Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Анализ подземного ремонта скважин на месторождении Эхаби

Анализ подземного ремонта скважин на месторождении Эхаби

Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных горизонтов. Подземные ремонты, проведенные на месторождении Эхаби. Экономическая эффективность мероприятия по повышению производительности скважин. Безопасность и экологичность проекта.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 29.09.2014
Размер файла 1,6 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Реферат

Список сокращений

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Орогидрография

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 История разработки и запасы

1.5 Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных горизонтов

2. Технико-технологическая часть

2.1 Общий характер работ по подземному ремонту скважин

2.2 Подземные ремонты, проведенные на месторождении Эхаби

2.3 Образование песчаных пробок

2.4 Методы ликвидации песчаных пробок

2.5 Оборудование, применяемое при ремонте скважин

2.4.1 Подъемные установки и комплексы подъемного оборудования

2.4.2 Промывочные агрегаты

3. Проектная часть

3.1 Прямая промывка водой

3.2 Обратная промывка водой

3.3 Прямая промывка нефтью

3.4 Обратная промывка нефтью

3.5 Вывод

4. Экономическая часть

4.1 Экономическая эффективность мероприятия по повышению производительности скважин

4.2 Методика определения экономической эффективности мероприятий по ремонту скважин

4.3 Расчет экономического эффекта от проведения промывки песчаной пробки водой

4.4 Расчет экономического эффекта от проведения промывки песчаной пробки нефтью

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Опасные и вредные производственные факторы

5.2 Пожарная безопасность

5.3 Индивидуальные средства защиты

5.4 Электробезопасность

5.5 Виброопасность

5.6 Нервно-психические нагрузки

5.7 Контроль соблюдения норм и параметров технологического режима

5.8 Охрана окружающей среды

5.9 Меры по предотвращению осложнений при промывке скважин для удаления песчаных пробок

Заключение

коллектор месторождение эхаби скважина

Введение

Целью данной выпускной квалификационной работы является анализ подземных ремонтов, проведенных на месторождении Эхаби и выбор наиболее оптимального способа промывки песчаных забойных пробок.

Для достижения поставленной цели автор проводит анализ существующих способов промывки песчаных пробок в скважинах; анализирует условия применения методов; осуществляет гидравлический расчет прямой и обратной промывки песчаной пробки водой и нефтью; а также рассчитывает экономический эффект от проведения данных мероприятий и экологическую безопасность проекта.

1. Геологическая часть

1.1 Орогидрография

Нефтегазовое месторождение Эхаби расположено на восточном побережье северной части о. Сахалина, в Охинском районе Сахалинской области, в 12 км к югу от районного центра г. Оха, с которым месторождение и поселок Эхаби связаны узкоколейной и грунтовой дорогами.

Месторождение находится в пределах северного погружения Восточно-Сахалинского хребта. Многочисленными речками, ручьями и временными потоками местность района сильно расчленена на отдельные холмы и небольшие водораздельные гряды почти меридионального направления с абсолютными отметками до 90-100 м. Склоны возвышенностей обычно крутые и сильно изрезаны глубокими оврагами-распадками. В западной части района, где распространены более молодые, в основном рыхлые песчаные отложения, рельеф понижается, переходит в зону небольших сглаженных увалов с абсолютными отметками 45-65 м. Здесь протекает наиболее значительная река Гиляко-Абунан, которая непосредственно севернее месторождения Эхаби впадает в залив Уркт Охотского моря.

Климат в пределах района - суровый, с длительной зимой, коротким прохладным летом, с частыми буранами, дождями и туманами, штормовыми ветрами, среднегодовая температура -2,2о С.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1 Обзорная карта севера о. Сахалин

1.2 Стратиграфия

В строении Охино-Эхабинского нефтеносного района участвуют в основном, породы третичного возраста, общей толщиной до 3,5 тыс. м; небольшое распространение имеют также постплиоценовые образования. На некоторых участках Охино-Эхабинского района вскрыты меловые отложения.

Наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением на месторождении Эхаби являются породы свиты Даги (средний верхний миоцен), над свитой Даги совершенно согласно залегают породы Окобыкайской свиты (верхний миоцен), затем Нутовской свиты (плиоцен).

Дагинская свита, вскрыта скважинами 112, 500, 501, 502, 503, 506, 601, 603, 604, по литологическим признакам подразделяется на две пачки: верхнюю, толщинаю до 370 м, - от кровли XXI пласта до кровли XXIV пласта, представленную глинистыми и песчаными темно-серыми часто карбонатными глинистыми сланцами с тонкими прослоями светло-серого мелкозернистого песчаника, с пористостью до 5% и нижнюю, охватывающую отложения от кровли XXIV пласта до XXX песчаного пласта, которая сложена частым чередование прослоев песчаников, песчано-глинистых и глинистых сланцев. Песчаники светло и темно-серые, мелко и среднезернистые до крупнозернистых, глинистые, с редкими пропластками кальцита, с включениями гравия. Песчано-глинистые и глинистые сланцы - темно-серые, оскольчатые, обычно однородные.

Верхняя граница свиты Даги проводится по кровле XXI пласта и определена по исследованиям.

В нижней части разреза месторождения, в скважине 501 с глубины 2324 м и до забоя (2500 м) вскрыты песчаноглинистые отложения, литологически и по каротажу отличающиеся от отложения дагинской свиты. Эти отложения условно выделяются в самостоятельную пачку с двумя песчаными горизонтами «А» и «Б», в которых в интервалах 2329-2345 и 2403-2413 м при опробовании отмечены признаки нефтеносности.

Палеонтологически отложения горизонтов «А» и «Б» не охарактеризованы, и возраст их точно не определен, условно они относятся к нижнему миоцену.

Окобыкайская свита скрыта всеми пробуренными на месторождении скважинами, достигает мощности до 1060 м в своде и 1400 м на западном крыле складки. Верхняя граница свиты проводится по подошве III песчаного пласта Нутовских отложений, которыми сложен свод складки. Окобыкайская свита представлена чередованием буроватых и темно-серых песчанистых глин и разнозернистых (от мелкозернистых до грубозернистых, обычно плохо отсортированных) песков светло-серого и темно-серого цвета. В разрезе свиты выделяются песчаные пласты: IV, VII, VIII, IX, X, XI, XII, XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII, XIX, XX.

По литологическим признакам свита подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю.

Нижняя подсвита сложена чередованием синевато-серых и темно-серых алевритистых плотных оскольчатых глин, алевролитов, песков и песчаников серых и светло-серых, иногда косослоистых, в нижней части иногда с прослойками аргиллитов. В разрезе подсвиты выделяются 8 песчаный пластов (от XX до XIII включительно), из который 7 пластов (XIII, XIV, XV, XVI, XVII, XVIII и XIX) являются промышленно-нефтеносными.

Средняя подсвита характеризуется преобладанием песчаных пород над глинистыми: представлена песками серыми и светло-серыми, мелкозернистыми, глинистыми и алевритистыми, с прослоями буровато-серых песчанистых глин и алевролитов с растительным детритом. В разрезе подсвиты выделяются песчаные пласты с VII по XII включительно, из которых X пласт - газоносный, XII пласт - промышленно-нефтеносный.

Верхняя подсвита сложена глинами серыми и темно-серыми, песчанисто-алевритистыми, серого цвета. Подсвита включает в себя IV, V и VI песчаные пласты, не содержащие промышленной нефтегазоносности.

Нутовская свита, низы которой (III пласт) выходят на поверхность в сводовой части складки, представлена светло-серыми желтоватыми песками с редкой галькой и тонкими выклинивающимися прослойками глин. В нижней части свиты, толщиной до 1000 м, пески крупнозернистые, косослоистые, неотсортированные; встречаются пески мелко и тонкозернистые, с прослоями буровато-серой песчанистой глины.

Верхняя часть свиты, расположенная за пределами Эхабинской структуры сложена песками, отличающимися от нижележащих большей однородностью, лучше отсортированностью и слоистостью. Полная толщина свиты не определена.

Четвертичные отложения в строении района существенной роли не играют; представлены они грубозернистыми песчаными и галечниковыми отложениями древних морских террас, глинами древних озер и современными аллювиальными, элювиальными и озерно-болотными образованиями.

1.3 Тектоника

Структура Эхабинского нефтяного месторождения представляет собой относительно широкую ассиметричную брахиантиклинальную складку сундучного типа, вытянутую в северо-северо-западном, юго-юго-восточном направлении до 10 км. Переклинали складки плавно погружаются под углом соответственно 3-5о и 5-3о.

Свод складки довольно широкий (до 1,5 км) и пологий; сложен песками III пласта Нутовской свиты. Складка ассиметричная, западное крыло более пологое, чем восточное, вблизи свода углы падения слоев не превышают 10-15 градусов, и только в 1,5-1,8 км от оси наклон крыла увеличивается до 40-45. Восточное крыло уже в 600-650 м от оси имеет наклон 50-70 градусов, увеличиваясь далее к востоку до 80-85.

В соответствии с ассиметричностью свод складки с глубиной постепенно смещается к западу; кроме того, с глубиной углы наклона крыльев складки увеличиваются, - складка как бы сплющивается.

Восточное крыло складки осложнено продольным региональным тектоническим разрывом типа взбросо-надвига, ограничивающего основную часть антиклинальной складки и нефтяные залежи с востока. По данным бурения глубоких разведочных скважин (112, 500, 501, 503, 232, 221, 65, 38, 603, 604), плоскость наклонена под углом 45-50 градусов - несколько меньшим наклона осевой плоскости складки. Амплитуда вертикального смещения слоя по нарушению - 30-60 м, уменьшается с глубиной. Кроме того, на восточном крыла складки, в его наиболее крутопадающей части отмечается еще одно почти вертикальное нарушение, с наклоном до 32 градусов. Поскольку интенсивность дислоцированности пород на глубине в центральной части структуры возрастает, здесь появляются дополнительные дизъюнктивные нарушения.

1.4 История разработки и запасы

Месторождение Эхаби разрабатывается с 1937 г. Промышленная нефтеносность приурочена к песчаным горизонтам Окобыкайской свиты, глубина залегания которых 500-1000 м.

Месторождение приурочено к брахиантиклинальной складке с широким и пологим сводом и крутым восточным крылом, осложненным продольным взбросом. В настоящее время на месторождении разрабатываются залежи 7 пластов с XIII по XIX. Разработка месторождения находится в поздней стадии, характеризуется высокой степенью выработки запасов и большой обводненностью добываемой продукции. Основными по объемам добычи и запасам нефти являются залежи XIII и XIV пластов, обеспечивающих 89,7 % от обшей добычи по месторождению.

В начальный период пласты разрабатывались на режиме растворенного газа, что привело к снижению пластовых давлений на 60-70 % от первоначального. В 1951 г. с целью повышения эффективности разработки начата промышленная закачка газа в сводовые части XIII,XIY,XYI,XIX пластов. Закачка газа длительное время оказывала положительное влияние на разработку залежей. С начала процесса в пласты месторождения Эхаби закачано 2897,2 млн. м3 газа и дополнительно добыто 1723 тыс. тонн нефти.

В 1956 г. внедряется закачка воды в приконтурную часть XIII и XIY горизонтов. Смешанное воздействие (закачка воды и газа) позволило стабилизировать добычу нефти в течение 1956-1969 годов. С 1973 года эффективность от закачки начала снижаться, а применяемая система приконтурного заводнения оказывала слабое влияние на работу внутриконтурных рядов эксплуатационных скважин. В связи с этим в 1979 г. начато внедрение блоковой системы разработки XIII и XIY пластов посредством создания разрезающих нагнетательных рядов. С 1978 по 1983 годы на залежах XIII,XIY пластов создано по 4 разрезающих нагнетательных ряда. Это позволило отказаться от закачки газа, способствовало вовлечению в работу скважин, расположенных в сводовой "загазованной" части залежи. За счет внедрения разрезающих рядов по XIILXIY пластам получено дополнительно за 1979-2005 годы 1236,535 тыс. тонн нефти.

В 1996 г. с целью вовлечения в разработку застойных зон и изменения фильтрационных потоков начато внедрение очаговой системы заводнения. Всего на 01.01.06 г внедрено 31 очагов заводнения по залежам XIII-XIY пластов. Прирост от внедрения составил 2427,993 тыс. тонн.

Запасы нефти по месторождению Эхаби утверждены в ГКЗ в 1970 г. и составляют:

балансовые - 33469 тыс.т

извлекаемые - 16455 тыс.т

Бурение эксплуатационных скважин в 1970 г. не внесло существенных изменений в существующую модель геологического строения месторождения.

С начала разработки месторождения из продуктивных пластов извлечено:

нефти-14025,438 тыс.т

воды - 28090,509 тыс.т

Коэффициент нефтеизвлечения на 01.01.2006 г. составляет - от балансовых запасов - 0,419 %, извлекаемые запасы использованы на 85,2 %. Остаточные извлекаемые запасы - 2429,6 тыс.т.

В 2005 г. на месторождение Эхаби добыто 42710 т нефти при плане 45,083 тыс. т (выполнение - 94,7 %). Годовой темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 0,26 %.

Среднесуточный дебит нефти одной скважины составил 1,58 т/сут. (по сравнению с 2004 г. уменьшился на 0,32 т/сут.), обводненность продукции 93,3 %.

Эксплуатационный фонд нефтяных скважин по состоянию на 01.01.2006г.- 90 скважин, из них действующих - 84, в бездействии - 6 скважин.

Разработка месторождения осуществляется глубиннонасосным способом, 13 скважин оборудованы УЭЦН, 4 скважины - УШВН, одна скважина - УЭДН.

Коэффициент эксплуатации нефтяных скважин на месторождении, по сравнению с 2004 г, уменьшился и составляет 0,867.

В 2005 г. на месторождении продолжалась закачка воды с целью поддержания пластового давления. При плане 1000.0 тыс.т закачано 992,490 тыс.м3, в том числе, подтоварной - 592,490 тыс.м3, пресной - 400 тыс.м3. За счет закачки воды дополнительно добыто 38326 т нефти. Среднесуточная приемистость одной нагнетательной скважины - 84,1 м3/сут., при давлении нагнетания 9-10 МПа.

С начала процесса в пласты закачано 65106,628 тыс.м3 воды, дополнительно получено 4207,436 тыс.т нефти.

На 01.01.2006 г эксплуатационный фонд нагнетательных скважин составляет 46, в том числе действующий - 38 скважины, в бездействии - 8 скважин.

В 2005 г. на месторождении проведен следующий комплекс геолого-технических мероприятий:

- перевод скважины № 325 на вышележащий горизонт, без
эффекта;

оптимизации режимов на 9 скважинах дополнительно получено
1550,6 т нефти;

капитальный ремонт на скважинах № 160,44,дополнительно
получено 202 т нефти.

В 2006 г на месторождении Эхаби для выполнения плана добычи нефти в объеме 43,6 тыс.т планируются следующие геолого-технические мероприятий:

ввод трех скважин из наблюдательного, законсервированного
фонда: № 147,177,36;

создание новых очагов заводнения - № 117,111,226,56,28;

зарезка 2 ствола на скважине № 86;

-выравнивание профиля приемистости на скважинах № 404,214,18;
-уменьшение организационно-технических простоев нефтяных и

нагнетательных скважин.

1.5 Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных горизонтов

Основными породами, слагающими продуктивные горизонты месторождения Эхаби, являются пески, песчаники, алевриты, тонкие прослои песчанистых глин.

Наблюдается фациальная изменчивость коллекторов продуктивных горизонтов, частичное замещение песчаных разностей глинистыми, особенно в южной части месторождения.

Коллекторские свойства продуктивных пластов наиболее полно охарактеризовано керном, поднятым из оценочных скважин: 459, 465, 466, пробуренных в 1964 г. в различных частях складки.

XIII пласт залегает на глубинах 610-629 м. Представлен песчаной пачкой, хорошо прослеживается по площади.

Общая толщина пласта колеблется от 8м (скв. 508) до 48 м (скв. 172); в среднем по площади равна 18,2 м.

Как общая, так и эффективная толщина пласта равномерно уменьшается с севера на юг за счет глинизации.

XIII пласт охарактеризован керном по скважинам: 6, 7, 8, 15, 16, 24, 29, 32, 39, 41, 43, 44, 48, 50, 54, 58, 59, 60, 62, 65, 67, 70, 71, 153, 175, 243, 275, 276, однако, по большинству скважин имеются единичные определения физических параметров. В скважинах 459, 465, 466 бурение осуществлялось со сплошным отбором керна.

По данным анализа керна пласт представлен: песчаниками серыми, мелкозернистыми, глинистыми и песком светло-серым, слабосцементированным, рыхлым, разнозернистым, глинистым. Встречаются прослойки глин серых, алевритово-песчанистых с примесью песка.

По механическому составу в породах преобладают фракции с размером зерен 0,05-0,1мм.

Открытая пористость колеблется от 9,33 % до 25 %, составляя в среднем 20,74 %.

Проницаемость пород колеблется от величин ниже до . Нефтенасыщенность определяется по оценочным скважинам и характеризуется как остаточная. Начальная - определялась по данным геофизических исследований и составляет - 74,66 %.

XIV пласт залегает на глубинах 643-680 м. Представлен пачкой песчаников с маломощными глинистыми прослоями; в северной и присводовой частях имеет максимальное развития. К югу от свода сильно глинизируется, что резко снижает его продуктивность. Общая толщина пласта изменяется от 57 м (скв. 13) до 21 (скв. 333), составляя в среднем по площади 324 м. Пласт охарактеризован керном по скважинам: 5, 6, 8, 14, 16, 18, 19, 20, 21, 23, 24, 26, 28, 30, 32, 33, 41, 43, 48, 52, 58, 79, 153, 161, 243, 274, 275, 451, 456, 459, 465, 466. По результатам определения механического состава пород пласта в них преобладают фракции с размером зерен 0,1-0,25 мм (иногда свыше 50 %).

Открытая пористость колеблется от 10,5 % до 25,6 %; средняя - 20,0 %. Проницаемость от . до . Нефтенасыщенность по результатам электрометрических исследований - 0,74.

XV пласт залегает на глубине 681-706 м. Представлен чередованием глин и песчаников мелкозернистых с преобладанием глинистых разностей. Средняя общая толщина пласта - 25,7 м; эффективная - 3-4 м. Максимальное развитие мощностей наблюдается на западном крыле. Значение средней открытой пористости - 17,0 %. Проницаемость пород пласта - от практически непроницаемых до .

Нефтенасыщенность коллекторов по данным электрометрических исследований скважин - 0,57.

XVI пласт залегает на глубине 771-817 м. Пласт представлен, в основном, тремя песчаными прослоями, разделенными глинистыми пачками толщиной от 4 до 18 м.

Общая толщина пласта колеблется от 24 м на севере (скв. 145) до 63 м в средней части (скв. 326), составляя в среднем по площади - 45,3 м.

Средний пропласток имеет большую толщину по сравнению с другими и наиболее выдержан в литологическом отношении. Наибольшую толщина он имеет в северной присводовой части залежи, к югу - имеет тенденцию к выклиниванию и в скв. 233 его эффективная толщина снижается до 4-5 м.

Нижний пропласток несколько глинизируется к северу и его эффективная толщина с 9 м на юге снижается до 3-4 м. Верхний пропласток имеет постоянную толщина на севере и на юге он несколько глинизируется.

Пласт керном охарактеризован по скважинам: 106, 145, 183, 223, 226, 234, 449, 459, 465, 466.

По данным анализов керна пласт представлен песчаником серым, мелкозернистым, сильно глинистым, слабосцементированным. Средняя открытая пористость равна 17 % пределы ее колеблются от 7,47 % до 21,27 %. Проницаемость достигает величины -. Нефтенасыщенность - 0,7.

XVII пласт залегает на глубине 750-945 м. Литологически представлен тремя песчаными прослоями, разделенными глинами. Сравнительно выдержанным является средний пропласток, который прослеживается по всей площади. Верхний и нижний пропластки имеют тенденцию к глинизации на значительной площади. На юге в районе скважин 152, 229 все три пропластка хорошо прослеживаются и выдержаны по мощности. Общая толщина пласта изменяется от 19 м (скв. 106) до 51 м (скв. 233), в среднем составляет 34 м. Средняя эффективная толщина - 7 м. Наименьшая величина эффективной мощности отмечается на северной переклинали (скв. 145, 465 - 2 м), где верхний и нижний пропластки замещаются глинами и алевритами. Наиболее выдержана толщина в своде, где величина ее составляет 6-7 м. Керном пласт охарактеризован в скважинах 112, 220, 223, 224, 225, 226, 227, 233, 234, 459, 466, 465.

По данным анализов керна пласт представлен песчаниками серыми, мелкозернистыми, алевритово-глинистыми, средне и слабосцементированными. Открытая пористость песчаных прослоев имеет различные значения, достигая величина 21,75 %.

В среднем открытая пористость коллекторов равна 16 %, проницаемость колеблется от до , Нефтенасыщенность - 0,64.

XVIII пласт залегает на глубине 900 - 1045 м. Представлен сравнительно монолитным пластом песчаника. В восточной части (в районе скв. 401,403) пласт полностью замещается глинами. Максимальная толщина отмечается на юго-западе в скв. 225 - 59 м. Минимальная толщина в северной и присводовой частях - в скв. 352 - 5 м. Средняя толщина пласта 28 м.

Эффективная толщина пласта изменяется в широких пределах - от 1,5 м (скв. 404) до 57 м (скв. 225). Наименьшее значение ее приурочено к северной присводовой зоне (скв. 404, 352 - 1,5 - 2 м). К северу от свода эффективная толщина увеличивается, достигая в скважине 465 - 7.6 м. В сводовой части эффективная толщина колеблется от 3 до 12 м, в южной части растет до 57 м (скв. 225).

Керном XVIII пласт охарактеризован по скважинам: 112, 220, 221, 224, 225, 227, 230, 255, 459, 465, 466. Пласт представлен песчаником серым, мелкозернистым, неотсортированным, слабосцементированным.

Открытая пористость пород пласта колеблется от 4,4 до 21 %, средняя 17 %, Нефтенасыщенность - 0,8.

XIX пласт залегает на глубине 936-1007 м. сложен глинисто-песчаными образованиями. По каротажным диаграммам XIX пласт можно разделить на две песчаные пачки: верхнюю - песчаную и нижнюю - песчано-глинистую, разделенную глинистым прослоем. Верхняя песчаная пачка хорошо прослеживается по площади.

Общая толщина XIX пласта колеблется от 12 м до 40 м, составляя в среднем по площади - 20,6 м. Толщина закономерно изменяется по площади, увеличиваясь с юга на север. Характерно уменьшение эффективных мощностей на юге и увеличение их в северо-западной части структуры (скв. 228 - 22,7 м, скв.112 - 22,1 м, скв.506 - 32,4). В центральной части структуры эффективные мощности колеблются от 10 до 15 м. Средняя эффективная толщина пласта - 12м.

Керном XIX пласт охарактеризован по скважинам 106, 112, 183, 225, 228, 230, 465, 466. По данным анализа керна верхняя песчаная пачка представлена песчаником серым, мелко и разнозернистым, алевритистым с включением глин, слабосцементированным. Нижняя пачка представлена песчаником серым, сильно глинистым, с прослоями глин серых, уплотненных. Средняя открытая пористость пород пласта - 10 %, проницаемость колеблется от 1,6 до , Нефтенасыщенность - 0,79.

2. Технологическая часть

2.1Общий характер работ по подземному ремонту скважин

Нормальная работа скважин нередко нарушается вследствие отсутствия электроэнергии (при насосной добыче), прекращения подачи рабочего реагента (при компрессорной добыче), необходимости ремонтных работ и пр.

О длительности простоев скважин можно судить по коэффициенту эксплуатации - отношению числа часов работы скважины к общему числу часов в данном календарном отрезке времени, например месяце.

Допустимым можно считать коэффициент эксплуатации порядка 0,95; величины его различны и зависят от конкретных условий. Со значительным уменьшением его следует вести решительную борьбу.

Значительная доля времени простоя скважин приходится на ремонтные работы, которые в среднем занимают 2-3 % всего времени производительной жизни скважины. Это означает, что на ремонт каждой действующей скважины в среднем тратится до одного дня в месяц.

Подземный ремонт включает все работы по смене или профилактическому осмотру глубинного оборудования (насосно-компрессорных труб, штанг, глубинных насосов или их деталей, защитных приспособлений и др.), по отчистке забоя скважины от песка и грязи, отложений парафина и солей, по ликвидации аварий (например, обрывы штанг, труб), а также работы, связанные с изоляцией вод, с переходом на другой эксплуатационный объект, с изменением способа эксплуатации и ликвидацией скважин и пр.

Несложные работы выполняются силами промысла (текущий ремонт). Большинство из них проводятся по специальным графикам, в порядке планово-предупредительных ремонтов. Более сложные работы, связанные с выпрямлением смятых колонн, изоляцией вод, с разбуриванием пробок, с ликвидацией серьезных аварий и др., выполняются при капитальном ремонте и обычно поручаются специальным конторам или цехам капитального ремонта, действующим в масштабе НПУ.

В состав любых работ по подземному ремонту скважин входят операции по спуску и подъему труб (и штанг), требующие наличия у скважин тех или иных подъемных устройств, а также стационарных или передвижных подъемных механизмов (лебедок).

2.2 Подземные ремонты, проведенные на месторождении Эхаби

По данным полученные из НГДУ «Оханефтегаз» за 2005 и 2006 гг. на месторождении Эхаби были проведены следующие виды подземных ремонтов.

Таблица 1

Подземные ремонты, проведенные на месторождении Эхаби

Виды ремонтов

Год

%

Год

%

2005

2006

Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию

Ввод скважин, оборудованных ШСН

28

0.49

37

0.85

Ввод скважин, оборудованных УШВН

4

0.07

0

0

Ввод скважин, оборудованных другими типами оборудования

1

0.02

0

0

Оптимизация режима эксплуатации

Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН

417

7.32

196

4.48

Ремонт скважины, оборудованных ШГН (УВН)

Ревизия смена насоса

1231

21.6

960

22

Устранение обрыва штанг

109

1.91

57

1.3

Устранение отворота, замена штанг

23

0.4

13

0.3

Замена штанг

2

0.04

3

0.07

Замена полированного штока

62

1.09

108

2.47

Замена, опрессовка, устранение негерметичности НКТ

84

1.48

73

1.67

Продолжение таблицы 1

Очистка, пропарка НКТ, штанг

126

2.21

135

3.09

Ревизия, смена устьевого оборудования эксплуатации

15

0.26

14

0.32

Прочие виды ремонтов по ШГН

0

0

0

0

Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН

Ревизия и смена насоса

110

1.93

122

2.79

Ремонт газлифтных скважин

Ревизия, очистка, замена газлифтных клапанов

14

0.25

0

0

Изменение глубины подвески НКТ

1

0.02

0

0

Очистка, промывка забоя и ствола скважины

Промывка скважины нефтью (водой)

3467

60.9

2655

60.7

0

0

Всего

5694

100

4373

100

В 2006 году общее количество подземных ремонтов уменьшилось на 1321 по сравнению с 2005 годом.

Из них:

- Количество ремонтов по оснащению скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию увеличилось на 4 в 2006 году.

- Количество ремонтов по оптимизации режимов эксплуатации уменьшилось в 2006 году на 221 ремонт по сравнению с 2005 годом.

- Количество ремонтов по ремонту скважин, оборудованных ШГН (УВН) уменьшилось на 289 в 2006 году.

- Количество ремонтов скважин, оборудованных УЭЦН в 2006 г. увеличилось на 12 ремонтов.

- Количество ремонтов газлифтных скважин уменьшилось на 15 ремонтов в 2006 году.

- Количество ремонтов, направленных на очистку и промывку забоя (ствола) скважины нефтью (водой) уменьшилось на 812 ремонтов.

Из анализа количества проведенных на месторождении Эхаби подземных ремонтов видно, что основным видом ремонта является очистка, промывка забоя и ствола скважины нефтью (водой). Этот вид ремонта составляет 60,9 % от всех ремонтов в 2005 году и 60,7 % в 2006.

Промывка забоя и ствола скважины проводится для удаления песчаных пробок, образующихся в скважине при ее эксплуатации вследствие слабой сцементированности песчаных отложений, расположенных в призабойной зоне. Эти песчаные отложения выносятся потоком жидкости в скважины, засоряют забой образую песчаную пробку.

2.3 Образование песчаных пробок

Образование песчаных пробок на забое обусловлено слабой естественной цементацией пород, увеличением скоростей фильтрации вблизи отверстий, пробиваемых в стенках обсадных колонн, и обычно недостаточными скоростями подъема жидкости в стволе скважины. В результате основная масса песка осаждается на забое, постепенно прикрывает фильтровую зону и, уплотняясь, сокращает или вообще прекращает дальнейший приток жидкости в скважину. Такие песчаные пробки необходимо своевременно ликвидировать.

Образованию песчаных пробок, увеличению их размеров и плотности способствуют остановки в работе скважин и физико-химические свойства притекающей жидкости. При наличии в продукции скважины воды, смачивающей песок, пробки более плотные. Высота их может достигать несколько сотен метров. Иногда пробка представляет собой чередование песка с прослойками жидкости и газа (патронные пробки).

Борьба с пробкообразованием ведется обычно в трех направлениях. Во-первых, стремятся не допустить поступление песка в скважину, для чего оборудуют низ скважины специальными фильтрами (щелевыми, гравийными). К этой же группе мероприятий следует отнести закрепление песка в призабойной зоне путем введения в неё различных цементирующих веществ. В пласт вводят реагент, который через некоторое время затвердевает, сжимаясь, и цементирует песок в прочную, но проницаемую массу, не размываемую потоком нефти и воды.

В сильно дренированных песках для той же цели применяют цементно-песочную смесь 1 : 3, которая, затвердевая, образует прочную проницаемую бетонную массу.

Вторым направлением является ограничение депрессии и отборов жидкости из скважин, т.е. установление оптимальных режимов их работы.

Третье направление заключается в применении таких конструкций подъемников и в установлении таких режимов их работы, которые обеспечивали бы вынос всего поступающего в скважину песка на поверхность (спуск хвостовиков малого диаметра до забоя скважин, применение полных штанг, подкачка жидкости и др.).

Эти мероприятия значительно облегчают борьбу с песчаными пробками, но не гарантируют полного предотвращения пробкообразования. Периодически приходится прибегать к ремонтным работам по ликвидации пробок. Эти работы могут быть как планово-предупредительными с периодичностью, устанавливаемой в соответствии с технологическим режимом работы скважин, так и аварийными, если пробки серьезно нарушают установленный технологический режим.

Песчаные пробки ликвидируют или при помощи желонок или путем промывки скважин. Иногда продувают скважину сжатым воздухом.

2.4 Методы ликвидации песчаных пробок

Нормальная эксплуатация скважин может нарушаться в связи с поступлением из пласта песка и образованием в интервале фильтра скважины песчаной пробки. В скважинах, пласты которых сложены рыхлым песком, длина пробок может достигать 200--400 м.

Для ликвидации песчаных пробок прибегают к промывке их буровым раствором, водой, нефтью, газожидкостными смесями, пенами, продувкой воздухом. Главные условия при выборе жидкости для промывки пробки -- недопущение открытого фонтанирования при проведении работ по ликвидации пробки и не загрязнение призабойной зоны пласта, что может повлечь снижение продуктивности скважины. Способ ликвидации песчаных пробок в скважинах промывкой заключается в следующем.

В скважину до пробки спускают насосно-компрессорные трубы. Через эти трубы или по затрубному пространству закачивают в скважину под давлением жидкость. Под действием струи пробка размывается и вместе со струей жидкости поднимается на поверхность.

Рисунок 2 Схема прямой (а) и обратной (б) промывок скважин: 1 -- колонна; 2 -- НКТ; 3 -- устьевой тройник; 4 -- промывочный вертлюг; 5-- промывочный насосный агрегат; 6 -- устьевой сальник; 7 -- переводник со шлангом

Способ, при котором промывочная жидкость нагнетается в центральные трубы, а смесь жидкости и размытой породы поднимается по кольцевому пространству между НКТ и эксплуатационной колонной называется прямой промывкой. При таком методе промывки нижний конец снабжается специальными насадками, посредством которых создается высоконапорная струя, интенсифицирующая процесс размыва пробки. Этот метод промывки используется, главным образом, для размыва плотных пробок.

Жидкость прокачивают насосом через промывочную линию, гибкий шланг, вертлюг в трубы. Восходящий поток жидкости вместе с размытой породой поднимается по межтрубному пространству и выливается в специальный резервуар, в котором жидкость отстаивается. Освобожденная от песка жидкость поступает в приемную емкость насоса.

По мере размыва пробки трубы опускают, пока вертлюг не дойдет до устья, после чего промывку продолжают до выноса песка из затрубного пространства на поверхность. Убедившись, что в затрубном пространстве песка нет, прекращают закачку жидкости, проводят наращивание новой трубы и продолжают промывку пробки.

Существенным недостатком прямой промывки, снижающим ее эффективность, является то, что скорость восходящего потока в; кольцевом пространстве между НКТ и колонной существенно ниже скорости жидкости в трубах, вследствие чего размытый песок медленно поднимается на поверхность. Прекращение закачки жидкости в центральные трубы вследствие непредвиденных обстоятельств -- порыв водовода, выход из строя насоса, может привести к образованию песчаной пробки в кольцевом пространстве и прихвату НКТ.

Обратной промывкой скважин от песчаных пробок называют процесс, когда промывочная жидкость подается в кольцевое пространство между НКТ и колонной, а размытая песчаная пробка в смеси с промывочной жидкостью поднимается на поверхность по центральным трубам. При обратной промывке скорость восходящего потока существенно выше, чем при прямой, а поэтому условия для выноса размытого песка более благоприятные. Для обратной промывки устье скважины оборудуют сальником, который состоит из корпуса, изготавливаемого из металлического патрубка с приваренным отводом для присоединения выкидной линии промывочного агрегата. Внутри корпуса приварен корпус для заклинивания резинового уплотнителя. На верхнюю часть корпуса навинчена гайка с ручками для зажатия резинового уплотнителя. В нижней части корпуса имеется фланец для соединения сальника с фланцем колонны или крестовика.

Сальник для обратной промывки скважин действует подобно самоуплотняющемуся поршню. Давление промывочной жидкости расширяет резиновое уплотнение и тем самым герметизирует затрубное пространство.

Обратная промывка отличается от прямой тем, что наращивание трубок можно проводить, не прекращая закачки жидкости в кольцевое пространство, чем исключается оседание песка и забивание НКТ пробкой. Заметим, что такая технология промывки допустима, когда в процессе подготовки скважины к ремонту приняты меры по предупреждению разлива выходящей из скважины жидкости по прилегающему к скважине почвенному покрову. Это условие вытекает из требования обеспечения экологической охраны окружающей среды при проведении ремонтных работ.

В связи с тем, что обратную промывку можно проводить при непрерывной закачке промывочной жидкости, ее нередко называют скоростной промывкой.

Недостатком прямой и обратной промывок является то, что по мере размыва песчаной пробки происходят утяжеление промывочного раствора и увеличение давления. При вскрытии в процессе промывки скважины ее фильтра может оказаться, что забойное давление намного выше пластового, что обусловливает поглощение промывочной жидкости пластом. Если в качестве промывочной жидкости используется буровой раствор или вода, то это ведет к ухудшению фильтрационных характеристик пласта с уменьшением коэффициента продуктивности скважин.

Для предупреждения отрицательного воздействия промывочной жидкости на продуктивность скважины прибегают к очистке скважин от пробок аэрированной жидкостью или пенами.

Эти способы промывки скважин имеют следующие преимущества: исключается или значительно ослабляется влияние поглощения промывочной жидкости на продуктивные характеристики пласта; ускоряется ввод скважины в эксплуатацию после завершения промывки скважины от песчаной пробки.

На рисунке 3 показана схема оборудования скважины при промывке ее аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ.

Рисунок 3 Оборудование скважины при промывке ее аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ 1- обратный клапан; 2 -манифольд; 3 - устьевой сальник; 4 - НКТ; 5 -шланг; 6 - вентили; 7-манифольд; 8-манометр; 9-смеситель-аэратор; 10-обратные клапаны; 11-вентиль; 12-расходомер; 13-насос; 14-емкость

В скважину спускают НКТ 4, башмак которых устанавливают на 10--15 м выше уровня песчаной пробки. Верхнюю трубу, присоединенную к вертлюгу, оборудуют обратным клапаном 1. Обратные клапаны 10 устанавливают также на линии для подачи воздуха и воды в аэратор 9. Устье скважины герметизируют сальником 3.

Вода с добавкой ПАВ насосом промывочного агрегата 13 нагнетается в аэратор 9, куда одновременно поступает воздух. Выкид аэратора соединяется с промывочным шлангом. Регулирование промывки и контроль за ее осуществлением выполняется с помощью вентиля 11, расходомера, манометра. Отвод служит для уменьшения давления до атмосферного на линии нагнетания при наращивании труб. Размытая песчаная пробка выносится на поверхность по затрубному пространству и поступает в емкость 14.

Перед началом промывки скважины в емкости 14 или в емкостях агрегатов готовят раствор ПАВ.

ПАВ рекомендуется добавлять в следующих количествах (в % по массе воды): сульфонол -- 0,1--0,3; ОП-7 или ОП-10 - 0,05--0,1.

Соотношение воды и воздуха регулируется в зависимости от глубины скважины и пластового давления.

Промывка скважин пенами технологически проводится так же, как и аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ.

2.5 Оборудование, применяемое при ремонте скважин

Оборудование, механизмы, сооружения и инструменты для ремонта скважин, которые необходимы для выполнения групп операций, в основном не универсальны, а специализированы для выполнения строго определенных операций.

В зависимости от вида и сложности производимого ремонта, аварийных ситуаций, возникающих в процессе ремонта скважин, оборудование может поставляться отдельными комплексами или узлами, частично укомплектованными и полностью укомплектованными механизмами, позволяющими осуществлять весь цикл ремонта скважин.

В зависимости от способа эксплуатации, особенностей конструкции оборудования, спущенного в скважину, целей подземного ремонта состав и размещение оборудования могут быть различными. Общими для большинства работ является наличие у скважины приемных мостков со стеллажами для насосно-компрессорных труб и штанг, якорей для соединения со страховочными канатами, площади для подъемников. Схема размещения оборудование приведена на рисунке 4.

Рисунок 4 Схема размещения оборудования при промывке скважин I - площадка для установки агрегата подземного ремонта, 2 - устье скважины, 3 - рабочая площадка, 4 - станок-качалка, 5 - направляющий желоб для НКТ, 6 - стеллаж для НКТ, 7 - зона установки дополнительных стеллажей, 8 - дополнительная площадка для укладки устьевой арматуры

Для промывки песчаных пробок в скважинах используют комплексы подъемного оборудования и промывочные агрегаты.

2.4.1 Подъемные установки и комплексы подъемного оборудования

К основному оборудованию, с помощью которого производят спускоподъемные операции, относят подъемные лебедки, монтируемые на самоходной транспортной базе - автомобиле или тракторе. 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.

Для производства ремонтов применяют различные передвижные подъемные установки и агрегаты.

Установка тракторная подъемная УПТ1-50 предназначена для спускоподъемных работ с насосными штангами, насосно-компрессорными и бурильными трубами в процессе ремонта скважин, не оборудованных стационарными вышками и мачтами.

Установка, смонтированная на тракторе Т-130МГ-1, состоит из телескопической двухсекционной вышки высотой 19 м и однобарабанного лебедочного блока с приводом от двигателя трактора.

Техническая характеристика УПТ1-50:

Грузоподъемность…………………...т50

Мощность привода.………………… кВт117,6

Габаритные размеры………………мм11100x2475x4090

Масса………………………………… кг24 530

Подъемник (агрегат) устанавливают на специальной площадке и надежно закрепляют в удобном месте, откуда хорошо должно быть видно устье скважины.

Рисунок 5 Подъемная установка УПТ1-50 1 - коробка передач; 2 - однобарабанная лебедка; 3 - компрессор воздуха; 4 - передняя опора вышки; 5 - фара; 6 - вышка с талевой системой; 7 - управление; 8 - кабина машиниста; 9 - гидродомкрат; 10 - задняя опора вышки

2.4.2 Промывочные агрегаты

Для нагнетания различных жидкостей в скважину при промывке ее от песчаных пробок применяют передвижные насосные установки.

Скважины промывают посредством промывочных агрегатов, среди которых наибольшее распространение получили промывочные агрегаты Азинмаш-32М и Азинмаш-35.

Таблица 2

Промывочный агрегат Азинмаш-32

Монтажная база

шасси трактора Т100М

Основной двигатель

двигатель трактора

Насос

1НП-160

Привод насоса

от двигателя трактора Д108

Основные параметры агрегата:

Максимальная производительность, л/c

14,2

Давление при максимальной производительности, Мпа

40

Манифольд агрегата:

Продолжение таблицы 2

Условный диаметр нагнетательной линии, мм

50

Условный диаметр приемной линии, мм

100

Соединение труб

посредством шарнирных колен

Габаритные размеры агрегата:

Длина

5900

Ширина

2400

Высота

2920

Масса агрегата, кг

15100

Таблица 3

Промывочный агрегат Азинмаш-35А

Монтажная база

шасси автомобиля ЗИЛ-130

Основной двигатель

автомобильный двигатель ЗИЛ-130 (он же тяговый)

Насос

2НП-160, трехплунжерный горизонтальный одинарного действия

Диаметр плунжера, мм

130

Ход плунжера, мм

130

Наибольшее число двойных ходов в мин

206

Производительность и давление, развиваемое агрегатом при скорости вращения вала двигателя, об/мин.

2500

Привод насоса

от тягового двигателя автомобиля через коробку отбора мощности

Основные параметры агрегата:

Максимальная производительность, л/c

17,7

Давление при максимальной производительности, Мпа

48

Манифольд агрегата:

Условный диаметр нагнетательной линии, мм

50

Условный диаметр приемной линии, мм

100

Соединение труб

посредством шарнирных колен

Габаритные размеры, мм:

Длина

6950

Ширина

2600

Высота

2680

Масса агрегата с автомобилем, кг

7875

Рисунок 6 Промывочный агрегат Азинмаш-35А

Промывочная установки имеют систему обогрева, продувки гидравлической части насоса и нагнетательного манифольда выхлопными газами тягового двигателя, что позволяет эксплуатировать насос при низких температурах. Привод насоса осуществляется от тягового двигателя через узел отбора мощности, коробку передач и цепной редуктор.

После установки насосного агрегата необходимо проверить положение шкива или звездочки трансмиссионного вала относительно шкива или звездочки привода, а также натяжку и состояние клиновидных ремней и состояние ограждения клиноременной передачи; вскрыть люки насоса; проверить наличие и состояние масла в ванне. Если масло загрязнено, то его сливают, масляную ванну промывают керосином, после чего заливают свежее масло до уровня верхней метки маслоуказателя; ручным насосом смазывают подшипники трансмиссионного и кривошипного валов; в предохранительный клапан устанавливают диафрагму, соответствующую рабочему давлению.

Затем проводят пробный пуск насоса, для чего полностью открывают пусковую задвижку, чтобы жидкость из насоса через выкидную линию поступала в приемную емкость и давление нагнетания было минимальным. Если насос установлен выше приемной емкости, то перед пуском насоса полости над всасывающими клапанами заполняют водой. После спуска насоса, наблюдают за поступлением жидкости из выкидной линии. Обнаруженные неисправности при работе насоса вхолостую необходимо устранить и только после этого пускать его в работу под нагрузкой, предварительно опрессовав рабочий манифольд, на давление, не менее полуторакратного максимального рабочего давления.

В процессе эксплуатации насоса необходимо следить за показаниями контрольно-измерительных приборов, состоянием и работой его отдельных узлов и деталей (давление нагнетания не должно превышать допустимое для цилиндровых втулок, установленных в насосе), за состоянием сальников штока и уплотнений крышек клапанов, цилиндров и других соединений гидравлической части насоса и его обвязки; за работой клапанов и поршней (появление стука свидетельствует о ненормальной работе клапанов и поршней, а также о нарушении соединения штока с поршнем или крепления цилиндровых втулок); за непрерывной промывкой штоков водой; за состоянием подшипников, пальцев и направляющих крейцкопфов, которые должны работать без стука (нагрев этих узлов свыше 70 °С не разрешается); за соединениями контрштоков с крейцкопфами и штоков с контрштоками; креплениями клапанных коробок к корпусу насоса; клиноременными передачами и их ограждением; содержанием песка в буровом растворе.

3. Проектная часть

Проведем гидравлический расчет промывки забойной песчаной пробки, для чего определим давление на выкиде насоса, необходимую мощность двигателя, давление на забое скважины, время на промывку пробки и разрушающее действие струи. Сравним прямую и обратную промывку водой.

Исходные данные: глубина скважины ; диаметр эксплуатационной колонны ; диаметр промывочных труб ; максимальный размер песчинок, составляющих пробку, ; песчаная пробка находится в эксплуатационной колонне выше фильтра. Промывка ведется промывочным агрегатом АзИНМАШ-35, эксплуатационная характеристика которого приведена в таблице.

Таблица 4

Техническая характеристика агрегата АзИНМАШ (максимальная мощность двигателя 110 кВТ)

Включенная скорость

Номинальная частота вращения двигателя, об/мин

Число двойных ходов плунжера в минуту

Подача насоса, л/с

Давление на выкиде, МПа

I

II

III

IV

2500

2500

2500

2500

39,7

58,0

88,2

134,0

3,16

4,61

7,01

10,15

16,0

11,0

7,2

4,3

Рисунок 7 Схема прямой (а) и обратной (б) промывок скважин 1 - колонна; 2 - НКТ; 3 - устьевой тройник; 4 - промывочный вертлюг; 5 - промывочный насосный агрегат; 6 - устьевой сальник; 7 - переводник со шлангом

3.1 Прямая промывка водой.

1. Потери давления на гидравлические сопротивления при движении жидкости в 60-мм трубах определяются по формуле

, (1)

где - коэффициент трения при движении воды в трубах; - внутренний диаметр промывочных труб, м; - скорость нисходящего потока жидкости, м/с.

из таблицы 5

Таблица 5

Коэффициент гидравлического сопротивления л для воды

Диаметр труб, мм

48

60

73

89

114

Значение л

0,04

0,037

0,035

0,034

0,032

Скорости найдены методом интерполирования для расходов жидкости (при I, II, III и IV скоростях), равных 3,16; 4,61; 7,01 и 10,15 л/с.

Таблица 6

Скорость нисходящего потока жидкости в промывочных трубах ( нн, см/с)

Расход жидкости, л/с

Диаметр труб, мм

60

73

89

114

1

49,5

33,1

22,0

12,6

2

99,0

66,2

44,0

25,2

3

148,5

99,3

66,0

37,8

4

198,0

132,4

88,0

50,4

5

247,5

165,5

110,0

66,0

6

297,5

198,6

132,0

75,6

7

346,5

231,7

154,0

88,2

8

396,5

264,8

176,0

100,8

10

495,5

331,0

220,0

126,0

15

742,5

496,6

330,0

189,0

2. Потери давления на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в кольцевом пространстве скважины определяются по формуле

(2)

Здесь - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь давления в результате содержания песка в жидкости. Величина колеблется от 1,1 до 1,2 принимаем 1,2; - коэффициент трения при движении воды в кольцевом пространстве, определяется по разности диаметров 141-мм и 60-мм труб 125-60=65мм, что почти соответствует 73-мм трубам, для которых ; - наружный диаметр промывочных труб. - скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве, м/с (находят путем интерполирования).

Таблица 7

Скорость движения жидкости в кольцевом пространстве (в см/с)

Расход жидкости л/c

Диаметр эксплуатационной колонны, мм

114

141

168

Диаметр насосно-компрессорных труб

60

73

60

73

60

73

89

3

59,0

79,8

30

34,5

20,2

22,2

26,2

4

78,8

106,4

40

46,0

27,0

29,6

34,9

5

98,4

133,0

50

57,5

33,8

37,0

...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены