято в интервале абсолютных отметок минус 2470—2474 м.
Начальная нефтенасыщенная толщина пласта по площади залежи меняется от 2,2 до 17 м. Увеличенные толщины приурочены к сводам поднятия.
Размеры залежи составляют 6,5Ч2,5 км, высота 19,6−23,6 м. Залежь нефти неполнопластового типа. Покрышкой для залежи служат глины тиманского горизонта, подстилающие пласт Дк и 1−2 м прослой известняка (репер «кинжал»).
Геолого-физическая характеристика пласта Д1 представлена в таблице 1.1.
Таблица 1.1. Геолого-физическая характеристика пласта Д1
Параметры | Д1 | |
Участок | ||
Категория | А | |
Средняя глубина залегания, м | 2606.1 | |
Абсолютная отметка ВНК, м | — 2470−2474 | |
Тип залежи | неполно — пласт. | |
Тип коллектора | терриг. | |
Площадь нефтегазоносности, тыс мІ | ||
Средняя нефтенасыщенная толщина, м | 6.4 | |
Пористость, доли ед. | 0.18 | |
Ср. нефтенасыщенность ЧНЗ, доли ед. | 0.91 | |
Проницаемость, мкмІ | 0.135 | |
Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0.65 | |
Коэффициент расчлененности, доли ед. | 2.5 | |
Начальная пластовая температура, С | ||
Начальное пластовое давление, МПа | 28.4 | |
Вязкость нефти в пластовых усл., мПа с | 4.46 | |
Плотность нефти в пластовых усл., т/мі | 0.826 | |
Плотность нефти в поверхн. усл., т/мі | 0.866 | |
Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1.095 | |
Содержание серы в нефти, % | 2.1 | |
Содержание парафина в нефти, % | 3.74 | |
Давление насыщения нефти газом, МПа | 6.8 | |
Газосодержание, мі/т | ||
Коэффициент вытеснения, доли ед | 0.652 | |
Вязкость воды в пластовых усл., мПа с | 1.01 | |
Плотность воды в пласт. условиях. т/ мі | 1.182 | |
Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед.: | ||
утвержденный ГКЗ (ЦКЗ) РФ | 0.56 | |
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Физико-химические свойства нефти и газа Белозерско-Чубовского месторождения изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтом «Гипровостокнефть» и ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть».
Свойства нефти и газа пласта Д1 определены по результатам исследований двенадцати глубинных проб из скв. 3, 5, 36 (две пробы), 209, 250, 251, 266, 269, 276 (две пробы), 307 и шестнадцати поверхностных проб из этих же скважин.
По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,826 г./смі, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,8 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 40,6 мі/т, динамическая вязкость пластовой нефти 4,46 мПас.
При дифференциальном разгазировании в рабочих условиях плотность нефти 0,866 г./смі, газосодержание 36,0 мі/т, объемный коэффициент 1,095, динамическая вязкость разгазированной нефти 28,18 мПас.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,10%), смолистая (9,31%), парафиновая (3,74%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 С — 43%.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 12,66%, метана 43,12%, этана 15,33%, пропана 18,00%, высших углеводородов (пропан + высшие) 28,47%, гелия 0,069%. Относительная плотность газа по воздуху 1,033.
Воды пласта Д1 терригенного девона относятся к высокометаморфизованным рассолам с высокой плотностью и минерализацией. На рассматриваемом месторождении по своим физико-химическим свойствам и компонентному составу воды этих горизонтов неразличимы. Результаты анализа многочисленных представительских проб, отобранных в разные годы разработки месторождения, показали, что воды пластов Дк и Д1 характеризуются плотностью 1185−1195 кг/мі, минерализацией 267,4−287,5 г/л, первой соленостью 57,3−61,2%-экв. От вод среднего и нижнего карбона, а также турнейского яруса они отличаются высоким содержанием кальция (32,3−35,3 г/л), магния (3,53−4,13 г./л) и брома (более 1000 мг/л). Воды практически бессульфатны и не содержат сероводород. Газосодержание в скв. 12 на Чубовской площади составляло 0,241 мі/т (пласт Дк).
Свойства пластовой нефти и воды пласта Д1 представлены в таблице 1.2. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти пласта Д1 представлен в таблице 1.3. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти пласта Д1 представлены в таблице 1.4. Содержание ионов и примесей в пластовой воде представлено в таблице 1.5.
Таблица 1.2. Свойства пластовой нефти и воды
Наименование | Пласт Д1 | ||||
Количество исследованных | Диапазон изменения | Принятые значения | |||
скв. | проб | ||||
а) Нефть | |||||
Давление насыщения газом, МПа | 6,4−7,1 | 6,8 | |||
Газосодержание при однократном разгазировании, мі/т | 33,7−46,9 | 40,6 | |||
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, мі/т | |||||
Р1=0,18 МПа Т1=20 С | ; | ; | ; | ; | |
Р2=0,18 МПа Т2=30 С | ; | ; | ; | ; | |
Р3=0,12 МПа Т3=23 С | ; | ; | ; | ; | |
Р4=0,10 МПа Т4=23 С | ; | ; | ; | ; | |
Р5=0,10 МПа Т5=20 С | ; | ; | ; | ; | |
Суммарное газосодержание, мі/т | 36,0 | ||||
Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях | 1,095 | ||||
Плотность, кг/мі | 798,0−839,0 | 826,0 | |||
Вязкость, мПас | 3,67−5,08 | 4,46 | |||
Пластовая температура, С | 51−55 | ||||
г) Пластовая вода | |||||
Газосодержание, мі/т | ; | ; | ; | ; | |
в т.ч. сероводорода, мі/т | ; | ; | ; | ; | |
Объёмный коэффициент | ; | ; | ; | ; | |
Общая минерализация, г/л | ; | ; | ; | ; | |
Плотность в пластовых условиях, кг/мі | ; | ; | ; | ; | |
Таблица 1.3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и нефти. Пласт Д1
Наименование | При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях | При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях | |||||||
выделившийся газ | нефть | выделившийся газ | нефть | ||||||
масс.% | мольн.% | масс.% | мольн.% | масс.% | мольн.% | масс.% | мольн.% | ||
Сероводород | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | 0,00 | |
Углекислый газ | 0,48 | 0,36 | 0,00 | 0,00 | 0,62 | 0,42 | 0,00 | 0,01 | |
Азот + редкие | 9,48 | 11,28 | 0,00 | 0,00 | 11,83 | 12,66 | 0,00 | 0,00 | |
Метан | 17,99 | 37,40 | 0,01 | 0,14 | 23,06 | 43,12 | 0,01 | 0,16 | |
Этан | 12,77 | 14,16 | 0,06 | 0,49 | 15,37 | 15,33 | 0,11 | 0,80 | |
Пропан | 26,52 | 20,06 | 0,51 | 2,66 | 26,45 | 18,00 | 0,86 | 4,27 | |
Изобутан | 5,11 | 2,93 | 0,21 | 0,83 | 3,86 | 1,99 | 0,34 | 1,27 | |
Н.бутан | 12,97 | 7,44 | 0,90 | 3,57 | 9,91 | 5,11 | 1,21 | 4,59 | |
Изопентан | 5,93 | 2,74 | 0,77 | 2,46 | 2,52 | 1,05 | 1,01 | 3,07 | |
Н.пентан | 4,00 | 1,85 | 1,19 | 3,80 | 3,24 | 1,35 | 1,43 | 4,34 | |
Гексаны | 3,67 | 1,42 | 2,98 | 7,93 | 2,10 | 0,73 | 3,04 | 7,76 | |
Гептаны | 1,08 | 0,36 | 3,13 | 7,17 | 1,04 | 0,24 | 3,10 | 6,80 | |
Остаток | 0,00 | 0,00 | 90,24 | 70,95 | 0,00 | 0,00 | 88,89 | 66,93 | |
Молекулярная масса | ; | 233,00 | 29,93 | 220,0 | |||||
Молек. масса остатка | ; | 292,00 | ; | 292,00 | |||||
Плотность: | |||||||||
газа, кг/мі | 1,413 | ; | 1,245 | ; | |||||
газа отн. (по воздуху) | 1,173 | ; | 1,033 | ; | |||||
нефти, кг/мі | ; | 873,000 | ; | 866,000 | |||||
Таблица 1.4. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
Наименование | Пласт Д1 | |||||
количество исследованных | диапазон изменения | принятые значения | ||||
скв. | проб | |||||
Вязкость динамическая, мПа· с | ||||||
при 20 С | 17,28−53,86 | 28,8 | ||||
Вязкость кинематическая, ммІ/с | ||||||
при 20 С | 19,57−59,98 | 31,99 | ||||
Температура застывания, С | +6 — (-32) | — 10 | ||||
Массовое содержание, % | серы | 1,90−2,34 | 2,10 | |||
смол силикагелевых | 5,70−13,55 | 9,31 | ||||
асфальтенов | 1,30−8,40 | 5,06 | ||||
парафинов | 3,00−7,60 | 3,74 | ||||
Температура плавления парафина, С | 54−68 | |||||
Объёмный выход фракций, % | н.к. — 100 С | 2−8 | ||||
до 150 С | 8−17 | |||||
до 200 С | 16−28 | |||||
до 300 С | 36−46 | |||||
Таблица 1.5. Содержание ионов и примесей в пластовой воде
Содержание ионов, моль/мі, примесей, г/смі | Количество исследований | Диапазон изменения, моль/мі | Среднее значение, моль/мі | ||
скважин | проб | ||||
Пласт Д1 | |||||
CI- | 4700,37−4850,38 | 4751,37 | |||
SO4— | 2,19−4,30 | 2,83 | |||
HCO3- | 0,50−1,00 | 0,77 | |||
Ca++ | 816,63−836,67 | 827,90 | |||
Mg++ | 146,91−162,11 | 154,51 | |||
Na++ K+ | 2733,28−2909,26 | 2793,78 | |||
Примеси | ; | ; | ; | ; | |
рН | ; | ; | ; | ; | |
2. Характеристика добывающего и нагнетательного фонда скважин
На дату анализа (01.01.2011 г.) в действующем добывающем фонде пласта Д1 числилось 34 скважины, действующих скважин насчитывалось 10 единиц, в бездействии находилось 4 скважины, пьезометрических скважин 2 единицы, были переведены под закачку 4 скважины, и 14 скважин были переведены на другие горизонты.
Закачка воды велась в 1 скважину, 2 нагнетательные скважины находились в бездействии и 1 — в освоении после бурения
В категории контрольных и пьезометрических числилось 2 скважины.
Таблица 2.1. Характеристика фонда скважин пласта Д1 на 01.01.2011 года
Наименование | Характеристика фонда скважин | Д1 | |
Фонд добывающих скважин | Пробурено | ||
Возвращено с других горизонтов | |||
Всего | |||
В том числе: | |||
действующие | |||
из них фонтанные | |||
ЭЦН | |||
ШГН | |||
бескомпрессорный газлифт | |||
внутрискважинный газлифт | |||
Бездействующие | |||
В освоении после бурения | |||
В консервации | |||
Пьезометрические | |||
Переведены под закачку | |||
Переведены на другие горизонты | |||
В ожидании ликвидации | |||
Ликвидированные | |||
Водозаборные | |||
Поглощающие | |||
Доля бездействующих скважин от всего фонда добывающих скважин | 0,117 | ||
Фонд нагнетательных скважин | Пробурено | ||
Возвращено с других горизонтов | |||
Переведены из добывающих | |||
Всего | |||
В том числе: | |||
Под закачкой | |||
Бездействующие | |||
В освоении после бурения | |||
В консервации | |||
Пьезометрические | |||
В отработке на нефть | |||
Переведены на другие горизонты | |||
В ожидании ликвидации | |||
Ликвидированные | |||
За весь период разработки ликвидированных скважин не зарегистрировано.
Рис. 2.1
По способам эксплуатации действующий добывающий фонд распределялся следующим образом: 8 скважин оборудованы ЭЦН (, 2 скважины — ШГН (20%), (Рис. 2.1).
В декабре 2010 г. действующий фонд добывающих скважин пласта Д1 составил 10 скважин. В настоящее время скважины эксплуатируются электроцентробежными насосами 9 типоразмеров: ЭЦН5А-250−1200; ЭЦН5А-250−1400; ЭЦН5А-250−1300; ЭЦН5 — 80−1200; ЭЦН5−200−1400; ЭЦН5А-200 — 950; ЭЦН5−125−1100; ЭЦН5−125−1350; ЭЦН5−250−1500; и 5 типоразмерами плунжерных насосов НН-68; НН-70; НН-43; НН-57; НН-44 (рис. 2.2).
Анализ фонда показал, что в скважине № 25 работающей с максимальным дебитом по жидкости равным 317 мі/сут спущен насос типа ЭЦН5А-250−1200. В скважины №№ 27; 57; 59; 220 работающей с минимальным дебитом по жидкости равным 0,3−1, мі/сут спущены плунжерные насосы четырех типоразмеров НН-68; НН-43; НН-57; НН-44 соответственно. Самым распространенными насосами является ЭЦН5А-250−1200, НН-57, НН-44 каждым оборудовано по 2 скважины
Рис. 2.2. Распределение фонда скважин по типоразмерам насосов
В целом действующий фонд добывающих скважин пласта в декабре 2010 г. распределялся по дебитам нефти относительно равномерно: 37,5% скважин имели дебиты по нефти от 5 до 10 т/сут; 37,5% скважин имели дебиты в диапазоне от 10 до 20 т/сут; и по 12, 5% фонда скважин имели дебиты в диапазонах от 3 до 5 т/сут и от от 20 до 30 т/сут (рис. 2.4). Средний дебит по нефти составлял 12,3 т/сут.
Рис. 2.3
Большая часть фонда скважин (75%) работало с дебитами по жидкости от 50 до 150 мі/сут, в диапазоне 30−50 мі/сут — 1 скважина (12,5% фонда) Дебит по жидкости находящийся в интервале от 150 до 200 мі/сут зафиксирован в 1 скважине. Средний дебит по жидкости составлял 101 мі/сут.
Рис. 2.4
Фонд скважин в значительной степени обводнен. Начиная с 2002 г. обводненность продукции превышает 80%, а в 2010 г. средняя величина обводненности составила 85,4% (согласно технологическим показателям за 2010 год).
В декабре 2010 г. в 37,5% фонда (3 скважины) содержание попутной воды в продукции составляет 90% и более. Предельное содержание попутной воды в продукции не зафиксировано в 5 скважинах (62,5% фонда) обводненность находится в интервале 60−90%. Скважин с низкой обводненностью (до 30%) не зафиксировано. На анализируемую дату средняя обводненность составляет 85% (согласно технологическому режиму составленному на декабрь 2010 года) (рис. 2.5).
Рис. 2.5
Для добывающего фонда скважин коэффициент продуктивности находится в интервале 0,4 — 1.6 мі/сут/атм. (рисунок 2.6), максимальный коэффициент продуктивности зафиксирован в скважине № 704 равный 1,6 мі/сут/атм.
Рис. 2.6
Распределение фонда нагнетательных скважин по приемистости представлено на рис. 2.7.
Распределение фонда нагнетательных скважин по приемистости Рис. 2.7
Как видно из представленного распределения средняя приемистость составляет 204,2 мі/сут. Максимальная приемистость наблюдается в скважине № 411 — 321мі/сут, минимальная в скважине № 56 — 110 мі/сут.
За 2008;2010 годы по скважинам пласта Д1 и был проведен 61 ремонт. Как видно из распределения, представленного на рис. 2.8, основными причинами ремонта скважин являются повреждения изоляции кабеля — 28,07% (16 случаев) и двигателя — 24,56% (14 случаев), отсутствие подачи — 21,05% (12 случаев), а также снижение производительности — 17,54% (10 случаев).
Рис. 2.8. Распределение причин ремонта за 2008;2009 годы
Рис. 2.9. Распределение причин ремонта за 2008;2010 годы (в процентном соотношении)
При проведении ремонтных работ увеличение дебита нефти было достигнуто только в 5 случаях (скв. № 127 в окт. 2007, скв. № 127 в мар. 2008, скв. № 500 в фев. 2009, скв. № 414 в авг. 2009 и скв. № 373 в мар. 2009) в 12 случаях было зафиксировано снижение дебита нефти, что говорит о проведении ремонтов с целью сохранения существующего режима работы скважин.
В 18 случаях была произведена смена типоразмера насоса (12 с уменьшением и 6 с увеличением Qном).
Основные причины, осложняющие эксплуатацию УЭЦН: выпадение парафина, коррозионный износ оборудования, отложение минеральных солей. Предлагаемые методы борьбы с этими осложнениями: пропарка или прокачка горячей нефти и спуск скребков; закачка ингибитора коррозии СНПХ 60−11; соляно-кислотная обработка ПЗС.
Среднее значение МРП для фонда скважин пласта Д1 составило 273 дня.
Средняя наработка на отказ составила в 2010 году 245 дней.
Преждевременными отказами подземного оборудования считаются отказы с наработкой до 180 суток. Таких отказов за рассматриваемый период не было. Поэтому можно сделать вывод, что в целом по механизированному фонду осложнений в работе подземного оборудования не наблюдалось.
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 предназначенные 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
Показатель/агрегат | Аз — 37А | А50 | УПТ32 | УПТ50 | Р80 | К703МТУ | |
АПРС32 | А60 | ||||||
грузоподъемность | 32/32 т | 50/60 | 60/80 кратковременно | ||||
оснастка | 2х3/2х3 | 3х4 | 2х3 | 3х4 | 4х5 | ||
Оттяжки ветр | 2−17 | 2−14 | 2−18 | ; | 2−18 | ||
силовые | 2 — 14 мм | 2−17 | 2−14 | 2−18 | ; | 2−18 | |
установочные | 2−25 | 2−14 | 2−18 | 2−18 | 2−25 | ||
Диам. каната | 22,5 | 22,5 | |||||
Расст от опоры до центра скважины | 1500/1200 | 1040 от торца рамы | |||||
Max нагрузка на оттяжку | 1350 кг | 3590 кг | ; | ; | |||
Тяговое усилие | 8,4 т | 10/11,2 т | 8,4 | 8,5 | 14,7 | ||
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 (9 мгр) 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 1 м.
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 мі), затем цементный раствор (0.3 -0,8 мі), снова пресная подушка (0.1−0.2 мі)
— 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 100 л 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 7 мм., 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 ссливной 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 15 м. выше и на 15 м. 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. Вилкув 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 -3 м) 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. пласт месторождение скважина солянокислотный После раскатки дорн разбирается, ревизируется и собирается.
Библиографический список
1. Проект разработки Белозерско-Чубовского месторождения. 2007.
2. Технологический режим работы нефтяных скважин ОАО «Самаранефтегаз» на 01.01.11.
3. Технологический режим работы нагнетательных скважин ОАО «Самаранефтегаз» на 01.01.11.
4. В. С. Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождения. — М.: Недра, 1990.
5. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. М: Недра, 2005 г.
6. Акульшин А. И., Бойко B.C., Зарубин Ю. А., Дорошенко В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989.
7. Муравьев В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1978.
8. Ивановский В. Н., Дарищев В. И., Сабиров А. А. и др. Оборудование для добычи нефти и газа. М.: РТУ Нефти и газа, 2002.
9. Оркин К. Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М: Недра, 1967.